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El gobierno de Argentina lanzó el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático (PNAyMCC), por el cual fija una serie de medidas y acciones para alcanzar las metas de adaptación y mitigación detalladas en las Contribuciones Nacionales Determinadas (NDC) hacia el 2030. 

El documento menciona la necesidad de bajar las emisiones de gases de efecto invernadero e incluye líneas de acción destinadas a las energías limpias y renovables, pero marca objetivos a mediano y largo plazo que ya fueron planteados por el sector desde hace varios años y no redobla la apuesta por ellos.  

Las metas para la generación centralizada de baja, mediana y gran escala están enfocadas en cumplir con la Ley N° 27191, la cual establece que la generación renovable deberá alcanzar mínimamente el 20% del total del consumo eléctrico nacional, al 31 de diciembre del 2025. 

Para ello, el país deberá incorporar alrededor de 2600 MW de nueva potencia renovable no convencional (solar, eólica, PAH o bioenergías), lo que representaría entre 6.500 y 11.000 millones de dólares (MUSD) de inversiones. Aunque con la vigente problemática de la falta de capacidad en las redes de transmisión. 

Sin embargo, uno de las grandes ausencias del PNAyMCC es la actualización de las metas de participación de renovables hasta un 30 o 35% hacia el 2030; considerando que restan pocos años para llegar a la fecha tope que estipula la Ley 27191 y que, incluso, fue uno de los compromisos anunciados por Alberto Fernández durante las apertura de sesiones ordinarias del Congreso de la Nación del 2021 y 2022. 

Y si bien sí se señala que se desarrollarán mercados eléctricos regionales con foco en reducir la generación forzada mediante proyectos renovables de baja escala (<90 MW), aprovechando la capacidad de transporte disponible y/o instalaciones de almacenamiento de energía en puntos de la red, no hay objetivos cuantitativos concretos. 

Sino que se buscará fortalecer la infraestructura de redes de distribución de energía eléctrica existentes, disminuir los cortes eléctricos donde se implementen las centrales y reducir el costo de generación de la energía eléctrica de las comunidades. Proyectos que serán impulsados mediante “mecanismos de priorización y financiamiento”, en base a los resultados de las manifestaciones de interés.

Por el lado de la generación distribuida, la estrategia gubernamental prevé que se implementarán acciones y programas tendientes a facilitar, permitir, aumentar y difundir la generación y uso de renovables en industrias y comercios como también que se promoverá a nivel residencial y comercial. 

En el primero de los casos, se estima que, a 2025, habrá 20.000 MiPyMEs participando de acciones de dicha índole y otras 500 grandes industrias planificarán la incorporación renovables en sus instalaciones.

En tanto que hacia el 2030, el número de las MiPyMEs con energías limpias aumentará a 30.000 y las para las grandes industrias subirá solamente a 800, hecho que implicará una asistencia técnica entre USD 10.500 y USD 15.000 por empresa.

Además, por el lado de la generación distribuida integrada a la red eléctrica pública, el documento elaborado por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible propone que se instalarán 1000 MW renovables hacia la próxima década, con una estimación de gastos de MUSD 1100. 

Pero cabe recordar que Argentina hoy en día cuenta con menos de 1000 usuarios – generadores y  16,77 MW conectados a la red mediante un medidor bidireccional bajo la ley N° 27424. Es decir que ya incumple con viejos compromisos ambientales, puntualmente con el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017, el cual estipulaba que para 2022 el país tendría más de 19000 U/G que generarían 557932 MWh.  

La COP27 , la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2022, organizada por Egipto en Sharm El Sheikh, verá a delegados de todo el mundo participar en las negociaciones anuales sobre el cambio climático. Con más de 40.000 asistentes estimados, se espera que la cumbre albergue uno de los mayores números de participantes en la conferencia climática global anual, que se llevará a cabo del 6 al 18 de noviembre en Sharm El Sheikh, Egipto.

Hablando antes de la conferencia, el Embajador Wael Aboulmagd, Representante Especial del Presidente de la COP27, dijo: “El equipo de la Presidencia egipcia ha trabajado incansablemente para crear un entorno propicio que conduzca a negociaciones exitosas. Como anfitriones de la COP, estamos interesados ​​​​en traer representantes de naciones y partes interesadas de todo el mundo y brindar el impulso necesario para abordar las acciones requeridas para la implementación urgente y a escala de los compromisos y promesas climáticas”.

El Centro Internacional de Convenciones de Sharm El-Sheikh (SHICC) formará la Zona Azul general para la COP27. La Zona Azul es donde se llevarán a cabo todas las negociaciones entre los delegados. Además, los gobiernos y observadores acreditados, incluidos defensores de la juventud y científicos, organizarán una larga lista de eventos dinámicos.

Una Zona Verde de 22.500 metros cuadrados es donde la comunidad empresarial, la juventud, la sociedad civil, la academia y los artistas de todo el mundo tendrán un espacio adicional para estar presentes y participar. Su objetivo es promover el diálogo y el compromiso inclusivos y dinámicos entre los actores climáticos a través de eventos, exposiciones, talleres, espectáculos culturales y charlas.

La Cumbre de Implementación Climática de Sharm El-Sheikh se llevará a cabo del 7 al 8 de noviembre y reunirá a todos los jefes de estado y de gobierno participantes. Tras la inauguración de la cumbre, se llevarán a cabo varias mesas redondas centradas en seis temas clave: transiciones justas, seguridad alimentaria, financiación innovadora para el clima y el desarrollo, inversión en el futuro de la energía, seguridad hídrica y cambio climático y sostenibilidad de comunidades vulnerables.

Al margen de las negociaciones globales que tendrán lugar en Egipto durante la conferencia, la Presidencia egipcia de la COP27 también ha designado varios días temáticos clave eso incluirá oportunidades de compromisos de panel, debates, mesas redondas y eventos paralelos. Estos días temáticos son parte de los esfuerzos para avanzar en la acción climática que puede abordar los cuellos de botella y las brechas de implementación existentes, y profundizar el compromiso con los jóvenes, las mujeres, la sociedad civil y los pueblos indígenas, entre otros, en el centro de las discusiones. Las áreas de enfoque clave incluyen la promesa de innovación y tecnologías limpias, así como la centralidad del agua y la agricultura en la crisis climática, la pérdida de biodiversidad, la transición energética, los esfuerzos de descarbonización y las finanzas. Se dedicarán tres días a la juventud y las generaciones futuras, el género y la sociedad civil, sus contribuciones, los desafíos que enfrentan, las soluciones que ofrecen y cómo incorporar su participación en la planificación e implementación de políticas climáticas.

La Presidencia de Egipto de la COP27 ha lanzado varias iniciativas que tendrán lugar en la conferencia. Estas iniciativas incluyen la Presidencia de la COP27 Resiliencia Urbana Sostenible para la próxima Generación (SURGe), Iniciativa sobre Acción Climática y Nutrición (I-CAN), Acción sobre el Agua, Adaptación y Resiliencia (AWARe), Iniciativa de Alimentación y Agricultura para la Transformación Sostenible (Fast), Iniciativa Global de Residuos 50 para 2050, Iniciativa de Transición Energética Justa y Asequible de África, Iniciativa de Vida Decente para un África Resiliente al Clima, Respuestas Climáticas para Sostener la Paz (CRSP), Prioridades de Adaptación Climática de las Mujeres Africanas (PAC), Planes Nacionales de Inversión Amigos de la Ecologización, Mejora Soluciones basadas en la naturaleza para la transformación climática (ENACT).

La aplicación móvil COP27 sirve como un recurso fácil de usar con información sobre la conferencia. Esto incluye navegación interior del lugar, horarios de eventos, planificación de viajes y más, lo que la convierte en una guía de referencia para todos los asistentes a la conferencia COP27.

Ginlong (Solis) Technologies, proveedor líder de inversores de cadenas en todo el mundo, ha ganado una vez más dos importantes premios, el ‘Proyecto de sostenibilidad del año‘ y la ‘Empresa del año: operaciones y mantenimiento‘ en los Solar Future Awards 2022, con su gran fortaleza empresarial y excelente reputación en el mercado. Ya en 2021, Solis ganó dos premios: Empresa del Año – Inversor y Empresa del Año – Sistemas de Almacenamiento de Energía.

Organizados por Leader Associates, un organizador de eventos de energía renovable líder a nivel mundial, los premios con autoridad internacional tienen como objetivo promover el desarrollo de proyectos solares y de energía renovable en Vietnam, para un futuro sostenible. El premio es un reconocimiento a las capacidades operativas de Solis y al logro de los esfuerzos de Solis en tres áreas: reducción de emisiones de carbono, desarrollo de productos de alta calidad y sostenibilidad de la innovación a lo largo del tiempo.

Desde su creación en 2005, el concepto de Solis de «verde, de alta calidad y sostenible» se ha aplicado a todo el ciclo de vida de los productos fotovoltaicos (FV). Confiando en los 17 años de precipitación tecnológica e innovación de la compañía en el campo de las nuevas energías, con la visión corporativa de ‘Desarrollar tecnología para impulsar al mundo con energía limpia’, Solis se adhiere a la especialización de productos, la precisión del servicio, etc., y se enfoca en inversores domésticos, comerciales y a escala de servicios públicos y otros productos relacionados, ha dejado huellas fotovoltaicas en 27 países y regiones de todo el mundo, y ha sido altamente reconocida por la industria y el mercado.

Además, en vista de las diferencias en el mercado global, Solis adopta la innovadora tecnología de cuerdas para optimizar una serie de productos y soluciones de alta calidad adecuados para los mercados regionales, y brinda a los clientes servicio y soporte en virtud de su fortaleza y ventajas. en canales, servicios, equipos y otros aspectos.

En la ceremonia de los premios Solar Future, Eric Zhang, director de ventas globales de Solis, dijo:

«En primer lugar, me siento honrado de aceptar los premios ‘Proyecto de sostenibilidad del año’ y ‘Empresa del año: operaciones y mantenimiento’ en nombre de Solis, ya que seguiremos construyendo un futuro sin emisiones de carbono con el objetivo de la sostenibilidad. En segundo lugar, me gustaría expresar mi más sincero agradecimiento a todas las organizaciones y expertos que votaron por Solis. Finalmente, los premios son el resultado de los esfuerzos de todos los miembros de la empresa, y continuaremos insistiendo en mejorar el rendimiento del producto y brindar más productos de alta calidad a nuestros clientes ahora y en el futuro”.

El presidente de México, Andrés Manuel López Obrador se reunió con el enviado especial de Estados Unidos para el clima, John Kerry, con miras a replicar el modelo del parque solar que se construye en Puerto Peñasco, estado de Sonora. 

Y tras la junta entre ambos funcionarios, una de las novedades es que México presentará un plan de fomento a las energías renovables durante la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP27), que se llevará a cabo del 6 al 18 de noviembre en Sharm El Sheikh, Egipto

“Hablamos de generar más energía eólica, solar e impulsar la modernización de las centrales hidroeléctricas. Y el plan general significará que se usen menos combustibles fósiles, es decir, gas, combustóleo y otros derivados de los hidrocarburos”, aseguró el máximo mandatario de México en conferencia de prensa. 

“Es un plan integral, no sólo se trata de renovables. Sino que se piensa en replicar la planta solar de Puerto Peñasco. Y deberán estar cerca de los parques industriales de Sonora. Serán nuevas plantas fotovoltaicas o el mejoramiento de centrales gasíferas de ciclo combinado para fortalecer el sistema”, agregó

De este modo, AMLO ratifica su objetivo de gestión de desarrollar los proyectos fotovoltaicos en una de las zonas con mejor radiación solar de todo el país, con tal de evacuar la energía de manera local y también exportarla hacia los estados fronterizos de la unión americana. 

