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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).

Producto de las Mesas de Renegociación de Contratos, 14 generadoras privadas accedieron a bajar el precio de casi 700 MW contratados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) quedando pendiente que unas 5 empresas más firmen el Memorandos de Entendimiento para sus proyectos.

“Todas las empresas generadoras asistieron a las mesas de negociación con el propósito de encontrar soluciones bajo los principios de equivalencia financiera. Sin embargo, todas las empresas generadoras pese a tener características similares, tienen plantas de diferente magnitud y operación, por lo que sus modelos financieros pueden cambiar”, observó Karla Martínez, presidente de la Asociación Hondureña de Productores de Energía (AHPEE).

En exclusiva para Energía Estratégica, la ejecutiva de AHPEE advirtió que se avecinan arbitrajes internacionales para respaldar a algunos casos y compartió su balance sobre esta medida que tiene un alto impacto directa o indirectamente para los agentes generadores en el mercado eléctrico hondureño.

“Tanto para las empresas que llegaron a acuerdos como las que no, la situación se pone cada vez más difícil”, introdujo la referente empresaria.

“En el caso de las primeras, han decidido cambiar las condiciones de sus modelos financieros aún cuando saben que están perdiendo valor y aún no reciben el pago por las facturas atrasadas”.

Al respecto, es preciso recordar que las empresas generadoras que entraron al proceso de renegociación “están pasando por una difícil situación”, ya que a la fecha se adeudan aproximadamente 12 facturas por la energía ya entregada al sistema y consumida por los usuarios de la ENEE.

Bajo estas circunstancias, las empresas sometidas a procesos de renegociación presentaron varias propuestas y algunas lograron coincidir en algunos aspectos con la ENEE y otras no pudieron llegar a un acuerdo.

“En el caso de las empresas que no llegaron a un acuerdo, que son aproximadamente 5 empresas generadoras de capital extranjero, han manifestado sus intenciones de comenzar un arbitraje internacional argumentando las condiciones bajo las cuales las empresas generadoras fueron sometidas al proceso de renegociación”, repasó Karla Martínez.

A esta situación en el mercado se sumó una más este mes y es el acuerdo para poner bajo revisión 94 contratos adicionales de proyectos que no se ejecutaron. Esta nueva medida, desde el análisis preliminar que realizan desde la AHPEE de ser legítima no causaría mayores inconvenientes perse en el actual desenvolvimiento del mercado.

“Desde nuestra Asociación siempre nos apegamos al respeto y cumplimiento de la Ley. Creemos que las renegociaciones de los 94 contratos que aún no están en operación deben de hacerse en base a la realidad del país y los procesos legales que dictan el camino de cancelación”, consideró Martinez.

Y agregó: “El Estado puede revisar la vigencia de los contratos y sobre todo los plazos establecidos en los mismo para saber si alguna de las partes ha incumplido con lo ordenado en los PPA´s”.

Ahora bien, observando que suma de esta y otras medidas tomadas por la ENEE y la Secretaría de Energía podrían ir en detrimento de nuevas oportunidades de negocios vinculadas a la generación eléctrica en Honduras, tales como la licitación de 450 MW que está pendiente y otras como la de la planta fotovoltaica flotante en El Cajón, la presidente de AHPEE concluyó:

«Hasta el momento hemos visualizado dos riesgos importantes:

Desinterés de las empresas por participar en la licitación y que por consecuencia se declare nula.
Incremento de los precios ofrecidos por las empresas que decidan participar dado que los riesgos financieros en el país se incrementaron por el contexto de las renegociaciones.

En ambos casos, las consecuencias para la ENEE y sus usuarios serían negativas».

Recientemente, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó dos circulares en torno a la ventanilla única para la incorporación de proyectos de renovables.

Por un lado, la Circular Externa No. 103 de 202​2 –DESCARGAR ​Informe global de respuestas a comentarios -. Por otro lado, la Circular Externa No. 101 de 2022 –DESCARGAR informe global de respuestas a comentarios-.

Para conocer en profundidad las medidas, Energía Estratégica consulta al abogado experto en energía Hemberth Suárez Lozano, socio fundador de OGE Legal Services.

¿Qué informó la UPME sobre la participación de los transportadores en la asignación de capacidad para la conexión de los proyectos?

Que además del período de comentarios del transportador que prevé el artículo 10 de la Resolución CREG 075 de 2021, en la etapa de evaluación, existe la posibilidad de que la UPME le solicite aclaraciones al Transportador de forma previa a decidir de fondo la solicitud.

Yo considero que la opinión del Transportador es sumamente relevante para evaluar las condiciones técnicas de la conexión, sobre todo considerando que hay diferentes tecnologías que están pidiendo acceso al sistema.

¿Y sobre la etapa de la completitud?

Que, para evitar reprocesos, todo lo que pase a los Transportadores cumple con el filtro de la UPME en la etapa de la completitud.

Lo cual es positivo porque garantiza que después de la etapa de la completitud las exigencias a los solicitantes, primero, serán menores y, segundo, serán respecto de asuntos sustanciales, no formales.

¿Se informó algo frente al interés del Transportador en construir una obra de expansión?

Sí, en la versión modificatoria de la Resolución UPME 528 de 2021 se especificará que el Transportador debe informar al interesado con proyecto clase 1 con capacidad asignada acerca de la manifestación de interés en construir una obra de expansión.

¿Y sobre las conexiones temporales?

Que no aplican para proyectos de autogeneración y/o cogeneración. Aplican únicamente para generadores o para proyectos de generación.

¿Y en materia de tarifas a cobrar por parte de la UPME, qué se informó?

Que el cobro se realizará a partir de la entrada en vigencia de la Resolución que defina las tarifas y que se incluirá en la memoria justificativa el soporte de la forma como se calculan y definen las tarifas.

Brasil sigue a la alza en la instalación de sistemas solares. En menos de un mes volvió a aumentar su capacidad instalada en más de 1 GW, superando lo hecho en septiembre de este año, y ya alcanzó los 21349 MW operativos. 

De acuerdo a la información compartida por la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), la generación distribuida mantiene el ritmo creciente y domina el mercado fotovoltaico con 14646 MW , es decir casi 1000 MW que los datos del mes anterior. 

Mientras que la generación centralizada sólo subió alrededor de 180 MW, hecho que le permitió sobrepasar los 6,7 GW instalados en el país. Aunque se espera que, a partir de los ingresos en operación de las centrales adjudicadas en las subastas de nuevas energías, ese número se incremente en el futuro cercano. 

“El año pasado, Brasil terminó 13° en el ranking mundial de capacidad solar instalada, pero este año esperamos finalizar en la 10° o 9° posición. Y algo interesante es que sólo en 2023 se añadirán de 3 a 4 GW de energía solar centralizada de proyectos adjudicados en subastas que ya están avanzados”, reconoció Bárbara Rubim, vicepresidenta del Directorio de ABSOLAR, durante un evento del Global Solar Council en la COP 27. 

“Además, vemos que crece el interés por la energía solar comunitaria, lo cual es positivo ya que permite mayor democratización del acceso a la energía, pero también presenta un desafío diferente cuando hablamos sobre el uso y cómo afecta al sistema energético”, agregó. 

Asimismo, la empresaria también analizó qué otras tendencias se avecinan para el sector y qué podría ocurrir con el cambio de gobierno tras la vuelta de Lula da Silva (ganó el ballotage presidencial frente a Jair Bolsonaro).

“El próximo año tendremos un partido de izquierda, e históricamente éstos tienden a tener políticas más orientadas a renovables y el medio ambiente. Por lo que esperamos que se implementen más políticas públicas de esta índole”; sostuvo. 

Y mediante una mirada más a amplia, a corto plazo y de aprobarse la reglamentación de la Ley N° 14300, planteó que seguramente la generación distribuida siga siendo la alternativa más destacada para el crecimiento de la energía fotovoltaica, con un “gran aumento” de usuarios comerciales y agrovoltaicos. Segmentos que vieron una mayor evolución debido a los esquemas financieros disponibles para ese tipo de consumidores. 

Mientras que a largo plazo, consideró que el mercado se orientará hacia los usuarios que se encuentran en el mercado libre y que también habrá que ver de reojo lo que pueda pasar con el marco normativo. 

“Por supuesto que la regulación siempre es un gran problema, sumado a todas las modificaciones que acarrea un cambio de gobierno”, apuntó teniendo en cuenta que el decreto reglamentario de la Ley N° 14300 aún no está listo y que se espera que entre en vigor recién en enero 2023, es decir, un año después de la aprobación de la normativa. 

“De todos modos, creo que una oportunidad estará en que Brasil se convertirá en un hub latino para la producción de equipos fotovoltaicos, ya que hay anunciadas dos fábricas de paneles solares”, concluyó. 

Tras la reunión, el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Nicolás Grau, señaló que “la transición hacia una matriz energética basada en renovable y que de esa manera contribuya a la carbono neutralidad, es un eje central del trabajo del gobierno, y por eso es muy importante tener este tipo de reuniones público-privadas en las que hemos ido identificando cuáles son los cuellos de botella para avanzar en esta visión, que es compartida entre ambos sectores, y la reunión se trató de eso, de identificar cómo el Ministerio de Economía puede ayudar y contribuir a acelerar este proceso, en particular favoreciendo un esquema de permisos regulatorios más favorables para el desarrollo de esta industria”.

Entre los principales desafíos a abordar en un desafiante contexto energético mundial y de urgencia climática, se mencionó la importancia de la optimización de la gestión y otorgamiento de permisos sectoriales, y como  los tiempos de desarrollo de nuevos proyectos de energías renovables se ven afectados por los plazos de obtención de estos.

En este sentido, consistente con el objetivo de país de alcanzar la carbono neutralidad y sus metas intermedias, es necesaria una articulación público-privada en la gestión de los permisos, a la velocidad y escala que exige la urgencia climática, pero sin rebajar estándares ambientales.

“Vivimos una transformación inédita con una mayor demanda de electricidad como energético clave de la transición energética para el reemplazo del consumo de combustibles fósiles, que implica entre otras cosas, una activa agenda público-privada para concretar una cartera potencial de . más de 23 mil millones de dólares en proyectos de construcción y desarrollo de proyectos de energía 100% renovables solares, eólicos, de almacenamiento e hidrógeno verde”, dijo Claudio Seebach, presidente de Generadoras de Chile.

Durante la reunión también se mencionó la importancia de la coherencia y predictibilidad en los criterios de evaluación, tanto a nivel nacional como regional, así como la adecuada coordinación de los equipos y servicios que participan del proceso de evaluación que permitan resultados y calificaciones predecibles.

Al respecto Camilo Charme, gerente general de Generadoras de Chile, indicó que otro aspecto importante que se abordó en la jornada fue “la necesidad de fortalecer la coordinación interministerial en la gestión de los permisos, así como la posibilidad de conformar un grupo de trabajo con el objeto de introducir mejoras legislativas en procedimientos y órganos sectoriales críticos, que modernicen su gobernanza para enfrentar con mejores capacidades los desafíos actuales de la industria de la infraestructura eléctrica en Chile”.

La reunión con la autoridad, forma parte de un ciclo de encuentros cuyo objetivo es generar una colaboración público-privada, establecer confianzas, y mantener un diálogo permanente para el desarrollo oportuno de los proyectos en la escala y velocidad que exige la transición energética.

Contexto

Las empresas de generación tienen actualmente una cartera de inversión potencial de 23 mil millones de dólares en proyectos eólicos, solares, almacenamiento e hidrógeno verde, para los próximos cinco años que requiere una activa agenda público-privada proinversión.

Actualmente, cuenta con una cartera de proyectos de generación en construcción por casi 5.400 millones de dólares, y el 100% de los proyectos de generación en calificación ambiental en el SEIA hoy son renovables. El sector generación lidera la acción climática en materia de mitigación, y en el período 2020 – 2030, este sector aportará con más del 60% de la reducción de emisiones de GEI comprometidas por Chile en su NDC.

Ante la moción de censura promovida contra la Ministra de Minas y Energía de Colombia, Irene Vélez, el Consejo Global de Energía Eólica, (GWEC) quiere expresar su apoyo a los lineamientos de la política energética del Gobierno para garantizar la transición energética a partir del incremento de las energías renovables no convencionales, dando continuidad a las bases establecidas en la legislatura anterior sobre el amplio consenso social alcanzado.

La consolidación de los proyectos de inversión en tecnologías renovables no convencionales en desarrollo y la apertura del mercado eléctrico a la generación eólica costa afuera de la que el Gobierno de Colombia es impulsora, se enmarcan en un proceso planificador, normativo y regulatorio participativo en curso, que demanda estabilidad institucional para preservar el ambiente de inversión seguro y confiable existente, con el que no se concilia dicha iniciativa parlamentaria.

Los proyectos de generación renovables en construcción ya asignados para asegurar los compromisos de sostenibilidad ambiental asumidos por Colombia en el marco del Acuerdo de París, han materializado inversiones superiores a 1 billón USD en 2022 y atraerán más de 4 billones USD a su entrada en operación comercial, incrementándose con la puesta en marcha de la hoja de ruta para la generación eólica costa afuera, que podrá detonar crecimiento económico e inversiones no inferiores a 6 billones USD en los próximos 10 años, y asegurar de manera significativa el suministro e impulsar la electrificación de su economía.

El sector mantiene un foro de diálogo abierto para definir las estrategias y medidas de impulso a las energías renovables, que tendrá lugar en Bogotá el próximo día 22 de noviembre, al que invita a participar a todos las instituciones y agentes interesados.

Excelerate Energy, Inc. («Excelerate») anunció ayer la creación de un Consejo Asesor Estratégico Internacional (“Consejo”), conformado por expertos internacionales que brindarán asesoramiento a la empresa en cuestiones de política global, social económica y regulatoria.

El Consejo está compuesto por profesionales formados en áreas como investigación académica, diplomacia, política energética y climática y asuntos político-militares, que traerán sus valiosas experiencias y perspectivas, para apuntalar la estrategia de desarrollo de la compañía y su proceso de toma de decisiones.

Los miembros iniciales del Consejo son la exembajadora estadounidense en Brasil y Paraguay, Liliana Ayalde, el almirante (retirado) Craig Faller, el exembajador Gerald Feierstein, el Dr. Michal Kurtyka, la exembajadora Anne Patterson y la Dra. Angela Stent.

La exembajadora Ayalde es una asesora Senior en el Centro de Estudios Estratégicos e Internacionales (CSIS para sus siglas en inglés). Sirvió como embajadora de Estados Unidos en Brasil y Paraguay y como Subadministradora Adjunta de la Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID).
El almirante Faller es un almirante retirado de la Marina de EE. UU. que sirvió como comandante del Comando Sur de los Estados Unidos y como Asistente Militar Senior del Secretario de Defensa.
El exembajador Feierstein es un distinguido miembro Senior del Instituto del Medio Oriente de los Estados Unidos. Trabajó como embajador de EE. UU. en Yemen y como subsecretario de Estado adjunto principal para Asuntos del Cercano Oriente.
El Dr. Kurtyka sirvió como el primer ministro del Clima en Polonia, responsable de energía, clima y el medio ambiente, presidente de la COP 24 (celebrada en 2018 en Katowice) y del Ministerio IEA 2019.
La exembajadora Patterson es una oficial retirada del servicio extranjero que sirvió como embajadora de EE. UU en Colombia, Egipto, El Salvador y Pakistán y anteriormente como subsecretaria de Estado para los asuntos del Cercano Oriente.
La Dra. Stent es directora emérita del Centro de estudios de Eurasia, Rusia y Europa del Este de la Universidad de Georgetown. Anteriormente sirvió como oficial de inteligencia nacional de Estados Unidos para Rusia y Eurasia.

“Es un honor nombrar a este grupo distinguido de expertos y ex servidores públicos como el nuevo Consejo Asesor Estratégico Internacional de Excelerate”, expresó Steven Kobos, presidente y CEO de Excelerate Energy. “La experiencia colectiva de los miembros del Consejo y sus perspectivas únicas enriquecerán la toma de decisiones de la compañía y nos permitirá continuar entregando energía flexible, segura y confiable a los países que más lo necesitan”.

Acerca de Excelerate Energy Inc.

Excelerate Energy Inc. es una empresa líder en el mercado en soluciones flexibles e innovadoras de GNL. Con la misión de resolver la falta de acceso generalizado a energía limpia en todo el mundo, los productos de GNL flexibles y completamente integrados de la compañía, permiten a los clientes acceder rápidamente a energía confiable en los mercados de midstream y downstream.

Excelerate ofrece una gama completa de servicios de GNL, desde unidades de almacenamiento flotante y regasificación hasta el desarrollo de infraestructura marina y el apoyo logístico para el suministro de GNL a través de su negocio de comercialización y transporte hasta el suministro de energía. Con sede en The Woodlands, Texas, Excelerate tiene presencia global con equipos en Abu Dhabi, Amberes, Boston, Buenos Aires, Chattogram, Dhaka, Doha, Dubai, Helsinki, Ciudad de Ho Chi Minh, Manila, Río de Janeiro, Singapur y Washington DC.

Tal como adelantó Energía Estratégica, la Comisión Nacional de Energía (CNE) propuso 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 –VER ARTÍCULO-.

La primera, de 1.700 GWh/año, cuyo inicio de suministro comenzaría a partir del 2027. La segunda, de 3.500 GWh/año, donde los proyectos deberían comenzar a inyectar energía en 2028.

En diálogo con este medio, Claudio Henríquez Vial, Director de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), observa: “Hay tres problemas que creo que hay que resolver antes de abrir una nueva licitación de energía”.

“El primero es que las garantías que solicitan para postular a las licitaciones no son suficientes y en consecuencia se debe incorporar un mecanismo que realmente de garantía de que se van a cumplir los contratos”, indica.

Y justifica: “Hoy día está por verse cuál va a ser el camino que tomará el Coordinador con las sociedades que están declarando la imposibilidad de cumplir con las obligaciones de pago derivadas de los balances de transferencias económicas de corto plazo”.

“Si es que el Coordinador tomará medidas que repercutan sobre el patrimonio de las empresas y en qué condiciones podrán volver a participar del mercado”, indica el directivo en relación a compañías adjudicatarias que están en incumplimiento de sus contratos de suministro con las distribuidoras. –VER ARTÍCULO-.

El segundo problema que advierte Henríquez pasa por la actual sobrecontratación de las distribuidoras.

“Las distribuidoras están sobrecontratadas, pero por otro lado hay escasez de energía y los costos marginales están llegando a los 300 dólares –por MWh- en algunos nodos del país” en horario nocturno, señala Henríquez.

Finalmente la sobreoferta de energía solar y eólica genera vertimiento en algunos nodos y sería la razón de por qué “durante el día hay horas con costo marginal a 0 –dólares por MWh-, pero horas en la noche con costo marginal de más de 300 dólares –por MWh-”.

Remata: “Es increíble que hayan vertimientos de energías renovables y a la vez exista riesgo de suministro eléctrico por la sequía”.

“Esto se traduce en que las empresas que deseen postular a la licitación se verán expuestos a que sus inyecciones de energía se valoricen a costo marginal 0 pero que deban pagar precios exorbitantes de hasta 300 dólares para retirar energía y cumplir con sus contratos”, agrega.

Y sintetiza: “La estrategia detrás de futuras licitaciones debería hacerse cargo del déficit en la noche y del excedente en el día. Por ejemplo se podría dar una señal horaria más importante, licitándo más energía en el bloque nocturno o en las zonas con mayor deficit. Esto le daría más sentido al perfil de generación del sistema”.

Baterías, ¿las salvadoras?

No obstante, el Director de ACESOL aclara que “las Licitaciones de energía siempre van a ser positivas para los generadores ya que representan una forma de acceder a financiamiento bancario”. “Si se adjudica a un precio razonable, que te permite financiarte, es muy positivo”, enfatiza.

Y argumenta: “Sigue habiendo una necesidad por descarbonizar la matriz con la salida de las centrales termoeléctricas, para lo cual se van a necesitar más renovables, pero vamos a necesitar también almacenamiento de corto y largo plazo”.

En efecto, para Henríquez sería necesario que en la próxima licitación se incentive la utilización de baterías.

“La ley de almacenamiento recientemente promulgada y el reglamento de potencia deberían incentivar la instalación de baterías stand alone, además de su combinación con renovables. Finalmente para incentivar la incorporación de baterías en el bloque nocturo el precio de reserva que se fije deberá ser consistente con el costo de esta tecnología”, sostiene.

En esa línea, comenta que el precio de reserva fijado en la última Licitación de Suministro de 41 dólares por MWh para los bloques diurnos (1-A y 1-B) y 45,5 dólares por MWh para el nocturno (1-C) es similar al precio al cual se adjudicaron los contratos que hoy estarían en incumplimiento.

De 37 empresas calificadas sólo 10 presentaron ofertas, ¿a qué podría deberse? 

Pienso que los precios de reserva presentados en octubre pasado por la Agencia de Regulación y Control a la Comisión de Selección del PPS tuvieron mucho que ver para que algunas empresas no presenten oferta, a pesar de haber desarrollado proyectos.

¿Cuáles fueron los precios tope? 

Los precios de reserva por tecnología para este PPS, según se conocieron fueron los siguientes: 

Hidroeléctricas: 52,44 USD/MWh
Eólicos: 61,12 USD/MWh
Solar Fotovoltaico: 67,79 USD/MWh
Biomasa: 45,59 USD/MWh

¿Sorprendió el precio para biomasa? 

Para el caso de la Biomasa, este precio techo fue extremadamente bajo y ninguna de las empresas que desarrolla este tipo de proyectos se acercó en lo más mínimo a cumplir con este requerimiento.

¿Está al tanto de la presentación de ofertas económicas? 

Asistí el viernes 11 de noviembre a la apertura de las ofertas técnicas de este PPS en el acto público organizado por el Ministerio de Energía y Minas y que fue presidido por el flamante ministro Fernando Santos Alvite y la viceministra Enith Carrión. Todas las empresas para este día presentaron su propuesta técnica y económica. 

En la primera etapa de calificación se abren solamente las ofertas técnicas y posteriormente solo con las empresas calificadas se procede a abrir el sobre económico que desde la semana pasada está bajo custodia en el Ministerio de Energía y Minas. 

La evaluación de ofertas técnicas es según el cronograma actual hasta el 7 de diciembre. Luego viene un proceso de convalidación de ofertas técnicas que dura hasta el 9 de enero, cuando se publicará el acta de resultados de las ofertas técnicas.

¿Qué plazos hay para la calificación y adjudicación? 

El 11 de enero se realizará la apertura del sobre de ofertas económicas de las empresas calificadas y su evaluación y convalidación de ofertas económicas será hasta el 24 de enero, cuando finalmente se publicará el acta de evaluación de las ofertas económicas. 

Como último paso, el miércoles 25 de enero habrá una recomendación de adjudicación o declaración de desierto por parte de la Comisión de Selección conformada.

¿Qué expectativas de rangos de precios tiene la industria?

En cuanto a las ofertas y rangos de las empresas proponentes creo que serán muy competitivos para nuestro país. Tenemos la ventaja de que Ecuador tiene una economía dolarizada y esto da una certeza de pago y no la incertidumbre cambiaria que por ejemplo se tiene en los países vecinos. 

¿Qué empresas presentaron proyectos para esta convocatoria? 

Los proyectos presentados el viernes que tuvimos la oportunidad de escuchar suman 683,76 MW aproximadamente y son los siguientes según tecnología, proyecto, potencia y proponente:

Hidráulico: 171,19 MW

San Jacinto – 49,9 MW – Consorcio San Jacinto
Santa Rosa – 49,5 MW – Ecoener
El Rosario – 49,5 MW – Ecoener
Sin nombre – 2,01 MW – CBSING S.A.
Sin nombre – 19,48 MW – Consorcio Hidroeléctrico Tambo.

Solar: 317,76 MW

Proyecto Potencia Proponente
Intiyana Solar – 60 MW – Neoen
Imbabura Solar – 60 MW – Neoen
Ambi Solar – 60 MW – Neoen
Sin nombre – 60 MW – Dominion Energy
Sin nombre – 17,6 MW – ESCO AS
Iñapura Solar – 60,16 MW – Total Eren

Eólico: 194,81 MW

Proyecto Potencia Proponente
Cachipamba – 50 MW – China Huadiing HK
Maca Grande – 100 MW – China Huadiing HK
Yanahurco – 44,81 MW – Total Eren

¿Cómo evalúa el volumen de ofertas frente al cupo disponible para cada tecnología?

Los cupos por tecnología para este proceso público de selección PPS eran de 200 MW eólico, 120 MW para fotovoltaica, 150 MW para hidroeléctrica y 30 MW de biomasa. Cabe recalcar que no se presentaron proyectos de biomasa y, para estos casos, el PPS tiene una metodología que constaba en las bases del concurso y se trata de la etapa complementaria de evaluación de la oferta económica. 

¿Se podrá disponer de esa capacidad no ofertada para otras tecnologías?

En la etapa complementaria lo que se pretende es cubrir los cupos de las tecnologías que no se hayan presentado. Para estos casos participan todas las ofertas admisibles que no hayan sido previamente asignadas o adjudicadas, sin tomar en cuenta su tipo de generación o tecnología.

Por lo tanto, se ordenarán las ofertas de menor a mayor valor en función del precio ofertado por MWh y ese es el único criterio para la adjudicación progresiva hasta cubrir la capacidad asignable del cupo restante. Es decir, la energía más económica tiene ventaja provenga de un proyecto eólico, solar fotovoltaico o hidráulico.

Ya específicamente para este PPS, había algunas otras condiciones para presentar los proyectos, como capacidad mínima por proyecto, capacidad máxima por tecnología, etc. Para ponerte un ejemplo, para el caso hidráulico la capacidad mínima era de 3 MW por proyecto. Para el caso fotovoltaico la capacidad máxima por proyecto era de 60 MW. Es por eso que los cupos por tecnología en el caso de este PPS van a tener cierta variación respecto a la capacidad asignada. 

¿En caso de no resultar adjudicados en los PPS hay oportunidades de enmarcarlos en el mercado entre privados?

Creo que todos los proyectos que no sean adjudicados en esta subasta tienen muy buenas posibilidades de participación en el nuevo bloque de renovables que el Gobierno prevé sacar para el 2023, según consta en la información proporcionada por el Ministerio de Energía y Minas en meses pasados. Además que, dependiendo de varios otros factores, el mercado para el desarrollo de proyectos de autogeneración sería una opción válida para este tipo de proyectos. 

Ecuador recibió 10 ofertas técnicas en su licitación de 500 MW de energías renovables

Solis Inno Day 2022 presentó virtualmente 3 nuevos productos de almacenamiento de energía que se lanzarán a nivel mundial como parte de su perseverancia hacia una vida sin carbono.

Ginlong Technologies vende potentes inversores bajo la marca Solis y es uno de los fabricantes de inversores más grandes y con más experiencia del mundo. La compañía también anunció un nuevo embajador de la marca, Sunny, para promover la reducción global de carbono.

Los inversores de almacenamiento de energía brindan soporte para corregir las inestabilidades en la red en caso de un corte de energía, brindando una solución para todo el hogar. Como componente técnico clave de los nuevos sistemas de energía, estos productos pueden mejorar en gran medida las capacidades de regulación de energía y garantía de seguridad. El inversor es un dispositivo central en el sistema, razón por la cual los nuevos productos de sexta generación de Solis son adiciones significativas al mercado de almacenamiento de energía.

Se lanzó un nuevo inversor de almacenamiento residencial Serie 6 (S6) específicamente para el mercado americano. Se destacó que este producto de alto rendimiento desarrollará 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. Además, se lanzaron dos nuevos productos S6 en Europa específicos para sus mercados.

Los productos de alta calidad de Solis se crean teniendo en cuenta la voz del cliente, desde los detalles de la interfaz y el software hasta el rendimiento y la longevidad de cada inversor. Durante el tan esperado día de la innovación, Jiduo Li, ingeniero de soporte técnico de Solis International, dijo: “El nuevo producto diseñado para el mercado norteamericano muestra un rendimiento y ventajas únicos y está personalizado para satisfacer sus necesidades específicas. Algunas de las características incluyen un concentrador de energía, interruptor EPO, función de cambio de interruptor de derivación manual, etc., y garantizan la confiabilidad del inversor y mejoran la eficiencia operativa”. También agregó que se iniciaría un proceso de producción de lotes pequeños para los tres inversores recién lanzados.

Yiming Wang, Gerente General de Solis, habló del enfoque de la empresa en I+D e innovaciones tecnológicas, que están a la vanguardia de todos los productos. Las soluciones que implican una gran atención a los detalles se implementan junto con los productos, lo que proporciona un gran valor a la industria del almacenamiento de energía. Los miembros del equipo de Solis están motivados por estas innovaciones que ayudan a contribuir a la reducción global de carbono y la creación de un hermoso planeta verde.

Sunny, el nuevo embajador de la empresa, sirve como un recordatorio de la perseverancia de Solis hacia una vida sin emisiones de carbono. Cumple muchas funciones, desde trabajar en la oficina hasta realizar controles de mantenimiento en los inversores S6 en el campo. Echa un vistazo a los nuevos stickers y emojis de Sunny que puedes usar mientras chateas con otras personas para promover la energía solar mientras todos trabajamos por un futuro más verde.

Desde la renovación de la marca hasta la implementación de nuevos productos y soluciones, Solis está interpretando el concepto y la visión de la marca con acciones prácticas: ¡desarrollando tecnología para impulsar al mundo con energía limpia y creando juntos un futuro sin carbono!

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

En el marco de su proceso de mejoramiento continuo en el cumplimiento de sus objetivos institucionales, la Comisión Nacional de Energía (CNE), a través de la Resolución Exenta N°185 de 2022, aprobó una nueva organización interna, en que se dispone la creación del Departamento de Información, Innovación Energética y Relaciones Institucionales.

La responsabilidad de este departamento es llevar adelante las relaciones institucionales nacionales e internacionales de la CNE y la coordinación e implementación de metodologías, tecnologías y mejoras a los procesos de recopilación, sistematización, análisis y publicación de información y estadísticas energéticas.

Dentro de sus objetivos estratégicos está poner a disposición de la ciudadanía, el mercado y grupos de interés, información relevante vinculada tanto a los procesos de la Comisión como del sector energía, utilizando para ello distintos formatos, plataformas y/o medios digitales, manteniendo un diseño actualizado y ad hoc al público objetivo y necesidades del sector, así como la operatividad de estos medios y la confiabilidad de los datos.

Además, se encarga de proponer y gestionar mecanismos, canales y espacios de participación e información ante la ciudadanía, colaborando a su vez en la gestión interna de las comunicaciones.

El nuevo Departamento también aborda la investigación e innovación en materia energética, coordinando y siendo contraparte para el desarrollo de iniciativas y/o proyectos que propicien una mejora continua y la gestión del conocimiento, como también el seguimiento de la función asociada al artículo 72°-13 de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE, destacó el rol que tendrá esta repartición para el seguimiento en innovación energética y relaciones institucionales, puesto que “permitirá canalizar los esfuerzos que conlleva la transformación digital, y la transición energética hacia una regulación cada vez más dinámica”.