Aunque con la particularidad que el número previsto a replicar pasó de ser de diecisiete inversiones por 1824 MW de capacidad a sólo cinco, pero aún no se conoce qué potencia renovable se pretende instalar en la entidad federativa norteña de México. 

Lo que sí se sabe es que se buscará impulsar este plan de manera bilateral junto a Estados Unidos y firmar la estrategia una vez que el presidente Joe Biden visite el país, lo cual se espera para finales del corriente año o inicios del 2023. 

“Son inversiones fuertes, pero sí hay interés de parte de empresas estadounidenses. Y es importante el buen uso de los recursos energéticos y su cuidado, y no abandonar la transición energética. Para no seguir dependiendo del petróleo, tenemos que pensar en energías alternativas”, vaticinó hace sólo algunas semanas. 

Asimismo, AMLO remarcó la importancia que tendrá la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en ese proceso, lo que significa que sigue pensando en darle prioridad a la empresa productiva del estado por sobre otras firmas privadas del país. 

“Nos importa que los recursos naturales se apliquen en beneficio de los mexicanos y haya trabajo bien pagado, sin compromiso de abastecer a las empresas particulares, nacionales y extranjeras. Y en caso de la generación eléctrica, fue muy claro que nosotros haríamos la inversión porque queremos fortalecer a la CFE”, concluyó López Obrador.

Powertis, empresa del Grupo Soltec, fue una de las nueve empresas que resultó ganadora en la subasta a largo plazo de energías renovables de Colombia del 2021, donde adjudicó 530.079 kWh/día, seleccionados todos en el bloque 2, que serán generados a través de su emprendimiento Manglares, de 99,9 MW (135 MWp).

Con esa experiencia a sus espaldas y con la mirada puesta en contar con 1 GW de proyectos renovables en ese país entre todo el Grupo Soltec, desde Powertis plantearon la importancia de acelerar las formalidades burocráticas y contar con certidumbre a largo plazo, como uno de los grandes desafíos del sector.  

“Necesitamos celeridad en las tramitaciones e incluso, las empresas estamos dispuestas a pagar más dinero por trámites que son más rápidos. Pero eso no significa que se reduzca ninguna de las exigencias que se tienen, sino que lo único que se pide es celeridad”, aseguró Juan Carlos Ruiz, regional manager de Powertis. 

“Además, queremos certidumbres en los escenarios a la hora de las subastas. Queremos saber si el 30 de diciembre vendrán los reyes magos y a partir de cuándo podremos hacer las solicitudes nuevas que tenemos que hacer. Es fundamental para nosotros”, agregó durante el mega evento presencial “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022”. 

Esta no es la primera vez que desde la compañía del Grupo Soltec señalaron que el mercado requiere algunas señales más claras y ambiciosas. Y allí apuntaron a que las subastas de renovables deberían tener un mayor plazo de inicio de construcción plazo, teniendo en cuenta que para la subasta del 2019 el período de construcción fue de 3 años (enero del 2022) y sólo uno para la del 2021.  

“Cuando decimos las cosas no es para que sea mejor sólo para el negocio, sino para todo el sector y el país porque estamos comprometidos en esa transición”, sostuvo Juan Carlos Ruiz en el evento que se realizó en el hotel JW Marriot de Bogotá. 

Por otro lado, un gran reto que encontró el especialista para un mejor desarrollo de la industria renovable es que las empresas no sólo sean energéticas, sino que realmente estén comprometidas con mitigar el cambio climático y la sociedad que la rodea. 

“No tiene que ser sólo una planta renovable que ayuda a que no afecte tanto el cambio climático, debe ser una central comprometida con la comunidad donde se encuentre, donde se genere empleo, información y donde la gente quiere que le construyamos la planta cerca de sus comunidades para que ese valor que se aporta al país, se quede en la gente”, afirmó. 

“Es uno de los grandes retos del sector y debe ser uno de los objetivos estratégicos del sector, que no sólo sea un valor energético sino también social (…) Todo el mundo debe tener acceso a la energía y las renovables somos quienes más fáciles podemos hacerlo posible”, amplió su voz. 

XM, como planeador operativo del Sistema Interconectado Nacional (SIN), entre sus actividades verifica los requisitos técnicos definidos en la regulación vigente para la entrada de los proyectos de expansión de generación y transmisión.

Según informó la entidad, desde julio al último día de septiembre, han ingresado al SIN 298,35 MW, reflejados en 9 proyectos de generación. Con la entrada de estos proyectos la Capacidad Efectiva Neta del Sistema ascendió a 18.136 MW.

Sin embargo, de esa capacidad, sólo 98 MW son de plantas solares; no obstante, este ingreso significó un aumento del 62% en la capacidad efectiva de esta tecnología en el sistema colombiano.

Los 200 MW restantes corresponden a la entrada de una planta térmica con Obligaciones de Energía Firme (OEF), que fue adjudicada en la subasta de cargo por confiabilidad en el año 2019.

En detalle, el ingreso de los emprendimientos se dio de la siguiente manera:

El 11 de agosto ingresó el proyecto solar Pétalo de Córdoba I de Greenyellow Comercializadora S.A.S. E.S.P. con 9,9 MW, esta planta se encuentra ubicada en el departamento de Córdoba.
El 10 de septiembre ingresó el proyecto solar Sincé de Celsia Colombia con 18,5 MW, ubicado en el departamento de Sucre.
A partir del 12 de septiembre, ingresaron las plantas Bosques Solares de los Llanos 4 y Bosques Solares de los Llanos 5 de Isagen, cada una con una capacidad de 19,9 MW y 17,9 MW, respectivamente.

Con estos nuevos proyectos, en el área Meta, se tiene el 44% de la generación solar existente en el SIN.

El 14 de septiembre ingresó la planta de generación térmica a gas El Tesorito de Celsia Colombia con 200 MW. Con este proyecto la capacidad efectiva térmica del SIN alcanzó un valor de 5.888 MW.

Se resalta que este proyecto cuenta con Obligaciones de Energía Firme – OEF de 4.6 GWh/día y comenzó operaciones más de 2 meses antes de la fecha comprometida del 1 de diciembre de 2022.

El 15 de septiembre ingresaron las plantas solares Medina y Los Caballeros de Celsia Colombia cada una con 9,9 MW. Estos proyectos se encuentran ubicados en el departamento del Tolima.
Adicionalmente, en el departamento del Tolima, el 19 de septiembre ingresó la planta solar Cerritos de Celsia Colombia con 9,9 MW.
Finalmente, el autogenerador a gran escala Harinas, de 2,45 MW, ubicado en Valle del Cauca y representado por Celsia Colombia, ingresó el 21 de septiembre.

Proyectos de Transmisión

Por otra parte, XM reportó que durante el tercer trimestre de 2022 ingresaron al SIN 6 proyectos de transmisión, 3 en la red del Sistema de Transmisión Nacional (STN) del área Caribe y 3 en los Sistemas de Transmisión Regional (STR) de Córdoba – Sucre, Bogotá y Santander:

El 30 de julio ISA Intercolombia, declaró en operación comercial el proyecto Refuerzo Costa Caribe adjudicado mediante convocatoria UPME 05 – 2014, el proyecto consistió en la construcción de un nuevo corredor a 500 kV entre el interior y la costa, por medio de dos líneas, la primera de 136 km. entre las subestaciones Cerromatoso y Chinú y la segunda de 233 km aproximadamente entre las subestaciones Chinú y Copey.

La entrada de estos circuitos representa un aumento a la fortaleza en tensión de la red del área Caribe y se aumenta la capacidad de importación de potencia desde el interior del país al área Caribe a 2.000 MW, disminuyendo el requerimiento de generación de las plantas térmicas de esta zona. Este proyecto ingresa al Sistema de Transmisión Nacional.

Celsia Colombia declaró en operación el proyecto UPME 09 – 2019 Sahagún 500 kV, a partir del 06 de agosto. El proyecto seccionó un circuito a 500 kV entre las subestaciones Cerromatoso y Chinú 500 kV. En esta subestación se conecta la planta de generación térmica a gas El Tesorito.
Como parte del proyecto UPME 07 – 2017 Sabanalarga – Bolívar 500 kV, el 12 de agosto ISA Intercolombia declaró en operación la bahía de línea a 500 kV en la subestación Sabanalarga, que servirá posteriormente para la conexión de la línea. Proyectos de transmisión Proyectos de STN.
El 13 de julio el operador de red Caribe Mar de la Costa (Afinia), declaró en operación el proyecto Segundo circuito Chinú – Boston 110 kV.

Con este circuito en operación, se presenta un aumento en la confiablidad en la atención de la demanda en los departamentos de Córdoba y Sucre al eliminar varias de las restricciones que se presentaban, ya que por el corredor entre las subestaciones eléctricas Chinú y Boston se comenzó a transferir mayor cantidad de energía con la entrada del proyecto.

Enel Colombia en su calidad de operador de red, declaró en operación la subestación a 115 kV Terminal el 29 de agosto. La nueva subestación seccionó la línea Noroeste – Techo 1 115 kV y se convirtió en un nuevo punto de inyección de la red del STR al Sistema de Distribución Local (SDL) de Bogotá.

Jaime Alejandro Zapata Uribe, Gerente del Centro Nacional de Despacho (CND), destacó al respecto: “Desde XM resaltamos la importancia de contar con la entrada de los proyectos en las fechas establecidas, para la atención segura y confiable de la demanda actual y futura del Sistema en varias regiones de país”.

“Con el objetivo de apalancar la transición energética a nivel del STN se tienen en desarrollo 19 proyectos de transmisión, 8 a cargo del GRUPO DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 5 de ISA INTERCOLOMBIA, 3 de TRANSELCA, 2 de CELSIA COLOMBIA y 1 a cargo de la firma ALUPAR COLOMBIA, proyectos que fueron definidos por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), para fortalecer el Sistema y permitir la incorporación de nueva generación”, resume el directivo.

Y resalta: “Así mismo, a 2027 se espera que en el SIN ingresen cerca de 15.000 MW de nuevos proyectos de generación, considerando los proyectos que a la fecha cuentan con garantías bancarias de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG 075 de 2021, se resalta que el 45% de esta nueva generación requiere obras a nivel del STN o STR para su conexión”.

En el hall del Instituto Antártico Chileno (INACH), se llevó a cabo en doble jornada los talleres de la Acción 2 del Plan de Acción Regional de Cambio Climático.

Acerca de la cadena de valor, transición energética, proyección mundial del hidrógeno verde (HV2), derivados y aplicaciones en el mundo y en Latinoamérica y el Caribe, fueron algunos de los temas abordados en los diálogos participativos llevados a cabo en el INACH a cargo de la Agencia Internacional de Cooperación Alemana (GIZ), que reunió a diversos actores locales del Gobierno Regional, Servicios Públicos y los Seremis que son parte del Comité Regional para el Cambio Climático, según lo estipula la Ley 21.455 o Ley Marco de Cambio Climático.

Agenda HV2 y nuevo modelo de desarrollo

Al respecto, la secretaria regional ministerial de Energía de Magallanes y de La Antártica Chilena, María Luisa Ojeda, agradeció la participación del Gobierno Regional, de Servicios Públicos como la Subpesca, Subdere, Corfo, entre otros, y junto a ello, las Seremi sectoriales de Medio Ambiente, Economía, Agricultura y Ciencias.

“Encontrarnos en torno al diálogo por una mejor región y una mejor calidad de vida para sus habitantes, y a su vez, promoviendo el desarrollo productivo sostenible, y la transición justa respetando el medio ambiente, es parte del mandato que el Presidente Gabriel Boric nos ha dado”, sostuvo la Seremi Ojeda.

En este sentido, la titular regional del ramo remarcó que estas acciones son parte del trabajo que el ministro de Energía, Diego Pardow, le ha encomendado a todos sus secretarios regionales ministeriales, y que son transversales al desarrollo del sector energético renovable y al del hidrógeno verde y sus derivados.

“La agenda de hidrógeno verde la estamos fortaleciendo a partir del nuevo modelo de productividad energética sostenible que impulsa nuestro Gobierno y para ello, consideramos clave oír e intercambiar opiniones con todos los actores sociales relacionados con la industria energética; entre los que se encuentran miembros de la academia, del sector público y del privado”, indicó la Seremi de Magallanes y de La Antártica Chilena. Y anticipó que la saga de reuniones continuará.

Evaluación de la jornada

En tanto, quienes participaron de los talleres aplaudieron el espacio de diálogo y la dinámica que se dio para conocer y compartir información sobre el momento actual del hidrógeno verde y sus derivados como el amoniaco, la proyección y las brechas que aún quedan por cubrir, en la transición energética en el contexto del cambio climático.

Para la relatora de los talleres y asesora técnica de la Agencia Internacional de Cooperación Alemana, GIZ, Verónica Vukasovic, “esta doble jornada demostró un gran interés por la temática”.

Y agregó: “Eso fue muy grato y quedó reflejado en la dinámica grupal donde se plantearon muchas preguntas, pero al mismo tiempo, se pudo llegar a un gran consenso de que [el hidrógeno verde y la transición energética sostenible] es un gran tema para la región, donde es necesario involucrar a distintos actores, pues hay mucho trabajo por hacer, sin embargo, también hay muchas oportunidades que es importante abordarlas a tiempo con la mayor amplitud de criterio”.

Por su parte, la Profesional de la Subsecretaría de Pesca y Acuicultura de Magallanes, Marcela Márquez, señaló sobre los talleres que le parecieron “bastante interesantes por el hecho de que hemos interactuado varios Servicios Públicos con una materia que nos compete a todos, como es el hidrógeno verde que creo que es una industria que llegó para quedarse en Magallanes e independiente que tenga que seguir los parámetros medioambientales”.

“Es un elemento que a futuro nos beneficiará a todos; quizá no ahora para el sector pesquero, pero sí en el mediano plazo como un facilitador de toda la instancia productiva”, enfatizó.

Finalmente, Edgardo Vega, Asesor del Grupo Singular, coincidió con sus pares resaltando el contenido del taller y su importancia dado que “nos ayuda a analizar el escenario de instalación del hidrógeno verde en el marco de la Ley Marco de Cambio Climático y ver cómo ello aporte desde la política pública a la toma de decisiones”.

Remató: “Así que lo considero un taller muy relevante e interesante, pues se están tocando diferentes temáticas que contribuirán a que los tomadores de decisiones hagan para la Región de Magallanes, esas mejores decisiones”.

Puerto Rico avanza con un “Plan de estabilización de generación” que tiene como objetivo principal abordar a corto plazo cualquier insuficiencia o déficit de generación que afecte la disponibilidad de despacho y tenga el potencial de causar pérdida de carga o un apagón.

De allí que LUMA, como operador independiente del sistema, se esté proponiendo incorporar «generación temporaria de emergencia» en los próximos meses.

Según indicó Bryan Walsh, director del departamento de Regulación de LUMA, los riesgos en la red eléctrica local se disminuirían de contar con 500 MW de capacidad despachable de emergencia disponible para cubrir cualquier tipo de escasez que hubiese.

«Si tuviéramos 500 MW de generación despachable en la isla disponible el 1 de enero de 2023 reduciría nuestro riesgo bastante», consideró durante la Conferencia Técnica Virtual MI-2022-0003 sobre el “Plan de Estabilización de Generación” llevada a cabo ayer 1 de noviembre del 2022 (ver).

En concreto, los pronósticos señalan que se reduciría la LOLE (expectativa de pérdida de carga) de 49.8 días a 27,7 días, equivalentes a la situación de Puerto Rico antes del huracán Fiona.

Para lograrlo, LUMA informó que ya se encuentra buscando alternativas de generación de rápida implementación, antes de la próxima temporada de huracanes.

«Estamos enfocándonos ahora en las soluciones viables en el corto plazo por generación en barcazas, en tierra o una combinación de ambas», señaló Bryan Walsh, director del departamento de Regulación de LUMA.

El mes pasado, desde Energía Estratégica indicamos que el plan de LUMA contempla algunos “parches” al sistema mediante unidades de generación temporarias como “Power barges” (barcazas eléctricas) y “Mobile peaking units” (unidad generadora pico portátil) que podrían implementarse en el corto plazo.

¿De qué fuentes de generación se trata? Dependería de la disponibilidad y costos de estas alternativas de generación para definir la tecnología de suministro. Por lo pronto, se perfilarían aquellas a través de combustibles fósiles, como gas natural.

Según adelantó Bryan Walsh durante una conferencia virtual técnica previa (ver), en tres o cuatro meses se podría contar con dos barcazas de generación eléctrica a través de unos proveedores que ha identificado el operador independiente en el Caribe (Estrella del Mar II y Rigel). Mientras que la disponibilidad de las unidades móviles de unos 30 MW cada una podría lograrse tiempo antes, dependerá si estas son alquiladas o compradas pero podrían ser a biodiesel o gas e incorporadas dentro de dos a cuatro semanas.

Puerto Rico analiza “parches” con gas natural pero apostaría a la solar más baterías a largo plazo

El presidente Guillermo Lasso, posesionó esta semana a Fernando Santos Alvite como nuevo titular del Ministerio de Energía y Minas.

Santos Alvite es abogado y Doctor en Jurisprudencia por la Universidad Central del Ecuador. Socio en el Estudio Santos. Fue Abogado y Jefe de la Unidad de Asuntos Legales de la Organización de los Países Exportadores de Petróleo. Arbitro de la Cámara de Comercio de Quito, de la Cámara de Comercio Ecuatoriano-Americana y de la Comisión Interamericana de Arbitraje Comercial. Fue Profesor de Derecho Societario de la Universidad Central y Profesor de Derecho Económico de la Universidad de las Américas.

Desde presidencia aseguraron que «su profesionalismo y trabajo aportarán a esta institución que se encaminará al cumplimiento de los requerimientos que necesita el Gobierno Nacional en esta materia».

Por su parte, el presidente Lasso expresó en su cuenta de twitter (@LassoGuillermo):

«Le damos la bienvenida a Fernando Santos al equipo del Gobierno del Encuentro. Hoy asume el desafío de liderar @RecNaturalesEC, cartera fundamental para el desarrollo del Ecuador. Desde ya le deseamos éxitos».

El nuevo nombramiento se da tras la renuncia de Xavier Vera Grunauer, quien estuvo en el cargo en los últimos 6 meses de la cartera energética. En su carta de renuncia Vera indicó que ha sido objeto de ataques sistemáticos y maliciosos en contra de su honra, su familia y seres queridos en los últimos meses (ver) y amplió su declaración en redes sociales indicando que dio un paso al costado -en sus palabras- «con el único fin de concentrarme enteramente en la defensa de las calumnias vertidas en mi contra en todo este show mediático armado, y evitar el desgaste al Gobierno y al Presidente de la República».

Tras un año de nuevos desafíos Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en el país, lanza su segundo reporte de sustentabilidad realizado conforme a los Estándares del Global Reporting Initiative (GRI) y de Sustainability Accounting Standards Board (SASB). El documento materializa el trabajo realizado durante 2021 y resume los indicadores de desempeño en materia ambiental, social y de gobernanza (ESG).

El reporte se encuentra disponible para ser descargado en su sitio web y recorre los distintos hitos de la compañía. Entre los principales ejes de acción reportados se destaca el liderazgo en la colocación de bonos verdes corporativos en Argentina por más de US$ 500 millones. De este modo Genneia se convirtió en la principal emisora de bonos verdes en el país y la primera empresa en colocar un bono verde en el mercado internacional.

Asimismo, durante el período de 2021, la empresa verificó por primera vez externamente su inventario de emisiones de gases de efecto invernadero acorde al Protocolo Internacional GHG y utilizó certificados de emisiones (CER) propios para compensar la huella de carbono administrativa. Esto refleja no solo el nivel de transparencia de la gestión, sino a su vez el compromiso con la lucha contra el cambio climático.

“Nos enorgullece presentar nuestro segundo Reporte de Sustentabilidad alineado a las mejores prácticas y estándares internacionales. El esfuerzo de nuestra compañía tiene como objetivo alcanzar una gestión cada vez más sustentable y seguir impulsando mejoras en nuestros procesos. Este documento refleja el compromiso diario con el desarrollo de la comunidad, el cuidado de nuestro capital humano y el respeto por el medioambiente”, expresó Carolina Langan, jefa de Sustentabilidad de Genneia.

“Los hitos de nuestro negocio han sido alcanzados gracias al esfuerzo de nuestros colaboradores, el respaldo de las comunidades donde operamos y el apoyo de nuestros inversores. Estamos convencidos que las energías renovables serán el futuro para la mitigación del cambio climático y Genneia seguirá trabajando para que sus procesos estén alineados a los mejores estándares internacionales”, agregó Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) asignó prioridad de despacho a 444 MW de capacidad renovable de once proyectos que se presentaron en la tercera convocatoria del año del Mercado a Término (MATER).

Son cinco parques eólicos por 137 MW, cuatro en la región Comahue – Patagonia – Buenos Aires y uno en el corredor Centro – Cuyo – NOA; mientras que las otras seis centrales fotovoltaicas suman 307 MW de potencia y exportarán energía en Centro – Cuyo – NOA (5) y el Noreste Argentino (1). 

La mayoría de los proyectos – a excepción del P.S. Pampa del Infierno –  fueron asignados mediante el mecanismo de desempate, debido a la capacidad disponible, dejando fuera de competencia a otros veinticuatro emprendimientos renovables. 

Y allí, la gran ganadora fue Verano Capital, ya que logró 90 MW para su planta solar San Rafael Verano I, con un factor de mayoración de 14,456 (mecanismo que implica que la mejor propuesta económica será la adjudicada), seguida por la firma PV La Perla, con 60 MW para el P.S. Los Molles (San Luis). 

En tanto que Pampa Energía fue la única compañía que obtuvo prioridad de despacho para dos parques, ambos eólicos. Puntualmente para la ampliación de la central De la Bahía (14,4 MW concedidos) y Pampa Energía III (25,6 MW), la cual está operativa desde 2019 y cuenta con 14 aerogeneradores, cada uno de ellos compuesto por cuatro tramos de torre, una nacelle y tres palas que impulsan la turbina, de un diámetro total de 136 m.

Por otro lado, Genneia volvió a ser atribuida en una convocatoria del Mercado a Término, ya que en esta oportunidad consiguió 36 MW para su parque eólico La Elbita II. Proyecto que ya tiene otros 103,5 MW de potencia destinada a abastecer a Grandes Usuarios del país. 

Y de este modo, sumará una nueva planta a su portafolio y superará los 1400 millones de dólares en más de 20 emprendimientos, los cuales 1100 millones se reparten en lo ya realizado y los 300 restantes se sumarán en los próximos dos años. 

Los proyectos asignados deberán efectuar un pago en concepto de asignación de la prioridad de despacho para dejar firme la decisión de CAMMESA y tendrán que entrar en operación comercial antes del 30 de octubre del 2024. 