“Creemos que es necesario que en el sector energético se potencie e institucionalice el desarrollo de investigaciones de largo plazo, ad-hoc a los requerimientos del sistema, y la implementación de proyectos piloto que faciliten crear experiencia y la generación de insumos de información tanto a la autoridad, como también a la operación del sistema”, puntualizó la autoridad sectorial.

Con una inversión superior a los $6.600 millones de pesos, Enel Colombia, a través de su línea de negocio Enel Green Power, construirá una nueva pila pública en los territorios de Jaipaichon y Urraichipa, en el municipio de Maicao.

El acueducto de aproximadamente 860 m2 se desarrollará en el marco del proyecto eólico Windpeshi y le proporcionará agua potable a más de 4.000 personas de 39 comunidades Wayuu.

Lucio Rubio Díaz, director general de Enel Colombia y Centroamérica, celebró la adjudicación de este proyecto por parte de la Agencia de Renovación del Territorio (ART).

“Con esta pila pública que construiremos a través del mecanismo Obras por Impuestos y en alianza con el Ministerio de Vivienda, le seguimos apostando a la dignificación y calidad de vida de las comunidades. Una vez entre en funcionamiento en 2024, serán tres los acueductos que le habremos entregado al departamento de La Guajira en beneficio de más de 9 mil indígenas wayuu, gracias a una inversión superior a los $20 mil millones de pesos”, resaltó el ejecutivo.

El nuevo sistema de tratamiento de agua contará, además, con dos pilas aferentes en las comunidades de Amarijuna y Jisemana, parques infantiles, abrevaderos, puntos de amarre para animales, un parqueadero para bicicletas y un jagüey. Este último se convertirá en el vigesimosegundo (21) jagüey construido por la Compañía en el departamento de La Guajira.

Al igual que las pilas públicas de Wimpeshi y Amalipa, el esquema de extracción y tratamiento de agua de este proyecto funcionará mediante energía renovable no convencional. Esta vez, proveniente de más de 90 paneles solares de 540 W.

Cabe resaltar que este tipo de obras forma parte del compromiso de Enel Colombia para con las comunidades. En el caso de La Guajira, la empresa está avanzando con tres parques eólicos: Windpeshi, de 205 MW; Tumawind, de 208 MW; y Chemesky, de 99 MW.

El más avanzado de ellos es Windpeshi, ubicado en un área de 6.200 hectáreas, tendrá 41 aerogeneradores, y un transformador de 220 megavoltamperios (MVA). Entraría en operaciones durante el 2023.

El gobierno de la provincia de Jujuy está muy cerca de concretar la reglamentación de la Ley N° 6.023, de «Generación distribuida de Energía Renovable», que fue aprobada y publicada hace cinco años.

Marcelo Nieder, director de Desarrollo de Energía Renovable y Eficiencia Energética de Jujuy, reconoció durante el Evento Anual CADER 2022 que “es más bien una cuestión de forma y no de fondo” y que “estima que, en lo que transcurra del mes, ya salga el decreto reglamentario”. 

Sin embargo, pese a no estar reglamentada la ley, desde el gobierno provincial avanzaron con otras medidas con tal de fomentar la energía solar, como por ejemplo la firma de convenios individuales o proyectos experimentales, con tal de no frenar el avance de la generación distribuida.

“Estamos aplicando plantas experimentales de renovables que nos da muy buena información, ya que nos permite medir la radiación solar en la yunga, por ejemplo en San Pedro y Libertador. Y asimismo, tenemos un programa de 258 escuelas nuevas en la provincia que incluyen generadores fotovoltaicos con el concepto de generación distribuida, de las cuales ya habilitamos 10 escuelas”, explicó Nieder. 

A ello se agrega que Jujuy cuenta con alrededor de 3800 usuarios con sistemas fotovoltaicos, aunque muchos de ellos tienen tecnología antigua, sistemas de 12v que se repartieron en base a las necesidades básicas de décadas pasadas. 

Por lo que una de las iniciativas, en conjunto con EJESA (empresa distribuidora), es el recambio de esa tecnología pasada por equipos más nuevos, de 220v y con potencias superiores a los 700 kW, para brindar una mejor calidad de vida a esos usuarios, según explicó el especialista

Pero ese remanente de paneles fotovoltaicos que se recuperan se instalan de forma experimental en distintos edificios públicos de la provincia, bajo el término de generación distribuida, como si fueran un nuevo generador. 

“Y para la antigüedad que tienen y lo que uno tiene de registro, nos dan valores bastante interesantes, no al 100% pero sí podemos cubrir el concepto de generación distribuida hasta que, a futuro, se destrabe la situación macroeconómica y vuelvan las épocas de vacas gordas para actualizarlos”, aseguró el director de Desarrollo de Energía Renovable y Eficiencia Energética de Jujuy en el evento de la Cámara Argentina de Energías Renovables. 

“Analizaremos y evaluaremos cómo están los proyectos de energía eólica en el país”, anticipa Germán Corredor de cara al evento Colombia Wind Power, que se desarrollará el próximo 22 de noviembre en Bogotá, y del que participará no solo la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, sino distintos funcionarios vinculados a permisologías y tramitaciones para el avance de proyectos de renovables.

“Han pasado casi tres años de que se hiciera la primera subasta en el país, y a un año de la segunda subasta, estamos en un momento que es importante evaluar la condición de estos proyectos, donde no han entrado en operación y algunos de ellos están en su etapa inicial de construcción o apenas terminando toda la fase preliminar para iniciar construcción”, advierte el director ejecutivo de SER Colombia, en diálogo con Energía Estratégica.

Otro eje a abordar será la eólica costa afuera. “Conversaremos sobre la adjudicación de áreas de zonas para la offshore y las expectativas que hay con estos proyectos al mediano plazo”, indica Corredor, al punto que sostiene que ese será uno de los temas clave del 2023, donde se espera que se dé el proceso de selección de áreas marinas.

Por otra parte, se analizará la Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa en Colombia -DESCARGAR- que presentó el Gobierno la semana pasada, la cual estará en consulta pública por seis meses y se instrumentaría luego del primer cuatrimestre del año entrante.

“Es un primer documento donde el Gobierno ya plasma algunas ideas”, señala Corredor, quien valora una diferencia metodológica respecto a otros procesos ya que este le concede mayor participación a los usuarios, la demanda, las comunidades y los sectores empresarios.

En cuanto a las ideas plasmadas, el ejecutivo de SER Colombia destaca a la promoción de comunidades energéticas como “un tema central en toda la política”.

Otro punto es la sostenibilidad y confiabilidad que procura el ejercicio de Gobierno. “Es clave porque se enuncia claramente que no se va a afectar la confiabilidad del sistema. Y eso requiere ver qué pasará con el gas como combustible de transición, que es un tema a debatir”, sostiene el directivo.

Además, Corredor destaca como “elemento interesante” la propuesta de proyectos referentes para reemplazar el carbón con renovables en zonas como La Guajira y Cesar.

Una nueva comisión global centrada en acelerar la planificación y las aprobaciones para el despliegue masivo de energías renovables e hidrógeno verde necesarios para abordar el cambio climático y la seguridad energética se lanzó en la conferencia climática COP27 en Sharm el-Sheikh, Egipto.

Se necesitarán 10.800 gigavatios (GW) de capacidad renovable instalada para 2030 para mantener 1,5 °C al alcance. Lograr la producción de los 100 millones de toneladas de hidrógeno verde necesarias para reemplazar el hidrógeno fósil y descarbonizar tanto la producción de alimentos como la industria pesada para 2030 requerirá 800 GW solo de energía renovable.

Descargue la hoja informativa de la Comisión de Planificación para el Clima

Los números son asombrosos y solo se lograrán a través de un enfoque nuevo, innovador y eficiente para la planificación y las aprobaciones que garantice tanto la velocidad como la aceptación de las comunidades.

La Comisión de Planificación para el Clima incluye una amplia gama de líderes mundiales, campeones y expertos con una experiencia destacada en la formulación de políticas climáticas y de energía renovable.

Como iniciativa conjunta de la Organización de Hidrógeno Verde, la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica, el Consejo Mundial de Energía Eólica, el Consejo Solar Mundial y el Consejo de Almacenamiento de Energía de Larga Duración, la Comisión de Planificación para el Clima acordará un conjunto de recomendaciones para mediados de 2023 y se espera que para presentar sus hallazgos a la Asamblea General de la ONU en septiembre de 2023.

Los miembros de la Comisión de Planificación para el Clima hicieron los siguientes comentarios en el lanzamiento:

El ex primer ministro de Australia y presidente de la Organización de Hidrógeno Verde, Malcolm Turnbull, dijo: “La cantidad de energía renovable necesaria para alejarse de los combustibles fósiles está en una escala nunca antes vista, pero no podemos fallar. Necesitamos procesos de permisos adecuados para el propósito que ayuden en lugar de obstaculizar el despliegue de energías renovables e hidrógeno verde en todo el mundo y esta Comisión entregará las recomendaciones para lograr ese objetivo”.

La presidenta de Abeeolica, Elbia Gannoum, dijo: “La energía eólica y otras energías renovables deben fortalecerse en todo el mundo si queremos alcanzar el cero neto para 2050. Esto solo puede suceder si tenemos políticas de planificación inteligente que valoren la velocidad, la eficiencia y la comunidad. compro. Como miembro de la Comisión de Planificación para el Clima, estoy decidido a asegurarnos de que acordamos recomendaciones prácticas como una prioridad”.

Los líderes de los grupos industriales que apoyan a la Comisión de Planificación para el Clima hicieron los siguientes comentarios:

El CEO de Green Hydrogen Organization, Jonas Moberg, dijo: “Debemos reemplazar los combustibles fósiles con urgencia a través de una expansión sin precedentes de energía renovable e hidrógeno verde. Para que esto suceda de manera rápida y sostenible con la aceptación de los gobiernos y las comunidades locales, los procedimientos de planificación y permisos deben estar a la altura. A través de esta Comisión, nos aseguraremos de que los procesos de planificación sean un facilitador en lugar de un obstáculo para el despliegue de energía renovable e hidrógeno verde a nivel mundial”.

El director ejecutivo del Consejo Mundial de Energía Eólica, Ben Backwell, dijo: “La reforma de la planificación debe estar en la parte superior de la agenda de cualquier nación o región que busque alcanzar sus objetivos de seguridad climática y energética. El enorme despliegue de energías renovables es el elemento fundamental para lograr la transición energética y crear sistemas energéticos más seguros, y acelerar el proceso de planificación de proyectos de energías renovables es fundamental para realizar este despliegue”.

Y agregó: “Los procesos de planificación actuales a menudo presentan largas demoras y obstáculos para la industria, cuando las regulaciones deberían allanar el camino para las tecnologías que proporcionarán electricidad limpia. La transición energética requiere un enfoque colaborativo, algo que representa esta comisión. GWEC espera apoyar a los gobiernos y las comunidades para lograr una transición energética justa para garantizar un futuro sostenible y próspero”.

El CEO de la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica, Eddie Rich, dijo: “IEA e IRENA dicen que necesitamos duplicar la capacidad hidroeléctrica global para 2050 para alcanzar el cero neto. Esto no se puede lograr mientras los proyectos toman más de cinco años solo para ser aprobados. A través de esta Comisión, esperamos encontrar mecanismos que integren la sustentabilidad en toda la infraestructura renovable al mismo tiempo que simplifican el proceso de aprobación”.

El CEO de Global Solar Council, Gianni Chianetta, dijo: “La colaboración de las industrias globales de energías renovables, almacenamiento de energía e hidrógeno verde es la base para estrategias de planificación más rápidas y efectivas de proyectos híbridos. A través de esta Comisión, nuestro objetivo es acelerar una estrategia de salida de los combustibles fósiles y permitir que las energías renovables desbloqueen la seguridad energética internacional mientras mantenemos un enfoque estable en una transición energética justa”.

La directora ejecutiva del Consejo de almacenamiento de energía de larga duración, Julia Souder, dijo: “No podemos lograr nuestros objetivos de descarbonización sin trabajar juntos y eliminar las barreras para la adopción de tecnologías de energía limpia. Agilizar el proceso de planificación y aprobación para acelerar los mercados es fundamental para nuestra seguridad energética y el éxito de la transición a la energía limpia. El Consejo LDES espera desarrollar recomendaciones con la Comisión de Planificación para el Clima que incorpore todos los beneficios de la tecnología de energía limpia”.

Los módulos Vertex de Trina Solar recibieron el Certificado de Huella de Carbono de TÜV Rheinland. Los productos abarcan una gama completa de módulos solares de 210 mm de tipo P, desde Vertex S de 410 W hasta Vertex de 670 W, con emisiones de carbono líderes en el sector que oscilan entre 395 kg/kW y 430 kg/kW, entre 30 kg/kW y 40 kg/kW menos en comparación con los módulos de alta eficiencia del mercado.

La evaluación sigue los requisitos de la norma ISO 14067 y la metodología de evaluación del ciclo de vida, y estima las emisiones totales de carbono del ciclo de vida del producto «de la cuna a la puerta», incluyendo la gestión de la energía, el análisis del ciclo de vida, la aplicación de materiales y la gestión de la cadena de suministro.

Unas estimaciones precisas y claras de las emisiones de carbono de los productos ayudarán a los usuarios finales a adoptar estrategias basadas en hechos para reducir y compensar dichas emisiones. Para garantizar la exactitud de los valores de las emisiones de carbono, TÜV Rheinland llevó a cabo una serie de estudios sobre las emisiones de carbono en toda la cadena de suministro de módulos fotovoltaicos, en lugar de utilizar los valores de las emisiones de carbono de la base de datos, y verificó la huella de carbono de los módulos de Trina Solar basándose en los datos reales de producción durante el período de investigación.

Además del Certificado de Emisiones de Carbono, los módulos 210 de la familia Vertex han logrado una evaluación de bajas emisiones de carbono líder en la industria a través de la Evaluación del Ciclo de Vida de ISO. Trina Solar está totalmente comprometida con el concepto de bajas emisiones de carbono y lo practica en todos los aspectos del desarrollo, la producción y el uso de sus productos. Siguiendo el principio orientado al LCOE y a las bajas emisiones de carbono, la compañía se está convirtiendo en un valioso socio para las soluciones de red cero en las industrias de todo el mundo, especialmente en aquellas que consumen mucha energía y que tienen altas emisiones de carbono.

Helena Li, vicepresidenta sénior de Trina Solar, dijo que «la neutralidad del carbono plantea nuevas exigencias al desarrollo de la industria fotovoltaica con bajas emisiones de carbono. Como proveedor de módulos líder en el mundo, Trina Solar concede gran importancia al control de las emisiones de carbono, así como al suministro de productos de alto rendimiento. Esperamos aportar energía verde y productos solares a nuestros clientes de todo el mundo y seguir reduciendo las emisiones de carbono a lo largo del ciclo de vida de las centrales solares, cuidando así de nuestro planeta».

Soltec ha cerrado el tercer trimestre del año con unos ingresos de 159 millones de euros, 59 millones más que en el mismo periodo del ejercicio anterior, un EBITDA ajustado de 14 millones de euros (+17 millones de euros respecto al tercer trimestre de 2021) y un beneficio neto de 15 millones de euros (15 millones de euros más que el registrado en el tercer trimestre de 2021).

En el conjunto de los primeros nueve meses del año, los ingresos alcanzaron los 403 millones de euros, lo que supone un aumento de 216 millones de euros respecto al mismo periodo del año anterior. El EBITDA ajustado alcanzó los 8,5 millones de euros y el resultado neto a los 4,5 millones de euros, suponiendo una mejora significativa respecto al año 2021.

Los buenos resultados se producen como consecuencia de una demanda fortalecida, la reducción en las disrupciones globales, con una mejora de las condiciones de la logística a nivel global, así como por el impacto de las medidas que la compañía implementó para mitigar las mismas.

La compañía mantiene su guidance para el cierre del ejercicio 2022 con un EBITDA consolidado para Soltec Power Holdings de entre 15 y 20 millones de euros. En la división industrial se contempla alcanzar unos ingresos en el rango de 450 a 550 millones de euros y un margen de EBITDA de entre el 2% y el 3%. En cuanto a la división de desarrollo de proyectos, Soltec espera obtener un EBITDA de entre 7 a 11 millones de euros.

Fortaleza operativa y financiera del negocio industrial

La división industrial consolida la tendencia mostrada en el segundo trimestre y registra una demanda fortalecida con ingresos de 158 millones de euros en el tercer trimestre, y un margen de EBITDA del 3% gracias a las medidas implementadas para mitigar las disrupciones globales que impactaron en trimestres previos, así como a la reducción de las tensiones en la cadena logística.

A nivel operativo, la división industrial mantiene indicadores operativos sólidos, con un backlog (proyectos firmados pendientes de ejecución) que alcanza los 308 millones de euros (1.537 MW), y que está bien diversificado geográficamente en Latinoamérica 51%, Norteamérica 26% y Europa 23%.

En cuanto al pipeline (proyectos que aún no se han firmado, con cierto grado de probabilidad de éxito) se sitúa en 3.669 millones de euros (25.174 MW) con Europa (46%), Latinoamérica (25%) y Norteamérica (15%) como los mercados más relevantes.

La compañía ha reportado un track record acumulado de más de 14 GW a septiembre de 2022, habiendo suministrado 2,6 GW de seguidores solares durante los primeros nueve meses del año.

Crecimiento del pipeline de la división de desarrollo de proyectos

El pipeline de la división de desarrollo alcanza los 13,7 GW de proyectos en diferentes grados de avance, y presencia en 8 países: España, Italia, Dinamarca, Rumanía, Brasil, Colombia, Estados Unidos y México.

La división muestra una evolución muy positiva y una exposición de su pipeline de proyectos muy equilibrada y balanceada del 46% en Europa y del 54% en el continente americano.

A cierre del tercer trimestre del año, se encuentran en operación 117 MW correspondientes a dos proyectos en España y en Brasil.

La compañía cuenta con 112,5 MW en construcción en Brasil, correspondiente al proyecto de Araxá (Minas Gerais, Brasil) que se conectará a red en el corto plazo y 5 MW en España que finalizarán su construcción en el año 2023.

Gracias a la fortaleza y equilibro del pipeline de la compañía, nuevamente Soltec ha rotado parcialmente proyectos de su cartera durante el tercer trimestre, con el cierre de un acuerdo para el desarrollo de forma conjunta de 340 MW de proyectos de energía solar fotovoltaica en Italia con ACEA, consolidando así su posicionamiento en el mercado italiano.

Deuda financiera neta

Soltec ha reportado a 30 de septiembre de 2022, una deuda financiera bruta de 180 millones de euros, principalmente asociada al préstamo sindicado de la división industrial y a la deuda de proyectos vinculada a los activos en construcción en Brasil. La deuda financiera neta se sitúa en 155 millones de euros.

Una ventaja competitiva: la integración vertical

Soltec Power Holdings presentó el pasado mes de mayo su Plan de Negocio 2022-2025, en el que anunció la creación de una nueva línea de negocio dedicada a la gestión de activos:  Soltec Asset Management.

Mediante la división de gestión de activos la firma espera obtener un flujo de ingresos adicional procedente de la venta de energía que proporciona una recurrencia, solidez y estabilidad. Así mismo, le permitirá diferenciarse de sus competidores y maximizar el valor de sus proyectos, y mitigar los riesgos existentes en la cadena de valor gracias a la diversificación geográfica y de negocios.

En la hoja de ruta que publicó para los próximos años, Soltec espera alcanzar unos ingresos que se sitúan entre 780- 840 Mn de euros a través de sus tres líneas de actividad (industrial, desarrollo de proyectos y gestión de activos). Así mismo, la compañía tiene como objetivo alcanzar en el periodo marcado en el Plan Estratégico un EBITDA que se sitúe en el rango de 100-120 Mn de euros.

Todo ello, espera conseguirlo gracias a las sinergias entre las distintas divisiones y la recurrencia y solidez que proporciona la integración vertical; así como por las perspectivas de crecimiento de la industria solar para los próximos 30 años, fundamentalmente debido a la competitividad en costes y a las políticas públicas de impulso a las energías renovables.

Las organizaciones industriales globales que representan a las industrias eólica, solar, hidroeléctrica, de hidrógeno verde, de almacenamiento de energía de larga duración y de energía geotérmica unieron fuerzas oficialmente hoy bajo una Alianza Global de Energías Renovables, con la firma de un Memorando de Entendimiento en la COP27.

En una alianza sin precedentes, todas las tecnologías requeridas para la transición energética se unen para garantizar una transición energética acelerada, garantizar que se cumplan los objetivos y garantizar que se lleve a cabo la coordinación y la planificación vitales.

La alianza también tiene como objetivo posicionar la energía renovable como un pilar del desarrollo sostenible y el crecimiento económico, particularmente en el sur global.

Según la Agencia Internacional de Energías Renovables, para 2050 se necesitarán muchos teravatios de capacidad instalada de energía renovable para cumplir con los objetivos climáticos globales.

Informes recientes de las Naciones Unidas destacan una brecha cada vez mayor entre los objetivos climáticos globales y la implementación de la transición energética en el suelo y en los océanos.

Los informes pintan un panorama sombrío para nuestro planeta si no se toman medidas para acelerar el despliegue de energía renovable.

La Global Renewables Alliance utilizará el peso colectivo de las tecnologías de sus miembros para superar los desafíos que afectan la transición energética global y aumentar la participación de las energías renovables donde los combustibles fósiles todavía están presentes de manera desproporcionada.

Hablar con una sola voz que represente todas las tecnologías clave de energía renovable servirá para acelerar la transición energética a través de esfuerzos colectivos en defensa, educación, inteligencia de mercado y datos y compromiso con instituciones energéticas, económicas y ambientales internacionales.

Ben Backwell, CEO de GWEC agregó: “El despliegue masivo de energía renovable es el elemento crítico en la batalla contra el cambio climático y los países necesitarán todas las tecnologías clave representadas por esta alianza para tener éxito, y es importante que tomemos una enfoque colaborativo y trabajar juntos como tecnologías para ayudar a los gobiernos y las comunidades a lograr la transición energética justa para garantizar un futuro sostenible y próspero”.

Gianni Chianetta, CEO del Global Solar Council, dijo: “El nacimiento de esta Alianza representa un paso significativo hacia una transición más rápida e inclusiva hacia la energía limpia, no solo para descarbonizar el sector eléctrico, sino también para ampliar la electrificación de nuestras economías y desbloquear importantes beneficios socioeconómicos. Enfrentamos nuevos desafíos a medida que debe llevarse a cabo un despliegue masivo de energías renovables, y una combinación de energía limpia y diversificada es la única forma de transformarlos en oportunidades, sustituir completamente los combustibles fósiles y alcanzar el 100 % de energía renovable. Juntos, hacemos que nuestras voces sean más fuertes”.

Eddie Rich, director ejecutivo de la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica, comentó: “Ninguna fuente de energía puede alcanzar el cero neto por sí sola. Las energías renovables deben trabajar juntas para potenciar la transición a la energía limpia y limitar los aumentos de temperatura más devastadores. IHA está encantada de unirse a esta Alianza para generar conciencia sobre por qué la descarbonización total es necesaria y posible, y para trabajar con toda la familia de energías renovables para brindar energía inteligente y eficiente para el futuro”.

Jonas Moberg, CEO de Green Hydrogen Organization : «Se necesita hidrógeno verde para reemplazar los combustibles fósiles. La pregunta es cuándo. La clave es la expansión masiva de la capacidad renovable. Nuestro futuro depende de nuestra Alianza».

Julia Souder, Directora Ejecutiva del Consejo de Almacenamiento de Energía de Larga Duración, dijo: “Unirnos a la Alianza Global de Energías Renovables garantiza que sigamos elevando la importancia del almacenamiento de energía de larga duración (LDES) como esencial para alcanzar los objetivos de descarbonización del mundo. Nuestros miembros globales están comprometidos con el avance de las últimas tecnologías para llevar soluciones de almacenamiento de energía de varias horas, varios días y estacionales a los mercados de todo el mundo. Los proyectos LDES están aquí, y la colaboración con otras organizaciones de energía renovable nos hace mucho más fuertes en la carrera hacia el cero neto”.

Marit Brommer, Directora Ejecutiva de la Asociación Geotérmica Internacional : “El desarrollo sostenible del sector energético es crucial, y solo lo lograremos cuando la familia renovable se una y se presente como una sola: a nuestro liderazgo político, a la industria y al público en general. público. La IGA está más que emocionada de unirse a Global Renewables Alliance, trabajando hacia nuestro objetivo común de descarbonización total con energías renovables como LA columna vertebral del desarrollo sostenible para todos”.

La semana pasada, el Poder Ejecutivo chileno promulgó la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad, medida clave para el desarrollo de proyectos con baterías eléctricas.

En una entrevista para Energía Estratégica, Darío Morales, director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), analiza la nueva normativa y si con su reglamentación será suficiente para que se impulsen con fuerza proyectos de almacenamiento en el país.

¿Qué expectativas le genera la promulgación de esta Ley y cuándo esperan que se comience a aplicar?

Sin duda la promulgación de esta Ley es una muy buena noticia para el sector ya que entrega, a las empresas que operen sistemas de almacenamiento, los mismos deberes y derechos que tienen las empresas que operan centrales de generación.

Además, habilita la utilización de sistemas de almacenamiento a nivel de sistemas de distribución. Es decir, permite una integración completa de esta tecnología en el sistema eléctrico chileno.

Lo que sigue ahora es adaptar los respectivos reglamentos, normas técnicas y procedimientos para que esta Ley pueda efectivamente entrar en aplicación lo antes posible.

¿Qué aspectos críticos deberían tenerse en cuenta para su aplicación?

Con respecto a la habilitación para recibir remuneración por su aporte a la suficiencia, el reglamento actual no incluye a los sistemas de almacenamiento stand-alone por lo que se requiere su modificación, al igual que el de la respectiva norma técnica.

El punto aquí es que la modificación propuesta al DS Nº62 por el Ministerio de Energía, y que fue retirada de Contraloría, tiene aspectos que, si bien permitirían el cálculo de la remuneración por suficiencia de los sistemas de almacenamiento, genera importantes efectos negativos en el reconocimiento de otras tecnologías renovables como la solar y eólica.

Esto sin duda es un elemento crítico a resolver con el propósito de generar las señales adecuadas para avanzar de manera eficiente en el proceso de transición energética que estamos viviendo.

Con respeto a los detalles de cómo van a participar los sistemas de almacenamiento a nivel de distribución, estos deben ser discutidos además a la luz de la reforma a dicho segmento.

¿Creen que la sola aplicación bastará con que el marcado del almacenamiento a partir de baterías se expanda con fuerza en Chile durante el 2023, o harán falta algunos otros mecanismos complementarios, ya sea de incentivos que complementen la Ley o algunas otras regulaciones de borde?

El Eje 2 de La Estrategia de Flexibilidad elaborada por el Ministerio de Energía en 2020 explicita 3 medidas que buscan actualizar el marco regulatorio para los sistemas de almacenamiento: i) reconocer el aporte del almacenamiento a la suficiencia del sistema, ii) mejorar los procedimientos de programación de inyecciones y retiros de energía y iii) perfeccionar el tratamiento de estas tecnologías en la planificación de la transmisión.

Esta Ley se hace cargo de la primera de estas medidas, y como consecuencia es muy importante realizar el trabajo normativo para las otras dos medidas mencionadas.

Finalmente, ¿esta Ley, con su consecuente desarrollo del almacenamiento, es la salvadora momentánea del problema de vertimientos que hoy enfrenta Chile?

Los vertimientos excesivos de energías renovables que estamos viendo en estos momentos tienen múltiples causas.

Esto implica que, si bien los sistemas de almacenamiento serán una tecnología que va a contribuir a su reducción, es fundamental trabajar también en resolver, por ejemplo, los problemas del desarrollo de nueva infraestructura de transmisión y promover una operación más eficiente del sistema de transmisión, por nombrar medidas de corto y mediano plazo.

La Iniciativa Climática de México presentó una serie de Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) para que México cumpla con sus obligaciones diplomáticas ambientales y con la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. 

La propuesta desde la sociedad civil consiste en un estudio con más 80 medidas que intentan proporcionar insumos técnicos y narrativos para la política pública y ayudar al gobierno, con tal de no demorarse más en la atención ambiental del país, teniendo en cuenta que México “se atrasó dos años en las NDC más ambiciosas”, de acuerdo a su entrega del Acuerdo de París. 

Dentro de esas medidas, se propuso elevar la meta no condicionada (MNC) del 22% al 30% de reducción de emisiones al 2030 (coincide con la meta del gobierno) y otro escenario condicionado (EC), donde se aumenta del 36% al 47%, es decir, un 7% más que la iniciativa federal. 

Y para ello, ICM planteó que la capacidad eólica operativa pase de 7.3 GW a 17.5 GW en la MNC y 21.5 GW en el EC. Mientras que para la potencia solar, el crecimiento es todavía mayor, impulsado por sus bajos costos y el potencial del país, por lo que el objetivo es llevar de casi 8.8 GW a 26.9 GW (MNC) y 32.49 GW. 

“Se requiere avanzar con celeridad en la transición energética justa, mediante un rápido incremento de la participación de energías renovables en la matriz energética y una acelerada salida de combustibles fósiles”, aseguraron desde Iniciativa Climática de México. 

De completarse esas metas, ambas tecnologías pasarían a contribuir entre 35.6% y 41% de la generación de energía hacia 2030 y estarían entre las cuatro fuentes que dominarían la generación en la próxima década, junto a la hidroeléctrica y los ciclos combinados. 

En el escenario N°1 las renovables contribuirían con el 37.1% de la generación en 2030 para este escenario, mientras que si se incluyen las limpias no renovables (hidroeléctrica y nuclear), se alcanzaría el 50.6%.

Pero si se toma el panorama N° 2, condicionado por cuestiones ajenas al país, las renovables aportarían el 42.8% de la generación. Y si también se contemplan a las limpias, podrían abarcar casi el 58%

“Este esfuerzo podría reducir cerca de 30 millones de toneladas de CO2e durante la presente década. Esto es consistente con lo planteado por muchos otros países del mundo”, asegura el documento de ICM.

Aunque se debe tener en cuenta que la expansión y el fortalecimiento de la infraestructura eléctrica resultaría una condición clave para implementar estas medidas, ya que la ampliación de las redes de de transmisión y distribución no sólo permitiría ampliar la cantidad de parques renovables, sino también reducir las pérdidas técnicas y alcanzar una “mitigación de 0.7 MtCO2e y de 1.0 MtCO2e para 2030”, respectivamente. 

“Y sin duda, el almacenamiento de energía es otro de los elementos necesarios para descarbonizar el sector, y se ha estimado que podría alcanzar una capacidad de aproximadamente 500 MW para proyectos de gran escala; y 18 MW para sistemas de generación distribuida para 2030”, agrega el estudio, entre otras propuestas.