Proyecto
Solicitante
Potencia Asignada [MW]
Factor de Mayoración
Fecha de Ingreso Comprometida
PDI ID
PDI DESCRIPCIÓN

P.E. VIENTOS OLAVARRIA
VIENTOS OLAVARRÍA S.A.
24
65
30/10/2024
1151
LÍNEA 132KV OLAVARRÍA – HENDERSON

P.E. DE LA BAHÍA – AMPL
PAMPA ENERGÍA S.A.
14,4
100,102
30/10/2024
1160
LÍNEA 132 KV BAHÍA BLANCA – BAJO HONDO

P.E. PAMPA ENERGÍA III
PAMPA ENERGÍA S.A.
25,6
100,101
30/10/2024
1160
LÍNEA 132 KV BAHÍA BLANCA – BAJO HONDO

P.E. LA ELBITA II
GENNEIA S.A.
36
67,633
30/10/2024
2036
LÍNEA 132KV NECOCHEA – TANDIL

P.E. GRAL. LEVALLE II
LEVALLE EOLICO 2 S.A.
37
11,002
30/10/2024
5041
LÍNEA 132 KV MARANZANA II – GRAL. LEVALLE

P.S. VILLA DE MARIA DE RIO SECO
VILLA DE MARIA DE RIO SECO S.A.
20
11,17
30/10/2024
5110
VILLA DE MARÍA DE RÍO SECO

P.S. CURA BROCHERO
PARQUE SOLAR CURA BROCHERO S.A.U.
17
60,02
30/10/2024
5142
LÍNEA 66 KV LA VIÑA – CURA BROCHERO

P.S. ACONCAGUA
ACONCAGUA E.R. S.A.
20
23,333
30/10/2024
6024
LUJAN DE CUYO

P.S. SAN RAFAEL VERANO 1
VERANO CAPITAL SOLAR 2 S.A.
90
14,456
30/10/2024
6229
AGUA DEL TORO

P.S. LOS MOLLES
PV LA PERLA S.A.
60
21,005
30/10/2024
6234
LÍNEA 132KV P.ROJAS – MALARGÜE

P.S. PAMPA DEL INFIERNO
PS PAMPA DEL INFIERNO S.A.
100
1
30/10/2024
8038
PAMPA DEL INFIERNO

El miércoles a última hora el Senado dio sanción por unanimidad al proyecto de Ley que Promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad (Boletín 14.731-08).

Desde la industria de las renovables ahora esperan que el Gobierno nacional promulgue el proyecto y que el 2023 inicie con los decretos reglamentarios que plasmen su articulado.

“Este es un proyecto fundamental para continuar avanzando con nuestras metas de hacer más verde nuestra matriz energética”, destacó el ministro de Energía, Diego Pardow, durante la sesión de la Comisión de Hacienda del Senado.

En una entrevista –ver– con Energía Estratégica,  Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), planteó este proyecto servirá para impulsar los objetivos de transición energética que tiene Chile, especialmente el reemplazo de 5 GW de las centrales a carbón.

“Se requerirán aproximadamente 22,5 GW de almacenamiento y renovables que van a demandar 30 mil millones de dólares sólo para el segmento de generación; de eso hay por lo menos 1,6 a 2 GW de sistemas de almacenamiento al 2030”, resumió Rojas.

Por su parte, Pardow recordó que esta ley también permitirá mitigar el problema que están atravesando algunas empresas generadoras en Chile.

“Es de público conocimiento que hay empresas de energías renovables que están experimentado problemas de ingreso debido al vertimiento de energía que hay en el norte de país y esto es energía que no se está consiguiendo inyectar al Sistema Interconecta Central, si no que se está botando literalmente”, advirtió la máxima autoridad de la cartera de Energía.

Y destacó: “La idea de este proyecto de almacenamiento es remunerar adecuadamente este servicio y que permita acumular la energía renovable e inyectarla en horas oscuras”.

Otro de los objetivos que tiene este proyecto es promover la electromovilidad. Por esta razón, se busca rebajar transitoriamente por 8 años el costo de los permisos de circulación de los vehículos eléctricos para equipararlo con el de vehículos de combustión interna, los cuales son en promedio un 65% más barato. En los primeros dos años existirá una eximición total, la cual irá disminuyendo gradualmente hasta el octavo año.

La Cumbre andina de energías renovables de Latam Future Energy 2022 comenzó el 25 de octubre y mantuvo su enfoque en el nuevo potencial del sector energético de la región andina. Sungrow, uno de los patrocinadores exclusivos, compartió su perspectiva sobre el futuro de la energía renovable de Colombia y presentó innovaciones técnicas avanzadas para la región andina, catalizando la transición energética de este mercado solar emergente.

«Colombia está logrando avances revolucionarios hacia su objetivo de ser neutra en carbono para 2050. La intensificación de las sequías causadas por la crisis climática ha causado que la energía hidroeléctrica de Colombia sea menos confiable. Bajo estas circunstancias, los recursos solares y eólicos crean nuevas oportunidades para mejorar la seguridad, asequibilidad y confiabilidad energéticas», afirmó Gonzalo Feito, director de Sungrow en la región andina.

En los últimos años, el gobierno colombiano ha promulgado varias leyes, normativas y compromisos destinados a aumentar significativamente el uso de la energía renovable. Como proveedor líder a nivel mundial de inversores y almacenamiento de energía, Sungrow presentó en la cumbre algunas de sus soluciones a la medida del mercado y sólidas innovaciones en materia de productos que dan forma al futuro de la energía solar.

Sungrow presentó sus últimas soluciones de inversores, el SG350HX y el inversor modular 1+X. El SG350HX es un inversor galardonado y es altamente reconocido por su posición líder en la tendencia de inversores de cadena de más de 300 kW. El inversor cumple por completo con los nuevos paneles solares de mayor corriente, lo que permite mayores rendimientos para las plantas de energía.

Se espera que el inversor modular «1+X» lidere la próxima generación de desarrollo de plantas PV. Con el concepto de modularización, el inversor modular 1+X redefine tanto el inversor «de cadena» como el «central» con su diseño modular. El producto presenta una unidad individual de 1,1 MW como mínimo y la capacidad máxima puede ampliarse hasta 8,8 MW combinando ocho unidades. Según los requerimientos específicos de sus proyectos, los clientes pueden elegir desde 1,1 MW hasta 8,8 MW. Además, la duración y los costos de las tareas de operación y mantenimiento (O&M) se reducen significativamente debido a este diseño modular.

Tanto el SG350HX como el inversor modular 1+X están equipados con funciones de soporte de red altamente mejoradas y pueden operar de manera estable en condiciones donde se presentan redes débiles. Estas funciones son necesarias, especialmente cuando se agrega un número cada vez mayor de energía renovable a la matriz energética, lo que aumenta el intermitencia y la volatilidad de la red.

Gracias a sus perspectivas de crecimiento, Colombia es uno de los mercados de energía renovable más atractivos. Sungrow está emprendiendo aún más esfuerzos durante 2022 y ha ganado una serie de proyectos colombianos.  La empresa no solo presta servicios en Colombia, sino que también en otros países latinoamericanos con su equipo local profesional de ventas, soporte técnico y posventa. Estos compromisos contribuyen a la posición de la empresa como líder en el mercado con 9 GW de envíos de sus soluciones de inversores solares en Latinoamérica.

El profesor checo-canadiense Vaclav Smil en su libro “How the World Really Works” señala que, para masificar la electrificación del consumo energético y la generación renovable en el marco de la transición energética, en las economías desarrolladas se habla hoy de los “seis nueves”: redes eléctricas diseñadas para contar con suministro un 99,9999% del tiempo, esto es, ¡no más de 32 segundos al año de indisponibilidad promedio!

Pero, ¿tiene sentido alcanzar los “seis nueves” en Latinoamérica donde incluso en las capitales hoy se mide en horas la indisponibilidad promedio – en el entorno de 6 a 12 horas por ejemplo en Santiago, Brasilia, Bogotá y Lima, y en ciudades pequeñas o zonas rurales varias veces más? En un plazo razonable, la respuesta es definitivamente sí.

Mejorar la resiliencia y la calidad permite incorporar la energía renovable, consumir con mayor eficiencia, masificar tecnologías limpias como electromovilidad, climatización y almacenamiento, todo lo cual crea valor para el conjunto de la sociedad, comenzando por los clientes que dispondrán de mejor servicio, más opciones y mayor control, aumentando así la contribución del sistema eléctrico al desarrollo de los países. Lo anterior requiere digitalizar y reforzar las redes de distribución, sus procesos de medición y actuación remota, con sistemas que permiten, por ejemplo, recuperar en pocos minutos hasta el 90% del servicio, redistribuyendo los clientes afectados por una interrupción a líneas alternativas.

Las inversiones requeridas aumentarán el porcentaje que la distribución eléctrica representa en el costo para el cliente final. Y por eso es necesario comenzar ahora mismo este proceso de modernización, pues así la inversión será más eficiente e impactará menos, incluso se podría neutralizar dicho impacto, al reflejar en paralelo el menor costo de la energía renovable versus los combustibles fósiles en la generación de energía eléctrica, permitiéndonos alcanzar los beneficios de la transición energética en las próximas décadas.

En Europa, para un mercado de 750 millones de habitantes – casi el doble que la población de Sudamérica – se estima que se requerirá en los próximos años una inversión de 425 billones de euros, lo que equivale a 1,35 PIB anuales de Colombia, lo que tendría un impacto de 1,5% en la tarifa, pero con una serie de beneficios para los consumidores, la economía, competitividad y el medio ambiente, que superan largamente el mayor costo.

Avanzar en este camino involucra abandonar el paradigma diseñado en el siglo XX para un sistema eléctrico unidireccional y analógico. Debemos evolucionar desde un marco regulatorio centrado en minimizar el costo de la distribución eléctrica, hacia una regulación que maximice el valor para la sociedad de las inversiones realizadas, pues contar con redes digitalizadas, resilientes y seguras permitirá coordinar oferta y demanda de energía optimizando costos totales y no sólo de un segmento de la cadena; además de habilitar el reemplazo de combustibles fósiles – caros y sucios – por electricidad más barata y limpia en el transporte, la climatización y la producción industrial, entre otros múltiples usos.

Estamos aún a tiempo para impulsar este debate en Latinoamérica, de lo contrario la descarbonización y electrificación de nuestras economías será una declaración de buenas intenciones, pero no contaremos con un plan completo y suficiente para alcanzarlas.

A principios de octubre, el gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, anunció que la Secretaría de Energía de la Nación autorizó la ampliación del parque solar Cauchari y llevar su capacidad de 300 MW a 500 MW, tras casi un año y medio de demora. 

Sin embargo, esta no será la única ampliación que firmará el gobierno nacional ya que, mediante el Decreto 476/2019 lanzado durante la presidencia de Mauricio Macri, se prevé la celebración de contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable para otras centrales. 

“Es uno de los ejes de la gestión, dado que mediante dicho decreto se permite contractualizar al estado nacional con empresas provinciales de energía”, sostuvo Maximiliano Bruno, director nacional de Generación Eléctrica en la Secretaría de Energía, durante un evento de la Asociación Argentina de Energía Eólica. 

¿Cuáles serán estos parques? Más allá de las etapas IV y V de Cauchari, también se trabaja en la firma de la ampliación del Parque Eólico Arauco II (250 MW en La Rioja), P.E. Picún Leufú (100 MW en Neuquén) y otro en Chubut por 200 MW, el cual fue informado recientemente, según dio a conocer el funcionario. 

“Es una buena noticia para la industria nacional. Y por instrucción de la secretaria de Energía de la Nación, los contratos se firmarán rápido, por lo que creo que a fin de año estarán firmados los contratos y creo que habrá alguno más, como un parque renovable en Mendoza. La instrucción de Royón es que si los proyectos son viables, se firmen los contratos”, aseguró el titular de la Dirección de Generación Eléctrica. 

Cabe recordar que los proyectos mencionados deberán ser considerados para la determinación de las capacidades de potencia disponible en la red de transmisión. Es decir, de los números que se reflejan en el Anexo 3 del Mercado a Término, elaborado por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA). 

Y en el caso particular del contrato de ampliación de Cauchari, el precio rondará los USD 55 por MWh, a raíz del valor promedio de la energía de los proyectos adjudicados para la región del NOA de las rondas 1, 1.5 y 2 del Programa RenovAr. 

Manifestaciones de Interés

Maximiliano Bruno también reconoció que ya se trabaja en el mecanismo para impulsar las renovables a partir de las más de 480 MDI recibidas hace pocos meses atrás (+14 GW de potencia) para reemplazar generación forzada que hoy se produce con combustibles de alto costo. 

“Tenemos claro que la industria está dispuesta a hacer los proyectos y sabemos que las líneas de transmisión, principalmente para la eólica, son muy importantes. Pero CAMMESA ya trabaja en una primera parte de qué proyectos reemplazará generación forzada”, afirmó. .

Aunque aclaró que aún no está definido si se hará una licitación por región, tecnología, provincia o qué criterio se tendrá en cuenta” y planteó que ello lo debe definir Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Fusion for Energy (F4E) es la organización de la Unión Europea que gestiona la contribución europea al proyecto ITER. Se trata de un experimento científico que se está construyendo en Cadarache, en el sur de Francia, para avanzar hacia un mayor conocimiento técnico de la energía de fusión.

Para conocer más en detalle la iniciativa, Energía Estratégica dialogó con el equipo que la lidera.

¿Qué es Fusion for Energy?

La energía de fusión es aquella que genera el Sol de forma natural: en su núcleo, a 15 millones de grados, se unen átomos de hidrógeno, formando helio y liberando una gran cantidad de luz y calor.

Para traer la fusión a la Tierra, necesitamos un tokamak, máquina que usa campos magnéticos para encerrar un plasma supercaliente con los átomos de hidrógeno a fusionar (concretamente, deuterio y tritio). Si en el núcleo del Sol 15 millones de grados son suficientes para realizar la fusión, en un tokamak como ITER necesitamos 150 millones, porque no contamos con la enorme presión producida por la gravedad del Sol.

ITER es el mayor experimento de fusión hasta la fecha. Los diferentes países que participan en él aportan su contribución en especie: Van entregando las piezas de la máquina a la ITER Organization, y esta las va coordinando para montar el puzzle completo, por así decirlo.

F4E engloba a los 27 países de la UE, y se encarga de prácticamente la mitad del proyecto. Las otras partes, que son China, Corea del Sur, EEUU, India, Japón y Rusia, se encargan de la otra mitad, a partes iguales.

En el período 2007-2021, F4E ha invertido más de 7600 millones de euros, destinados principalmente a firmar contratos con la industria para fabricar los componentes de ITER. El objetivo del proyecto es producir un plasma supercaliente que, fruto de la fusión de deuterio y tritio, genere más calor del que recibe de los sistemas de calentamiento.

¿Actualmente en qué fase se encuentra el proyecto y cuáles son los hitos que esperan que se den en los próximos años?

Se calcula que ya hemos superado el 85% de la infraestructura que es necesaria para el primer hito del proyecto y el 75% de los requisitos (tanto en construcción como fabricación) para la primera fase de operación. Es importante destacar que ITER no va a producir energía neta para la red eléctrica, es un paso previo a los reactores de fusión.

¿Y cuáles son los puntos críticos que detectan para su avance en la escala que desean?

Este es un proyecto muy complejo, en el que se están diseñando y fabricando componentes completamente únicos. Esto supone un reto para nuestros equipos, nuestros proveedores, etc.

Como se pueden imaginar, a nivel de gestión, ITER también es muy complejo: contamos con la Organización ITER, las agencias domésticas que representan a cada país, diferentes contratistas, subcontratistas. También, tenemos que cumplir requisitos muy exigentes, y con razón, puestos por la Agencia de Seguridad Nuclear de Francia.

¿La viabilidad de la fusión nuclear aún se encuentra en análisis o ya se puede considerar que esta tecnología, tarde o temprano, será una realidad para las economías del mundo?

Llevamos muchos años trabajando en fusión, no solo desde ITER, sino también con otros experimentos más pequeños, como JET, ASDEX, etc. y, aunque siempre nos preguntan “¿cuándo llegará la fusión?”, lo cierto es que vamos realizando progresos con respecto a la energía del plasma, el tiempo que somos capaz de mantenerlo estable, etc.

Dicho esto, ITER trata, precisamente, de ver si somos capaces de generar un plasma caliente, condición indispensable para poder afirmar con rotundidad que la fusión puede ser una energía de uso habitual en nuestras economías.

Si debieran apuntar a una década en concreto, ¿cuándo consideran que esta tecnología se utilizará de manera masiva en el planeta, es decir, será sumamente competitiva frente a otras alternativas?

Es aún prematuro hacer ese tipo de predicciones. Sí podemos decir que, después de ITER, llegará el primer prototipo de reactor, DEMO. A día de hoy, el inicio de las operaciones con DEMO se prevé para la década de 2050.

Finalmente, ¿existe la posibilidad de que la fusión nuclear desplace completamente a otras fuentes hoy muy en auge, como la eólica o solar fotovoltaica, o convivirá con ellas?

Como ustedes saben, las energías eólica o fotovoltaica tienen el defecto de que dependen de condiciones meteorológicas, son fuentes de energía intermitentes.

Si solo tenemos este tipo de energías, de vez en cuando necesitaremos inyectar energía proveniente de otras fuentes para mantener la estabilidad de la red eléctrica.

En este sentido, la fusión podría ser un muy buen complemento de estas energías renovables. Y la Unión Europea apuesta por una cesta energética que es amplia, sostenible y segura para combatir el cambio climático y su dependencia energética.

¿Y respecto del hidrógeno?

Esta es aún más difícil que la anterior, porque si bien la eólica o la solar fotovoltaica son energías ya bastante desplegadas, al hidrógeno le pasa como a la fusión: aún estamos investigando su viabilidad. Así que de momento solo cabe la prudencia y seguir trabajando para que estas nuevas energías sean una realidad más pronto que tarde.

Muchos países de Latinoamérica se encuentran en la carrera regional del hidrógeno y posicionarse como uno de los territorios que produzcan este energético a precios competitivos de cara a un mercado que cada vez toma mayor lugar en el mundo. 

Por ello, desde la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia) expusieron la importancia de tener herramientas que permitan activar el mercado local y no quedar rezagados frente a otros países del continente. 

“Para que el hidrógeno se active en la carrera regional en la que estamos junto a Chile o Brasil, entre otros, y tener los costos más competitivos de la región para proveer de H2 a los países europeos y asiáticos, un elemento clave es el Power Purchase Agreement (PPA), es decir el valor de la energía que moverá el electrolizador”, sostuvo Mónica Gasca, directora ejecutiva de H2 Colombia. 

“Necesitamos mirar alternativas para tener PPA baratos para ser competitivos en el hidrógeno, para tener energía barata para producir dicho vector energético”, manifestó durante el mega evento “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022, que se desarrolló en el Hotel JW Marriot de Bogotá.   

Según la hoja de ruta del hidrógeno verde de Colombia, la proyección del país hacia el 2030 es alcanzar un precio de USD 1,7 por kilogramo de H2V, en tanto que al 2050 se espera que el kilo de hidrógeno verde y azul ronden el dólar. 

Mientras que también prevé que, hacia los próximos 10 años, haya entre 1 a 3 GW de capacidad para electrólisis, lo que supone que hubiera de 1,5 a 4 GW de capacidad renovable instalada dedicada exclusivamente a la producción del H2. 

Y si bien son objetivos a mediano y largo plazo, el mundo cada vez acelera más estos tiempos para adoptar al hidrógeno verde como vector energético que reemplace los combustibles fósiles que mayores emisiones de carbono. 

Por lo que desde la Asociación Colombiana de Hidrógeno también tuvieron en cuenta dicho contexto y remarcaron la importancia de contar con herramientas similares a las licitaciones de largo plazo de energías renovables que ya celebró el país en años recientes. 

“Las subastas nos servirían para promocionar el H2, que está demandado en la industria. Hay que darle incentivos a la demanda para utilizarlo y tales convocatorias son un buen mecanismo para tener precios muy competitivos. Al igual que tener los certificados de energía renovable, otro elemento clave para aquellos proyectos que estarán conectados a la red, además de buenos PPA”, concluyó Mónica Gasca.

Aunque es cierto que hace algunos meses atrás hubo gran interés en el tema, debido a que la convocatoria de Más Hidrógeno Colombia  –+H2 COLOMBIA (ver)-, que llevó a cabo el Fondo de Energías No Convencionales y de Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), recibió  un total 58 solicitudes de financiación para proyectos de producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, re electrificación y usos finales del hidrógeno (verde o azul) como materia prima o insumo industrial.

Proyectos que se reparten en distintos puntos del país, desde el norte al sur; sumado a que el interés no solo viene desde el lado de la generación de hidrógeno a partir de diversas fuentes, no sólo eólica y solar sino también bioenergías; como así también empresas dispuestas a consumir este energético.

Grenergy, compañía productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento, ha firmado dos acuerdos en Chile para la venta de energía a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés) de aproximadamente 240 GWh al año con una empresa con presencia internacional y calificación de investment grade.

De esta forma, Grenergy venderá a esta utility internacional parte de la energía producida por sus parques solares de Gran Teno y Tamango, según comunicó la empresa a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Estos acuerdos tienen una duración de 12 y 15 años y entrarán en vigor a partir de junio y julio de 2024. Las dos plantas fotovoltaicas que la cotizada construye en Chile, Gran Teno, de 240 MWp, y Tamango, de 48 MWp, tienen previsto empezar a operar a lo largo de 2023, y generar energía suficiente para dar suministro eléctrico a 70.000 hogares, con un ahorro de 214.067 toneladas de CO2 al año.

Chile constituye uno de los mercados más importantes para Grenergy en Latinoamérica. Aquí tiene instalado su centro de operaciones para Latinoamérica, donde la cotizada ya cuenta con un pipeline superior a 5.5 GW en diferentes etapas de desarrollo entre proyectos solares y eólicos. De estos, la mitad corresponde a proyectos localizados en Chile (2.8GW), con más de 50 plantas y 2,6 GWh de proyectos de baterías en desarrollo. 

A nivel global, el pipeline total solar y eólico de Grenergy alcanza ya los 13 GW en un total de once mercados repartidos en Europa, EE UU y Latinoamérica. De estos, 1,4 GW está ya en proyectos de operación y construcción. 

Según David Ruiz de Andrés, consejero delegado de Grenergy, “esta operación demuestra la estructura y la capacidad de la compañía para cerrar contratos de compraventa de energía a largo plazo y para impulsar nuestros planes de crecimiento en un mercado tan importante para nosotros como es el chileno”.

Goldwind y EDF Renewables -subsidiaria de Electricité de France EDF Group- firmaron, este mes, un contrato de suministro e instalación de aerogeneradores y de O&M a 20 años para Koruson-1 de Sudáfrica. En línea con la estrategia que está implementado Goldwind Argentina, se utilizarán torres locales para el proyecto.

Goldwind montará sobre torres de hormigón de fabricación local 78 turbinas GW165-5S, una de sus plataformas más nuevas para proyectos onshore.

La plataforma 5S(5.2/5.6/6.0MW) conserva las cualidades de 3S y 4S que están las plataformas muy maduras de Goldwind, e incorpora múltiples ventajas como capacidad de escalabilidad, optimizaciones automáticas de rendimiento de generación de energía y estrategias de precaución para condiciones climáticas extremas, entre otras.