Sunrun es la primera empresa en anunciar la construcción y operación de una Virtual Power Plant (VPP) en el marco de las convocatorias a Solicitudes de Propuestas (RFP) de Puerto Rico.

El proyecto adjudicado en el “tranche 1” de los RFP tendrá una capacidad de 17 MW (ver detalle) y su ejecución promete ser el puntapié inicial de próximas iniciativas VPP en el archipiélago puertorriqueño.

Los interesados en presentar este tipo de iniciativas en el “tranche 2” para acceder a un contrato de servicios de red (GSA) deberán preparar sus ofertas para ser presentadas hasta el 5 de diciembre al mediodía en la plataforma NEPR-IC, del Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) y Accion Group, coordinador independiente del proceso (CI).

De acuerdo con los documentos “borradores” publicados, los recursos a ser utilizados en este tipo de proyectos podrán incluir: sistemas solares fotovoltaicos, turbinas eólicas, energía de baterías sistemas de almacenamiento, estaciones de carga de vehículos eléctricos, pequeñas plantas hidroeléctricas, generadores diésel de respaldo, cargas controlables, sistemas de aire acondicionado, almacenamiento de energía térmica, unidades combinadas de calor y electricidad, y/u otros.

¿Qué recaudos deberán tomar los nuevos proponentes? Luma Energy, en su calidad de operador independiente del sistema, presentó un Protocolo de Pruebas para la instalación de planta de energía virtual (VPP) que deberán ser cumplidas para ser calificables a este proceso.

El Protocolo de Pruebas para VPP proporciona los requisitos técnicos y los criterios de aceptación para llevar a cabo con éxito las pruebas funcionales y de rendimiento de la VPP, que permitirán la posterior puesta en marcha y funcionamiento esperado.

Al revisar el documento de Luma -que cuenta con 30 páginas- junto al modelo de GSA de VPP -que tiene 165 páginas- se puede tener un panorama preciso sobre en qué consisten cada una.

En líneas generales, las pruebas abarcan: pruebas funcionales en apoyo de la puesta en marcha, pruebas de rutina sobre el diseño de la instalación y vida útil, pruebas periódicas de rendimiento, pruebas anuales y procedimientos de inspección y otras pruebas que pueden ser necesarias para garantizar que todos los sistemas VPP funcionen satisfactoriamente.

De la extensa lista de pruebas, vale mencionar tres que garantizarán que estos proyectos se realicen efectivamente en beneficio de la red y que no impacten negativamente en el sistema:

La primera de ellas son las “Pruebas de rendimiento de flotas”, donde los procedimientos de esta sección analizan (a través de pruebas reales) el impacto de las VPP en la red: estas permiten, por ejemplo, identificar tanto las restricciones en la red y los límites técnicos en la subestación de bajo voltaje más cercana, como las restricciones térmicas y de tensión; calcular la capacidad garantizada, identificar la frecuencia y el volumen promedio de los sistemas de desconexión, etc.

Otra de ellas son las “Pruebas de conflicto de operaciones e impacto de los Recursos Energéticos Distribuidos (DER)”, en la cual el vendedor deberá realizar una serie de pruebas para evaluar el impacto de los eventos de los servicios de la red en la VPP. Estas pruebas ayudarán a establecer límites claros en la frecuencia y volumen de eventos de servicios de red.

Y finalmente, es preciso destacar las “Pruebas de impacto de red”, donde el vendedor deberá probar y verificar que la integración de los recursos VPP en el sistema de distribución no causará ninguna degradación de la calidad de la energía, incluidos el desequilibrio y la regulación del voltaje, armónicos. distorsión, parpadeo, caídas de tensión, interrupciones, ferrorresonancia y fenómenos transitorios.

El Gobierno Nacional a través del Ministerio de Energía y Minas, ratificó su compromiso en fomentar la inversión extranjera para la ejecución de proyectos en el sector energético ecuatoriano. Así lo manifestó el titular de esta Cartera de Estado, Fernando Santos Alvite, durante la inauguración de XXII Oil & Power 2022 organizado por HJ Becdach.

El evento que se desarrolló del 9 al 11 de noviembre, acogió a más de 150 empresas nacionales y extranjeras, así como a expertos de Instituciones públicas y privadas quienes cumplieron mesas de diálogo, conferencias, mesas redondas y paneles de debate. En dichos espacios, participaron la Viceministra de Electricidad y Energía Renovable, Enith Carrión y el Viceministro de Hidrocarburos, Rubén Espín.

Durante el evento de inauguración, el Ministro de Energía y Minas, Fernando Santos Alvite, indicó: “Trabajamos para fomentar la inversión en los sectores energéticos. El Ministerio es un amigo de la empresa privada para impulsar los proyectos” y añadió «El objetivo de nuestra gestión radica en mejorar la calidad de vida de todos los ecuatorianos mediante el aprovechamiento responsable de los recursos naturales del país».

En el marco del evento XXII Oil & Power, el Viceministro de Hidrocarburos, Rubén Espín, participó de la mesa redonda denominada «Evaluación de las Condiciones para Implementar los Proyectos Hidrocarburíferos en el Ecuador» donde destacó: “En lo que va del 2022, gracias a la Ronda Intracampos I se ha intervenido en seis pozos en distintos Bloques con resultados positivos, lo que favorece el incremento de las reservas hidrocarburíferas”.

En cuanto a la Ronda Intracampos II, el Viceministro Espín indicó que el proceso sigue en marcha mediante la licitación de seis Bloques en el norte de la cuenca oriente del Ecuador. Señaló que al momento cinco empresas han adquirido los derechos de participación y otras 14 Compañías entre canadienses, mexicanas y norteamericanas, han demostrado su interés en participar en esta Ronda, lo que evidencia el atractivo de la industria petrolera ecuatoriana a nivel internacional.

Durante el evento inaugural la Viceministra de Electricidad, Enith Carrión, expresó: “Desde el Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable, gestionamos la transición energética, para transformar el sector eléctrico ecuatoriano, potenciando la generación renovable no convencional a gran escala, la promoción de la generación distribuida, los sistemas de almacenamiento y la eficiencia energética”.

Asimismo, indicó que dentro del Plan Maestro de Electricidad que se visualiza a 10 años, consta el catálogo de proyectos con los cuales se expandirá el sector, en donde se plasman proyectos de generación, transmisión y distribución, tales como: Bloque de Energías Renovables No Convencionales de 500 megavatios (MW), Bloque Ciclo Combinado Gas Natural de 400 MW y el Sistema de Transmisión Nororiental, que abastecerá a la actividad petrolera.

En este sentido, además la Ingeniera Carrión subrayó que esta Cartera de Estado, está próxima a licitar el Proyecto Hidroeléctrico Cardenillo de 596 MW y el Proyecto Hidroeléctrico Santiago de 2400 MW.

Por otra parte, el Director de Análisis y Prospectiva Eléctrica, Ángel Echeverría, dictó la conferencia magistral “Señales de inversión en el Sector Eléctrico”, donde se refirió a la nueva política de este sector que está enfocada en la atracción de nuevas inversiones para garantizar el abastecimiento de energía de manera continua, segura y confiable para todos los ecuatorianos.

Como parte del evento se desarrolló una feria de servicios e innovación que constituyó una vitrina para visibilizar el desarrollo, nuevas tecnologías, responsabilidad ambiental, entre otros aspectos relevantes del sector energético ecuatoriano.

A nivel mundial, 20 países presentan porcentajes superiores al 70% de participación de energías renovables en la generación eléctrica (ver). De los cuales, 12 países se encuentran en América Latina y el Caribe: Paraguay, Costa Rica, Ecuador, Uruguay, El Salvador, Panamá, Colombia, Venezuela, Brasil, Belice, Nicaragua y Guatemala.

Desde la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) señalan que aquello responde a la gran disponibilidad de recursos energéticos renovables en la región, entre ellos: el hídrico.

Durante la COP27, el pabellón “eólico y solar” dirigido por el Global Wind Energy Council (GWEC) y el Global Solar Council (GSC) tuvo presente aquello y convocó a sus pares hidroeléctricos para un abordaje de tecnologías en conjunto, con miras a nuevos desarrollos renovables en nuestra región.

Tal es así que en el día de ayer, lunes 14 de noviembre, Alex Campbell, jefe de investigación y política del International Hydropower Association (IHA) moderó el panel denominado “Nexo agua-energía: oportunidades en el horizonte para el Sur Global” del que participó Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo de OLADE.

“El secreto de estos mercados de electricidad de alto impacto en América Latina es el papel de la complementariedad entre hidro y las nuevas energías renovables”, expresó el ejecutivo de OLADE.

Desde esa perspectiva, el valor de la hidroelectricidad no solo pasaría por la generación pico o base que pueda brindar sino también por la posibilidad de ser una gran batería para los sistemas eléctricos que persiguen una mayor penetración de eólica y solar.

Vista su importancia, en el marco de la COP27, observó que la industria renovable no es ajena a los impactos del cambio climático por lo que su avance debe acelerarse no sólo para garantizar un acceso a energía eléctrica sostenible sino también para que los eventos climáticos extremos no se intensifiquen.

“Los impactos del cambio climático en los sistemas son muy altos. Tenemos que adaptar nuestra infraestructura existente y repotenciar buena parte de la energía hidroeléctrica”, propuso.

Siguiendo con su análisis regional, Blanco también advirtió que los países tienen un desafío adicional más allá de las fronteras y que deberán empezar a resolver sin dejar a un lado el fortalecimiento del parque de generación y las infraestructuras de transmisión locales.

“Ahora, el desafío es cómo aumentar la eficiencia en nuestros sistemas para interconectar los diferentes países”, indicó.

Y agregó: “tenemos que tener mercados más interconectados y mercados más dinámicos para tener un mejor aprovechamiento de las condiciones hídricas”.

Im2 Solar, empresa multinacional, nacida en Valencia, España, ya celebra sus primeros 100 MW construidos en Chile. Desde hace 10 años, está contribuyendo a la generación de energías renovables a lo largo del país, mediante la construcción y operación de parques solares fotovoltaicos en la categoría PMGD.

Para este hito se realizó una celebración en el Parque La Colonia, ubicado en Buin, RM, con los colaboradores y ejecutivos de la compañía española y chilena. En la ocasión, Enrique Selva, CEO de Im2 Solar España y Pablo Maestri, CEO de Im2 Solar Chile, fueron quienes agradecieron el compromiso del equipo, y premiaron a quienes han formado parte desde el inicio  de la compañía. En paralelo, en los distintos parques, a lo largo del país, también se realizaron celebraciones internas por los primeros 100 MW.

“Im2 Solar Chile, a lo largo de estos años, ha trabajado sin descanso, junto a un equipo de profesionales comprometidos y motivados por dejar un mundo mejor a las generaciones futuras. Es un tremendo orgullo alcanzar los 100 MW y tenemos toda las energía para ir por los próximos 100 MW”, comentó Maestri.

El momento más significativo fue cuando la Planta Solar comenzó a inyectar energía al sistema eléctrico, este proceso fue liderado por José Miguel Alapont, Gerente de Ingeniería de Im2 Solar España, quién también fue el encargado de conectar las dos primeras plantas en Chile, hace ya  7 años. Un hito emocionante y aplaudido por todos los asistentes.

“Una de las mejores decisiones fue expandir Im2, y Chile es un país que tiene condiciones inmejorables para la energía solar, lo que nos permite aportar y mejorar el mundo con innovaciones y soluciones sostenibles. Vuelvo a España muy contento con los resultados obtenidos”, mencionó Selva, fundador y CEO de Im2 Solar España.

La multinacional, hoy cuenta con más de 20 parques solares construidos en Chile,  entre la Región de Coquimbo y Ñuble, siendo los parques “Sol” y “Luna” ubicados en Vicuña, Región de Coquimbo, los primeros proyectos de Im2 en el territorio nacional.

Acerca de Im2 Solar

Compañía multinacional nacida en España en 2003, y en LATAM en el 2012, de la mano del socio chileno, Pablo Maestri. Dedicada a la ingeniería, desarrollo, construcción, operación y mantenimiento de proyectos de energía solar fotovoltaica.

Trabajan con un equipo de profesionales jóvenes, que están en constante investigación y desarrollo para realizar los mejores proyectos “llave en mano”.

Son líderes en el segmento PMGD y establecen continuamente las mejores alianzas para seguir explorando nuevas tecnologías, como el Hidrógeno Verde y todas las soluciones que permitan tener un planeta más limpio.

La máxima autoridad del SEA, reiteró su compromiso de fomentar el diálogo constructivo entre las autoridades y los distintos grupos de interés, tanto públicos y privados: “Tal como lo ha señalado el Presidente Gabriel Boric, la evaluación ambiental no es una barrera para el desarrollo, sino más bien una condición del desarrollo sostenible que nuestro país necesita. El llamado es a que los titulares de los proyectos realicen iniciativas robustas técnicamente, se apoyen en las mejores consultorías y que se vinculen con las comunidades de manera temprana”.

Según Valentina Durán, “sabemos que los inversionistas y la ciudadanía exigen reglas claras. Es por ello que el SEA está desarrollando una serie de capacitaciones, guías, instructivos, cursos y criterios que contribuyan a despejar eventuales incertidumbres”.

Entre los principales desafíos a abordar por parte de la industria, se mencionó la coherencia y predictibilidad en los criterios de evaluación, tanto a nivel nacional como regional, así como la adecuada coordinación de los equipos y servicios que participan del proceso de evaluación que permitan resultados y calificaciones predecibles.

Claudio Seebach, presidente ejecutivo, destacó en la apertura, la importancia de este tipo de encuentros, por cuanto “es clave generar una colaboración público-privada, establecer confianzas, y mantener un diálogo permanente que permita generar certezas necesarias para el desarrollo de proyectos que nos permitan cumplir con nuestro objetivo central como industria para alcanzar la carbono neutralidad”.

Por su parte, Carolina Pizarro, directora de Medio Ambiente de Generadoras de Chile, agregó que “es fundamental, además, dotar de mayores recursos a los servicios que evalúan proyectos de energía, tanto en términos de personal como de conocimientos técnicos sobre las nuevas tecnologías”.

De hecho, indicó que una manera de desarrollar una buena práctica de relacionamiento público-privado, es la realización de talleres y capacitación a oficinas regionales en temas relacionados con los proyectos de generación, dado el avance tecnológico y constructivo de la industria eléctrica.

El cierre estuvo a cargo de Camilo Charme, gerente general de Generadoras de Chile, quien destacó el espíritu colaborativo en el desarrollo de un trabajo conjunto público-privado, esencial para una industria desafiada por los cambios tecnológicos, así como la confianza legítima que la industria espera de la administración.

“Este tipo de instancias son muy valiosas para abordar los desafíos que enfrentamos como industria y país, y para el desarrollo de proyectos que contribuyen a la transición energética y carbono neutralidad”, dijo Charme.

Contexto

Las empresas de generación tienen actualmente una cartera de inversión potencial de 23 mil millones de dólares en proyectos eólicos, solares, almacenamiento e hidrógeno verde, para los próximos cinco años que requiere una activa agenda público-privada proinversión.

Actualmente, cuenta con una cartera de proyectos de generación en construcción por casi 5.400 millones de dólares, y el 100% de los proyectos de generación en calificación ambiental en el SEIA hoy son renovables. El sector generación lidera la acción climática en materia de mitigación, y en el período 2020 – 2030, este sector aportará con más del 60% de la reducción de emisiones de GEI comprometidas por Chile en su NDC.

El sábado pasado, el Gobierno de México anunció la actualización de sus compromisos climáticos adquiridos en el Acuerdo de París.

El Secretario de Relaciones Exteriores mexicano, Marcelo Ebrard, hizo el anuncio en compañía del Enviado presidencial especial de Estados Unidos para el clima, John Kerry, durante una conferencia de prensa en la 27ª Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP27), que se desarrolla en Sharm al Shaij, en Egipto.

Ebrard dijo que México se compromete a aumentar su objetivo de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) para pasar de un 22% (objetivo establecido en 2015) a un 35% para 2030 “para acelerar la transición energética en Norteamérica”.

El Canciller dijo que eso significa duplicar en los próximos ocho años la capacidad de generación de energías limpias en el País, tales como las energías solar, eólica, hidroeléctrica y geotérmica.

“Significa también 2 millones de hectáreas adicionales de Áreas Naturales Protegidas y procesos de reforestación de 1.5 millones de hectáreas con más de 1.1 millones de árboles plantados, así como la aceleración de la adopción de la electromovilidad y la eficiencia energética en México”, añadió.

«Con el apoyo de Estados Unidos, se calcula que se requerirá una inversión adicional entre 2022 y 2030 de aproximadamente 48 mil millones de dólares que será movilizada desde los sectores público y privado para poder lograr esta duplicación de la generación de energías limpias», añadió, “para reducir 52 millones de toneladas de emisiones de carbono”.

Ni Ebrard ni Kerry precisaron un monto del apoyo financiero estadounidense para esta tarea.

Kerry dijo que “este es un cambio enorme y significativo desde donde estaba México el año pasado en Glasgow”, y agregó que fue la culminación de un largo trabajo bilateral.

El anuncio se produjo días después de que el Gobierno mexicano adelantara en un comunicado que realizaría un pronunciamiento sobre la actualización de su NDC en Egipto.

“México llega a la COP27 sobre Cambio Climático con el compromiso de aumentar la ambición de su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) para pasar del 22% al 30% en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero con recursos propios, además de una meta condicionada fortalecida del 36% al 40%”, detalla el comunicado emitido por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) hace algunos días.

En el mismo documento, la SEMARNAT también sostiene que la reducción de emisiones de carbono negro, en tanto, se mantiene en 51% por debajo de una línea base tendencial para 2030 en forma no condicionada, y en 70% por ciento de manera condicionada.

En el texto se añade que la misma dependencia gubernamental tiene identificadas más de 40 medidas en todos los sectores económicos que permitirán una reducción total anual estimada para 2030 de 88.9 MtC02 (millones de toneladas de bióxido de carbono equivalente), y que dichas acciones se ubican en 3 ejes: soluciones basadas en la naturaleza, transporte bajo en carbono, y regulación y fomento industrial.

La declaración de Andrés Flores Montalvo, director de los programas Clima y Energía del Instituto de Recursos Mundiales México (WRI México, por sus siglas en inglés) 

“La importancia de México en la consecución del objetivo mundial de mantener el calentamiento global por debajo de 1.5 °C con respecto a los niveles preindustriales es indiscutible. El País ocupa el lugar 14 en términos de emisiones de GEI, con el 1.35% de las emisiones globales debido al tamaño y naturaleza de su economía. Pese a lo anterior, excluyendo los cambios de uso del suelo y la silvicultura, sus emisiones totales aumentaron un 62% entre 1990 y 2019, y se prevé que continúen en aumento hasta al menos 2030.

“México, además, ocupa el noveno lugar en la lista de países con mayores pérdidas económicas por desastres de las últimas décadas, un estrés adicional a la crisis socioeconómica postpandemia.

“A la espera de la precisión y los detalles del plan presentado por el Gobierno mexicano sobre cómo proyectan lograr las metas de reducción de emisiones planteadas, desde WRI México reiteramos que una NDC más ambiciosa permitirá al País unirse a otras naciones cuyos compromisos climáticos les permitirán crear un futuro más seguro, próspero, inclusivo y resiliente, y refrendamos nuestra disposición de colaborar con todos los actores de la sociedad que tienen un papel que cumplir en la consecución de ese objetivo.

“En efecto, para lograr un camino de descarbonización profunda para México, las intervenciones deben enfocarse en sustituir la electricidad generada a partir de combustibles fósiles por energías renovables como la principal fuente de energía antes de 2040. Esto forzosamente debe incluir, además de la electrificación de vehículos, políticas e infraestructura que favorezcan los modos de transporte público y, por otra parte, deben implementarse prácticas de gestión agrícola y forestal para reducir las emisiones y aumentar la absorción de carbono. Actualmente, México figura entre los 10 países con mayor deforestación, con casi 300 mil hectáreas de bosque primario desaparecidas sólo en 2020.

“El Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático estima que, de aplicarse 35 medidas de mitigación de GEI que abatirían 237 MtCO2e a 2030, las inversiones agregadas requeridas serían del orden de 104 mil millones de dólares, mientras que los beneficios asociados ascenderían a aproximadamente 157 mil millones de dólares durante la vida útil de estas inversiones.

“Los beneficios de hacer esto no serían sólo del orden económico. Con el logro de la meta climática condicionada, se evitarían unas 26 mil muertes de aquí a 2030, y más de 38 mil para 2050. Se estima, además, que una vía de descarbonización que introduzca energías limpias en México podría generar 667 mil años de trabajo para 2030, y 475 mil años de trabajo adicionales en toda la cadena de valor a esta fecha (un año de trabajo es definido como un empleo a tiempo completo para una persona durante un año).

“Sin duda, el anuncio realizado por el Gobierno mexicano es una buena señal, luego de que, dos años atrás, el País presentara una NDC actualizada que no incrementaba la ambición y era, por tanto, contraria al principio de progresividad del Acuerdo de París, razón por la que fue invalidada por un juez.

“La sociedad mexicana y la comunidad internacional quedan ahora a la espera de conocer con precisión y al detalle cada una de las acciones delineadas por el Gobierno de México. Deseamos que las buenas señales se conviertan en realidades concretas medibles y con impacto comprobable, ya que la urgencia de la acción climática en México es imperante.

“Como lo señaló el Secretario General de la ONU, António Guterres: ‘estamos en la lucha de nuestras vidas y estamos perdiendo. Nuestro planeta se acerca rápidamente a puntos de inflexión que harán que el caos climático sea irreversible. Estamos en una carretera hacia el infierno climático con el pie en el acelerador’. Un estudio recién publicado por el Global Carbon Project lo confirma: 2022 será el año de mayores emisiones GEI provenientes de combustibles fósiles del que se tiene registro.

“Las decisiones sobre el camino climático y energético que seguirá el País tendrán un impacto considerable y sostenido en el desarrollo económico y social de México en las próximas décadas. Las personas con menos recursos y mayor vulnerabilidad en particular tendrán un futuro mejor si México efectivamente adopta un ambicioso objetivo de reducción de emisiones para 2030 y se compromete y transita a una economía descarbonizada hacia mediados de siglo”.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) alcanzó los 19 proyectos de generación concesionados durante este 2022. Entre ellos, se destaca especialmente el parque de energía renovable solar fotovoltaica ZONAXOL, al cual se le otorgó la concesión definitiva la semana pasada.

El proyecto, que se instalará en los techos de empresas de la Corporación Zona Franca Santiago (CZFS), tendrá 60 MW de capacidad solar instalada significando un hito tecnológico para sistemas fotovoltaicos en escala de utilidad ubicados en el centro de consumo.

Energía Estratégica contactó a Alfonso Rodriguez, CEO de Soventix Caribbean, para compartir mayores precisiones sobre este proyecto y las expectativas de nuevos desarrollos renovables que se abren en este mercado. 

¿Qué participación tuvo Soventix Caribbean en el proyecto ZONAXOL?

Hemos prestado al cliente todo el servicio de desarrollo del proyecto e ingeniería básica para los permisos. 

¿Ya fue asignado el EPC para su construcción? 

El cliente hará un proceso de licitación para la construcción.  Esperamos la construcción del proyecto más adelante porque el tipo de contrato de concesión que se firmó el 10 de noviembre otorga normalmente seis meses para iniciar obras. Así que el proyecto estará iniciando su construcción más o menos en marzo o abril del 2023. 

¿Qué destaca del proyecto ZONAXOL? 

Este proyecto utility scale en techos en la Zona Franca viene a mostrar otro modelo más para el desarrollo de energías renovables en América Latina que no sólo es viable sino que también es conveniente, ya que generar en el punto de consumo porque evita cuellos de botella y nuevas inversiones en infraestructura de transmisión y distribución de electricidad.

¿Cree que ZONAXOL es el puntapié inicial para nuevos proyectos de esas características? 

Sí, claro. Al final, este proyecto es un modelo a seguir. La Zona Franca Santiago es la más importante de República Dominicana y ha sido pionera en muchísimas actividades diferentes. Esto es parte de las acciones que quieren impulsar, desarrollando un primer proyecto ejemplo para que luego otros jugadores puedan seguirlo. 

¿Dónde identifican potencial? 

En República Dominicana, hay 58 Zonas Francas más que podrían permitir la implementación de unos 400 MW en techos. 

ZONAXOL llega para demostrar que es posible impulsarlos en escalas nunca antes vistas en la región. Por citar un ejemplo, el proyecto más cercano es en Panamá de 7,5 MW en techos y ZONAXOL sería siete u ocho veces más grande. 

¿Qué mecanismo resulta más atractivo para impulsar proyectos en RD hoy? 

Actualmente, lo que está ocurriendo es el desarrollo de proyectos y firmas de contratos. Yo no sé si va a haber licitación de energía renovables en los próximos 6, 8 o 10 meses. 

Ahora mismo, lo que veo es una ocupación del Gobierno en poder asegurar contratos competitivos de compraventa de energía y la implementación inmediata de esos proyectos. 

¿Se privilegia entonces acelerar concesiones por sobre convocar a licitaciones? 

Al final, los procesos licitatorios que ha habido en toda América Latina han sido procesos con precios muy competitivos pero con muy poca implementación de megavatios. 

En Argentina, Brasil, Chile o México se ha licitado muchísimo, ha habido precios de compraventa de energía muy bajos pero, al final, el mercado de los equipos ha subido los precios, el de la logística también y, en los últimos tres o cuatro años, lo que ha habido es un gran parate de la construcción de proyectos porque no han sido rentables. 

Lo que nosotros vemos en el Gobierno dominicano ahora mismo es que están centrados en que efectivamente se contrate e implemente. Simplemente bajo ese escenario, las licitaciones no han sido el modelo más exitoso para América Latina.

En este escenario, ¿Soventix Caribbean viene preparando más proyectos renovables para encuadrarlos bajo mecanismos de concesión? 

Entre los proyectos que han obtenido concesión definitiva, el último es ZONASOL. Tenemos otro proyecto de 83 MW para el cual esperamos obtener confesión definitiva en diciembre de este año. Y tenemos otro proyecto en concesión provisional de 130 MW. 

Nuestro objetivo es poder consolidar alrededor de 200 MW en concesiones este año y 300 MW adicionales el año que viene. 

AES Andes anunció un nuevo proyecto de interconexión para el intercambio bidireccional y sostenido de energía eléctrica mediante la rehabilitación de la línea de transmisión de 345 kV InterAndes, que opera la firma AES. 

La red de transmisión tendrá 409 kilómetros de longitud, entre las subestaciones de Andes en Chile y de Cobos en Argentina, permitirá acelerar la transición energética reemplazando por fuentes más limpias entre 80 y 200 MW de generación diésel durante el día para Argentina y la noche para Chile. 

“Esto también ayudará a abaratar los costos sistémicos, reducir los vertimientos de energía renovable durante el día en el sistema eléctrico chileno”, amplió Bernerd Da Santos, vicepresidente ejecutivo y COO de AES Corporation, desde la COP 27. 

“Estas políticas públicas basadas en las renovables enfrentan el desafío de permitir que la sostenibilidad y bajo costo permiten agregar flexibilidad al sistema para operarlo de forma segura. Y es un desafío donde estamos atrasados y muestra de ello es que hoy en día ya vertemos cerca de 1 TW renovable en el norte de Chile”, complementó Diego Pardow, ministro de Energía de Chile. 

“Y por lo tanto, el desafío de aportar flexibilidad al sistema tiene, en el largo plazo, el fomento del almacenamiento, en acumular energía en otro tipo de tecnología. Pero en el corto plazo necesitamos mitigar el problema de los vertimientos”, agregó el funcionario. 

De este modo, la empresa AES, que ya opera en ambos países, suma una nueva iniciativa para fomentar la transición energética, considerando que ya cuentan con más de 2500 MW en operación entre Chile y Argentina y que apuntan al despliegue de “soluciones innovadoras” para descarbonizar su portafolio. 

La compañía ya inició el cierre de centrales a carbón y avanza en la inversión de generación limpia y, para ello, incorporan 700 MW renovables al sistema eléctrico chileno durante 2022 y esperan sumar otros 800 MW a partir del inicio del 2023. 

“Entre ello, estamos explorando diferentes proyectos como el de Sales Fundidas en Chile, que consiste en la reconversión de una planta de carbón a una operación 100% libre de emisiones, y la posibilidad de una nueva generación eólica en Argentina”, aseguró Da Santos.

“Asimismo, continuamos desarrollando nuevas innovaciones en el almacenamiento de energía y con la estrategia de avanzar en el futuro del hidrógeno verde. Y el anuncio es un cambio fundamental para el futuro de la energía, tanto para Argentina como Chile”, sostuvo Javier Dib, CEO de AES Andes. 

Como la tecnología de energía limpia más barata, la energía solar se implementará a gran escala para ayudar al mundo a cumplir sus objetivos climáticos y energéticos. Tal despliegue de infraestructura solar requiere espacio y terreno, lo que crea tanto desafíos como oportunidades.

Hasta ahora, la mitigación y adaptación al cambio climático se centró en la neutralidad de carbono y las finanzas sostenibles desarrollaron mercados de carbono. Pero para hacer frente a los desafíos de la degradación del suelo y la pérdida de biodiversidad, los modelos financieros y comerciales tendrán que evolucionar.

El panel de discusión con Ahmed S. Nada, presidente de la Asociación de la Industria Solar de Medio Oriente (MESIA), Eva Vandest, directora de asuntos públicos del grupo Amarenco, Yaseen Abdel Gaffar, director ejecutivo de Solarize Egypt, Ole Kristian Sivertsen, presidente y director ejecutivo del grupo de Desert Control, y moderado por Dries Acke, Director de Políticas de SolarPower Europe, propuso introducir evoluciones en los marcos regulatorios y explorar estudios de casos y mejores prácticas que integran soluciones basadas en la naturaleza con infraestructura solar.

Las externalidades positivas resultantes del impacto de una empresa en el medio ambiente a través de prácticas de regeneración deben contabilizarse en un nuevo concepto de rentabilidad. En este contexto, el capital público y privado pueden combinarse para generar energía limpia de mayor valor.

Además, reverdecer el área del suelo circundante de una planta de energía puede ayudar a reducir la temperatura hasta en 8 a 12 grados, beneficiando directamente la eficiencia de los paneles en áreas con temperaturas promedio altas. Esto ayuda a reducir el tiempo de amortización de este tipo de inversión.

«Desde ‘no hacer daño significativo’ hasta ‘crear un impacto positivo’, el sector de la energía solar puede convertirse en líder en impacto positivo al reintegrar la naturaleza en la ecuación, promoviendo el surgimiento de una economía regenerativa», dijo Eva Vandest, Directora de Grupo de Asuntos Públicos, Amarenco.

Amarenco, un productor de energía líder en el sector de la energía solar que opera en más de 14 países y, en particular, uno de los principales inversores agrovoltaicos históricos en Europa, promueve un cambio de paradigma con la energía solar: conciliar economía y ecología invirtiendo en RE.Generation, gracias a su compromiso Echo.

Con el compromiso Echo, Amarenco asigna un monto de capital, proporcional al tamaño de su cartera de proyectos de generación y almacenamiento de energía, a la regeneración de ecosistemas, la salud del suelo, la biodiversidad y la gestión del agua, mediante la conversión de tierras degradadas, contaminadas e incultivables en energía limpia. clúster, sumideros de carbono, santuario de la biodiversidad e incluso tierras de cultivo basadas en la agricultura regenerativa.

En particular, una empresa conjunta de Amarenco y Solarize Egypt proporciona a la zona azul de la COP27 en Sharm El-Sheikh energía solar que cubre entre el 20 y el 25 % de sus necesidades energéticas.

Argentina presentó el pasado jueves su Plan Nacional de Mitigación y Adaptación al Cambio Climático (PNAyMCC) y su Estrategia de Desarrollo Resiliente con Bajas Emisiones a Largo Plazo (ELP), en el marco de la COP27, en Egipto.

Desde la Fundación Ambiente y Recursos Naturales (FARN), explicaron que se trata de dos instrumentos fundamentales para comenzar a delinear y transversalizar las políticas de Estado necesarias para colocar al país en un sendero de desarrollo sostenible hacia la carbono neutralidad, reduciendo los riesgos y vulnerabilidades socioeconómicas y ambientales.

Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático

Este documento plantea alrededor de 250 medidas e instrumentos que el país tomará hasta 2030 para responder a los impactos del cambio climático y reducir sus emisiones de GEI.

La primera presentación oficial de este documento se había realizado el pasado martes 1° de noviembre, en el marco de la reunión de autoridades y ministros/as del Gabinete Nacional de Cambio Climático, desde donde se coordinó su elaboración durante 2021 con la asistencia de su Consejo Asesor Externo, del cual FARN forma parte.

El Plan responde a la Ley 27.520 de Presupuestos Mínimos de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático Global, y representa un paso importante para comenzar a delinear acciones concretas respecto a las metas planteadas en la segunda Contribución Nacional Determinada (NDC, por sus siglas en inglés), el compromiso climático a 2030 asumido por el país bajo el Acuerdo de París.

En su segunda NDC la Argentina se comprometió a no exceder la emisión neta de 349 MtCO2eq para 2030 (según el último inventario de GEI, en 2018 el país habría emitido 366 MtCO2eq). No obstante, FARN advierte que el Plan no detalla cómo sus 250 medidas se traducen efectivamente en un sendero de emisiones que conduzca a este objetivo.

El documento presenta una serie de líneas estratégicas alrededor de las cuales se ordenan las medidas propuestas y a las que se clasifica de acuerdo a su aporte a la mitigación, a la adaptación y/o a las pérdidas y los daños.

Estas líneas estratégicas son:

Conservación de la biodiversidad y bienes comunes

Gestión sostenible de sistemas alimentarios y bosques

Movilidad sostenible

Territorios sostenibles y resilientes

Transición energética

Transición productiva

Las 250 medidas planteadas representan las políticas diseñadas por los diferentes ministerios del Gobierno nacional, que serían implementadas desde este año hasta 2030. “No resulta sorprendente que se vean reflejadas ciertas contradicciones entre los propósitos productivos y económicos de algunos sectores y las metas que se pretende alcanzar”, expresó Jazmín Rocco Predassi, co-coordinadora del área de Política Climática de FARN

Algunos elementos que resultan inquietantes son, por ejemplo, los vinculados a la línea de acción de gasificación, dentro de la línea estratégica de transición energética. Allí se hace mención al “desarrollo de sus cuencas hidrocarburíferas, costa adentro y costa afuera” a través del cual “la Argentina buscará transformarse en un proveedor de gas natural a escala regional y global”.

“En un contexto global de crisis climática que requiere una verdadera transición en dirección contraria a los combustibles fósiles y un contexto nacional de falta de consenso social hacia este tipo de actividades extractivas, resulta incierto cómo la expansión de la frontera hidrocarburífera se inserta en una verdadera transformación integral del sector energético”, advirtió Catalina Gonda, co-coordinadora del área de Política Climática de FARN.

Una medida que se destaca desde FARN es la incorporación del fomento de prácticas agroecológicas dentro de la línea de acción de manejo integrado de agroecosistemas. “Es la primera vez que un plan nacional vinculado al cambio climático reconoce la importancia de la agroecología, desde sus múltiples dimensiones, para la transformación y resiliencia de los agroecosistemas extensivos e intensivos en la Argentina”, afirmó Rocco Predassi.

Estrategia de Desarrollo Resiliente con Bajas Emisiones a Largo Plazo

En este mismo evento se presentó la Estrategia de Desarrollo Resiliente con Bajas Emisiones a Largo Plazo (ELP), cuyo instrumento Argentina acaba de depositar ante la ONU a fin de formalizar su compromiso de alcanzar la neutralidad de sus emisiones de GEI en 2050.

La ELP se enmarca en el artículo 4.19, del Acuerdo de París, que invitaba a los países a presentar dicha estrategia para 2020. Sin embargo, debido a la pandemia del COVID-19 muchos países -entre ellos la Argentina- debieron demorar la elaboración de estas metas a largo plazo.

Cabe destacar que Argentina ya había avanzado en la elaboración de su ELP mediante un proceso participativo, con la intención de presentarla ante la ONU en la COP 26 de 2021, pero debido a tensiones con el sector agropecuario y energético (los dos principales sectores emisores en el país) a pocos días de la Conferencia, ese documento no se presentó.

Sin embargo, “esta primera Estrategia elaborada por Argentina en 2022, a diferencia de aquella que se estaba preparando el año anterior, no esboza una hoja de ruta concreta para alcanzar la neutralidad de emisiones, sino que habla de la necesidad de llevar adelante un proceso de planificación participativo para la formulación de la misma y las trayectorias viables para alcanzar sus metas”.

Es decir, “resulta en la formalización ante la comunidad internacional la intención de Argentina de llegar a la carbono neutralidad a mediados de siglo, pero sin un detalle de los posibles senderos de emisiones para alcanzarla”, dijo Gonda.

“El proceso de elaboración de estos escenarios debe tener lugar el año que viene de forma abierta, transparente y participativa, con la representación de diferentes actores. El Consejo Asesor Externo se ha constituido como un espacio necesario, pero insuficiente para que los aportes de la sociedad civil sean tenidos en cuenta de manera sustantiva, debido a que la participación en este ámbito es consultiva, pero no vinculante”, expresaron desde FARN.

“Este tipo de instrumentos son fundamentales para comenzar a instaurar la política climática como política de Estado ya que, además de una visión a largo plazo, se necesitan acciones inmediatas y una alineación entre todas las políticas del gobierno nacional para poder mitigar y adaptarnos a las nuevas condiciones ambientales que ya estamos viviendo y que van a seguir profundizándose”, dijo Rocco Predassi.

“Si bien necesitamos apoyo internacional para avanzar con ciertas medidas de descarbonización, reducir nuestras vulnerabilidades y hacer frente a los impactos climáticos, , esta es la COP de la implementación y Argentina tiene que avanzar también en este sentido”, finalizó Gonda.

La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) en conjunto con la Secretaría de Energía (SEN) y la Procuraduría General de la República de Honduras (PGR) firmaron un convenio para la revisión de contratos de generación que aún no están en operación comercial.

Se trata de 94 proyectos que equivalen a 1764.23 MW, según precisaron desde la ENEE.

“Durante 13 años se aprobaron contratos de generación a mansalva y amparados en la corrupción”, introdujo Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y Gerente provisional de la ENEE, en su descargo sobre el tema.

“Los contratos que se andan ofreciendo al mejor postor y que no han entrado en operación serán rescindidos conforme a ley”, advirtió.

Y aseguró: “Nunca más la energía será una mercancía en poder de unos pocos”.

Durante 13 años se aprobaron contratos de generación a mansalva y amparados en la corrupción. Los contratos que se andan ofreciendo al mejor postor y que no han entrado en operación serán rescindidos conforme a ley. Nunca más la energía será una mercancía en poder de unos pocos. pic.twitter.com/IBqHEVJqVR

— Erick Tejada SEN (@carbajal_tejada) November 10, 2022

Aquello va en línea con las medidas anunciadas por el ejecutivo nacional al inicio de la nueva administración. Durante la toma de posesión, Xiomara Castro, la flamante presidente constitucional de la República de Honduras, acusó:

“Se han otorgado decenas de contratos de generación de energía solar, térmica e hidroeléctrica a precios onerosos y lesivos al interés nacional”.

Si bien, aquella problemática ya habría sido abordada durante las Mesas de Renegociación de Contratos con Generadoras privadas, resultando en la reducción del precio de 700 MW contratados (ver), aún quedarían acuerdos pendientes con las generadoras restantes y con aquellos adjudicados que no avanzaron en la ejecución de los proyectos.

El gobierno, al advertir que algunos de estos últimos están a la venta, asume la responsabilidad de evaluar el estado de situación de aquellos que incumplieron los plazos comprometidos por contrato, diferenciar a aquellos que pudieron especular con sus ofertas de los que encuentran nuevas barreras de mercado, y determinar rescindir los contratos o generar nuevas condiciones.

Estas son las generadoras renovables y térmicas que renegociaron contratos en Honduras

El Tramo 2 de Solicitudes de Propuestas (RFP) se aproxima a la recta final. Haciéndose eco de las peticiones de Stakeholders comunicadas por Energía Estratégica, el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) extendió 3 semanas el calendario de la convocatoria.

“La RFP final se emitirá en los próximos días. Para que los Proponentes tengan tiempo de revisar esta información y preparar propuestas completas, la fecha de vencimiento de la oferta se extendió hasta el 5 de diciembre de 2022 a la 1:00 p. m. AST.”, informó ayer 10 de noviembre Accion Group, Coordinador Independiente del proceso y administrador de la plataforma oficial del NEPR-IC.

A la espera de los pliegos definitivos y de las respuestas a las consultas realizadas, los proponentes avanzan en sus ofertas para competir por contratos de 20 a 25 años para Virtual Power Plants (VPP), 1000 MW de capacidad para proyectos de energía renovable y/o 500 MW de capacidad equivalente para almacenamiento de energía en baterías con una duración efectiva de 2 a 4 horas.

¿Qué documentos ya están disponibles? A inicios del mes de septiembre, el Coordinador Independiente dejó a disposición de los usuarios registrados en la plataforma dos versiones del Formulario de propuestas para la RFP del tramo 2 del NEPR.

“Están disponibles como hojas de trabajo en la página del documento del NEPR-IC en la carpeta «c. Información útil». Las hojas de trabajo son para las propuestas de energía solar fotovoltaica y de almacenamiento independiente, que capturan los requisitos de datos para la presentación de la propuesta”, anunció el CI.

“Se alienta a los proponentes a revisar el formulario y todos los documentos finales de la RFP en la página del documento lo antes posible y utilizar la función de preguntas y respuestas en el sitio web de NEPR-IC en caso de que surjan preguntas. Se publicará un anuncio cuando el formulario en línea esté abierto para la entrada de datos”, concluyó el comunicado.

Al respecto, se puede puntualizar que ya están cargados los borradores de la RFP así como los borradores de PPOA para proyectos solares, PPOA para proyectos solares con sistemas BESS, GSA para VPP, ESSA para BESS Standalone y ESSE para BESS con ITC, formularios de oferta para almacenamiento independiente, formulario de oferta de energía solar fotovoltaica, así como información complementaria con tutoriales y seminarios web.

Restará la publicación de los documentos finales de RFP que consisten en:

RFP final
Todos los apéndices finales de la RFP – PDF
Todos los apéndices finales de la RFP – MS Word
Cargas de formularios de propuestas
Documentos de referencia de PPOA GSA

Los miembros de la Alianza Global para la Energía Sostenible convocaron un posicionamiento común sobre áreas prioritarias clave para acelerar la sostenibilidad de la industria energética global y presentaron documentos de posición sobre Criterios de Diseño Circular y sobre Cero Neto/Descarbonización.

“Los documentos de posición sobre Criterios de Diseño Circular y Net Zero/Descarbonización representan un resultado concreto de la Alianza Global para la Energía Sostenible un año después de su creación que muestra la eficacia de un enfoque colaborativo y de múltiples partes interesadas para garantizar la plena sostenibilidad de la energía. sector a lo largo de toda la cadena de valor y lograr la descarbonización”, dijo Salvatore Bernabei, presidente de la Alianza Global para la Energía Sostenible y CEO de Enel Green Power.

El Consejo Mundial de Energía Eólica y el Consejo Mundial Solar, dos miembros fundadores, copatrocinaron una sesión de la Alianza Mundial para la Energía Sostenible en el Pabellón Eólico y Solar (Zona Azul, Área C, Pabellón 51) el 11 de noviembre de 14:00 a 15:30 EET (12:00 – 13:30 GMT).

El documento de posición sobre los Criterios de diseño circular describe cómo la economía circular y la sostenibilidad son los facilitadores perfectos para resolver una necesidad estratégica de todas las industrias manufactureras: mitigar los impactos ambientales y sociales del uso de materias primas en la fabricación de equipos. El documento de posición se centra en el sector energético y los impactos ESG relacionados y quiere impulsar la adopción de criterios de diseño sostenibles, circulares e innovadores y la difusión del uso de herramientas sectoriales comunes.

El documento de posición sobre Net Zero/Descarbonización reconoce la necesidad de una acción urgente para descarbonizar el sector eléctrico para limitar el aumento de las temperaturas globales a 1,5 °C por encima de los niveles preindustriales y permitir que otros sectores hagan la transición a net-zero. Para alinearse con el objetivo de emisiones netas cero para 2050, el camino para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), incluidos los objetivos medibles a corto y mediano plazo, debe definirse claramente, sobre la base de bases científicas y consensuadas en común, y debe ser realista e incluye los Alcances 1, 2 y 3*

El evento se centró en las presentaciones de los dos documentos de posición y fue seguido por un panel interactivo sobre la descarbonización del sector energético y la cadena de suministro. En la sesión participaron personalmente representantes de Eletrobras, EDP, Enel Green Power, 3M, Iberdrola y Student Energy.

* EXENCIÓN DE RESPONSABILIDAD: Goldwind no puede comprometerse con los objetivos ya que su estrategia y hoja de ruta de descarbonización están en definición.

La sesión se transmite aquí: https://www.sustainable-energy.eco/event-11-nov.html

Para obtener más información sobre la Alianza Global para la Energía Sostenible y los documentos de posición, visite https://www.sustainable-energy.eco/

El Programa Energías Renovables y Eficiencia Energética de GIZ desarrolló un estudio sobre la industria del amoníaco, abordando su estado actual y las oportunidades que ofrece para la transición energética, ya sea utilizándolo como combustible o como carrier (transportador) de hidrógeno.

La publicación describe los principales métodos de producción, los países importadores y exportadores, las tecnologías utilizadas para su transporte y almacenamiento, así como las medidas de seguridad para su manejo, la normativa y estándares aplicables a los diferentes elementos de su cadena de valor.

Además, se analizan sus principales desafíos, como las distancias a transitar para llevar el amoniaco verde a los centros de consumo, ya que los lugares en los que se puede producir de forma rentable son aquellos en los que existen abundantes recursos de energía renovable, como en el norte y sur de Chile.

Por otra parte, se proyecta que el hidrógeno verde en Chile podría alcanzar uno de los costos nivelados de producción más competitivos del mundo al 2030. Diversos actores nacionales e internacionales se han fijado en Chile como un polo de desarrollo para sus proyectos, siendo la producción de amoníaco verde uno de los focos principales, ya que el elemento principal para su producción es el hidrógeno verde.

Según las proyecciones y basado en los proyectos anunciados públicamente, para el 2030 se estima un potencial de producción de amoniaco verde de aproximadamente 8,9 millones de toneladas al año , lo que equivale al 48,3% del amoníaco que es comercializado a nivel mundial y al 5% de todo el amoníaco que se produjo en el mundo en 2020.

Ante esto Rodrigo Vásquez, coordinador ejecutivo del Programa de Energías Renovables de GIZ señala que “el estudio da cuenta que a pesar de que los niveles de producción y exportación de amoníaco verde a futuro suenan prometedores para Chile, se debe avanzar rápidamente en un marco regulatorio específico en concordancia con las normativas de los países receptores del amoniaco, así como también identificar y mitigar los posibles impactos ambientales y sociales asociados a este tipo de proyectos a gran escala, hoy inexistentes en el país”.

El uso de amoníaco verde puede influir de manera importante en la descarbonización de la producción de fertilizantes y otros sectores, así como combustible para el transporte o  la producción de  energía, ya sea a través de motores de combustión interna, calderas para producir vapor que alimentará posteriormente una turbina, directamente en turbinas, o mediante una celda de combustible.

El estudio está disponible en: Industria del Amoníaco: estado actual y oportunidades para la descarbonización – 4e Chile

En el camino hacia la transición energética de Colombia, el departamento del Meta se ha constituido como uno de los epicentros de generación de energía más importantes del país con proyectos solares.

Para la muestra, Villavicencio espera la próxima construcción de un megaproyecto liderado por la multinacional Solargreen, perteneciente al grupo español Solaer, con una capacidad instalada de114 MW, que será el más grande a la fecha en la región y que contará con aproximadamente 174.270 módulos solares y un estimado de producción energética de 208.252 MWh/año, lo equivalente al consumo de 65.890 hogares o a una población cercana a los 329.000 habitantes.

Este proyecto se suma a las 270 MW construidos en la región, entre los cuales se encuentran los proyectos Bosques Solares de los Llanos 1, Bosques Solares de los Llanos 2, Bosques Solares de los Llanos 3, Bosques Solares de los Llanos 4, y Bosques Solares de los Llanos 5, alcanzando una potencia aproximada de 384 MW lo que equivale al consumo de 221.890 hogares.

El proyecto contribuirá a la generación de energía eléctrica no convencional y limpia en el país, lo cual podrá estar evitando la emisión a la atmósfera de más de 26 mil toneladas de dióxido de carbono, además de que este tipo de proyectos aportan a las acciones climáticas adoptadas por el Acuerdo de París para enfrentar la actuar crisis climática.

Las nuevas inversiones en el sector vienen siendo apoyadas por la Gobernación del Meta, Invest in Orinoquía, ProColombia y el  Ministerio de Comercio, Industria y Turismo.

“Estamos comprometidos con iniciativas en torno a principios verdes y sostenibles, que son fundamentales para la región ya que impulsan la actividad económica, solidaria y social a su población, demostrando que la energía solar y la agricultura pueden ir de la mano e impulsar la biodiversidad, creando valor compartico con las comunidades locales”, afirma Didier S. Valek, director ejecutivo de Invest in Orinoquía.

“Proyectos como los de Solargreen en Colombia contribuyen a acelerar la generación de energías renovables, con tecnología de punta, que permitan el desarrollo del potencial de energías limpias en el país y su implementación que trae nuevas oportunidades para las regiones, competitividad y empleo. Este es el tipo de inversión con vocación sostenible que buscamos traer al país y que apunta hacia la justicia ambiental, económica y social que promueve el Gobierno Nacional”, aseguró Juliana Gómez, vicepresidenta de inversión de ProColombia.

Hace cinco años el departamento del Meta contaba con un crecimiento de la demanda energética casi el doble que el resto del país, debido principalmente por la industria petrolera. Por esa razón, Solargreen realizó un acercamiento con las petroleras locales para la comercialización de la energía generada en granjas solares. En la actualidad la demanda en el departamento sigue al alza, lo cual resulta en la necesidad de nuevos desarrollos de proyectos de generación de energía para abastecer dicha creciente demanda.

Ahora, la multinacional adelanta el proyecto Bosques Solares de los Llanos 8 en el Meta y en otros departamentos del país como Córdoba, y Atlántico, con el objetivo de aportar 400 MW adicionales, siendo parte de una política innovadora del grupo empresarial español con beneficios socioeconómicos en torno a la sostenibilidad de los proyectos solares en el área de influencia de apoyando el desarrollo de la actividad agrícola y ganadera local con la generación de energía solar, como sucede en Europa, promoviendo la competitividad de las regiones bajo principios sostenibles.

Para Solargreen “Colombia es un mercado muy interesante y atractivo por  su potencial recurso renovable, la seguridad jurídica, condiciones, ambientales, sociales y regulatorias, haciendo énfasis que en materia de energías renovables tiene toda la oportunidad y el camino por recorrer”.

El grupo Solaer ha construido más de 300 MW en los últimos tres años en España e Inglaterra. Cuenta con una cartera de más de 1,5GW de desarrollo entre España, Italia e Inglaterra y actualmente está construyendo los primeros proyectos de Italia.

La propuesta presentada a fines del año pasado por el Ministerio de Energía acaba de dar sus frutos, con la reciente promulgación de la nueva Ley de Almacenamiento y Electromovilidad.

Esta busca ampliar la participación de energías renovables en la matriz eléctrica nacional, promoviendo tecnologías para su almacenamiento y, por ende, así no desechar la energía que se produce.

Uno de los puntos más positivos que se desprenden de la nueva ley, es que se acelera el retiro de centrales a carbón, avanzando en el proceso de descarbonización de la matriz energética nacional.

Al mismo tiempo, promueve el impulso de la electromovilidad a través de incentivos y habilita a vehículos eléctricos a participar de la red de distribución como equipos de almacenamiento, permitiendo nuevas aplicaciones y servicios asociados.

Esta noticia es extremadamente importante para el rubro de la energía solar, ya que permite normar el uso de baterías, con lo cual se podrá almacenar la energía generada durante las horas de sol, para así comercializarla durante la noche, cuando la demanda es más alta.

Además, posibilitará el dar continuidad 24 horas al día a los parques solares. Asimismo, el uso normado de baterías permitirá a estas instalaciones evitar los famosos “vertimientos”, al no tener que desechar la energía almacenada cuando las redes de transmisión presentan inconvenientes de cualquier tipo.

“Con la promulgación de esta ley, no solo la solar, sino que las energías renovables en general entran a competir de igual a igual con otras fuentes, lo que permitirá diversificar la matriz y restar participación a otros tipos, como la termoeléctrica o el diésel, que se han encarecido producto de la guerra y la incertidumbre mundial”, señala Nataliia Savkiv, Office & Communication Manager de Solek.

Un gran paso de muchos que las ERNC esperan dar en los próximos años. La misión de hacer más verde la matriz energética nacional ya está encaminada y permite soñar con un futuro en donde Chile sea un actor principal en este tipo de generación. Quién sabe, quizás hasta ser capaces de poder exportar energía limpia. ¿Por qué no?

La Cámara Argentina de Energías Renovables realizó el Evento Anual CADER 2022, con la presencia de integrantes de la entidad, autoridades de la Secretaría de Energía de la Nación, la Secretaría de Minería y el Ministerio de Transporte, además de funcionarios de la provincia de Buenos Aires, Córdoba, Jujuy y Santa Fe.

Santiago Sajaroff, presidente de CADER, y Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de CADER, inauguraron la jornada en el Círculo Italiano de Buenos Aires con un discurso sobre la organización de la Cámara, acciones, hitos e informes elaborados por la entidad durante el transcurso del último año.

Posteriormente, la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, y el director nacional de Generación Eléctrica, Maximiliano Bruno, detallaron el estado de situación de las renovables en Argentina y su rol en la transición energética local.

Y bajo ese contexto, las autoridades nacionales adelantaron que se encuentran trabajando en una licitación a partir de las manifestaciones de interés presentadas, con el propósito de reemplazar aproximadamente entre 400 y 450 MW de generación forzada por nodos o provincias.

“Hoy estamos trabajando en sacar una licitación antes de fin de año en el marco de la Resolución SE 330/2022, con el objetivo de incentivar el desarrollo de nuevas energías renovables que levanten total o parcialmente la generación forzada y contribuyan a diversificar nuestra matriz”, aseguró Royón.

Esto dio lugar al debate provincial, que contó con representantes de la provincia de Buenos Aires, Córdoba, Jujuy y Santa Fe, quienes abordaron las principales líneas de acción que trabajan en sus respectivas jurisdicciones, los retos y oportunidades para alcanzar una mayor participación de renovables, tanto en materia de generación distribuida como en proyectos de baja, mediana y gran escala.

Tras un pequeño coffee break, fue turno de una charla moderada por CADER junto a Enzo Araya, subsecretario de Políticas Mineras, Fernando Ciácera, director nacional de Cadena de Valor e Infraestructura Minera, y Marcelo Torres, subsecretario de Proyectos Estratégicos y Desarrollo Tecnológico del Ministerio de Transporte de la Nación.

Allí, los funcionarios analizaron las iniciativas sustentables de ambos sectores, los desafíos a futuro para su implementación y/o expansión y las sinergias que se podrían generar entre dichas entidades de gobierno y las energías renovables.

Mientras que el cierre del Evento Anual 2022 estuvo a cargo de los Comité de Trabajo de CADER, que repasaron lo hecho en la entidad y las perspectivas del sector para el 2023, ratificando el compromiso de seguir trabajando para diversificar la matriz energética en Argentina y lograr el desarrollo sostenible del mercado de energía a partir de fuentes renovables.

«Desde la COP 27 nuestra ministra de minas y energía ha acuñado la oración “generación de energía más democrática”, lo cual catapulta el desarrollo de las renovables en Colombia y nos pone en la mirilla de los inversionistas verdes», destaca Hemberth Suárez Lozano, abogado experto en la regulación de los energéticos.

En una entrevista para Energía Estratégica, el especialista analiza el rol de las renovables en el marco de la cumbre climática.

¿Qué debemos entender por la democratización de la energía?

Es la oportunidad para que agrupaciones sociales generen su propia electricidad con fuentes de energía renovable y venderla al sistema, propiciando así la descentralización del sector eléctrico.

¿Qué papel juega las renovables en la democratización de la energía?

El principal.  Y esto se debe a que el estallido de la energía solar, eólica, geotérmica, orgánica y el auge del hidrógeno, día a día, están permitiendo el acceso masivo a fuente de información que se consideraba reservada o exclusiva de unos cuantos jugadores. La información es libre y el conocimiento dependerá de la pasión que cada quien tenga por las renovables.

¿Qué oportunidades de negocio ofrece la democratización de la energía?

La descentralización de algunos servicios. La masificación de la generación distribuida. Que los promotores de autogeneración obtengan más ingresos por servicios diferentes al autoconsumo y los excedentes.

¿En Colombia las renovables han logrado la democratización de la energía?

Absolutamente sí. Hoy desde vendedores, terratenientes y ferreteros hablan con propiedad de energía renovable. Lo que nos corresponde es no envilecer el conocimiento especializado ni el sector eléctrico.

¿Cómo ve la participación de nuestra ministra de minas y energía en la COP 27?

Apabullantemente positiva. La obtención de apoyo financiero del banco europeo y poner a Colombia en la escena internacional es un logro importante para las energías renovables. Quedó demostrado que liderar un ministerio implica tener conocimiento en el sector, pero también requiere una formación cultural global y habilidades idiomáticas para escalar en el relacionamiento internacional. Todo eso le sobra a nuestra ministra de minas y energía. Felicitaciones a Irene Vélez Torres.

A pocos días de haberle dicho a Energía Estratégica que seguramente este año no saldría la licitación de renovables derivadas de las manifestaciones de interés, la Secretaría de Energía de la Nación cambió el rumbo energético y la convocatoria podría publicarse antes del cierre del 2022. 

Flavia Royón, titular de la cartera energética nacional, aseguró que “actualmente se trabaja en sacar una licitación antes de fin de año, en el mercado de la Resolución SE 330/2022”, 

“El objetivo de ello es incentivar el desarrollo de nuevas energías renovables que levanten total o parcialmente la generación forzada y contribuyan a diversificar nuestra matriz”, manifestó durante el Evento Anual de la Cámara Argentina de Energías Renovables.  

“Aspiramos a alcanzar la sustentabilidad energética, una matriz de generación diversificada donde todas las fuentes renovables crezcan con la participación y contribuyan al cumplimiento de los objetivos de descarbonización fijados por el Acuerdo de París”, agregó. 

Asimismo, Maximiliano Bruno, director nacional de Generación Eléctrica, dio a conocer que se avanzará en una Resolución para instrumentar la convocatoria con un esquema similar al de la ronda N°3 del Programa RenovAr (MiniRen), con el propósito de reemplazar aproximadamente entre 400 y 450 MW de generación forzada por nodos o provincias. 

Y si bien el llamado se orientará a las tecnologías solar, eólica, bioenergéticas y proyectos híbridos, también se contempla la inclusión de 100 MW más para la incorporación de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y otros 50 MW de biomasa sin PDD. 

Además, según pudo averiguar Energía Estratégica, ya existe un pre-pliego de la licitación en circulación entre los principales actores del sector renovable, el cual estipula que la fecha de adjudicación de la convocatoria sea entre abril y mayo del próximo año, antes de las elecciones presidenciales. 

Pero la particularidad, a diferencia de otros llamados, es que se pretende que, al ser parques renovables de menor potencia (<90 MW), el Componente Nacional Declarado (CND) sea más elevado, alcanzando el orden 55-65 %  de bienes y servicios locales, hecho que permitiría que se cree empleo auténtico argentino y que no todos los elementos sean importados. 

Esta no es la primera vez que el gobierno actual prevé aumentar el CND, ya que cuando lanzó la Res. SE 1260/21 para destrabar contratos truncados del RenovAr, planteó que los titulares de los proyectos que no hayan alcanzado COD podían solicitar la extensión de hasta 365 días para la Fecha Programada de Habilitación Comercial bajo ciertos términos. 

Y en aquel entonces, uno de esos requisitos era la acreditación de un mínimo de Componente Nacional Declarado (CND) del 30% en las instalaciones electromecánicas del proyecto, o el incremento de, al menos, 5% del CND, cuando el proyecto hubiera comprometido un porcentaje inferior al 30%. Hecho que fue visto como positivo dentro de los especialistas del sector. 

¿Cuántas MDI hay en carpeta? Si bien el gobierno recibió 491 manifestaciones de interés por un total de 14418 MW en múltiples zonas del país, sólo se tendrán en cuenta aquellos con capacidad inferior menores a 90 MW (453 MDI por 6117 MW) y se priorizarán aquellas reemplacen generación forzada de combustibles de alto costo e importados, así como la propia generación térmica despachada para cubrir la demanda del MEM. 

Es decir que de todos los proyectos presentados antes de agosto del corriente año, sólo 303 manifestaciones de interés (4247 MW), cumplen con ambos requisitos. 

Ayer, el Gobierno, en cabeza de la Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, presentó este miércoles la ‘Construcción de principios, metodología y lanzamiento del Diálogo Social para definir la Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa en Colombia’, en el contexto de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático COP27, en Egipto.