Los parques eólicos del proyecto Koruson-1 están ubicados en las provincias sudafricanas de Northern Cape y Eastern Cape, y tienen una capacidad de 436.8 MW. Cuando los proyectos estén operativos inyectarán 1,800 millones de kWh de energía verde anualmente, satisfaciendo la demanda de electricidad de alrededor de 1.6 millones de residentes locales.

Goldwind es un socio estratégico global de confianza en energía limpia. Como empresa, estamos comprometidos a promover la transformación energética para garantizar el acceso a energía asequible, confiable y sostenible para todos, impulsando aún más un futuro renovable.

Para más información de las características y parámetros técnicos de las turbinas, visite: https://www.goldwind.com/en/windpower/product-gw5s/

La Asociación de Energía y Almacenamiento Solar (SESA, por sus siglas en inglés), anunció el SESA Summit a celebrarse del 1 al 3 de noviembre, en el Hotel Condado Vanderbilt de San Juan.

La conferencia de 3 días reunirá a amplia gama de oradores, incluyendo a figuras claves de la industria local y de los EEUU, así como funcionarios gubernamentales, líderes del sector privado, expertos de la academia y organizaciones sin fines de lucro.

El objetivo principal será presentar y discutir soluciones a los desafíos que faciliten el avance de la energía solar y su almacenamiento sostenible en la isla.

«Esta conferencia es para todos los que están entusiasmados con adelantar el camino de Puerto Rico hacia la energía 100% renovable y se comprometan a desempeñar un papel para que esto suceda», destacó PJ Wilson, director ejecutivo de SESA.

Entre los oradores principales confirmados se incluyen a Jennifer M. Granholm, secretaria de Energía de los EEUU, el Hon. Pedro Pierluisi, Gobernador de Puerto Rico, John Berger, fundador y CEO de Sunnova; Kevin Joyce, gerente de producto de personal de Tesla; y Bryan García, presidente y CEO de Connecticut Green Bank, Lillian Mateo, comisionada del Negociado de Energía de Puerto Rico, entre múltiples otros.

El programa de la conferencia se puede acceder aquí: https://www.eventleaf.com/e/sesasummit y está abierto al público interesado en inscribirse para asistir.

Durante la cumbre se estarán tocando los temas sobre el camino a conseguir un 100% de energía renovable, la experiencia sobre la energía solar y el uso de las baterías durante la emergencia provocada por el huracán Fiona, explorar fondos disponibles para hacer la transición a la energía renovable y como prevenir apagones vía plantas virtuales, entre otros.

“La transformación de nuestro sistema eléctrico es clave para asegurar que Puerto Rico cuenta con energía más resiliente, confiable, limpia y asequible. Mi administración está comprometida con asegurar el cumplimiento de nuestra política pública energética que promueve la generación de energía mediante fuentes renovables. Agradezco a la Asociación de Energía y Almacenamiento Solar (SESA) por la oportunidad de expandir y actualizar la discusión del futuro energético de nuestra Isla en este insigne evento”, sostuvo el gobernador Pedro R. Pierluisi.

Hace escasas semanas, Puerto Rico nuevamente quedó a oscuras tras el paso del huracán Fiona por el suroeste de la isla, dejando estragos e inundaciones históricas con más de 34 pulgadas de lluvia y un apagón general. Desde el devastador paso del huracán María en el 2017, los puertorriqueños continúan viviendo con la incertidumbre provocada por la inestabilidad de la red eléctrica del país afectando los servicios básicos como las bombas de agua, redes de telecomunicaciones y hasta hospitales.

“En la 6ta Cumbre SESA seguiremos construyendo el futuro que ha ordenado nuestra legislatura de alcanzar 40% de energía renovable al 2025 y 100% al 2050”, indicó Javier Rúa Jovet, Primer Oficial de Política Pública de SESA. “Los asistentes no solo conocerán de primera mano la información más reciente y relevante al sector de energía solar con almacenamiento, sino que su presencia reafirmará su compromiso con la energía limpia y resiliente para nuestra isla”, añadió Rúa Jovet.

Honduras celebró importantes acuerdos con el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) y el gobierno de Taiwán durante este mes de octubre del 2022, que le permitirán acelerar los objetivos de descarbonización de la matriz eléctrica hondureña.

Entre ellos, firmó un Convenio de Colaboración con el BCIE la semana pasada que, según precisó la Secretaría de Finanzas de la República de Honduras (SEFINHN), involucra una operación financiera por US$250 MM que serían destinados a mejorar el sistema de transmisión, desempeño operativo y financiero de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE); así como a impulsar la descarbonización.

Así mismo, a mediados de mes, se formalizó una cooperación técnica y financiamiento entre el BCIE, SEFINHN y Taiwan que permitiría activar el programa de  “Renovación de la Central Hidroeléctrica Francisco Morazán, para Facilitar la Integración de Energías Renovables”.

¿En qué consistiría?  Aquella iniciativa había sido revelada a Energía Estratégica unos meses atrás por Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, durante el ciclo de entrevistas “Protagonistas”.

“Desde la ENEE, pensamos introducir algunos megavatios en tecnología solar en el espejo de agua de la represa Francisco Morazán (El Cajón)”, adelantó Tejeda a este medio.

Y además confió a este medio que la empresa eléctrica estatal de la que es actualmente gerente general, desarrollará una planta fotovoltaica adicional anexa a otra central hidroeléctrica para complementar al nuevo emprendimiento de generación variable.

“Probablemente sea una granja fotovoltaica en la represa Patuca 3, que es otra de las plantas más importantes que tiene el país”, precisó.

Oportunidades de licitación  

“La licitación de 450 MW, que quedó atrasada y que estaba en el tintero del gobierno anterior, nosotros la estamos agilizando para que salga pronto y podamos tener 450 MW más de reserva que cubra el déficit en hora pico y en hora de demanda pico”, había señalado Erick Tejeda en julio de este año a Energía Estratégica.

Para las nuevas centrales fotovoltaicas, motivo del presente artículo, se convocaría al sector privado para desarrollarlas en conjunto, a través de mecanismos adicionales a la licitación de 450 MW.

“Pensamos incluirlas en licitaciones paralelas. Justamente, lo que vamos a trabajar en estos dos meses que siguen son estas licitaciones paralelas que van a incluir tanto la parte de generación como transmisión (…) probablemente, tengamos que buscar asociaciones con inversionistas ya sean extranjeros o nacionales”, declaró Tejeda.

Es oficial: Honduras anuncia licitaciones y propone reducción de precios en la renegociación de contratos 

Días atrás, Brasil adjudicó 22 proyectos renovables por 557,45 MW de potencia a instalar hasta el 2027 mediante la Subasta de Energía Nueva A-5 y también aprobó los lineamientos de la convocatoria para construir líneas de transmisión que sumarán más de 3600 MVA disponibles en la red eléctrica del país.

Pero allí no se detienen las licitaciones en suelo brasileño ya que el directorio de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) dio un nuevo visto bueno para las Subastas de Energía Existente A-1 y A-2, previstas para el viernes 2 de diciembre.

Bajo ese contexto, el organismo fijó los precios iniciales de los productos, es decir, el máximo que se pagará por megavatio hora generado por las centrales energéticas que resulten adjudicadas, en caso de que no se produzcan bajas en las ofertas.

Para el caso de la Subasta A-1 estableció un monto de R$ 140/MWh, mientras que para la convocatoria de Energía Existente A-2, el valor asciende a R$ 150/MWh. Es decir, entre un 15% y 20% más barato de lo asignado el año pasado. 

¿Cuál es la tendencia actual? 

Si se toman las subastas del último lustro donde participaron renovables en Brasil (incluyendo el año corriente), los precios de la energía eólica y la solar tuvieron diversos vaivenes. Desde precios récord, con hasta 42,84% de reducción en la tecnología fotovoltaica, como también muchos aumentos a partir del período pandémico. 

A lo largo de los últimos años, y tomando como base lo acontecido en 2018, el valor por megavatio hora eólico se incrementó hasta un poco más de 165%; mientras que para el caso de la solar fue una suba cercana al 51%, en ambos casos en Subasta de Energía Nueva A-4 2022, donde los proyectos deberán iniciar operación en en 2026. 

¿Cuándo hubo precios récord? Según los datos de ANEEL y la Empresa de Pesquisa Energética, la LEN A-4 del 2019 logró que el monto promedio de la fotovoltaica sea de R$ 67,48 MWh (USD 17,6 en aquel entonces), lo que lo convirtió en uno de los mejores precios de proyectos solares del mundo en ese año. 

En tanto que el valor más bajo de la energía eólica en el último lustro se dio precisamente en la LEN A-4 del 2018, momento en el que el MWh costó, en promedio, R$ 67,60. 

Subasta

Precio en R$ / MWh

Eólica

Solar

LEN A-4 2018

67,60
118,07

LEN A-6 2018
90,45

0

LEN A-4 2019

79,98
67,48

LEN A-6 2019
98,89

84,39

LEN A-3 2021

136,18
122,96

LEN A-4 2021
150,70

136,31

LEN A-5 2021

160,4
166,9

LEN A-4 2022
179,30

178,24

LEN A-5 2022

176

171,51

Los resultados financieros de Enel Colombia para los primeros nueve meses de 2022, son reflejo de la solidez de la Compañía luego de consolidar la operación de cuatro países: Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica, tras cerrar la fusión en marzo de este año. Además de superar con éxito un entorno lleno de desafíos, se consolidaron varios proyectos de energías renovables no convencionales que aportan a la energización y la descarbonización de la economía, y se cerraron acuerdos para beneficiar a los clientes. Adicionalmente, el EBITDA alcanzó un valor de $4,6 billones de pesos.

“Hemos tenido un tercer trimestre retador como Compañía y como sector. Logramos normalizar la operación de la Central Hidroeléctrica El Guavio, luego de declarar indisponibles 4 de sus 5 unidades de generación, trabajando de manera conjunta con el gobierno departamental y nacional, con quienes firmamos un acuerdo para ser parte de la solución en el mejoramiento de las vías de esta zona de Cundinamarca. Además, nos sumamos al Pacto por la Justicia Tarifaria, al que aportamos 400 mil millones de pesos para aliviar las tarifas de energía, acogiéndonos así a las medidas regulatorias establecidas para la generación, la comercialización y la distribución. Sin duda, nuestros resultados financieros consolidan la nueva reorganización regional de Enel en Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica y nos permiten impulsar los planes de inversión y expansión para aportar a la electrificación de la economía y al objetivo de descarbonización de la matriz energética de Colombia y Centro América” aseguró Lucio Rubio Díaz, director general de Enel Colombia.

En línea con la estrategia de descarbonización, durante el tercer trimestre del año la Compañía se enfocó en las energías renovables no convencionales dando continuidad a la construcción de alrededor 1.000 MW que empezarán a operar gradualmente a partir del 2023. Adicionalmente, suscribió un acuerdo de suministro de energía limpia con Bavaria, a través del cual se cubrirán las necesidades de energía eléctrica para las plantas y cervecerías de esa compañía a partir de 2024, por un periodo de 15 años, con energía renovable no convencional.

Así mismo, Enel Colombia se acogió a las medidas regulatorias voluntarias expedidas por el Gobierno Nacional, para el período 2022 – 2023 que permitirán encontrar alivios para los usuarios de este servicio público esencial, al mismo tiempo que continuar con los planes de inversión. En este sentido, la adopción de estas medidas en las actividades de generación, distribución y comercialización de energía, representarán un aporte del orden de $400 mil millones de pesos por parte de la Compañía para el período 2022- 2023.

En cuanto a Centro América, uno de los hitos más destacados del periodo está relacionado con el acuerdo la de cesión de dos contratos de suministro o PPAs suscrito con Sinolam Group Inc, por 224 MW, que permitirá a la Central Fortuna en Panamá, contratar el 91% de su energía por un período de 15 años, teniendo en cuenta que la fecha de inicio se prevé a partir de marzo de 2023.