Este proceso considerará el camino ya recorrido en materia de transición energética en el país, a través de análisis técnicos, la normatividad existente tal como la Ley 2099 de 2021 y el Conpes 4075 de 2022, y de las acciones que emprendió el país al comenzar a diversificar su matriz energética.

La Ministra Vélez afirmó que este proceso contempla una etapa detallada de planeación que se realizará en un periodo de seis meses, abordando temas como cualificación laboral de los trabajadores asociados al sector minero-energético, transición productiva, y mejoramiento de la calidad de vida en los territorios con enfoques étnico y de género.

“Debemos superar nuestra propia historia, fuertemente dependiente de la economía de los hidrocarburos y el carbón. La planeación de la Transición Energética Justa es fundamental para Colombia porque implica una transición hacia una economía productiva, que tenga como pilar las energías renovables”, explicó.

Vélez Torres enfatizó en que esta etapa se regirá por cuatro principios, pero de manera determinante, mediante un diálogo social con la ciudadanía en todo el país.

“La transición energética justa se hará con equidad, con gradualidad, con intensificación del conocimiento y, en especial, con un diálogo abierto con todos los actores involucrados. Los grandes cambios no se hacen de espaldas a la gente; aquí los haremos con y para la gente”, resaltó.

Para llevar a cabo el Diálogo Social, el Ministerio inició un cronograma de jornadas en los territorios donde ya está en marcha la Transición Energética.

Esta etapa anunciada contempla tres fases:

Primera

Planeación y preparación del proceso, incluyendo la interacción con grupos de interés como sindicatos, comunidades territoriales y étnicas, gremios, asociaciones y academia, así como los mecanismos de participación y el inventario de la información para los análisis requeridos. Durará cuatro semanas.

Segunda

Se establece la visión con las metas concretas a largo plazo (cuantificadas) y el tiempo para para lograrlas, que incluye el análisis integral del sistema energético. Se realizaría durante ocho semanas.

Tercera

El diseño de la Hoja Ruta para alcanzar las metas deseadas, identificando los habilitadores regulatorios requeridos y los análisis de riesgos y brechas. Concluye con la elaboración del documento de la Hoja de Ruta para la Transición Energética Justa y su lanzamiento público. Se desarrollaría en un periodo de doce semanas.

La Hoja de Ruta contemplará programas y proyectos estratégicos que servirán de instrumentos de implementación de la Transición.

Programas y proyectos

Comunidades Energéticas y Distritos Energéticos. Incluye los proyectos: Estallido de la energía solar, Estallido de la energía eólica y Estallido de la bioenergía.

La Energía del Cambio. El programa de Movilidad sustentable y eficiencia energética, y el programa de Gas natural para la transición energética.

Instituto Nacional de Transición Energética y el programa de Fomento de la industria nacional asociada a las tecnologías de las energías renovables a través del desarrollo de componentes y prototipos industriales.

Los combustibles fósiles siguen siendo las fuentes primarias más utilizadas para la generación de energía en República Dominicana, de acuerdo con datos obtenidos en el último informe mensual de operación publicado por el Organismo Coordinador (OC).

Mientras que el gas natural cubrió 33.87%, el carbón lo siguió con un 32.52% y el fuel oil No. 6 con un 18.88%; en tanto que, las centrales de fuente primaria renovable representaron apenas un 14.71% del total de generación del mes.

Aquello iría en el sentido contrario a lo que persiguen los objetivos de transición energética en el país. ¿Qué ocurre en el mercado? ¿Hay oferta renovable?

“Tenemos muchas concesiones definitivas y provisionales que no pueden inyectar o no pueden comenzar su construcción”, dijo Augusto Bello Richardson, asesor energético y secretario del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe de la Comisión de Integración Energética Regional (CECACIER).

Durante su exposición denominada “Integración de las Energías Renovables en la República Dominicana: Desafíos y Oportunidades”, puntualizó que la expansión y la regulación en la red serían las principales necesidades qué cubrir en el sistema para contribuir a movilizar nuevos proyectos de generación renovable y que estos cubran una mayor parte de la demanda eléctrica.

“Tenemos una necesidad de espacio en la red y también de regulación de frecuencias y tensión para una alta penetración de renovables”, argumentó, enfocándose en aquellas barreras técnicas, más allá de cuestiones contractuales o de financiamiento que también pudieran existir.

En este escenario, algunas recomendaciones mencionadas por el referente del Comité Regional de la CIER para Centroamérica y el Caribe, para dar lugar a renovables a la par de garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema, fueron:

la revisión de las estrategias operacionales y los criterios N-1

utilizar sistemas con tecnologías de predicción avanzadas

aumentar los refuerzos en la red de transmisión

uso de DLR (Dynamic Line Rating) y PMU (Phasor Measurement Unit)

evaluar interconexiones regionales

implementación de inercia sintética, simulada o virtual,

Implementación dispositivos FACTS (Flexible AC Transmission Systems) y SVC (Static Var Compensators)

Virtual Power Plants (VPP)

el ingreso de nuevas tecnologías

servicios auxiliares (FFR, PFR, SFR, servicios complementarios BESS, control de tensión, arranque en frío)

Bombear agua en represas para generar energía potencial de uso posterior

Implementación de tecnologías de almacenamiento como baterías o volantes de inercia 

Entre ellas, destacó que se podría dar un gran salto para asegurar una mayor incorporación de las energías renovables si se dieran avances concretos para desplegar sistemas de almacenamiento energético, conformar Virtual Power Plants y se concretaran interconexiones regionales.

“En República Dominicana, el Banco Mundial elaboró un estudio que indica que pudiéramos conectarnos por dos rutas hacia Puerto Rico; lo que fortalecería mucho más la inercia de ambos países”, ejemplificó Bello, remarcando la importancia de evaluar interconexiones más allá de las fronteras nacionales.

La edición XXVII de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP 27) que se desarrolla en Egipto, tendrá varios focos de discusión con el objetivo de consensuar acciones y políticas comprometidas con la acción climática y la descarbonización mundial. 

El Global Solar Council (GSC) brindará espacios para ello y el próximo lunes 14 de noviembre pondrá la mirada en el marco legal, los incentivos fiscales y cuellos de botella financieros en América del Sur, considerando el alto potencial fotovoltaico de la región, tanto a gran escala como en generación distribuida. 

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), opinó sobre la pre-COP en Argentina y qué se debatirá durante el panel de debate del Global Solar Council. 

“La discusión pasa por cómo acelerar el proceso de descarbonización. Ya hay acuerdos tanto a nivel local como internacional, pero se debe analizar la velocidad a la que vamos, a qué precio, quién la financia y de qué manera, es decir, en qué condiciones”, sostuvo. 

“Para ello, países como Argentina, que son acreedores climáticos debieran ser financiados con el fondo para el clima que permita acceso al capital necesario para una transición energética que dé esa forma, ya que accediendo al capital adecuado resulta una opción más barata de lo que desplaza. Es decir que la idea clave es que se debe buscar financiamiento climático para el desarrollo de los países emergentes”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Con ello, se buscará reflotar la discusión en términos de deuda climática y los USD 100.000 millones  por año comprometidos durante la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2009 en Copenhague por parte de los países industrializados para financiar a los países emergentes 

Promesa que hasta el momento no se cumplió (79.600 millones en 2019 según últimos datos disponibles), pero que serviría para luchar contra el cambio climático, la transición ecológica y la reducción de emisiones. 

Y si bien Argentina recientemente recibió una línea de crédito del BID por el monto de USD 1.140 millones para la descarbonización del sector energético, el préstamo se priorizará para el fortalecimiento y modernización de los sistemas de transmisión y no se menciona financiamiento directo para proyectos renovables. 

“Si el país tuviera esas mismas condiciones de financiamiento para renovables, podría descarbonizarse al 2050 con precios más baratos de los que desplaza”, comparó Álvarez.

“Con tasas como las que tiene ese préstamo (menores a 3%), se podría hacer toda la transformación renovable esperada. Y si Latinoamérica tiene financiamiento adecuado, podría ir mucho más rápido en la transición hacia la carbono neutralidad”, concluyó. 

El presidente de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), Daniel Alvarez, participó en el 9º. Congreso Geotérmico para América Latina y el Caribe (GEOLAC), en la Ciudad de México y donde asistieron todos los países geotérmicos de la región, incluyendo entidades claves como el Banco Mundial y la Asociación Geotérmica Internacional (IGA por sus siglas en inglés).

Durante su intervención, el titular de la Comisión contó lo que El Salvador está realizando para impulsar este tipo de generación, pues se cuenta a través de LaGeo con una capacidad instalada de 204 MW, energía renovable que se genera con sus 2 plantas, una ubicada en Ahuachapán y otra en el municipio de Berlín, Usulután.

«Nuestra geotermia representa el 25% de la energía que consume El Salvador. Tenemos un gran potencial y no solo por el recurso, sino por el talento y conocimiento de la gente que trabaja en nuestra subsidiaría LaGeo» explicó el presidente Alvarez, durante la primera sesión del GEOLAC.

El gobierno de México presentó la estrategia que llevará a la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2022, con la cual espera reducir en 30% sus emisiones de dióxido de carbono hacia el año 2030, además de una meta condicionada fortalecida del 36% al 40%. 

En materia energética, la titular de la Secretaría de Energía, Rocío Nahle, aseguró que el plan incluirá la modernización de las centrales hidroeléctricas y la construcción del parque fotovoltaico de Puerto Peñasco (120 MW de 1000 MW previstos). 

“México llevará lo que estamos trabajando y sus resultados. Se invirtió en el aumento de la potencia de las hidroeléctricas de la Comisión Federal de Energía (248 MW) para producir más electricidad. Y también estamos haciendo un parque solar en Sonora”, manifestó. 

“También llevamos el porcentaje de aumento de la energía renovable, donde tenemos un 29% de capacidad de renovables, incluyendo la de los privados, entonces vamos cumpliendo las metas”, agregó. 

Sin embargo, pese a que López Obrador, presidente del país, reconoció que México presentaría un nuevo plan de fomento a las renovables durante la COP 27 de Egipto, catalogado como el Plan Sonora, todo indica que sólo se detallarán las leves iniciativas de estos últimos años de gestión y desde el sector criticaron la falta de compromiso y de actualización de las metas sustentables. 

“Hay pistas que nos indican qué ese anuncio será una reducción de emisiones de gas metano, específicamente de PEMEX. Sin embargo, no sólo ya se tenía ese objetivo, sino que se trabajó en la administración de Peña Nieto, pero se detuvo hacia el final de la gestión anterior y no se retomó con la actual de AMLO”, apuntó Carlos Flores, experto en el sector energético

“No vale anunciarlo como un gran nuevo objetivo, cuando en realidad es algo que ya se tenía. Es ir a presentar un supuesto programa ambicioso de reducción de la emisión de GEI, pero no es así. Aunque el problema para AMLO es que el mundo está lleno de especialistas y entiende cuando le proponen algo cuyo sentido técnico no está respaldado, y en algún momento se darán cuenta”, continuó en conversación con Energía Estratégica. 

Y cabe recordar que la administración actual fue la que suspendió y posteriormente canceló las Subastas de Largo Plazo e impidió la inversión y entrada de más capacidad renovable al país, dando un freno a las energías limpias y poniendo en duda el cumplimiento del Acuerdo de París y la Ley de Transición Energética. 

Ante ello, surge la pregunta de si México podría virar hacia políticas públicas más sustentables para alcanzar sus compromisos ambientales en el corto plazo, a lo que Carlos Flores vaticinó que no con esta presidencia. 

“Si México logrará sus compromisos ambientales será porque el siguiente presidente, sea quien sea, venga y de un cambio en la dirección del timón que debe ser contundente, con un marco regulatorio adecuado y la confianza a los inversionistas de que México respetará esas inversiones e incluir metas ambientales mucho más ambiciosas”, concluyó. 

La Comisión Interparlamentaria de Crédito Público (compuesta por tres senadores y tres representantes a la Cámara de las Comisiones Terceras del Congreso) autorizó al Ministerio de Hacienda a suscribir el empréstito con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para financiar con US$34,5 millones el Programa PEECES (Programa de Eficiencia Energética Caribe Energía Sostenible), que beneficiará a más de 220 mil usuarios de estratos 1 y 2, y a instalaciones oficiales de siete departamentos de la Región Caribe (Atlántico, Bolívar, Sucre, Córdoba, La Guajira, Magdalena y Cesar).

La Viceministra de Energía, Belizza Ruiz, agradeció a la Comisión Interparlamentaria de Crédito Público la autorización para la financiación del programa Peeces, “que busca impulsar el uso de la eficiencia energética racional en el sector residencial y en instalaciones oficiales de estos siete departamentos, con actividades como el cambio de bombillos ineficientes por unos eficientes y el incentivo para refrigeradores eficientes, entre otros”.

El proyecto, que iniciará el primer trimestre de 2023, está a cargo del Ministerio de Minas y Energía, y será ejecutado por el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (Fenoge), contempla incentivos para la sustitución de neveras e iluminación ineficiente, y la instalación de sistemas solares fotovoltaicos sin almacenamiento en 114 edificaciones oficiales, con lo cual se pretende generar ahorros para el Estado de más de 50 mil millones de pesos anuales, gracias a la reducción de subsidios.

«El Fenoge está culminando la ejecución del Programa Be Energy en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, en el cual se han beneficiado a más de 17.000 hogares y usuarios del sector comercial y oficial con medidas de eficiencia energética y la implementación de sistemas fotovoltaicos. Ahora replicaremos este caso de éxito en los departamentos de la región caribe, multiplicando los beneficios ambientales y sociales», dijo Juan Camilo Vallejo Lorza, Director Ejecutivo del Fenoge.

Según Fenoge, el proyecto busca generar ahorros para la Nación por más de 50.000 millones de pesos anuales, gracias a la reducción de subsidios y disminución en el costo mensual de la factura de energía eléctrica en los usuarios de los estratos 1 y 2, por hasta 50.000 pesos. Lo cual equivaldría a que se reduzca la tarifa en aproximadamente un 30% para estos estratos. En materia de disminución de gases de efecto invernadero, con la ejecución del proyecto, que tendrá una duración de 5 años, se espera evitar la emisión de cerca de 57 mil toneladas de CO2 a la atmósfera.

De igual forma, este proyecto espera contribuir a la reactivación económica del sector de venta de electrodomésticos en la Región Caribe y mejorar la calidad de vida de las poblaciones más vulnerables de los departamentos que componen esta región.

En marzo, Costa Rica firmó un acuerdo de colaboración con Restor y Crowther Lab en ETH Zurich enfocado en brindar transparencia a su mundialmente reconocido Programa de Pago por Servicios Ambientales (PSA), ejecutado por el Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) por medio del Fondo Nacional de Financiamiento Forestal (Fonafifo)  de Costa Rica. Desde entonces, las partes han estado trabajando juntas para cargar a la plataforma las casi 2000 fincas que participaron en el programa entre los años 2018 y 2021. Y esta semana, Costa Rica ha publicado los primeros 288 de estos sitios en Restor, el primer país en hacerlo.

Al dar este paso, Costa Rica espera inspirar a otros a hacer lo mismo. También esperan crear conciencia sobre el impacto del programa y la importancia crítica de ampliarlo en los próximos años.

“Hay una urgencia de ampliar este programa para alcanzar los compromisos de  cero deforestación (cero neto) de Costa Rica y del mundo. Al demostrar lo que los PSA pueden hacer por las personas, la biodiversidad y nuestro clima, invitamos a más países y  los líderes gubernamentales y empresariales a unirse a nosotros”, explicó Franz Tattenbach, Ministro de Ambiente y Energía de Costa Rica.

“Evidentemente, existe un gran potencial para ampliar el Programa de Pago por Servicios Ambientales, en Costa Rica y más allá”, continúa Clara Rowe, directora ejecutiva de Restor. “Nuestra esperanza es que más actores prioricen la naturaleza y compartan de manera transparente los impactos de sus iniciativas de restauración y conservación.”

Midiendo impacto

A través del programa de PSA, los propietarios reciben pagos directos por los servicios ambientales que proveen sus terrenos al adoptar técnicas de uso sostenible de la tierra y manejo forestal. El impacto socioeconómico positivo del programa de PSA de Costa Rica ha sido bien documentado. Y el programa ha jugado un papel clave en la recuperación forestal: desde 1996, Costa Rica ha duplicado el tamaño de su bosque, convirtiéndose en el primer país tropical en revertir la deforestación. Sin embargo, medir el impacto sobre la biodiversidad ha sido más complicado.

En el primer estudio nacional de este tipo, Crowther Lab está utilizando mediciones de bioacústica para cuantificar la biodiversidad. En su fase piloto, este estudio está enfocado en la Provincia de Guanacaste en específico en el cantón de Nicoya. Dirigida por Giacomo Delgado y el Prof. Thomas Crowther, esta investigación se ampliará a las otras seis provincias, utilizando así el paisaje sonoro de Costa Rica para cuantificar la biodiversidad protegida y restaurada por el programa PSA.

Las primeras mediciones bioacústicas ahora se pueden escuchar en Restor y el trabajo se presentará en dos eventos de Nature Zone durante la COP27 en Egipto, «Monitoreo de la biocomplejidad para el mercado de la naturaleza de Costa Rica» y «Transparencia: la clave para acelerar la restauración global de la naturaleza«.

Sobre el impacto de esta investigación, el Prof. Dr. Thomas Crowther dice: «La evidencia científica para la regeneración exitosa de la biodiversidad es un desafío de investigación a cualquier escala, pero esta es particularmente emocionante como la primera evaluación cuantitativa de una intervención exitosa de biodiversidad a nivel nacional».

Desde Guatemala y hasta Panamá, una decena de vehículos eléctricos completarán los 1.800 kilómetros que separan ambos países, en la denominada “Ruta Eléctrica Centroamericana”.

La caravana tuvo su banderazo de salida el pasado 4 de noviembre en la Ciudad de Guatemala, a partir de ese momento 10 vehículos eléctricos han recorrido el territorio centroamericano sin utilizar una gota de combustible, pasando por El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y arribando a Panamá, donde fue recibida por autoridades de Gobierno y sectores empresariales dedicados a la industria automotriz en la Ciudad de David.

Esta actividad, que es organizada por la Asociación Costarricense de Movilidad Eléctrica (ASOMOVE) cuenta con el apoyo del Gobierno Nacional, a través de la Secretaría Nacional de Energía, y representantes del sector privado y gobiernos de toda la región, tiene como objetivo promover la movilidad eléctrica en toda Centroamérica, para crecer como un mercado regional.

«Esta ruta demuestra que Centroamérica apuesta por la movilidad 100% eléctrica. Los esfuerzos que hemos concretado trabajando como equipo le dicen al mundo que la región está lista para empezar a moverse usando energía renovable. Estamos muy felices del recibimiento que hemos tenido y del interés de las personas por conocer los vehículos eléctricos», señaló Silvia Rojas, Directora Ejecutiva de Asomove.

Con este evento se impulsa la creación de una red de cargadores rápidos y semi rápidos que permitirán conectar los 6 países centroamericanos, al mismo tiempo que impulsa la creación de incentivos fiscales para promover la inclusión de más modelos eléctricos.

“Este es un hito sumamente importante ya que estamos demostrando que Centroamérica está interconectado para poder circular con vehículos 100% eléctricos desde Guatemala hasta Panamá, rompiendo mitos, paradigmas y ayudando así a descarbonizar el transporte. Con nuevas tecnologías en baterías y con una red de carga en crecimiento sostenido, la movilidad eléctrica está revolucionando el sector transporte” dijo Eduardo López de Victoria, presidente de la Cámara de Movilidad Eléctrica de Panamá.

La movilidad eléctrica en Panamá avanza en diferentes frentes para la adopción de esta tecnología. A cierre de septiembre de este año se registran 118 vehículos nuevos 100% eléctricos circulando por las calles del territorio nacional, superando los vehículos vendidos en 2021.

En la actualidad, Panamá cuenta con un total de 245 vehículos 100% eléctricos, respaldados por más de 134 cargadores públicos rápidos y semirápidos instalados desde la Ciudad de Panamá hasta la frontera con Costa Rica.

Este crecimiento en los indicadores de Movilidad Eléctrica es respaldado por la ejecución de la Estrategia Nacional de Movilidad Eléctrica, apoyada por la Comisión Interinstitucional de Movilidad Eléctrica (CIME) que busca alcanzar los objetivos de los Lineamientos de Estratégicos de la Agenda de Transición Energética. La participación del sector público y privado ha sido fundamental para la generación de esfuerzos en común para la transición a una movilidad eléctrica en Panamá.

«En medio de la crisis climática en la que estamos el mundo necesita soluciones que, además de enfrentar el calentamiento global, aporten al crecimiento económico. En materia de movilidad eléctrica América Latina y el Caribe está señalando un camino. Hoy crea empleos y genera nuevos modelos de negocio alrededor del despliegue de esta tecnología, el e-ride centroamericano es prueba de ello. Estoy convencido de que la región se convirtió en un polo generador de know-how y en un importante actor en la cooperación climática, no solo sur-sur sino también sur-norte», Gustavo Mañez, director regional adjunto del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente.

Aliados de la Ruta Eléctrica Centroamericana. Los aliados que hacen posible la realización del evento son el Banco Centroamericano de Integración Económica, la Unión Europea, el Gobierno Alemán a través de KfW, a través de su Iniciativa MIPYMES Verde; BAC, ENEL X Way, Evergo, Uber y ONU.

Ayer, en una ceremonia que contó con la presencia de la Ministra de Medio Ambiente, Maisa Rojas, el alcalde de Maipú, Tomás Vodanovic, y los ex ministros de Energía Andrés Rebolledo y Máximo Pacheco, se promulgó la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad, llamada a ser un elemento clave para cumplir la meta que nuestro país sea carbono neutral antes de 2050.

El encuentro fue encabezado por el ministro de Energía, Diego Pardow, quien destacó: “El primer tiempo de las políticas públicas para el fomento de energías renovables fue el que culmina con el hito que representa que la capacidad de generación con energías variables supere al carbón en el agregado”.

Y remató: “Ahora se inicia un segundo tiempo que permitirá el desarrollo de energías renovables flexibles. ¿Qué significa esto? Incentivar el uso tecnologías limpias que permitan al sistema responder durante los peak de demanda de manera de dejar de depender de los combustibles fósiles. Esa es la única manera que permitirá descarbonizar nuestra matriz energética”.

Por su parte, en un comunicado, la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) enfatizó sobre esta promulgación y consideró: “Si queremos retirar el carbón de la matriz eléctrica de Chile al 2030, debemos agregar 1,6 a 2,6 GW de almacenamiento de corta y de larga duración de aquí al 2040 para mantener el sistema adaptado, y eso significa debemos empezar ya a invertir en almacenamiento fuertemente”.

La entidad indicó que actualmente existen sólo 64 MW de almacenamiento instalados en el sistema, 60 MW en construcción y 275 MW más aprobados o esperando calificación ambiental. “Esto, sin consideradar los proyectos híbridos, que tendrán combinaciones solares o eólicas con almacenamiento que suman unos 2.500 MW más que podrían agregarse al sistema en los próximos tres a cuatros años”, aclararon.

Y advirtieron: “Los proyectos empiezan a perfilarse, pero la envergadura de los requerimientos de instalación de almacenamiento es enorme, si queremos preservar nuestra ambición climática y sacar los 5,5 GW de carbón al 2030, lo que significa que debemos incentivar aún más el ingreso de almacenamiento tanto en el segmento de la generación como en el de transmisión”.

En esa línea, desde ACERA enfatizaron en este proyecto como una solución a las cuantiosas pérdidas que se originan en el sector renovable variable.

“El almacenamiento eléctrico tiene muchos usos, pero principalmente suple energía y potencia que no están operativas en determinados horarios o temporadas, lo que permite cubrir mejor la demanda, y solucionar los graves problemas de vertimiento de ERNC actuales; que en lo que va del año ya va en más de 900 GWh, lo que representa más del cien por ciento de la energía adjudicada a las empresas que transmiten electricidad a los clientes regulados, y que hubiese permitido evitar más 680 mil toneladas de emisiones de CO2”, indicaron.

Más players

Otro aspecto importante que destaca ACERA de esta Ley, es que viene también a ampliar la competencia del segmento de generación y transmisión, porque los titulares de estos proyectos no son sólo empresas incumbentes sino que también nuevos entrantes que están haciendo este mismo tipo de proyectos en otros mercados y eso atrae inversión, innovación y nuevos players al mercado.

“Así, las empresas que deseen operar solamente sistemas de almacenamiento podrán participar de los mercados de energía y potencia tal como lo hacen hoy las empresas que operan centrales de generación”, sostuvieron.

Y agregaron: “Esta habilitación legal vendría a completar a las ya existentes relativas a la participación en el mercado de servicios complementarios y en el segmento de transmisión, algo de especial relevancia ya que los sistemas de almacenamiento, por su naturaleza técnica, permiten prestar una multiplicidad de servicios al sistema eléctrico que deben ser correctamente remunerados”.

Adicionalmente, la Ley permitirá la instalación y remuneración de sistemas de almacenamiento a escala distribuida, incluyendo de manera explícita a aquellos sistemas que forman parte de un vehículo eléctrico.

“A diferencia de lo que pasaba hace algunos años atrás, hoy existe consenso en el sector sobre  que el desarrollo de nuestra matriz eléctrica se hará en base a energías renovables. En efecto, según el estudio encargado por ACERA en 2021, para lograr el retiro eficiente de las centrales a carbón hacia el año 2030, se requiere la puesta en servicio de 22,5GW de nueva capacidad, lo que incluye al menos 2 GW en sistemas de almacenamiento de larga y corta duración”, explicaron.

“Por consiguiente, esta modificación legal va sin duda en la dirección correcta de reducir las barreras para la incorporación de este tipo de tecnologías, que son fundamentales para habilitar la transición energética. El siguiente paso entonces, será avanzar rápidamente en el desarrollo y adaptación de los reglamentos y normas técnicas que permitan implementar, a la brevedad posible, las disposiciones contenidas en dicha Ley”, cerró la entidad.

Genneia anunció el lanzamiento de la reapertura de las Obligaciones Negociables Clase XXXV y nuevas Obligaciones Negociables Clase XXXVII en el mercado local, por un monto a emitir en conjunto de US$ 40 millones, ampliable hasta US$ 80 millones. La nueva Obligación Negociable (ON) se trata del séptimo instrumento de la compañía calificado como bono verde.

La licitación de las Obligaciones Negociables en el mercado local se llevará a cabo el 9 de noviembre de 2022 y lo recaudado será destinado a financiar la construcción de los proyectos eólicos La Elbita I & La Elbita II en la provincia de Buenos Aires y el proyecto solar Tocota III en la provincia de San Juan.

Estas ON ingresarán al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, y está dirigido a cualquier inversor – personas o instituciones- dispuesto a obtener rentabilidad a la vez que contribuir a brindar soluciones ambientales. Estos instrumentos son dólar-linked, es decir, se encuentran denominados en dólares y serán integrados en pesos al tipo de cambio inicial. Otras características de las ON son:

La ON Clase XXXV Adicionales: tiene una tasa de interés fija del 0%, pagadera trimestralmente, bullet, con vencimiento en diciembre 2024 y se licitará por precio.
La ON Clase XXXVII tendrá una tasa de interés fija a licitar, pagadera trimestralmente, amortizable en tres cuotas iguales a partir del mes 42, 45 y 48 y con vencimiento en el mes 48.

Banco Macro actúa como Organizador, mientras que Macro Securities, Banco Santander, BBVA, Banco Patagonia, BACS, Balanz, Facimex, MAX y TPCG actúan como Colocadores.

“Tras liderar la colocación de Bonos Verdes en Argentina en 2021, continuamos apostando por nuevas inversiones en energías renovables y a la inversión productiva en el país, con proyectos que ayudan a la transición energética”, manifestó Carlos Palazón, CFO de la empresa.

Tocota III

El Proyecto Solar Fotovoltaico Tocota III, ubicado en el noroeste de la provincia de San Juan, tendrá una capacidad instalada nominal estimada de 60MW, equivalente al consumo aproximado de 45.000 hogares. El predio seleccionado para el emplazamiento tiene una superficie de 295 hectáreas y está localizado a 4km de la Ruta Nacional 412, a 50 km al sur de la localidad de Iglesia.

Se estima una inversión total de aproximadamente USD 50 millones para la construcción del Proyecto Solar Fotovoltaico Tocota III. La realización del proyecto tendrá un plazo de 24 meses, incluyendo el diseño conceptual y de detalle de la obra, las obras de interconexión con el SADI y la puesta en marcha.

El Proyecto Solar Fotovoltaico Tocota III se encuentra alineado con los Objetivos de Desarrollo Sustentable de la Organización de las Naciones Unidas: #7 energía Asequible y no contaminante y #13 Acción por el clima.

La Elbita I y La Elbita II

El Proyecto Eólico La Elbita I tendrá una capacidad instalada estimada de 103,5 MW. El proyecto se encontrará situado en la ciudad de Tandil, ubicado en la provincia de Buenos Aires. El predio seleccionado para el proyecto tiene una superficie de 984 hectáreas, y está localizado a 4.2 km de la RP N° 30 y 24 km (en línea recta) de la RN°226, aproximadamente a 50 km al Sur de la ciudad de Tandil.

Por otro lado, el Proyecto Eólico La Elbita II tendrá una capacidad instalada estimada de 36MW y se ubicará adyacente al Proyecto Eólico La Elbita I. El predio para el proyecto tiene una superficie de 483 hectáreas, accesible desde la RP N°30 y la ruta nacional N°226.

Se estima una inversión total de aproximadamente USD 210 millones para la construcción del Proyecto Eólico La Elbita I y La Elbita II. La realización del proyecto tendrá un plazo de 25 meses, incluyendo el diseño conceptual y de detalle de la obra, las obras de interconexión con el SADI y la puesta en marcha. Los Proyectos Eólicos La Elbita I y la Elbita II se encuentran alineados con los Objetivos de Desarrollo Sustentable de la Organización de las Naciones Unidas: #7 energía Asequible y no contaminante y #13 Acción por el clima.

Puebla presentó un nuevo programa para el fomento de las energías renovables y la generación distribuida. “Incentivos Verdes” es la iniciativa que consistirá en el otorgamiento de apoyos económicos a las micro, pequeñas y medianas empresas (MiPyMEs), para que puedan generar ahorros en los pagos de servicios de energía eléctrica o combustibles. 

El gobierno estatal prevé que las MiPyMEs interesadas puedan adquirir sistemas fotovoltaicos o de calentamiento solar, con tal de alcanzar la descarbonización de sus comercios, y los apoyos variarán de acuerdo a la modalidad de participación y tecnología elegida. 

Para el caso de la compra de equipos solares-térmicos, la Agencia de Energía del Estado de Puebla (AEEP) ofrecerá una ayuda económica de hasta $75,000, mientras que para los sistemas fotovoltaicos, el apoyo tendrá un límite de $100,000; en ambos casos hasta el 20% del monto total del proyecto. 

Ermilo Barrera, director general de la AEEP, insistió que el programa tiene el objetivo de propiciar inversiones en GD y calentamiento solar-térmico, de tal forma que los agentes se animen a apostar por ese tipo de tecnologías renovables, reducir gastos energéticos y hacer más competitiva a la economía. 

“Nos motivó que Puebla es el lugar N°17 en materia de generación distribuida (40.99 MW en 4,982 contratos), por lo que no aprovechamos un esquema muy bueno de generación en sitio que puede acarrear beneficios económicos y ambientales”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Entonces la capacidad de generación distribuida en el estado no corresponde al producto interno bruto, la capacidad de aprovechamiento existente en generación fotovoltaica y las necesidades de las industrias y comercios”, agregó. 

Los interesados deberán poner el 80% restante de la inversión, sea autofinanciado, por el propio desarrollador del proyecto o cualquier herramienta de financiamiento. Pero se debe asegurar que haya una contraparte que invierta en las tecnologías. 

Mientras que en el caso de los equipos, se financiará tanto sistemas nacionales como internacionales, cumpliendo la normativa mexicana. Pero sí se requerirá que los instaladores y desarrolladores de proyectos cumplan con la certificación CONOCER. 

El inicio de recepción de registros comenzará a partir del próximo lunes 14 de noviembre y estará abierto hasta el domingo 4 de diciembre del corriente año 

¿Cuáles son las expectativas? El director general de la AEEP destacó que “esperan otorgar $3.000.000 en subsidios directos y que haya cerca de 35 proyectos de inversión en el corto plazo, es decir, de aquí a diciembre de este año”. 

“Luego, al 2023, la intención es que esa cifra aumente en aproximadamente 50% adicional, dependiendo de los resultados de esta primera etapa. Y como política pública debemos estar actualizando, evaluando y mejorar constantemente”

El inicio de recepción de registros comenzará a partir del próximo lunes 14 de noviembre y estará abierto hasta el domingo 4 de diciembre del corriente año, lapso en el que harán diversos talleres de aclaraciones. En tanto que la notificación de resultados está prevista para antes del cierre del viernes 16 del último mes del 2022. 

“Colombia este año tiene una presencia muy destacada en la Conferencia de las Partes (COP27), donde está dando señales fuertes al mundo sobre su compromiso de la acción climática y donde el desarrollo de las energías renovables tendrán un eje central dentro de sus políticas”, destaca Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC).

En diálogo con Energía Estratégica, el ejecutivo resalta la reciente adhesión de Colombia al Global Offshore Wind Alliance (GOWA), una plataforma que ha co-desarrollado el Consejo Global de Energía Eólica (GWEC) junto a la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) y el Gobierno de Dinamarca.

Al momento, Colombia es el único país latinoamericano en formar parte de este club que brega por esta tecnología, junto a Bélgica, Alemania, Irlanda, Japón, los Países Bajos, Noruega, el Reino Unido y los Estados Unidos, además de Dinamarca.

“No hay posible transición energética sin contar, de una manera incondicional, con la eólica marina por las capacidades que tiene para suministrar energía eléctrica a gran escala”, resalta Fiestas.

Y enfatiza: “En Colombia hay unos recursos extraordinarios en la Costa del Atlántico y vemos que el país está dispuesto a aprovecharlos y generar todo un desarrollo no sólo con un enfoque estrictamente energético sino con un planteo socioeconómico importante”.

“De ahí es que estos elementos de la transición justa encajan perfectamente con esta tecnología, altamente demandante de inversión, empleo e infraestructuras que generan gran progreso en la región”, puntualiza.

En ese sentido, el presidente para Latinoamérica de GWEC invita a participar del evento Colombia Wind Power, que se desarrollará el próximo 22 de noviembre en Bogotá, y del que participará no solo la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, sino distintos funcionarios vinculados a permisologías y tramitaciones para el avance de proyectos de renovables.

Consultado al respecto, Fiestas indica: “Este es un problema que vemos que se generalizado en la mayoría de los países son cuellos de botella que se refieren a procesos administrativos y de licenciamiento de las instalaciones”.

Y advierte que también esta situación también empieza a verse en la eólica marina, ya que intervienen muchos actores para su desarrollo.

“Nuestro mensaje es contundente en el sentido de que las circunstancias actuales en las que se está desarrollando la discusión climática por razones de la emergencia que se está poniendo de manifiesto para implementar las soluciones cuanto antes, está llamando a una profunda revisión de simplificar los procedimientos y a una actualización de medios técnicos y humanos para que todos estos proyectos puedan salir adelante”, cierra el experto.

Inició la 27° Conferencia de las Partes (COP). Serán semanas decisivas para que las Partes ratifiquen su compromisos internacionales, negocien aspectos cruciales para la mitigación y resuelvan grandes pendientes como el financiamiento climático y metodologías de contabilidad.

La industria de las energías renovables es parte activa de esta Cumbre Anual. En representación de las empresas eólicas y solares, el Global Wind Energy Council (GWEC) y el Global Solar Council (GSC) organizan una serie de mesas de debate junto a expertos de todo el mundo.

En esta ocasión, la Cumbre que realiza la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) se realiza en Sharm El-Sheikh, Egipto. Sin embargo, asociaciones como el GWEC y GSC garantizarán el acceso abierto y gratuito a las transmisiones en directo que se realicen.

Serán más de 70 disertantes los que asistirán de manera remota y presencial del 9 al 17 de noviembre a los paneles de debate del GWEC y GSC. Entre los principales temas que se abordarán, destacamos para esta región el abordaje de marco legal, incentivos fiscales y cuellos de botella financieros, la resiliencia de la cadena de suministro y el escalamiento del negocio, así como la seguridad Energética y la prosperidad para el futuro.

A continuación, detallamos día a día los eventos organizados por cada asociación junto al enlace de registro gratuito para asistir por zoom y recibir un recordatorio en su e-mail cuando inicie la transmisión en directo.

Agenda

9 de noviembre

10:00-11:00 – GWEC: ¿Cómo pueden los sectores público y privado financiar la transición del carbón a las energías renovables? El desafío de la implementación en Asia
11:30-12:30 GSC: ¿Cómo conciliar Economía y Ecología? De la descarbonización a la regeneración, aplicaciones y mejores prácticas
15:30-16:30 GWEC: Resiliencia de la cadena de suministro y escalamiento del negocio

10 de noviembre

14:00-15:00 – GWEC: El auge de «Energy Islands»

11 de noviembre

10:00-11:00 – GWEC: Industrias Descarbonizantes – Hidrógeno verde y Eólica Marina
14:00-15:30 – GWEC: The Global Alliance for Sustainable Energy

14 de noviembre

10:00-11:00 – GWEC: El nexo agua-energía y oportunidades en el horizonte para el Sur Global
11:30-12:30 – GSC: Marco legal, incentivos fiscales y cuellos de botella financieros en Sudamérica
14:00-15:00 – GWEC: Habilitación de una fuerza laboral de energía renovable y modelos para el financiamiento de la Transición Justa y Equitativa
16:00-18:00 – GSC: Evento de networking en la Green Zone 

15 de noviembre

10:00-11:30 – GWEC: Seguridad Energética y Prosperidad para el Futuro
14:00-15:00 – GWEC: Las energías renovables como fuerza revitalizante en África
15:30-16:30 – GSC: Gigaproyectos renovables: el Mediterráneo podría ser el pionero

16 de noviembre

12:00-13:00 – GSC: Empoderar a las personas con energía solar fotovoltaica
14:00-15:00 – GSC: La energía solar fotovoltaica como fuerza líder hacia la seguridad energética en un contexto de inestabilidad internacional, crisis energética y climática

17 de noviembre

10:00-11:00 – GWEC: Las redes como facilitadores de la transición energética
11:30-13:00 – GSC: Promesas de progreso: el camino de Asia hacia un futuro de cero emisiones netas
15:30-16:30 – GSC: Estándares y calidad de instalación de proyectos de techos solares fotovoltaicos: mejores prácticas

Por medio de la Resolución 756/2022, la secretaría de Energía adjudicó seis lotes para la provisión e instalación de equipos fotovoltaicos junto con sus correspondientes instalaciones internas. Los paneles serán instalados en 494 centros de salud primaria de trece provincias argentinas.

Los equipos permitirán equipar los edificios de los Centros de Atención Primaria de Salud (CAPS) y mejorarán las condiciones de atención para más de 40.000 argentinos y argentinas que habitan en el interior del país.

Gracias a la tecnología fotovoltaica, las comunidades rurales contarán con un suministro eléctrico ininterrumpido, de esta forma se podrán extender los horarios de guardia y la calidad de las prestaciones de atención.

La distribución de los paneles se dará de la siguiente manera: Córdoba (11 centros); siete de Tucumán (7 centros); Jujuy (21 centros); Salta (129 centros); Santiago del Estero (173 centros); Catamarca (35 centros); La Rioja (2 centros); Chaco (52 centros); Misiones (3 centros); Río Negro (10 centros); Neuquén (28 centros); Chubut (12 centros) y Santa Cruz (11 centros).

Junto con la provisión de los equipos, cada establecimiento sanitario recibirá, además, heladeras solares para la conservación de vacunas, que serán energizadas con generadores fotovoltaicos autónomos, sin utilización de baterías, y que cuentan con certificación de la Organización Mundial de la Salud (OMS).

En el marco de la Resolución 756, tras la aprobación del Banco Mundial, el comité evaluador de ofertas asignó la licitación a las empresas Multiradio (Lote N° 1 y Lote N° 6), Datasar Argentina (Lotes N° 2, 3 y 4) y Mega (Lote N° 5).

Ubicado en la órbita de la subsecretaria de Energía Eléctrica, el proyecto PERMER cuenta con financiamiento del Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF) para sus iniciativas, centradas en la electrificación por medio de fuentes renovables de las zonas rurales.

El objetivo es garantizar un acceso a la energía en hogares, escuelas, centros de salud y los ámbitos de trabajo asociados con la ruralidad. A través de la colocación de paneles y boyeros con tecnología fotovoltaica se promueve la inclusión social y el desarrollo económico de habitantes y trabajadores del interior de la Argentina.

Entre las últimas licitaciones relacionadas con el Proyecto cabe destacar las licitaciones de octubre último, que aseguraron el abastecimiento renovable para 281 establecimientos públicos, que incluyen escuelas y puestos de Gendarmería y el Ejército, en 19 provincias, así como la provisión e instalación de 2.633 de boyeros solares. El conjunto de estas licitaciones implicó una inversión de más de 24 millones de dólares.

Esta semana la Seremi de Energía de Magallanes, María Luisa Ojeda, informó sobre la reciente apertura del 6to Concurso Fondo de Acceso a la Energía (FAE), versión 2022.

En la oportunidad, autoridad regional del ramo invitó a postular al Fondo que este año cuenta con más de 460 millones de pesos destinados a financiar soluciones de energización a través de generación fotovoltaica con o sin almacenamiento en baterías, y soluciones de energización mediante un sistema solar térmico para calentamiento de agua.

“La invitación la extendemos para que postulen instituciones que tengan un rol público comunitario, posean personalidad jurídica y sean sin fines de lucro”, destacó la Seremi María Luisa Ojeda.

En esta misma línea, la titular regional del ramo sostuvo que “el FAE 2022 busca beneficiar a instituciones que cumplan un rol público comunitario, con soluciones energéticas que les permitan el acceso y/o mejoramiento de su suministro energético a través del financiamiento de proyectos a pequeña escala con energías renovables».

«Con este programa pretendemos avanzar en la descarbonización a pequeña escala, llegando ojalá a lugares apartados de nuestra región con proyectos innovadores. El acceso justo a la energía es uno de nuestros pilares como Gobierno”, enfatizó.

La Seremi de Energía también detalló que el cierre de postulaciones al FAE está fijado para el jueves 22 de diciembre del año en curso.

POSTULANTES

Los postulantes deberán ser instituciones con personalidad jurídica y sin fines de lucro que tengan por objeto representar y promover intereses específicos de la comunidad dentro del territorio de la comuna o agrupación de comunas respectivas, que utilicen o administren infraestructura de uso permanente donde se instalará la solución energética, sean o no propietarios de ésta, tales como:

· Comunidades y asociaciones indígenas reguladas en la Ley N°19.253, que establece normas sobre protección, fomento y desarrollo de los indígenas, y crea la Corporación Nacional de Desarrollo Indígena.

· Organizaciones comunitarias constituidas al amparo de la Ley N°19.418, que establece normas sobre juntas de vecinos y demás organizaciones comunitarias.

· Las personas jurídicas sin fines de lucro registradas en el catastro de organizaciones de interés público de la Ley N°20.500, sobre asociaciones y participación ciudadana en la gestión pública, tales como fundaciones, corporaciones, ONG, asociaciones, entre otras.

· Cuerpo de bomberos constituidos en el sistema nacional de bomberos de acuerdo con la Ley N°20.564, que establece la ley marco de los Bomberos de Chile.

· Municipalidades, corporaciones municipales o servicios de salud que tengan a su cargo la administración de establecimientos de salud.

· Municipalidades o corporaciones municipales o servicios locales de educación pública (“SLEP”) que tengan a su cargo la administración de establecimientos de educación.

· Otras personas jurídicas sin fines de lucro que demuestren tener dicho rol público comunitario como finalidad u objetivo en sus estatutos.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) prepara las bases para elaborar una Hoja de Ruta del Hidrógeno Verde en Guatemala. Así lo adelantó Marcela Pelaez, durante su participación en el conversatorio «Oportunidades del Hidrógeno Verde en América Latina» de la Red Centroamericana de Mujeres Ejecutivas de Energía (RECME).

“Tenemos que pensar globalmente y tratar de establecer, como lo están haciendo otros países, una economía del hidrógeno. Para eso, nosotros en la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), como órgano técnico de apoyo al Ministerio de Energía y Minas, preparamos unos términos de referencia para la realización de un estudio que evalúe diferentes aspectos que consideramos importantes para definir una hoja de ruta y empezar a trabajar ya en en todo toda la parte regulatoria”, expresó Marcela Peláez, en su calidad de directora de la CNEE.

A la fecha, los proyectos de hidrógeno verde en Guatemala podrían acceder a beneficios tributarios a través de la Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable (Decreto 52-2003) y la Ley de Incentivos a la movilidad eléctrica (Decreto 40-2022), pero desde la CNEE proyectan la conformación de un marco específico para el vector energético.

“Necesitamos en nuestros países establecer señales de política a largo plazo para incentivar la producción de hidrógeno”, introdujo la directora de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

Y refiriéndose en concreto a Guatemala, añadió: “Queremos definir una propuesta de Hoja de Ruta para la producción, uso y exportación del hidrógeno verde (…) ir empatando toda la normativa y ya plantearnos actividades específicas como un cronograma de esta propuesta de hoja de ruta y el desarrollo de proyectos piloto en el país”.

Siguiendo con su análisis, indicó que dar estabilidad y certeza jurídica a los inversores de estos proyectos minimizaría los riesgos. Pero aquello no sería todo lo necesario.

Para impulsar proyectos competitivos y de calidad, la directora de la CNEE, puso el acento en establecer los marcos regulatorios apropiados y sistemas de certificación para el hidrógeno verde.

“Es el gran reto que ahora está teniendo y discutiendo Europa: cómo se va a certificar el hidrógeno, garantizando realmente de donde provenga”, subrayó.

También observó que sería preciso “dar las señales para apoyar la creación de la demanda”. Y, al respecto, agregó que impulsar una industria del hidrógeno sólo para exportación no sería un ideal para Guatemala debido a barreras que se podría encontrar por factores externos, tales como los altos costos que podría significar el transporte de largas distancias. Por lo que, luego de mencionado aquello, llamó a apostar por incentivar la demanda local de hidrógeno verde y sus derivados, además de planear suplir al mercado internacional.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil prepara la agenda regulatoria de más de treinta actividades para el bienio 2023-2024, las cuales se consideran “prioritarias” de cara a los dos próximos años del sector.

Y casi la mitad de estas iniciativas son nuevas, las cuales están vinculadas a la modernización de la distribución de energía, la transición energética e innovaciones en la participación de los consumidores y la adecuación de la regulación de generación para centrales offshore, entre otras. 

Entre los principales puntos que vinculan a la transición energética y las renovables, Ulises Ricardo de Oliveira, coordinador de gestión de procesos y proyectos de la dirección general de ANEEL, detalló que se buscará reglamentar un programa de energía renovable social destinado a consumidores de bajos ingresos y promover adecuaciones regulatorias para la implementación de plantas offshore, como también elaborar las normas para aquellas centrales fotovoltaicas e hidroeléctricas que no despachan, o no lo hacen al nivel esperado, por estar restringidas. 

¿Qué importancia tiene ello para el sector? Rodrigo Sauaia, presidente de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), reconoció que la falta de una normativa específica para ese tipo de parques renovables genera riesgos que no son manejables por los generadores. 

“Ese hecho perjudica el precio de la energía eléctrica para la sociedad, por lo es necesario implementar, con carácter de máxima urgencia, una solución definitiva para el tema. Y proponemos que la reunión pública ordinaria [donde se trate dicho tema] sea realizada en el primer trimestre del 2023”, aclaró durante la audiencia pública de ANEEL. 

Mientras que por el lado del programa de renovables para usuarios de menor poder adquisitivo, planteó la relevancia de reglamentar la Ley N°14300/22, ya que sin ello, las distribuidoras no pondrían en práctica el plan, lo que generaría un “retraso en los beneficios socioeconómicos para los consumidores del país”. 

Cabe recordar que ANEEL ya abrió un período de consulta pública la nueva reglamentación de la micro y mini generación distribuida de Brasil, la cual incluirá costos gravados sobre la energía eléctrica compensada, exenciones de las tarifas de uso del sistema de distribución y el uso de sistemas híbridos con almacenamiento de energía, entre otros puntos.

Asimismo, el uso del storage no fue pasado por alto en la reunión organizada por el organismo público, tanto para la propia generación distribuida como para los proyectos de gran escala y su oportunidad en las licitaciones que se realizan en el país, ya que se prevé promover la adecuación normativa para la inserción de sistemas de almacenamiento.   

Y teniendo en cuenta la inminente subasta de reserva de capacidad, que incorpora sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (SAEs), desde ABSOLAR remarcaron la importancia de que la regulación correspondiente esté concluida antes del segundo semestre del 2023 y que se defina si será tratado como carga o como generación. 

“El establecimiento de criterios y la formación del Precio por Liquidación de Diferencias (PLD).es estratégico para los sistemas de almacenamiento, debido a los servicios que pueden proporcionar al sistema interconectado nacional. Por eso, recomendamos la inclusión de las SAEs en el alcance de mejora de la Res. 843/2019”, sostuvo Sauaia haciendo alusión a la resolución normativa que establece criterios y procedimientos para la elaboración del Programa Mensual de Operación de Energía (PMO) y del PLD.   

La energía solar como energía descarbonizada y más barata se está implementando cada vez más masivamente en todo el mundo. Este espacio de solicitud de despliegue y la tierra, y la infraestructura solar se instalan durante un período de tiempo bastante largo, en su mayoría de 20 a 30 incluso 40 años.

Creemos que es un reto pero también una oportunidad. Hasta ahora, la mitigación y adaptación al cambio climático se centró en la neutralidad de carbono (cero carbono neto) y las finanzas sostenibles desarrollaron mercados de carbono. Pero para aceptar también el desafío de la próxima era que aborda la degradación de los suelos y la pérdida de biodiversidad, el modelo financiero y de negocios tendrá que evolucionar.

El primer panel de discusión del Global Solar Council (GSC) propone introducir evoluciones en el marco regulatorio principalmente en Europa y explorar estudios de casos y mejores prácticas que integren soluciones basadas en la naturaleza con infraestructuras solares duras, conciliando baja y alta tecnología.

Las organizaciones y personas que asistan a la COP27 en Sharm El Sheikh (Egipto) pueden visitar y asistir personalmente a las sesiones en el stand: Pabellón 51, Área C, Zona Azul.

Las demás partes interesadas pueden unirse a las sesiones transmitidas digitalmente.

9 de noviembre

¿Cómo conciliar Economía y Ecología? De la descarbonatación a la regeneración, aplicaciones y mejores prácticas.

11:30 CET – Introducción y Moderación
Dries Acke, director de políticas, SolarPower Europe

11:35 CET – Presentaciones y Mesa Redonda

Ahmed S. Nada, presidente, Asociación de la Industria Solar de Oriente Medio (MESIA) (en línea)
Yaseen Abdel Gaffar, director ejecutivo, Solarize Egipto
Eva Vandest, Directora de Asuntos Públicos del Grupo, Amarenco
Ole Kristian Sivertsen, presidente y director ejecutivo del grupo, Desert Control (en línea)

12:30 CET – Fin del evento

Regístrese para el evento aquí.

A fines de octubre pasado, durante el mega evento presencial “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022”, producido por Energía Estratégica e Invest In Latam, la ministra de Minas y Energía de Colombia, Irene Vélez Torres, anticipó la publicación de una hoja de ruta de la transición energética.

“Antes del 15 de noviembre, esperamos compartir el cronograma, momentos y resultados que queremos obtener para que, en el transcurso de seis meses, logremos un proceso participativo de consenso donde todos apostemos a la transición energética, ya que es necesario para que vayamos hacia un mismo camino”, indicó la funcionaria, deslizando que el proceso quedará en consulta pública.

Ese programa daría señales concretas de inversión en renovables. Según pudo saber Energía Estratégica, mañana miércoles la ministra Vélez, anunciará las primeras acciones para la construcción de la hoja de ruta, en el marco de la COP27 que se está desarrollando en Egipto y se prolongará hasta el 18 de este mes.

“Esa hoja de ruta nos permitirá estimar cuáles son los recursos necesarios para acelerar la transición y que sea de común conocimiento para la sociedad y todos los actores del sector”, había asegurado la ministra durante el evento de Latam Future Energy, el cual reunió a más de 500 referentes del sector energético de Colombia y de la región.

Por otra parte, Vélez cuenta con una agenda concreta en la cumbre de jefes de Estado contra el cambio climático.

Acompañada del presidente de Colombia, Gustavo Petro, la ministra liderará varias de las conversaciones en el Pabellón Colombia, en mesas de trabajo sobre la expansión de la expansión de las energías renovables, Cooperación Sur-Sur para la Transición Justa, el despliegue de la economía del hidrógeno, el cambio climático y las condiciones de sostenibilidad para comunidades vulnerables, entre otros.

Asimismo, Vélez tendrá una agenda de reuniones con la Directora Ejecutiva de Sustainable Energy for All de Naciones Unidas, Damilola Ogobundyi; con el Ministro de Energía del Reino Unido; con el vocero de la Agencia de Energía Sueca, Robert Andrén; y con Ben Backwell, CEO del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC).

Agenda de eventos del Ministerio de Minas y Energía en la cumbre COP27

7 de noviembre

Mesa redonda Transición Energética Justa.

8 de noviembre

Mesa redonda. Temáticas:

Invirtiendo en el futuro de la energía
Finanzas innovadoras para el clima y el desarrollo
Seguridad alimentaria y seguridad del agua
Cambio climático y sostenibilidad de comunidades vulnerables

9 de noviembre

Diálogo de países LATAM hacia la interconexión eléctrica con las energías renovables. Temáticas:

Desafíos regulatorios.
Desafíos técnicos y tecnológicos.
Desafíos financieros.
Proyectos de expansión de energías renovables y renovables no convencionales.

La semana pasada, el gobierno nacional de Argentina presentó un nuevo Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático (PNAyMCC), entre las que se proponen ciertas medidas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, pero sin demasiados objetivos concretos de cara a las renovables. 

Esta situación también se repite en materia de hidrógeno, ya que más allá de que se proponga la creación de un marco regulatorio y el desarrollo de una estrategia nacional de H2, la gran mayoría de las metas están orientadas a la investigación y no se expresa el término hidrógeno verde, producido a partir de fuentes renovables, sino que se menciona que será “bajo en emisiones”. 

Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE y miembro de la PlataformaH2 Argentina, conversó con Energía Estratégica y sostuvo que, con ello, el país seguirá en un terreno de definiciones “totalmente difusas”, ya que al hablar de bajas emisiones se podría generar un marco regulatorio para impulsar cualquier tipo de H2. 

“Al no haber un norte u objetivo claro de que Argentina vaya hacia el H2 verde, perderemos el tiempo y plata en proyectos de industrias que ya están debidamente subsidiadas, como el rosa o el H2 azul. Y el hidrógeno no puede servir de excusa para seguir subsidiando a nucleares y el gas, ya que para ello no necesitan que le bajemos los impuestos”, sostuvo. 

“Pero sí me resulta admisible con renovables porque éstas nos prometen dar una capacidad exportadora futura que podría ser de gran beneficio para el país”, aclaró quien también fue diputado nacional. 

Para ser precisos, el documento emitido por el gobierno señala que se fortalecerá la investigación y el desarrollo de la producción de hidrógeno bajo en carbono en el país, con metas a 2023 con 12 iniciativas de H2 a pequeña escala y la creación de un Polo Científico Tecnológico Energía para la Patagonia Austral; además de la adecuación y puesta en marcha de Planta Experimental de Hidrógeno Electrolítico a 2024 y la financiación de 2 proyectos de H2 de gran escala.  

A ello se agrega otro foco puesto en la identificación de redes de investigación e institutos como aporte para una Estrategia Nacional de H2, siendo el 2023 el año de estudio de producción, el 2024 el año donde se implementaría un proyecto interinstitucional (4 estudios) y, a 2030, la relevación y monitoreo de los investigadores e institutos de H2. 

Villalonga también fue crítico sobre ello y planteó que Argentina tiene muchos organismos destinados a la investigación, con sus sus propios presupuestos y programas, por lo que “deberán rediseñarlos” por su propia cuenta. 

“La ley de hidrógeno debe servir para promover la inversión, no la investigación. Si necesitamos tener una línea de investigación o desarrollo, es cuestión que los organismos reacomoden sus prioridades porque sino gastaremos dinero, tiempo y recursos, cuando en realidad necesitamos impulso a quienes ponen los fierros y proyectos demostrativos”, manifestó.  

“Es inconcebible que a esta altura de la discusión, no se plantee alguna meta del desarrollo del H2, lo que nos hace quedar como un país que no ve un rumbo o que no está encaminado. Tenemos una oportunidad y si no se aprovecha, otros ocupan ese espacio. Es muy penoso que sigamos con un documento que parece una declaración de intenciones”, concluyó. 

La Sociedad Alemana de Cooperación Internacional (GIZ) elaboró un informe –DESCARGAR- donde se indaga sobre la pronta utilización del hidrógeno verde en redes de gas.

En su reporte preliminar indica que en las estrategias de descarbonización del sector energético, una de las prometedoras alternativas es el uso de hidrógeno en múltiples sectores donde la electrificación es limitada o no necesariamente una medida costo efectiva.

Además, para que el hidrógeno sea considerado como sustentable, debe ser producido en base a energías renovables como la solar, eólica, biomasa, entre otras.

No obstante, los lugares con estos recursos se ubican cerca de los centros de consumo, por lo que será necesario transportar el hidrógeno producido de manera segura, económica y sustentable.

Para esto, países como Alemania, España, Francia, Bélgica, entre otros, se encuentran desarrollando estudios, estrategias y proyectos relacionados con la inyección de hidrógeno a los gasoductos de gas natural ya existentes y, de esta manera, reutilizar la infraestructura de transporte.

En estos estudios, se evalúa la posibilidad de reemplazar el gas natural por hidrógeno o, de no ser posible, inyectar una fracción en volumen de este elemento.

Para determinar la factibilidad técnica de inyección, es necesario conocer la tolerancia que tiene cada componente de la red de gas natural en relación con su funcionamiento y seguridad en contacto, ya sea con la mezcla de H2 o bien con el 100% de H2.

En el informe se determinó que el grado de tolerancia dependerá principalmente de:

Presión de operación.
Materialidad de las tuberías.
Componentes, tales como válvulas y compresores en la parte del transporte.
Tipo de uso o combustión final.
Componentes que utilizan gas, para el caso de los consumidores finales.

Para el segmento de transporte, los grados de tubería de acero al carbono comunes como API 5L- X52 (y grados de menor resistencia) y ASTM A 106 Grado B se han utilizado ampliamente en el servicio de gas hidrógeno con pocos reportes de problemas, admitiendo un 10% de hidrógeno en volumen (MarcoGaz, 2019), y alcanzarían el 100% haciendo modificaciones intermedias.

Sin embargo, se deben evaluar posibles actualizaciones en los equipos de compresión y de los consumidores finales industriales.

Por otra parte, para las líneas de distribución y servicio construidas de polietileno a baja presión, es posible una inyección de 100% a largo plazo, pero en la práctica se recomienda comenzar con un porcentaje inferior e ir incrementando a medida que las líneas y el consumidor final lo permitan, todo esto con constantes supervisiones.

Para los equipos que funcionan a gas natural, el grado de H2 tolerable dependerá del diseño, de la antigüedad y las consideraciones de seguridad, por lo que deberán ser evaluados en cada caso particular.

Finalmente, para determinar si es factible económica, medioambiental y técnicamente la inyección de hidrógeno a la red y en qué cantidad, los factores más importantes a considerar son:

Seguridad: o Combustión (inflamabilidad) o Transporte (filtraciones)
Energéticos: o Poder calorífico y temperatura de llama. o Linepack.
Medioambientales: o Emisión de NOX en combustión. o Reducción de CO2.
Operación: o Fluctuaciones de presión o Materialidad gasoductos o Admisibilidad compresores.

Para el caso de Chile, la infraestructura de transporte de gas natural es bastante sectorizada y se limita a 4 zonas geográficas, Antofagasta, Santiago, Biobío y Magallanes. Cada una de estas regiones tiene sus características distintivas y deben ser evaluadas por separado para determinar cuánto hidrógeno será posible inyectar según las características de los usos finales.

En principio, en todas estas zonas con líneas de transporte se podrá inyectar H2 y con una concentración de no más de 5%, por la limitación de los compresores, sin embargo, para aumentar el porcentaje se deberán realizar modificaciones a la red, las cuales dependerán de una evaluación específica en cada caso.

Los métodos pueden ser, aplicación de revestimientos, monitoreo constante de microfracturas, estrategias de operación para mantener presión constante o, en caso de no ser posible, reemplazar la tubería y auxiliares.

Se estima que los costos de reacondicionamiento para tuberías de transporte se encuentran en un rango de entre 10 y 35% de los actuales valores, mientras que los asociados a la estación de compresión corresponden a un 100%. Por otra parte, los costos de recambio para tuberías de transporte y para la estación de compresión ascienden a 110150% y 140-180% de las actuales tuberías y estaciones respectivamente (Wang, 2020).

Para el caso de distribución, la gran mayoría de las líneas secundarias de transporte son construidas en polietileno, el cual es compatible con el hidrógeno, por lo que los cambios requeridos solo deberán ser enfocados en los componentes de la red.