Resultados financieros 9M2022

Los resultados financieros que se presentan a continuación tienen como fecha de cierre el mes de septiembre de 2022 y corresponden a las cifras consolidadas de Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica luego de la materialización de la fusión de Emgesa S.A. E.S.P., Codensa S.A. E.S.P., Enel Green Power Colombia S.A.S. E.S.P. y Essa2 SpA[1].

Es importante destacar que se presentan variaciones representativas en las cifras comparativas entre 2021 y 2022, ya que la información de 2021 corresponde solo a los estados financieros consolidados de Emgesa.

9M 2022**
9M 2021*
VARIACIÓN %

Millones de Pesos (COP)

INGRESOS OPERACIONALES
8.707.506
3.437.392
+153,3%

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN
5.230.529
2.336.859
+123,8%

EBITDA
4.629.713
2.165.105
+113,8%

EBIT
3.949.177
1.976.178
+99,8%

UTILIDAD NETA
2.314.286
1.250.187
+85,1%

DEUDA FINANCIERA NETA (1)
5.213,616
2.149.816(2)
+142,5%

INVERSIONES
1.197.499
113.447
+955,5%

* 9M 2021 corresponde a los resultados Consolidados de Emgesa antes de la fusión, (enero a septiembre de 2021).
** 9M 2022 corresponde a los resultados de nueve meses (enero-septiembre) del negocio de generación y siete meses (marzo – septiembre) del negocio de distribución (Codensa), Enel Green Power Colombia, y las filiales de Centroamérica.

(1)          Deuda financiera corto plazo + Deuda financiera Largo Plazo – Efectivo y otros activos financieros

(2)          Cifra con corte a diciembre de 2021,

Al cierre de septiembre de 2022, el EBITDA registró un aumento del 113,8% respecto al mismo periodo del 2021, alcanzando $4,63 billones de pesos. Esta cifra corresponde a los resultados de nueve meses (enero-septiembre) del negocio de generación y siete meses (marzo – septiembre) del negocio de distribución (Codensa), Enel Green Power Colombia, y las filiales de Centroamérica. Respecto al aumento en el porcentaje, este se debió principalmente al incremento en el margen de contribución, explicado por:

Mayores ingresos derivados de un mayor volumen de venta de energía, principalmente en contratos en el mercado no regulado y en el mercado spot, aunado a mayores precios de venta frente al año anterior en línea con el comportamiento del mercado.  Lo anterior se dio como consecuencia de una mayor generación de energía por los altos aportes hídricos a lo largo del año que han estado por encima de la media histórica, y al incremento de la demanda de energía a nivel nacional.
La incorporación de nuevos activos a la base regulatoria como resultado de la ejecución del plan de inversiones, aprobado por la CREG, el cual obedece a las necesidades identificadas para soportar el crecimiento de la demanda, continuar con la mejora en calidad del servicio y reponer la infraestructura necesaria para la atención de los usuarios.
Recuperación de la demanda de energía en el área de influencia, en particular en el segmento industrial. Al cierre de septiembre de 2022, se evidenció un incremento acumulado año del 3,7%
Mayor margen de los productos de valor agregado, debido al aumento en la facturación del servicio de aseo por la entrada de nuevos operadores en Bogotá y Cundinamarca después del primer trimestre de 2021, sumado a la entrada en operación de dos Patios de recarga para los buses eléctricos, consolidando en total seis patios, frente a 2021 cuando solo estaban en operación cuatro y cuya entrada se dio gradual en los primeros meses del año anterior.

De otro lado, los costos fijos de la Compañía ascendieron a $600.816 millones de pesos, evidenciando un incremento de los gastos de personal, consecuencia del aumento en el salario mínimo y en el Índice de Precios al Consumidor respecto al mismo periodo de 2021, y la incorporación de las actividades de Distribución y Energías Renovables a partir del mes de marzo de 2022 producto de la fusión, que también impactó los otros gastos fijos de operación.

La utilidad neta de Enel Colombia se ubicó en $2,31 billones de pesos, con un incremento del 85,1% frente al mismo periodo de 2021. Este resultado, refleja el buen desempeño de las actividades de generación y distribución-comercialización de energía de la Compañía, a pesar de:

El aumento del gasto financiero, efecto de un mayor saldo promedio de la deuda frente al mismo periodo de 2021 y del incremento de los indicadores IBR e IPC a los cuales se encuentra indexada el 69% de la deuda y que han presentado aumentos sostenidos durante 2022, en línea con el comportamiento del mercado a nivel global.
Mayor gasto en el impuesto diferido tras el aumento de la tarifa nominal sobre el impuesto de renta al 35%, incluido en la Ley de Inversión Social.
Respecto a las filiales de Centroamérica, alcanzaron una utilidad neta de $242.526 millones de pesos, equivalente a un 10,48% acumulado al cierre de septiembre.

Durante los primeros nueve meses de 2022, Enel Colombia realizó inversiones por $1,19 billones de pesos. En el tercer trimestre estuvieron enfocadas principalmente en:

El inicio de la construcción del parque solar Fundación ubicado en Pivijay, Magdalena, que es uno de los 11 proyectos adjudicados en la tercera subasta de contratos de largo plazo convocada por el Ministerio de Minas y Energía en octubre de 2021. Este proyecto entregará alrededor de 227 GWh/año durante el periodo 2023-2037 y cuenta con una capacidad instalada de 132,2 MW en corriente directa (MWdc) y más de 244.800 paneles solares.
La entrega del sexto patio de recarga de Bogotá y el más grande de América Latina en la localidad de Usme denominado “El Prado” aprovisionado con 108 cargadores y 229 buses eléctricos para el transporte público que beneficiaran a más de 42.000 usuarios. Con esta entrega, se completan seis patios de carga en Bogotá con 412 cargadores rápidos y capacidad para operar 878 buses eléctricos.
La disponibilidad de la unidad 3 de la Central Cartagena, luego de superar una falla en el rotor de la turbina.
El trabajo articulado con la empresa Metro de Bogotá para iniciar los trabajos de desmonte de la Subestación Calle Primera mediante el traslado de las redes de alta tensión y en forma paralela se continua con la construcción de la nueva subestación, con el fin de dar paso al metro de la ciudad.
La adecuación de las oficinas de Enel Colombia por las que se recibió la certificación LEED nivel Gold (Leadership in Energy & Environmental Design) por parte de Green Business Certification Inc. gracias a los altos estándares de ecoeficiencia y requisitos de sostenibilidad con los que cumplen sus nuevas oficinas corporativas. Así mismo se resalta la inauguración de las oficinas Corporativas en Guatemala, con un diseño moderno, alta tecnología y gran confort que impulsa el bienestar de todo el equipo de trabajo.

De igual forma, destacando la importancia que Enel Colombia da a los asuntos fiscales y su rol social a través de la contribución tributaria total, con corte al mes de septiembre de 2022 la Compañía ha contribuido con el pago de impuestos por valor de $1.6 billones de pesos, de los cuales $1.4 billones corresponden a impuestos soportados y $192.913 millones de pesos a impuestos recaudados de terceros. Por otro lado, la provisión del impuesto de renta que se cancelaría en 2023 a la fecha asciende a $1.08 billones.

En cuanto a la Deuda Financiera Neta, esta presentó un incremento del 142,5%, frente al cierre de 2021 por efecto de la fusión y nuevas tomas de financiación que apalancan la ejecución del plan de inversiones de la Compañía. Adicionalmente, cabe destacar que durante el tercer trimestre del año se dio la contratación de un crédito de financiamiento sostenible por $411.000 millones de pesos con Bancolombia, destinado a la modernización del alumbrado público en Bogotá, a la construcción de subestaciones eléctricas en Bogotá y Cundinamarca, y a la expansión de sistemas fotovoltaicos.

Para finalizar, durante los primeros nueve meses del año Enel Colombia pagó dividendos ordinarios a sus accionistas por $1,2 billones de pesos, y dividendos extraordinarios por $1,03 billones de pesos. Estos últimos correspondientes al saldo de utilidades retenidas del periodo 2016-2020, en línea con lo aprobado por la Asamblea General de Accionistas celebrada en el mes de marzo de 2022.

De otro lado, Enel Colombia recibió dividendos de Guatemala y Panamá por $153.000 millones de pesos y $209.000 millones de pesos, respectivamente.

Energía Estratégica pudo acceder a una carta que la Alcaldía de Llay-Llay le envió al Ministerio de Energía para que se le dé respuesta a una problemática que se está repitiendo en Chile: contratistas de empresas renovables que subcontratan a pymes pero luego se demoran en los pagos, sembrando la incertidumbre en los pequeños comerciantes si finalmente recibirán los pagos prometidos.

“Vengo en exponer una situación que está afectando en las comunas de Llay LLay, Catemu e Hijuelas, en relación a deudas que mantienen la empresa Solek, por intermedio de sus contratistas, quienes adeudan casi 40 millones (más de 40 mil dólares) a pequeños comerciantes del rubro de arriendo de maquinarias, colaciones, alojamientos y traslados”, asegura la misiva.

Allí se le solicita a la cartera que encabeza Diego Pardow apoyos para resolver esta problemática, ya que se asegura que las pymes “se endeudaron para responder con Solek, sin embargo, hoy se ven presionados por el pago de impuestos como créditos obtenidos para otorgar servicios”.

La carta expresa que “ya el año pasado, otra empresa, esa vez española en Chile, quien al construir una planta fotovoltaica en Llay LLay, quedó debiendo dinero a pequeños comerciantes de la comuna”.

En esa oportunidad, se utilizó una estrategia efectiva: “Gestionamos con nuestra Directora de Obras, quien nos comentó que se encontraba con permiso de edificación y aun no era Recepcionada. Por lo cual, nos comunicamos con la empresa mandante del proyecto, a fin de informar que no se otorgará la recepción o esta se dilata en el tiempo, si no daban solución a las deudas”.

“Debido a ello, la empresa cumplió a cabalidad con las pequeñas empresas, quienes recibieron los dineros adeudados”, enfatizaron.

Si bien la misiva expresa que se utilizará la misma estrategia con este proyecto de Solek, desde la comuna solicitan que el Ministerio de Energía también apoye a las pymes para acelerar los pagos.

Por su parte, desde la cartera reconocieron que este “no es un hecho aislado, ya que, a lo largo del país, específicamente en el norte, existen muchas deudas en la cadena de proveedores lo cual sabemos que está afectando a una gran cantidad de pymes chilenas”.

Y se pusieron a disposición para avanzar: “Es de interés del Ministerio, y en especial de nuestras autoridades, que las empresas mandantes velen por relaciones respetuosas y justas en toda la cadena de valor de los proyectos de energía y, que de esta forma aporten al buen desarrollo del sector”.

Aunque indicaron: “Si bien, como ministerio no tenemos la potestad de exigir a las empresas de energías este pago, las gestiones que hemos realizado hasta el momento, es reunirnos con todas las empresas que presentan deudas para establecer soluciones e ir realizando los seguimientos respectivos”.

“Al mismo tiempo, estamos coordinados con el Ministerio de Economía, ya que las pymes se han acercado también a ellos para levantar estos problemas. Podría ser de gran ayuda que ustedes como municipio hagan ver a la empresa la relevancia del pago de toda la cadena de proveedores para mantener relaciones de confianza y largo plazo entre ambas instituciones”, le respondió Energía a la Alcandía de Llay-Llay.

La Cooperativa Hidroeléctrica de la Montaña celebra el progreso de nuevos proyectos que garanticen el acceso a la energía a comunidades con sistemas eléctricos vulnerables o aislados de la red.

En comunicación con Energía Estratégica, el director ejecutivo de la cooperativa C. P. Smith, reportó el progreso en algunos de sus proyectos desarrollados en municipios de Puerto Rico.