Para el consumidor final, será necesario evaluar cada caso, debido a que, tanto el sector residencial como el comercial, requerirán de diferentes modificaciones y niveles de inversión.

Desde el punto de vista ambiental, si se considera que el año 2019 hubo un consumo total de gas natural a nivel nacional 4.699.252.920 [m3], con una inyección de 5%, 10% o 20% de hidrógeno a la red, se evitaría la emisión a la atmósfera de 132 [kTon], 277 [kTon] y 599 [kTon] de CO2 respectivamente, producto de la combustión del citado gas.

En este sentido, para producir tal cantidad de hidrógeno, la potencia necesaria ascendería a 627 MW, siempre y cuando el factor de utilización de los electrolizadores sea aproximadamente el 90%. Esto puede ser un buen incentivo para que el sector privado invierta en infraestructura o en productos y componentes compatibles con el H2.

El Grupo Enel y Brenmiller Energy Ltd. (“Brenmiller”; “Brenmiller Energy”; TASE: BNRG, Nasdaq: BNRG) han inaugurado hoy una innovadora instalación de almacenamiento de energía sostenible en Santa Bárbara, en la Toscana, en el municipio de Cavriglia (provincia de Arezzo), en presencia del Presidente de la Región de la Toscana, Eugenio Giani, el Alcalde de Cavriglia, Leonardo Degl’Innocenti o Sanni, el Embajador-Designado de Israel en Italia, Alon Bar, el Director de Enel Green Power y Thermal Generation de Enel, Salvatore Bernabei, el Director de Innovability® de Enel, Ernesto Ciorra, y el Presidente y CEO de Brenmiller Energy, Avi Brenmiller. 

El objetivo del proyecto TES (Thermal Energy Storage) es construir un sistema innovador de almacenamiento térmico en Santa Bárbara, totalmente sostenible y capaz de acelerar la transición energética. La integración del sistema TES en la central eléctrica existente permite a Enel y a Brenmiller validar la tecnología sobre el terreno, en condiciones operativas difíciles y a gran escala.

El sistema facilita reducir los tiempos de puesta en marcha de la central y una mayor velocidad en las variaciones de carga, que son requisitos de rendimiento necesarios para permitir el uso eficiente de la energía renovable. El sistema se podrá utilizar para almacenar el exceso de energía producida por las fuentes renovables en forma de calor para ofrecer servicios de descarbonización a clientes industriales e integrar soluciones de almacenamiento a largo plazo con plantas renovables.

Brenmiller Energy ha desarrollado la tecnología en Israel y ha suministrado el sistema de almacenamiento; Enel ha integrado el sistema en la planta de Santa Bárbara y ha contribuido a validar su rendimiento en un entorno real.

La tecnología TES utiliza un proceso de carga y descarga en dos fases para suministrar energía térmica. Durante la fase de carga, el vapor generado por la instalación de Santa Bárbara pasa por tuberías para calentar las rocas fragmentadas adyacentes; en la fase de descarga, el calor acumulado se libera para calentar agua a presión y generar vapor para la electricidad. El sistema TES, el primero de este tipo, puede almacenar hasta unos 24 MWh de calor limpio a una temperatura de unos 550°C durante 5 horas, garantizando una gran resiliencia a la instalación.

“La flexibilidad y la adecuación son dos componentes fundamentales de un sistema eléctrico eficiente y fiable, que pueden ser suministrados de forma cada vez más eficiente a través del almacenamiento”, declaró Salvatore Bernabei, Director de Enel Green Power y Thermal Generation de Enel. “Este piloto nos permite validar una familia de tecnologías innovadoras y sostenibles en el segmento del almacenamiento de larga duración, que permitirán una integración cada vez mayor de las energías renovables en la red”.”

“Esta solución hace que las energías renovables sean más fiables, flexibles y resilientes, y puede utilizarse para descarbonizar sectores que necesitan calor de altas temperaturas,” afirmó Ernesto Ciorra, Director de Innovability® de Enel. “Además, no implica ningún uso de materiales escasos y puede realizarse recurriendo a piedras disponibles en cualquier lugar del planeta, por lo que es escalable de forma sostenible en cualquier parte. Agradecemos a nuestros colegas del hub de Tel Aviv por haberla descubierto y a nuestros colegas italianos por haberla implementado, gracias también al apoyo económico derivado de la continua cooperación entre los gobiernos de Italia e Israel.”

“Nuestro sistema TES en la central eléctrica de Enel de Santa Bárbara, en la Toscana, es el primero de este tipo que proporciona almacenamiento de energía térmica a escala utility y ofrece a los usuarios comerciales e industriales un camino viable hacia la descarbonización”, señaló Avi Brenmiller, Presidente y CEO de Brenmiller Energy.

“El TES también permite añadir más energías renovables a la red con mayor fiabilidad. Creemos que el éxito de este momento refleja el tipo de colaboraciones innovadoras necesarias para que la economía global reduzca su dependencia, si bien decreciente, de los combustibles fósiles, y llegue a tener redes energéticas 100% limpias, flexibles y asequibles.

Eugenio Giani, Presidente de la Región de la Toscana, comentó: “Esta inauguración confirma que la Toscana desempeña un papel central para la energía, tanto para la producción como para la innovación. Acoger la sostenibilidad hoy en día significa hacer un bien al medio ambiente, atraer inversiones y crear valor, por lo que estamos especialmente satisfechos con la decisión de Enel de probar aquí en Santa Bárbara, que siempre ha sido una tierra de trabajo e ingenio, nuevas tecnologías que podrán aplicarse a escala mundial».

Y agregó: «La Toscana es ya una de las regiones italianas más virtuosas, con más del 50% de la energía autoproducida a partir de fuentes renovables y un importante tejido de investigación e innovación; hoy damos un nuevo paso hacia el futuro con la esperanza de que sea una contribución más para superar la crisis energética”.

“Celebramos hoy una experiencia exitosa de cooperación italo-israelí gracias a la cual Italia se beneficiará de una solución innovadora de origen israelí para el almacenamiento de energía”, afirmó el Embajador designado de Israel en Italia, Alon Bar. “Una tecnología que destaca en la búsqueda internacional de soluciones de energía limpia para hacer frente a la actual crisis energética mundial. La asociación Brenmiller Energy-Enel representa la continuación del esfuerzo asumido en la promoción del protocolo de cooperación entre la Israel Innovation Authority y Enel, firmado en 2015. Esto nos complace especialmente y nos entusiasma poder seguir ayudando a estas empresas a prosperar”.

La colaboración entre Enel y Brenmiller surgió en el marco de un protocolo de cooperación italo-israelí destinado a acelerar la cooperación entre las empresas israelíes y las grandes industrias italianas. El proyecto fue financiado en parte por la Israel Innovation Authority, que ha apoyado a Brenmiller con una financiación de 1 millón de euros.

Sobre Enel

Enel, que este año celebra su 60º aniversario, es una compañía eléctrica multinacional y un actor integrado líder en los mercados mundiales de la energía y de las renovables.

A nivel global, es el mayor operador privado de energías renovables, el primer operador de redes por número de usuarios finales y el mayor operador retail por base de clientes. El Grupo es el líder mundial en demand response y la mayor empresa eléctrica europea por EBITDA ordinario[1].

Enel está presente en 30 países de todo el mundo y produce energía con una capacidad total de aproximadamente 92 GW.

Enel Grids, la línea de negocio global del Grupo dedicada a la gestión del servicio de distribución de electricidad a nivel mundial, suministra electricidad a través de una red de cerca de 2,3 millones de kilómetros a más de 75 millones de usuarios finales. El Grupo lleva la energía a unos 70 millones de hogares y empresas.

Enel Green Power, la rama de energías renovables de Enel, tiene una capacidad total de unos 55 GW y un mix de generación que incluye energía eólica, solar, geotérmica e hidroeléctrica, así como instalaciones de almacenamiento de energía, en Europa, América, África, Asia y Oceanía.

Enel X Global Retail, la línea de negocio global de Enel activa en las áreas de suministro de energía y eficiencia energética, tiene una capacidad total de alrededor de 7,9 GW de demand response gestionada globalmente y ha instalado 62 MW de capacidad de almacenamiento behind-the-meter. Además, Enel X Way es la nueva empresa del Grupo dedicada íntegramente a la movilidad eléctrica, que gestiona más de 380.000 puntos de recarga de vehículos eléctricos públicos y privados en todo el mundo, tanto directamente como a través de acuerdos de interoperabilidad.

[1] El liderazgo de Enel en las diferentes categorías se define por comparación con los datos financieros de los competidores en el año 2021. No se incluyen los operadores de propiedad pública.

Sobre Brenmiller Energy

Brenmiller Energy Ltd. ofrece soluciones y servicios escalables de almacenamiento de energía térmica que permiten a los clientes descarbonizar sus operaciones de forma rentable. Su tecnología patentada de almacenamiento térmico bGen permite utilizar recursos energéticos renovables, así como calor residual, para calentar rocas trituradas a temperaturas muy altas. A continuación, pueden almacenar este calor durante minutos, horas o incluso días antes de utilizarlo para procesos industriales y de generación de energía. Con bGen, las organizaciones tienen una forma de utilizar la electricidad, la biomasa y el calor residual para generar el vapor limpio, el agua caliente y el aire caliente que necesitan para moldear plástico, procesar alimentos y bebidas, producir papel, fabricar productos químicos y farmacéuticos o impulsar turbinas de vapor sin quemar combustibles fósiles. Para más información, visite el sitio web de la empresa en https://bren-energy.com/ y siga a la empresa en Twitter y LinkedIn.

El próximo lunes 14 de noviembre, cierra el período de Solicitudes de Propuestas (RFP) del Tramo 2. Los interesados en presentar ofertas para proyectos de generación a partir de energías renovables, almacenamiento energético o Virtual Power Plants (VPP) podrán hacerlo hasta el mediodía mediante la plataforma del NEPR-IC.

Accion Group, coordinador independiente de aquel proceso y administrador de la plataforma, ha recibido consultas de distintos usuarios destinadas a extender los plazos comprometidos en el calendario oficial. Como parte del proceso de respuesta, el coordinador informó que esto ya ha sido comunicado al Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) para su revisión, pero aún no cuentan con una contestación final.

¿Para qué necesitan más tiempo los proponentes? En principio, el pedido de prórroga solicitado se debería a que el volumen de consultas realizadas por Stakeholders aún no habría permitido que estas sean respondidas en su totalidad, condicionando el avance de propuestas a presentarse la semana que viene.

“Todavía estamos esperando respuestas a nuestras preguntas. ¿El NEPR consideraría extender la fecha de vencimiento?”, expresó uno de los usuarios registrados en la plataforma a principios de este mes.

En comunicación con Energía Estratégica, uno de los participantes de la convocatoria anterior explicó que existirían más motivos para que los interesados en el nuevo proceso requieran una prórroga.

“Muchos proponentes aún no están listos porque se ha solicitado mucha información detallada de los proyectos”, indicó a este medio.

Y agregó que necesitan más tiempo para “principalmente asegurar los terrenos, conseguir las garantías, correr los modelos de producción/generación, preparar layouts, etc”.

Desde la perspectiva del referente consultado, los oferentes del RFP precedente habrían tenido una exigencia menor para detallar los proyectos en la etapa de calificación, por lo que los requisitos actuales habrían tomado por sorpresa a algunas empresas y demorado su presentación.

Ahora bien, aunque el escenario para los proponentes del “tranche 1” podría haberse simplificado en la etapa de calificación, una vez adjudicados estarían enfrentando otras barreras para avanzar en la ejecución de los proyectos.

“Los proyectos del Tranche 1 están en riesgo porque muy pocos lenders están interesados considerando la situación de bancarrota del offtaker PREPA”, advirtió un participante.

Y concluyó: “los proponentes consiguieron cartas de intención de los prestamistas pero, a la hora de la verdad, las tasas de interés suben y eso hace inviable los proyectos”.

“Un Banco dice que sí va a financiar pero a una tasa muy alta para cubrir el riesgo”.

Hasta el 30 de noviembre próximo, los agentes del sector y público general podrán realizar comentarios -al correo proyectosnormativos@upme.gov.co – sobre la nueva agenda regulatoria 2023 –DESCARGAR-.

Este instrumento de planificación contempla ocho iniciativas para el próximo año, dos de las cuales están directamente ligadas a la industria de las energías renovables.

Por un lado, se fija una resolución que “establece el ‘Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica’ con el cual deben ser registrados los proyectos de generación, generación centralizada, generación distribuida, cogeneración y autogeneración de energía eléctrica a operar en el territorio nacional”.

Según indica la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), a cargo de la agenda regulatoria 2023, esta iniciativa modificaría las leyes 142 y 143 del 1994.

“La norma tiene más de 5 años y se ha considerado revisarla para determinar su permanencia, modificación o derogación del ordenamiento jurídico”, justifica la entidad.

Señala que la nueva regulación se presentaría aproximadamente el 15 de febrero del año que viene y que ingresaría en un proceso de consulta pública.

Por otro lado, el instrumento de planificación también establece que se publicará “el procedimiento y los requisitos para solicitar la evaluación y certificación de inversiones en Tecnología de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) para acceder a los beneficios tributarios establecidos en el artículo 22 de la Ley 2099 de 2021”.

Se trata de la reglamentación de los incentivos para proyectos CCUS. La resolución, a consulta pública, se publicaría, según la agenda regulatoria, el próximo 1 de septiembre del año entrante.

Atraer nuevas empresas para conformar la ACSP y de esa forma crecer y tener más poder como asociación es uno de los principales desafíos que tendrá el nuevo directorio de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), así lo señaló el presidente electo de la organización Frank Dinter.

Dinter es el gerente general de Fraunhofer Chile, destacado científico alemán, Doctor en Ingeniería de Sistemas Almacenamiento de Energía Térmica y con una vasta trayectoria en la industria de energías renovables.

En el escenario energético actual, en que se planea cambiar la matriz energética chilena al 2030, dejando atrás el carbón y utilizando energías renovables, el nuevo presidente se enfrenta a grandes retos.

Al respecto el directivo señaló: “Necesitamos ganar nuevos socios y además, convencer a las autoridades que necesitamos leyes que permitan que las licitaciones sean más flexibles, para que así las CSP puedan adjudicárselas”.

“Puesto que la tecnología fotovoltaica y la eólica, si bien producen energía durante más horas, no lo hacen durante la noche, a diferencia de la CSP que funcionan tal como lo hacen las centrales a carbón, ya que, pueden producir y almacenar”, remarcó.

Agregando que “para mí las CSP son la mejor sustitución, sobre todo en países que tienen tanta radiación como la que posee Chile. Funcionan como una planta de carbón, no con combustible, sino que con el sol, y sin emisiones. En producción de electricidad a gran escala, la única tecnología que funciona tan bien como la carbonífera, es la CSP”.

Consultado respecto de cuáles serán las tareas de este nuevo directorio, Frank Dinter, aseguró que “he trabajado en agencias de CSP e institutos de I+D de CSP, también con empresas relacionadas a las CSP y estos últimos 10 años he estado desarrollando investigación de CSP en diferentes lugares del mundo, en donde esta tecnología tiene valor, es por eso asumí el desafío de la presidencia de la ACSP para promocionar las cualidades y ventajas de las CSP con el gobierno y con empresas para solucionar el problema de producción de electricidad, a base de energías renovables”.

El resto del directorio quedó conformado por Fernando González (Cerro Dominador), Jorge Nazar (SQM), Liu Shao (Cosin Solar), Alejandro Zamorano (Sener) y José Lobos (Tambo 3).

Uruguay espera tener activa su hoja de ruta del hidrógeno verde antes de que concluya el 2022 y tras recibir y responder todas las preguntas, sugerencias y comentarios realizados por diversos actores de la cadena productiva de dicho vector energético.

Omar Paganini, ministro de Industria, Energía y Minería del país aseguró que “la hoja de ruta fue puesta en consulta en agosto, ya recibió opiniones de distintos organismos y esperamos poder determinarla definitivamente antes de fin de año”. 

“Hay que incentivar e impulsar que el sector privado tome parte en el H2 y para eso, se impulsó el desarrollo de una hoja de ruta del hidrógeno verde en Uruguay para que los distintos sectores tengan claro cuál es la viabilidad y rumbo que esto puede tomar y, de alguna manera, ellos tomen sus decisiones para alinearse con ella”, agregó. 

Cabe recordar que el consenso entre los diversos partidos políticos del país fue uno de los pilares del desarrollo tanto de la hoja de ruta del hidrógeno verde como de la estrategia climática. Y de ese modo, se aspira que haya una acumulación de medidas que transciendan nombres y gobiernos para explotar el potencial de Uruguay en la materia y lograr un mayor rol a nivel mundial. Tal es así que se plasmaron objetivos a corto, mediano y largo plazo. 

Hacia 2025 se espera contar los primeros proyectos pilotos de una escala entre 150 y 300 MW de electrolizadores y de 200 a 500 MW de capacidad renovable. Pero para el 2030 la escala crecería hasta 1-2 GW en electrolizadores y de 2 a 4 GW de renovables. 

Mientras que la meta al 2040 está fijada en la producción de aproximadamente un millón de toneladas de  H2V mediante una capacidad cercana a 10 GW de electrolizadores y otros 20 GW de renovables, lo que permitiría reducir el LCOE hasta 11 USD/MWh para la fotovoltaica, 15 USD/MWh para la eólica y 21 USD/MWh para la energía offshore. 

Para ello, Uruguay buscará seguir dando señales a favor del mercado entre privados para afrontar la segunda transición energética del país, el desarrollo del sistema eléctrico y de la cadena de valor del hidrógeno verde. 

Hoy en día hay 4,93 GW de potencia instalada en el país, de los cuales la hidroeléctrica y la eólica representan el 31% cada una, la termoeléctrica, un 24%; biomasa otro 9% y la solar, un 5%, según los últimos registros compartidos por el gobierno uruguayo. 

Y de esa capacidad operativa, existen 8 proyectos greenfield de capitales españoles, 6 alemanes, 2 franceses y 2 italianos repartidos entre el 4% de las empresas de la Unión Europea establecidas en Uruguay que se desempeñan en el sector de energía. 

La provincia de Buenos Aires lanzó una nueva licitación del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED), a poco menos de un mes de haber publicado la convocatoria para módulos monocristalinos de 500 Wp. 

En esta oportunidad, la licitación pública N° 4/2022 apunta a la provisión e instalación de 130 sistemas termosolares para escuelas de 113 municipios ubicados en territorio bonaerense. 

Es decir que las empresas interesadas deberán ofertar por la provisión de sistemas de placa plana de 150 litros con tanque regulador de presión, la desinstalación de los equipos solares-térmicos existentes, el embalaje y traslado de los elementos removidos y, finalmente, la propia instalación y puesta en funcionamiento del nuevo equipamiento.

Según las características básicas especificadas en el pre-pliego de la licitación, el colector solar plano deberá contar con una cubierta transparente, ser de vidrio de borosilicato resistente al granizo o acrílico colado Cristal de 5mm.

Mientras que el equipo deberá poseer una resistencia eléctrica de 2000W, aprobada por IRAM (con su termostato de actuación) 

Asimismo, el Oferente deberá presentar una póliza de Seguro de Caución por el 25% del monto total de la oferta en concepto de adelanto financiero (IVA incluido); otra por el acopio del 20% del monto total y otra póliza de seguro de caución por cumplimiento de contrato, por el 10% de la oferta (IVA incluido), que serán reintegradas en distintas etapas del proyecto. 

¿Cuáles son los plazos? El acopio de los equipos nuevos no deberá superar los 180 días a partir de la firma de la carta de oferta, mientras que la obra y entrega (desinstalación, embalaje e instalación) no podrán sobrepasar los 300 días y desde la firma.  

Por otro lado, las consultas se podrán efectuar vía mail hasta el viernes 25 de noviembre y, dos semanas después, el viernes 9 de diciembre hasta las 13 horas, será la fecha límite para presentar las propuestas de la LP N°4/2022. 

En tanto que las aperturas de sobres se realizará ante escribano público, en la sede de la UCOP (La Plata), a partir de las 14 hs. del mismo día de la presentación de ofertas. 

Las Ofertas que contengan equipos de fabricación nacional, tendrán una preferencia del 7% del monto ofertado en la provisión del equipo, con respecto a equipos ofertados que no sean de industria local. Y aquellas propuestas que contengan disponibilidad de entrega inmediata (menor o igual a 60 días), recibirán preferencia del 10% del monto. 

Solis, empresa galardonada como proveedora TOP3 de inversores fotovoltaicos a nivel mundial en términos de envíos concretados en 2021 continúa con ventas en alza. 

De acuerdo con el último reporte financiero de Solis, las ventas aumentaron hasta 618,40 millones de dólares estadounidenses en los primeros tres trimestres de 2022. Lo que se traduce en un crecimiento del 80.86% versus el mismo periodo del año pasado. 

Entre otro de los logros destacables en esta época del año, desde la empresa también mencionan un rápido crecimiento en los envíos a todo el mundo tras la pandemia, que permitió a este líder en tecnología de inversores alcanzar un hito de envíos globales de 30 GW. 

En lo que respecta a cuota de mercado, la empresa alcanzó el 35% del segmento residencial en el mercado chino durante 2021 (Fuente: Wood Mackenzie – IHS) y proyecta ganar terreno en esta y otras latitudes con inversores monofásicos y trifásicos. 

Sus números podrían dar un salto el próximo año en plazas estratégicas de esta región, considerando la apuesta por la empresa para ampliar su producción. 

Al respecto, es preciso remarcar que durante el 2021 puso en funcionamiento una nueva base de fabricación para garantizar más de 40 GW de capacidad. 

Lo que sigue

Solis continúa apostando a la innovación tecnológica al servicio del sector solar fotovoltaico. Tal es así que la empresa se prepara para el lanzamiento de nuevos productos a finales de este año 2022. 

Sin ir demasiado lejos, se invita a todos los interesados en conocer los avances de Ginlong Technologies en “Solis Innovation Day”, una presentación internacional que se realizará en modalidad online y gratuita el próximo jueves 10 de noviembre y donde, además de hacer hincapié en el trabajo de innovación que vienen realizando desde la compañía, realizarán el lanzamiento oficial de nuevos productos. 

“Join us as we use the power of technology to enter a new era for Solis, and light up new energy with innovative new products on November 10th”, comunican desde la empresa. 

Los interesados en asistir pueden hacerlo directamente a través de las redes sociales de Solis.

Solis Innovation Day

Fecha: 10 de noviembre

Hora: 8:00 h (hora central de México)

Facebook Live: https://www.facebook.com/events/644516573978467/

LinkedIn Live: https://www.linkedin.com/video/event/urn:li:ugcPost:6992756582648348672/

YouTube Live: https://youtu.be/CedDJeATsLA

Trina Solar, proveedor global líder de soluciones fotovoltaicas y de energía inteligente, presentó sus resultados financieros del tercer trimestre de 2022 el 30 de octubre, anunciando unos ingresos de alrededor de 8.800 millones de dólares (58.200 millones de RMB) en los tres primeros trimestres, lo que supone un aumento del 82,56% interanual. 

Trina Solar dijo que al final del tercer trimestre sus envíos de módulos para el año habían totalizado 28,79GW, los envíos de seguidores totalizaron 2,8GW y los envíos de almacenamiento de energía superaron los 300MWh. Trina Solar ocupa el primer puesto del sector a nivel mundial en cuanto a número de módulos de células de 210 mm enviados. Según TrendForce, el sector había enviado 50 GW de módulos de células de 210 mm a finales del tercer trimestre de este año, y los envíos de módulos de células de 210 mm habían alcanzado un total de 76 GW desde el momento en que entraron en producción en masa. 

A mediados de octubre, Trina Solar lanzó su Vertex N 595W para tejados y proyectos a escala de servicios públicos a nivel mundial, adhiriéndose al principio orientado al LCOE, heredando las cuatro competencias clave de la familia Vertex: mayor potencia, mayor eficiencia, mayor rendimiento energético y mayor fiabilidad, con 30W más que los módulos tipo n convencionales del mercado, ofreciendo un BOS y LCOE más bajos a los proyectos.

Trina Solar está comprometida con la innovación técnica y sigue liderando el sector con la tecnología de tipo N. En agosto, la empresa volvió a batir un récord mundial al establecer la eficiencia del módulo de apertura Vertex de tipo n en un 24,24%.

La nueva generación de módulos Vertex N estará en producción en masa a finales de este año, se espera que se lancen más de 10 GW de capacidad de módulos de tipo n en el primer trimestre del próximo año, y se espera que se hayan puesto en el mercado entre 20 y 30 GW de capacidad a finales del próximo año.

El módulo estético Vertex S, un producto mejorado para el mercado residencial, define la categoría de los módulos solares negros estéticos a través de una tecnología completa y precisa, que incluye las células, las barras colectoras, las láminas traseras, los marcos, el vidrio, los módulos y el embalaje, la entrega, el desembalaje y la instalación en los tejados. El diseño de alto nivel es estéticamente atractivo en cada detalle, con el objetivo de proporcionar a los clientes una experiencia agradable de alta tecnología y estética que coexisten en armonía.

Helena Li, vicepresidenta sénior de Trina Solar, dijo: «Trina Solar siempre se ha comprometido a servir a los clientes globales con productos limpios y bajos en carbono. Seguiremos progresando a través de la innovación tecnológica y proporcionando a los clientes productos de alto rendimiento y valor, para una gama más amplia de aplicaciones fotovoltaicas en todo el mundo.»

Gracias al excelente rendimiento de sus productos, a su innovación tecnológica y a sus estables resultados financieros, Trina Solar se ha ganado el reconocimiento del mercado financiero y de renombrados institutos. Trina Solar ha vuelto a recibir la máxima calificación AAA en el último informe Module Tech Bankability Ratings de PV-Tech para el tercer trimestre de 2022. Además, Trina Solar ha obtenido una puntuación del 100% en la Encuesta de Bancarización de BNEF durante seis años consecutivos, y los módulos Vertex han obtenido siempre una alta calificación en el Estudio de Bancarización de los Módulos FV de Trina Solar realizado por UL.

El desarrollo de los módulos de células de 210 mm, incluidos los módulos de ultra alta potencia de 600W+, continúa su fuerte impulso en todo el mundo, y TrendForce afirma que la industria se ha acelerado hacia la era de los 600W+, con la tecnología de células G12 (incluida la G12R) +n-type que se está convirtiendo en la tecnología principal para la nueva generación de módulos de alta eficiencia. 

Según TrendForce, a finales de 2023, la capacidad de producción de módulos de gran tamaño representará el 89% de los módulos de todo el mundo. De ellos, se espera que la capacidad de los módulos de células de 210 mm alcance los 466 GW, lo que supondrá el 57% de todos los módulos. El dominio de los módulos de células de 210 mm seguirá creciendo a partir de 2023 y la capacidad de los módulos de células de 210 mm representará el 66,04% a finales de 2025. 

A través de un anuncio conjunto entre ACTIS y GIP, se dio a conocer la adquisición de la compañía Atlas Renewable Energy por parte del Global Infrastructure Partners.

Sin duda, una gran noticia para la empresa como también para Chile, país en el cual GIP tiene especial interés, considerando su gran potencial en energías renovables.

Atlas Renewable Energy es una compañía 100% renovable, que se fundó en el año 2017 gracias al respaldo de ACTIS, quien hizo una apuesta que permitió plantear un plan de negocios que logró duplicarse en los cinco años en que estuvieron a la cabeza.

Gracias al impulso de ACTIS, Atlas es el segundo desarrollador independiente de energía renovable más grande de América Latina, con 14 activos solares -totalmente contratados- que producen 2,3 GW de capacidad instalada en Brasil, Chile, México y Uruguay.

A partir de una cartera de desarrollo inicial, Atlas ha multiplicado cinco veces su capacidad instalada durante un período de 4-5 años.

Para Alfredo Solar, gerente general de Atlas Renewable Energy en Chile, esta transacción es una gran noticia.

“El periodo de ACTIS fue muy exitoso y logró dejar posicionado a Atlas como una de las compañías líderes en energías renovables en Latinoamérica. La llegada de GIP representa una nueva energía, una posibilidad de crecer y cambiar de escala y poder seguir ampliando nuestra cartera de proyectos en desarrollo para poder enfrentar mucho mejor las oportunidades comerciales. Esta compra implicará, además, poder aumentar nuestra capacidad instalada en Chile por lo menos en 1 GW”, destacó.

“GIP es un private equity aún más grande que ACTIS y se fijó en Atlas porque buscaban una plataforma que operara a nivel latinoamericano, en varios países, y que tuviera un gran potencial de crecimiento” agregó el ejecutivo.

Este nuevo periodo para Atlas implica un nuevo plan de negocios, mucho más ambicioso, buscando también diversificar su portafolio renovable a nuevas tecnologías, ya no solo solar, sino que también eólico y storage.

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 417MW de energía limpia para Chile.

El foco de la compañía ha estado en ofrecer soluciones de energía centradas en el cliente, con el objetivo de proporcionar energía verde a costos competitivos a través de soluciones innovadoras y hechas a la medida.

Al mismo tiempo, Atlas aporta a la transición energética, aprovechando los abundantes recursos renovables de la región, lo que la deja en una excelente posición para aportar en el crecimiento de esta industria a través de su oferta diferenciada, presencia regional escalada y sólidas relaciones existentes con clientes en la región.

Son justamente estos atributos de la empresa, entregando seguridad y confianza a sus inversionistas, a través del cumplimiento de todos los compromisos asumidos en el desarrollo, construcción y operación de sus proyectos, lo que finalmente logra resultados como estos.

“Atlas ha probado que puede crecer, que puede manejarse en distintos mercados, con distintos tipos de clientes y que es capaz de desarrollar proyectos, contratarlos, financiarlos, construirlos y operarlos. Ese track record es tremendamente valioso para los inversionistas”, finaliza Solar.

De esta manera, comienza una nueva etapa para Atlas Renewable Energy, consolidando el trabajo realizado en la primera etapa con ACTIS, ahora en una plataforma más grande, pero manteniendo todos sus activos y contratos operativos.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) de México presentó ante la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) el proyecto de las disposiciones administrativas de carácter general (DACG) para la generación distribuida.

Es decir que se presentan las nuevas reglas para las instalaciones eléctricas con capacidades menores a 500 kW. Revisión que ya estaba prevista en la anterior normativa y que, en esta oportunidad, incluye un nuevo modelo de contraprestaciones en media tensión, el término de generación distribuida colectiva y la adopción de sistemas de almacenamiento para esta alternativa renovable. 

Javier Romero Durand, integrante del grupo fotovoltaico de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), conversó con Energía Estratégica y explicó qué implican estas nuevas DACG para el sector energético del país. 

“Un aspecto positivo es que contempla la certificación para los instaladores. Se hace de una manera correcta, pedido dentro de los formatos que se deben presentar a CFE los estándares de competencia de los instaladores y supervisores. Con estos últimos se genera alguna responsabilidad, pero al menos ya se pide que haya alguien que tenga ese estándar”, sostuvo. 

“Aunque creo que faltó que soliciten certificados para empresas, porque al final puede haber una compañía de gestoría y ésta tenga el estándar de supervisión y firme las interconexiones, sin realmente supervisar. Pero como primer paso creo que está muy bien”, aclaró. 

Mientras que otro punto al que consideró como bueno es que las nuevas DACG diferenciaron la capacidad instalada neta de la bruta. Aunque en este caso, y según explicó el representante de ANES, un sistema fotovoltaico no podría sobredimensionarse por encima del 10%. 

“Eso es gravísimo porque en México se sobredimensiona en entre 20% y 40% (por la degradación de los paneles solares a sus 25 años de vida). Pero ahora sólo se lo podrá hacer hasta un 10%, con todas las afectaciones al número de paneles, el crecimiento en MW que esto implica para la industria y es un golpe importante que tendremos si se aprueban estas disposiciones”. 

Por otro lado, el acuerdo prevé la eliminación de la medición neta en media tensión, lo que afectaría negativamente porque los cálculos para los retornos de inversión deberán ser más exactos y, en algunos casos, buscar que no haya excedentes. 

Y según explicó el especialista, ello deriva en tres escenarios: que al usuario – generador le paguen al precio de la energía de horario base (más barata), media o punta (más cara). Hecho que afectará al retorno de inversión o que las inversiones se vuelquen hacia sistemas de almacenamiento en lugar de paneles solares.

“Falta ver cómo se pagarán los precios promedio por lo que se pagará la energía generada y si realmente habrá interés para dar una contraprestación justa a los usuarios o si se desincentivar la inversión en media tensión o proyectos importantes de baja tensión, ya que en este caso se limita lo que se puede instalar”, manifestó Romero Durand.

Generación distribuida colectiva

Si bien la CRE limita alternativa al transformados y limitaciones similares al proyecto anterior, desde el sector renovable destacaron que es un avance y que es “preferible” tener aunque sea esa opción antes que nada. 

“Tiene algunas justificaciones tanto de seguridad como de confiabilidad en la red, por lo que creo que es un buen paso pese a que pudo haber sido en el circuito, en el nodo”, opinó el especialista. 

¿Cómo sigue el proceso? 

Las autoridades regulatorias de México pueden esperar los sesenta días previstos para que los involucrados presenten sus preguntas, sugerencias y/o preocupaciones de la industria y qué estás se respondan, o acelerar un proceso fast track para aprobar el proyecto presentado por la CRE. Pero antes que se ponga en marcha, Javier Romero Durand planteó que será necesario un período de transición de seis meses para que no se modifiquen las reglas del juego de un día para otro para aquellos que ya tienen encaminados proyectos de generación distribuida desde antes que se presenten o acepten las nuevas disposiciones administrativas.

La licitación inversa de Grenergy finalizó. La compañía anunció hace unos días que firmó con una multinacional del rubro dos acuerdos en Chile para la venta de energía de aproximadamente 240 GWh al año.

Juan Sebastián Jara, director ejecutivo de Matchenergía, explica que este proceso tiene “varias novedades”. Una de ellas es que fueron los compradores, quienes entregaron propuestas comerciales para adquirir bloques de energía diurnos de esta planta de generación, por periodos de suministro desde los 10 años.

Además, otra novedad, según el ejecutivo, es que gracias a este proceso Grenergy accede a financiamiento para la construcción de una planta solar de 240 MW, lo cual demuestra que se pueden desarrollar estas inversiones más allá de las licitaciones de clientes regulados o contratos con grandes mineras.

De esta forma Juan Friedl Larenas, director de comercialización de Grenergy, comenta que “la licitación inversa ha sido un mecanismo innovador y efectivo para lograr impulsar nuestros planes de crecimiento en el mercado chileno”.

“Esto hecho demuestra la importancia de  profundizar en la comercialización de energía entre generadores, y con esto abrir nuevos caminos  para el financiamiento de proyectos energéticos”, destaca el ejecutivo.

Esta es primera vez en el país que se ejecuta un proceso de este tipo, creando nuevas oportunidades para continuar con el desarrollo de una matriz energética renovable.

Durante el Simposio de Hidrógeno Verde, organizado por el Colegio de Químicos, distintos expertos del mundo posicionaron a Costa Rica como un país con potencial para liderar los esfuerzos de la producción de hidrógeno verde.

A pesar de sus muchos beneficios para la descarbonización del planeta, a nivel mundial el elevado costo de la electricidad limita la producción de este elemento. En el caso de Costa Rica, se estima que, al obtener un 98% de la energía eléctrica de fuentes renovables, este costo disminuye.

“Décadas atrás, nuestro país decidió apostarle a la producción de energía eléctrica limpia mediante fuentes renovables como el agua, el viento o la geotermia. Esto ha marcado una gran diferencia en la actualidad, y es uno de los factores que nos representa un gran potencial en producción de hidrógeno verde”, comentó Sergio Musmanni, miembro de la Comisión de Química Sostenible del Colegio de Químicos.

A pesar de los esfuerzos por producir energías renovables el 65% del consumo energético del país se destina a industrias como el transporte, que aún dependen de combustibles fósiles que deben ser importados. Según expertos, el hidrógeno verde puede ser una solución para reducir las emisiones que generan este consumo de combustible en el sector transporte; especialmente para el uso de maquinaria pesada, aviones y barcos.

Más allá del transporte

Según Iberdrola, líder en materia energética a nivel global, desde 1975, la demanda global del hidrógeno como combustible se ha triplicado hasta llegar a los 70 millones de toneladas anuales en el 2018; sin embargo, este no es el único uso de este elemento. También puede utilizarse como energía aprovechable en metalurgia para la obtención de acero y cemento y materia prima en la industria química para fabricar amoníaco y fertilizantes que, posteriormente, servirán a la industria alimentaria.

En el caso del café este elemento puede utilizarse para hacer amoníaco, un insumo indispensable para la producción de fertilizantes.

“El hidrógeno verde puede convertirse en amoníaco y, posteriormente, en fertilizantes; ayudando no solo a generar una producción más limpia, sino también a atacar los problemas de aumento de precios (hasta un 400%+) y desabastecimiento provocado por la guerra, ya que aproximadamente el 70% de los principales fertilizantes utilizados en Costa Rica provienen de países que actualmente están en conflicto. Tener una fracción de este porcentaje producida en el país brindaría seguridad alimentaria y mayores posibilidades de mantener la productividad agrícola” comentó Musmanni.

El potencial del amoníaco como combustible libre de carbono, portador de hidrógeno y almacén de energía renovable también representa una oportunidad para que las tecnologías de hidrógeno renovable se implementen a una escala mayor. Se estima que entre un 25% y 50% del consumo total de combustibles de la industria naviera puede ser remplazada por amoníaco.

El advenimiento de más sistemas de generación distribuida y las distintas tecnologías de gestión de la energía ponen en la mira cómo se desarrollará el mercado energético del país y qué rol tendrán los agentes encargados de hacer llegar la energía eléctrica hacia los usuarios. 

Marcelo Cassin, vicepresidente del Comité Argentino de la Comisión de Integración Energética Regional (CACIER) habló de esta situación durante el Congreso Internacional sobre Distribución Eléctrica 2022 (CIDEL) y se refirió a las tendencias que se avecinan y cómo se orientará el futuro de la industria. 

“Sin dudas, las etapas o cadenas del sector eléctrico que más cambios tiene y tendrá en los próximos años será el sector de la distribución. Ya que, por ejemplo, hace diez años atrás no estábamos acostumbrados a los flujos bidireccionales y todo ello ha cambiado”.  

“Las infraestructuras, con la movilidad eléctrica y el almacenamiento de energía, los consumidores generadores, los recursos energéticos distribuidos, entre otras cosas, modifican y modificarán dramáticamente el perfil de la entidad de la distribución”, agregó en su participación del CIDEL 2022.

De todos modos, no señaló a ese cambio como algo negativo sino que encontró una posibilidad para ser un área más completa y profesional que acompañen ese proceso de transformación del rol de las distribuidoras. 

“Tenemos una oportunidad. Ya debemos pensar en el staff de profesionales futuros en gerentes, directivos de las empresas que llevarán adelante todos esos cambios y desafíos. Es el objetivo que tenemos que aprovechar”, sostuvo.  

¿Qué otras oportunidades se presentan para las distribuidoras?

En mayo de este año, la Secretaría de Energía de la Nación habilitó un mecanismo para la comercialización de energía eléctrica de fuentes renovables para las distribuidoras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante la Resolución 370/22. 

Herramienta para la cual desde las distribuidoras ya manifestaron que se requieren ajustes regulatorios y esclarecer algunos puntos en cuestión, debido a la realidad local de cada jurisdicción y provincia, pero que igualmente se ve como una alternativa más para participar del mercado. 

E incluso, hace más de un mes atrás, el gerente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), Claudio Bulacio, se refirió a dicho tema y aseguró que el futuro es eléctrico y las distribuidoras participarían de todo lo relacionado con la descarbonización, la descentralización y la digitalización”.

Habiendo concluido el proceso de selección, el Coordinador Eléctrico Nacional informó que Rodrigo Espinoza Vilches asumió el cargo de Gerente de Operación reportando a la Dirección Ejecutiva.

Rodrigo tiene una trayectoria profesional de más de 25 años en el sector eléctrico y en especial en el Coordinador Eléctrico Nacional, donde ha desarrollado una destacada carrera.

En sus inicios profesionales se desempeñó como especialista en el área de estudios de la Operación en Colbún, para continuar su carrera en el Departamento de Planificación de la Operación en el CDEC del Sistema Interconectado Central, asumiendo otros roles de responsabilidad ejecutiva en el sector, en empresas como SNPOWER Chile y Tinguiririca Energía.

En el año 2015 se hace cargo del Departamento de Estudios Dirección de Peajes del CDEC SIC y desde el 2017 ha sido Subgerente, en las áreas de Aseguramiento de la Operación y, hasta su actual nombramiento, en Estudios y Soporte Operacional del Coordinador Eléctrico Nacional.

Es Ingeniero Civil Electricista de la Universidad de Chile y cursó un Magister en Ciencias, mención Geofísica, con especialización en Ciencias Atmosféricas en la misma casa de estudios.

Sobre el Coordinador Eléctrico Nacional

El Coordinador es una corporación autónoma de derecho público, sin fines de lucro, con patrimonio propio y de duración indefinida. La organización, composición, funciones y atribuciones se rigen según lo establecido en la Ley N° 20.936 y su Reglamento.

El Coordinador Eléctrico Nacional realiza la operación de las instalaciones eléctricas que operan interconectadas entre sí, con el fin de garantizar el acceso abierto a todos los sistemas de transmisión, en conformidad a esta ley; Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico; y Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico.

La Resolución Normativa N° 482/2012, que fue la referencia de la micro (hasta 75 kW) y mini (generación distribuida (de 75 kW a 5 MW) durante prácticamente los últimos 10 años, está cerca de formar parte del pasado ya que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica abrirá una consulta pública para el nuevo reglamento, con excedente de compensación de la energía liberada a la red eléctrica. 

Entre las modificaciones propuestas, se encuentran las relacionadas con el Sistema de Compensación de Energía Eléctrica (SCEE), es decir, la inserción, en la red, de la energía generada no consumida en el mismo tiempo y posterior aprovechamiento de una cantidad equivalente de energía de la red cuando la micro o mini generación no es suficiente para satisfacer la demanda de la unidad consumidora. 

Además, entre los mandatos que requieren ser reglamentados por ANEEL están el financiamiento en la Cuenta de Desarrollo Energético para el uso de energía compensada, la regla especial para adhesiones hasta el 6 de enero de 2023 y la reducción progresiva en el costo de la tarifa de uso del sistema de distribución (TUSD). 

El primero de los puntos refiere a que la CDE incluye los costos gravados sobre la energía eléctrica compensada, ya que el SCEE vigente permite que los consumidores no paguen directamente los costes de uso de la red cuando recuperan la energía equivalente a la inyectada en un momento anterior, costos que se reparten que se reparten entre todos los consumidores, a modo de subvención. 

Por otro lado, se pretende que los usuarios que ya tengan o soliciten la conexión a la red de distribución con las alternativas micro y mini generación hasta enero del 2023, tengan la exención total de la TUSD hasta 2045, 

Durante este período, el costo de estos consumidores continuará siendo prorrateado en la tarifa de consumo, según la ubicación de los micro y mini generadores y el área de concesión de cada distribuidor.

Mientras que los consumidores que soliciten la conexión a la red de distribución después del 6 de enero de 2023, la ley crea un período de transición con una reducción progresiva de los costos de TUSD, hasta que entre en vigor la norma definitiva sobre la materia en 2029. 

Y en esta fecha, las unidades de consumo en el SCEE estarán sujetas a la incidencia de los componentes tarifarios no asociados al costo de la energía sobre el monto compensado, tras deducir los beneficios valorados por el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) y los cálculos realizados por ANEEL dentro de los 18 meses siguientes a la publicación de la Ley 14.300/2022.

Además, dicha normativa introduce otras disposiciones: 

Conexión de micro o mini generación distribuida con sistemas de almacenamiento. 
Garantía de fiel cumplimiento para plantas generadoras de más de 500 kilovatios (kW).
Compensación del excedente generado por una unidad conectada a una licenciataria.
Facturación del período de transición.

Generación distribuida récord en la región 

Brasil es el país de Sudamérica con más potencia en GD fotovoltaica, a tal punto que esta alternativa renovable abarca cerca del 68% de toda la capacidad solar operativa del país, con 13,72 GW sólo en distribuida de los 20,25 GW instalados. según los últimos reportes de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR). 

Esto significa que durante el transcurso del año, el mercado y la potencia instalada de generación distribuida 4,5 GW, más del doble de lo que lo hizo la generación centralizada de parques fotovoltaicos. Y gracias a ello, la energía fotovoltaica ocupa el tercer lugar de la matriz eléctrica del país, con 9,7%, sólo por detrás de las centrales hidroeléctricas (52,6%) y las eólicas (10,9%). 

Mientras que en cuanto a usuarios, existen 1.308.028 sistemas solares conectados a la red del país y 1.671.645 unidades consumidoras reciben créditos por el Sistema de Compensación de Energía Eléctrica (SCEE).

¿Realizarán licitaciones para proveedores? 

Se han realizado una licitación para la adquisición de los colectores solares a instalarse en los hospitales y se proyecta otro proceso similar para las instalaciones de las MiPymes en el que se debe considerar un tiempo extendido para que los equipos ingresen al país, puesto que las empresas instaladoras no cuentan en inventario de colectores tipo termosifón que se están instalando en ambos sectores

¿Cómo será la elección de los beneficiarios? 

Uno de los socios del proyecto es la Secretaría de Salud (SeSal) de Honduras, entidad que selecciono 6 hospitales a ser beneficiados con el proyecto TERMOSOLAR HONDURAS, a través del cual, se están instalando colectores solares para atender la demanda de agua caliente de uso sanitario de los pacientes de ciertas salas priorizadas.

En cuanto a las MiPymes, se han seleccionado 4 pequeñas empresas dedicadas a la producción de miel y recolección de la leche, con lo cual se beneficiará a las familias que se encuentran aglutinados en estas sociedades ubicadas en la zona occidental y centro del país.

La coordinación respectiva se ha realizado con la Secretaría de Energía (SEN),  la Secretaría Nacional de Energía (SNE) de Panamá, la Cooperación Alemana GIZ y PNUMA, estos dos últimos socios del proyecto, quienes han colaborado en la gestión de elaboración de diseños, adquisición de los equipos e instalación de los sistemas en los centros hospitalarios,  cuyas autoridades y propietarios de MiPymes han mostrado su satisfacción puesto que les beneficiara de forma directa en la reducción del costo de la factura eléctrica, optimización de procesos, además de brindar confort a los pacientes.

Por otro lado, con estas instalaciones se contribuye en la visualización de una de las tecnologías amigables con el medio ambiente de amplia aplicación en los diferentes sectores de consumo de agua caliente como lo son, el residencial, comercial, industrial y de servicios.

¿Qué metas plantean en cuanto a cantidad de usuarios que se verán beneficiados y/o metros cuadrados de colectores solares instalados? 

Los sistemas instalados en hospitales no cubren la totalidad de la demanda de agua caliente de los 6 hospitales seleccionados, por tal razón, las autoridades de estos centros han seleccionado áreas de prioridad que comprende neonatos, puerperio y salas de oncología, tomándose estas instalaciones como pilotos, puesto que la demanda de calor en el sector hospitalario es importante, quizás una de los más altos, sumándose áreas que pueden ser atendidas con colectores solares. como lavandería, cocina, salas, esterilización entre otros.

En el sector MiPymes la proyección del beneficio se extiende a familias que proveen el producto a las asociaciones quienes lo venden al mercado local o industrial, las cuales suman de 15-20 por centro beneficiado.

¿Cuántos recursos (económicos/humanos) de la Secretaria de Estado en el Despacho de Energía se destinarán a la Iniciativa Termosolar Honduras? 

Para esto se han tomado las siguientes medidas:

·        Discusión y supervisión

·        Equipos SST, $ 60.000

·        Materiales y accesorios adicionales, $15.000

·        Mano de obra en hospitales, $10.000 (aproximado).

¿Exploran alternativas de colaboración con empresas privadas o profesionales independientes de energía solar fotovoltaica y solar térmica para la ejecución del proyecto?

El mercado en cuanto a las instalaciones de sistemas solares térmicos no está desarrollado en Honduras, puesto que las empresas dedicadas al área solar se han enfocado a las instalaciones fotovoltaicas, no obstante se espera potenciar este campo a través del proyecto TERMOSOLAR HONDURAS, cuyas actividades se centran en la capacitación de profesionales del área de ingeniería y contratistas en el diseño de sistemas solares térmicos, actividad que se ejecuta en colaboración con la Universidad Nacional Autónoma de Honduras (UNAH).

A la fecha, suman 60 profesionales que han adquirido este conocimiento, esperando que los mismos sean incorporados a su vida profesional en el corto y mediano plazo.

Con las empresas identificadas por la SEN se ha acordado que las mismas sean partícipes en TERMOSOLAR HONDURAS en los procesos de licitación para el suministro e instalación de los equipos en los hospitales y MiPymes, con lo cual se potencia su experiencia y expansión en el mercado.

Los gobiernos de Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú, acordaron intensificar el proyecto de integración eléctrica regional con el propósito de alcanzar la soberanía energética -VER DECLARACIÓN-.

Así lo dieron a conocer los representantes de los ministerios de Minas y Energía de los cinco países andinos, en una declaración conjunta, en el marco de la reunión del Proyecto de Integración Energética Regional en la región Andina, que se llevó a cabo en Lima (Perú).

Los gobiernos definieron avanzar en la Hoja de Ruta del Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA), 2020-2030 e impulsar la generación eléctrica con fuentes de energía renovable.

La Viceministra de Energía de Colombia, Belizza Janet Ruiz, una de las firmantes de la declaración conjunto, destacó que los países andinos acogieron los cinco principios de la Transición Energética que adelanta Colombia, es decir, que sea “justa, gradual, responsable, participativa e intensiva en conocimiento”.

“De esta manera, damos pasos no solo en la definición de los principios sino también en avanzar en la interconexión Colombia-Ecuador-Perú con un nivel de tensión de 500 kV”, remarcó.

La declaración conjunta reza: “Los gobiernos de Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador y Perú, continuaremos trabajando por la interconexión eléctrica regional, la generación eléctrica con fuentes de energía renovable y la aplicación de prácticas de eficiencia energética, para alcanzar una soberanía energética regional con una visión de futuro, dentro de una transición energética justa, gradual, responsable, participativa e intensiva en conocimiento, donde la innovación tecnológica y el uso de nuevas tecnologías sean la base del trabajo conjunto de nuestros países”.

Tal declaración lleva la firma de Alessandra Herrera, ministra de Energía del Perú; Xavier Vera Grunaer, Ministro de Energía y Minas de Ecuador; Eduardo Esperguel, Jefe del Departamento de Planificación de Chile; Belizza Janet Ruiz, Viceministra de Energía de Colombia; Severino Quispe Ramos, Director de Energías Alternativas del Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia; y Jorge Hernán Pedraza, Secretario General de la Comunidad Andina de Naciones (CAN).

Sunrun, el principal proveedor de servicios de energía, almacenamiento de batería y energía solar para el hogar del país, anunció que ha sido seleccionado exclusivamente por el proveedor de servicios públicos de Puerto Rico para ayudar reconstruir y transformar el sistema energético de la isla mediante el desarrollo de una planta de energía virtual (VPP) de 17 megavatios, el primer programa de almacenamiento distribuido a gran escala en la isla.

La VPP ayudará a reducir los costos de energía para todos los consumidores, reducirá la contaminación en toda la isla y ayudará a fortalecer la frágil red de Puerto Rico con energía solar confiable y abundante al conectar en red más de 7,000 sistemas Sunrun de energía solar y batería instalados en los hogares.

Sunrun pasará el próximo año inscribiendo a los clientes en el programa y comenzará los despachos en red en 2024. Los clientes se beneficiarán de los ahorros de costos de la generación de energía en el sitio y la energía de respaldo y también serán compensados ​​a cambio de compartir estratégicamente su energía almacenada con Puerto Rico. red eléctrica, creando una economía compartida de energía limpia. Las baterías inscritas en la VPP continuarán manteniendo reservas de respaldo adecuadas para alimentarse durante posibles interrupciones de la red en los hogares de los participantes. Todos los clientes con baterías también son elegibles para inscribirse y pueden optar por no participar en cualquier momento durante el programa de 10 años.

“Los puertorriqueños están listos para dar el paso a soluciones confiables e independientes de energía limpia que aumentarán su sensación de seguridad en sus propios hogares”, dijo la directora ejecutiva de Sunrun, Mary Powell.

“Estamos resolviendo la inseguridad energética en la isla al cambiar el modelo para que la energía solar se genere en los techos y se almacene en baterías para alimentar cada hogar y luego se comparta con los vecinos, creando una economía de energía compartida limpia. De esa manera, los residentes no solo tienen control sobre su energía en el hogar, sino que también pueden compartir la energía con su comunidad y recibir una compensación por ello. Un enorme agradecimiento a nuestros socios de canal en Puerto Rico, que han resistido tantos eventos climáticos y continúan ayudando a Sunrun a brindar independencia energética y tranquilidad a miles de hogares puertorriqueños. También quiero agradecer a quienes se dedican a promover la política de energía limpia en la isla para hacer posible estos proyectos: el gobernador Pierluisi, la legislatura, el Negociado de Energía de Puerto Rico y la Asociación de Almacenamiento de Energía y Energía Solar de Puerto Rico, así como el Departamento de Estado de EE. UU. Energy, que ha brindado asistencia técnica al esfuerzo de reconstrucción. Es fundamental que continuemos los esfuerzos para garantizar que haya energía limpia, confiable y asequible para todos en Puerto Rico”.

En 2019, dos años después de que el huracán María desmantelara la red eléctrica de la isla, la Legislatura aprobó la Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico para establecer los parámetros de un sistema de energía con visión de futuro que maximiza la generación distribuida. El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) determinó que las VPP eran clave para lograr los objetivos de la legislación de construir un sistema de energía resistente y robusto y cumplir con los estándares de la cartera renovable de Puerto Rico.

La tecnología VPP permite a las empresas de servicios públicos recurrir a los recursos distribuidos para obtener capacidad de energía limpia en lugar de depender de las costosas y sucias centrales eléctricas de combustibles fósiles. Las VPP brindan a los clientes la oportunidad de contribuir a un futuro energético más limpio al tiempo que brindan importantes beneficios para la comunidad, incluida la estabilización de la red eléctrica local, la mitigación del riesgo de cortes y la reducción de la contaminación a través de una menor dependencia de las plantas de pico, lo que a su vez ahorra dinero a todos los clientes conectados a la red. al reducir el costoso consumo de combustibles fósiles y las inversiones en infraestructura de red centralizada.

Sunrun es el líder de VPP del país y tiene más de una docena de programas en varias etapas de desarrollo y operación, incluido la primera VPP de mercado mayorista del país. Este verano en California y Nueva Inglaterra, las VPP de Sunrun proporcionaron 1,1 y 1,8 gigavatios-hora de energía a las redes locales durante condiciones climáticas extremas, lo que ayudó a los proveedores de servicios públicos a satisfacer la demanda máxima de electricidad y evitar cortes de energía.

Junto con el aumento de las tarifas de servicios públicos, algunas de las más altas de los Estados Unidos, y la dependencia de las viejas plantas de energía de combustibles fósiles mal mantenidas, Puerto Rico ha visto un cambio transformador que se aleja de un sistema de energía poco confiable, con decenas de miles de puertorriqueños ahora con azotea solar y baterías. A principios de este otoño, el huracán Fiona destruyó la red eléctrica de la isla, dejando a más de tres millones de residentes a oscuras. Los clientes de Sunrun en la isla pudieron alimentarse durante los cortes prolongados. Los sistemas solares con batería de Sunrun proporcionaron más de 350 000 horas de energía de respaldo a miles de hogares.

“Mi sistema solar y de batería mantuvo mis luces encendidas y mi familia segura durante el huracán Fiona”, dijo Héctor Jiménez, un cliente de Sunrun en San Juan. “Mis vecinos dependían del diesel para hacer funcionar sus generadores y comenzaron a preocuparse cuando el suministro de combustible comenzó a agotarse. Pude ayudarlos cargando baterías portátiles y prestándolas a personas de la comunidad que necesitaban electricidad”.

“Debido al sistema de batería solar que instalamos en el techo de nuestra estación después del huracán María, nuestros sistemas de comunicación funcionaron día y noche durante Fiona, lo que nos permitió responder a las llamadas de emergencia”, dijo el ex teniente Francisco de la Estación de Bomberos del Metro de San Juan. Cruz.

Sunrun ingresó a Puerto Rico en 2018 y se ha convertido rápidamente en uno de los mayores proveedores de energía solar residencial y sistemas de baterías de la isla. Los residentes interesados ​​en participar pueden instalar un sistema solar y de almacenamiento de batería para el hogar de Sunrun por tan solo cero dólares de enganche ya una tarifa mensual constante y baja.

La Junta de Gobierno de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico aprobó los términos del acuerdo el 26 de octubre de 2022, y el acuerdo está sujeto a aprobación reglamentaria por parte del Negociado de Energía de Puerto Rico y la Junta de Supervisión Fiscal.

Enel Colombia, junto con el Centro Regional de Estudios de Energía (CREE) presentaron los resultados del estudio Hoja de Ruta para la Transición Energética en Colombia 2050 que se empezó a desarrollar desde hace siete meses.

En este espacio, que contó con la participación del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Ministerio de Transporte, se trazaron una serie de recomendaciones y se exploraron un conjunto de escenarios hacia la carbono neutralidad que el país espera lograr para los próximos 28 años. Esto, a partir de un análisis del contexto colombiano y el entendimiento de retos y oportunidades que permitan su óptima implementación y ejecución.

El taller, que estuvo liderado por Tomás González Estrada, director del CREE, contó con la asistencia e intervención de Maurizio Bezzecheri, director de Enel para América Latina, Lucio Rubio, director general de Enel Colombia y Centroamérica, Guillermo Prieto, Director encargado de cambio climático y gestión del riesgo para el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y Juan Alberto Caicedo, Coordinador del grupo de asuntos ambientales y desarrollo sostenible del Ministerio de Transporte.

Durante su participación destacaron el compromiso de sus diferentes despachos para impulsar el desarrollo sostenible, la disminución de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y la búsqueda de sinergias entre lo público, privado y gubernamental.

Durante la presentación de los resultados, se resaltó el compromiso que tiene Enel en pro de la transición energética, enfatizando en los proyectos de movilidad eléctrica masiva y la generación de energías renovables no convencionales.

Frente al primer aspecto, se destacó cómo en Colombia, la compañía se está convirtiendo en el aliado principal y estratégico de las nuevas modalidades de transporte, razón por la cual Bogotá tiene el patio de recarga más grande de América Latina, el cual cuenta con 108 cargadores para más de 200 buses.

Esta iniciativa también se complementa con la construcción de proyectos eólicos y solares que permitirán la entrada de más de 1.000 MW al Sistema Interconectado Nacional antes del 2024.

“La transición energética y el cambio climático son un gran reto para el país y requieren de un trabajo arduo y constante. Con este estudio queremos aportar al gobierno, los sectores públicos, privados y distintos gremios, el análisis y las oportunidades identificadas para alcanzar la carbono neutralidad, partiendo de las posibilidades que hay en Colombia y la necesidad de disminuir las diferentes emisiones de gases de varios sectores industriales, como el energético, transporte, construcción, petróleo y gas natural, entre otros, apuntando siempre a una mejora en la eficiencia energética”, explicó Lucio Rubio, director general de Enel Colombia y Centroamérica.

Oportunidades de trabajo

El estudio arrojó un análisis de diferentes actividades que, dentro del sector energético, tienen una mayor incidencia en la emisión de GEI, tales como transporte, agricultura, minería, petróleo y gas, construcción, combustibles sólidos y generación eléctrica. Allí se destacó que, a grandes rasgos, para poder lograr una transición energética adecuada y que contemple la disminución de diferentes gases, es vital poder trabajar en 10 puntos claves:

Multiplicar cinco veces la capacidad de producir energía de bajas emisiones.
Asegurar la disponibilidad del gas para la transición energética.
Garantizar la adopción oportuna y a gran escala de las tecnologías bajas en carbono.
Asegurar el pleno financiamiento de las nuevas inversiones (proyectos).
Construir relaciones de confianza entre comunidades, Gobierno y empresas para sacar adelante los proyectos.
Ponerle un precio al carbono consistente con las metas de mitigación y eliminar los subsidios a los combustibles fósiles.
Asegurar la cobertura plena y asequible de energía.
Garantizar la transición productiva de los grupos vulnerables que pierden con la transición energética.
Acompañar la transición energética y transición fiscal.
Incrementar el conocimiento y las capacidades de investigación e innovación nacionales.

“El camino a la transición energética es muy retador y requiere del compromiso tanto del sector público como del privado para hacer los cambios en la regulación y la política necesaria para que se hagan las inversiones que necesitamos. Colombia tiene la intención de lograr la carbono neutralidad, y este estudio busca ayudar a llenar ese vacío, mostrando las 10 cosas puntuales que debemos hacer si queremos cumplir nuestras metas de carbono neutralidad”, concluyó González, director del CREE.

Estos estudios de hoja de ruta, que Enel viene promoviendo en otros siete países de Latinoamérica como Argentina, Brasil, Chile, Perú, Costa Rica, Panamá y Guatemala, buscan generar lineamientos que trasciendan y contribuyan a generar consciencia social para descarbonizar la economía, y de esta manera contribuir en la lucha contra el cambio climático.

Finalmente, se estará compartiendo el informe final con todos los resultados producto del análisis y trabajo participativo realizado entre las diferentes partes interesadas, logrando el mismo insumo y aporte para los otros siete países de la región.