“La Microrred 1 en el poblado de Castañer lleva desde fines de mayo en operación”, comunicó el referente de la Cooperativa, sobre su primer caso de éxito con pequeños sistemas de tecnología fotovoltaica.

Y reveló: “La semana que viene la Microrred 2 del poblado de Castañer será puesta en operación”.

Visto el éxito y contribución de estos proyectos, la Cooperativa Hidroeléctrica de la Montaña planea iniciar con nuevos trabajos en microrredes para la comunidad de Ángeles en Utuado y en una microrred adicional que energizará servicios esenciales en el municipio de Maricao.

Es preciso remarcar que estos proyectos resultan cruciales no sólo para atender la demanda de lugares aislados del sistema eléctrico de Puerto Rico, sino también para cubrir las necesidades eléctricas básicas que pudieran haber frente cortes de suministro general por tormentas tropicales u otros factores. 

Para impulsar este tipo de iniciativas, la Cooperativa Hidroeléctrica de la Montaña es receptora de 3 subvenciones (2 del DoE, y 1 de USDA) representando $617000 dólares en total que serán destinados a proyectos propios.

Concluyendo, el director ejecutivo de la cooperativa indicó que por lo pronto están ejecutando estas microrredes en escalas muy pequeñas, pero que en su carpeta cuentan con proyectos con mayor capacidad.

“Cuando logremos obtener la concesión para plantas hidroeléctricas, entonces una Microrred de la Montaña mucho más grande sería alimentada por las plantas hidroeléctricas”, dijo.

Y confesó: “Todavía, la inacción del gobierno representa la barrera para impulsar proyectos como el de Hidroenergía Renace”.

Cooperativa impulsa proyecto solar comunitario que podría ser replicado en la región

Un nuevo informe del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente revela las consecuencias del actual aumento de la explotación del gas natural en el sector eléctrico de América Latina y el Caribe (ALC), sugiriendo en su lugar que una expansión de las fuentes de energía renovables sería, por mucho, la mejor opción para la región en términos de ahorros económicos, empleos y emisiones de gases de efecto invernadero. El informe subraya que el concepto de gas natural como «transición» o «combustible verde» es, como mínimo, cuestionable y, en el peor de los casos, engañoso.

El informe «¿Es el gas natural una buena inversión para América Latina y el Caribe?» examina el papel del gas natural en la matriz eléctrica de ALC y lo que supondría su expansión actual y prevista. La región tieneuno de los sectores eléctricos más limpios, pero esto podría cambiar eventualmente debido a una creciente inversión en gas natural.

El gas natural sólo es natural cuando se mantiene bajo suelo. Cuando se libera a la atmósfera es peligroso, tóxico y su potencial de calentamiento es unas 30 veces superior al del dióxido de carbono.

Muchos sectores lo presentaron como un recurso abundante que puede sostener una producción eléctrica creciente mientras se eliminan otras fuentes contaminantes como el carbón y el diésel. Sin embargo, los datos incluidos en este informe sugieren que el gas natural no es una tecnología de transición, sino una regresión.

El informe contempla tres escenarios: Business-as-usual (BAU), con un suministro de electricidad basado en las tendencias actuales que incluye centrales eléctricas de carbón y petróleo; un segundo escenario basado en gas natural, que da prioridad a este combustible fósil frente a otras fuentes de energía; y un escenario apoyado en energías renovables, que utilizan principalmente energía solar y eólica, junto con baterías, para satisfacer los aumentos de demanda previstos y como sustitución de las centrales de combustibles fósiles.

El informe destaca que un cambio hacia las energías renovables en el sector eléctrico supondría un beneficio neto de más de 1,25 billones de dólares para 2050 en comparación con el BAU. En cambio, la expansión del gas natural aportaría un tercio de esos beneficios (454 mil millones de dólares). El escenario de las renovables también crearía unos tres millones de nuevos puestos de trabajo más que el BAU, y la mitad de ellos ya estarían activos en 2030. En comparación, una mayor inversión en gas natural crearía 35.000 puestos de trabajo más.

El informe de la ONU también constató que el escenario de las energías renovables daría lugar a una reducción del 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) para 2050 en comparación con las del escenario BAU, y un 75% menos que el escenario del gas natural. El escenario del gas natural sólo supone una modesta reducción del 20% de las emisiones de GEI en comparación con el BAU.

El informe profundiza en diferentes países de ALC con el objetivo de mostrar que estos resultados regionales pueden ser emulados a nivel nacional. Los datos de Argentina, Panamá y Granada muestran que, aunque cada país tiene una matriz energética diferente, todos están ampliando el uso del gas natural y su correspondiente infraestructura. En los tres casos, los resultados podrían mejorarse ampliamente si se optara por las energías renovables.

Ante las evidencias analizadas, este informe encontró que el gas natural no es la mejor inversión para la generación de electricidad en ALC. En cambio, el uso de energías renovables representa una gran oportunidad para que la región obtenga beneficios económicos, sociales y climáticos más sustanciales.

Esto hace que los argumentos a favor de nuevas inversiones en gas natural sean, en el mejor de los casos, cuestionables, según los datos incluidos en el informe.

Los datos permiten concluir que la descarbonización del sector eléctrico en ALC no es un costo, sino una oportunidad para el desarrollo de la región. Los países de ALC tienen la oportunidad de reducir el coste de funcionamiento de sus sistemas eléctricos invirtiendo en energías renovables y aumentar su competitividad. De manera crucial, la región puede reducir su vulnerabilidad a los riesgos globales al tiempo que refuerza su seguridad energética y reduce los gastos relacionados con el aumento de los costes de los combustibles fósiles.

Tras la pandemia del Covid-19 y sus consecuencias económicas, los mercados energéticos se han visto perturbados, lo que hizo subir los precios y dió paso a medidas que agravaron la triple crisis planetaria del cambio climático, la contaminación y la pérdida de biodiversidad, según el Tracker de Recuperación del PNUMA. Sin embargo, esto podría cambiar a medio plazo, ya que los países intentan descarbonizar sus economías. El informe afirma que sería imprudente tomar decisiones de inversión en energía con una visión a corto plazo.

Este informe ofrece datos concretos para ser considerados por los países de América Latina y el Caribe en los debates y procesos de toma de decisión en medio de la actual crisis económica, climática y social. Las conclusiones del informe pueden arrojar luz sobre cómo aplicar las políticas a nivel regional, al tiempo que se refuerza la colaboración entre todos los sectores.

La Cumbre Mundial de Alcaldes de C40, el evento global más importante sobre ciudades y cambio climático, se lleva a cabo en la Ciudad Autónoma de Buenos. Y en ese contexto, el pasado viernes, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) firmó un convenio con el gobierno de la Ciudad para brindar asesoramiento en su proceso de adquisición de energías renovables.

“Tenemos dos objetivos bien concretos: reducir las emisiones de carbono a la mitad en 2030 y ser una Ciudad carbono neutral en 2050. Para lograrlo, además de incentivar el reciclado, la movilidad sustentable y los espacios verdes, estamos cuidando la energía, que es una fuente escasa. Pero para que ese cambio sea potente, hay que empezar por casa. Por eso, desde hace años todos las luces de la Ciudad y de los edificios públicos son LED, y hoy firmamos este acuerdo que promueve el uso de energías renovables en edificios públicos”, sostuvo Felipe Miguel, jefe de Gabinete de la Ciudad.

«El acuerdo sienta las bases y esquema de trabajo para que desde CADER podamos dar nuestro apoyo y asesoramiento para acompañar a la Ciudad en su decisión de tomar el camino de la carbono neutralidad abasteciéndose de energía renovable. Es justamente uno de los roles fundamentales de CADER ayudar al fomento y crecimiento de la industria de las renovables de cara a un futuro descarbonizado y para quienes decidan transitar ese camino», afirmó Santiago Sajaroff, presidente de CADER.

Este nuevo compromiso, forma parte del plan de descarbonización que la Ciudad viene implementando desde el año 2017, cuando se firmó el Compromiso Internacional Carbono Neutral 2050 frente a la Red Internacional de ciudades C40.

En este sentido, como parte de este nuevo acuerdo, la Ciudad se encuentra trabajando para incorporar los primeros 17 edificios públicos de mayores consumos al mercado de energías renovables. El objetivo es que, progresivamente, todos los edificios de la Ciudad que pagan tarifas no subsidiadas puedan ir incorporando energías renovables.

La transición hacia fuentes de energía renovables es uno de los caminos centrales para alcanzar una mayor reducción de emisiones. En línea con este nuevo convenio, ya varios edificios y espacios públicos cuentan con paneles solares, algo que también ocurre en viviendas de procesos de integración sociourbana que generan su propia energía.

Asimismo, la Cámara Argentina de Energías Renovables destaca la importancia que también desde el sector público se contrate energía renovable y celebra el hecho que CABA tome este paso pionero, considerando que las renovables tienen un enorme potencial de generación de empleo en todas las provincias donde se realizaron las obras de  infraestructura de grandes proyectos, como en las ciudades donde cada vez son más demandadas por empresas y vecinos para generar energía en sus propios techos.

Alrededor de 250 especialistas, investigadores, universidades, funcionarios públicos, empresarios y reguladores compartirán las últimas tendencias de la industria bajo el lema “Innovación y tecnología como impulsores del desarrollo sustentable del sector”. El evento iniciará con el panel “Una mirada distinta sobre la distribución eléctrica”.

Estará conformado por Desirée Jaimovich, periodista especializada en tecnología e innovación; Leandro Zanoni, periodista y asesor en temas de comunicación e innovación; y Soledad Paladino, profesora de filosofía en la Universidad Austral. La mesa será moderada por María José Van Morlegan, directora de Asuntos Jurídicos y Regulatorios en Edenor.

El primer día del congreso también contará con la presentación oficial de la Usina para el Desarrollo Energético Argentino -Udea-, a cargo del presidente de Adeera, Horacio Nadra, como así también, con la exposición de Mauricio Páez de Gridspertise, sobre la digitalización de las redes eléctricas.

El acto de apertura incluirá un panel de autoridades integrado por el presidente de Adeera, Horacio Nadra; el vicepresidente de Cacier, Marcelo Cassin; el presidente de la Cier, Carlos Mario Caro; y el presidente de Adelat, Ramón Castañeda. Además, el CIDEL Argentina 2022 espera contar con la presencia de la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón.

Los días siguientes estarán destinados al desarrollo de importantes sesiones técnicas que se realizarán en forma simultánea:

● Instalaciones de distribución: subestaciones, líneas y cables
● El futuro de la distribución eléctrica
● Operación, control y protección de redes
● La distribución eléctrica sustentable
● Calidad del servicio y del producto en distribución
● Eficiencia energética y tecnológica

El objetivo principal es mantener foros de discusión de los grandes temas asociados a la actividad de distribución eléctrica y del sector energético en general. El tema central de esta edición es la innovación tecnológica porque el futuro vendrá dado por la generación distribuida, la movilidad eléctrica y las mediciones inteligentes.

Para más información ingresar a http://cidel2022.com/

Irene Vélez Torres, ministra de Minas y Energía de Colombia, anticipó la creación de una hoja de ruta de la transición energética, durante el mega evento presencial “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022”. 

La funcionaria destacó que se lanzará en los próximos días y que ello será el instrumento articulador que permitirá expresar los hitos de una transición “justa, progresiva y realista” y garantizar la seguridad energética del país. 

“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”, sostuvo. 

“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”, aseguró durante la cumbre que reunió a más de 500 referentes del sector energético de Colombia y de la región. 

Este es uno de los “máximos objetivos” de la actual gestión y de la agenda energética regional para afrontar el cambio climático a partir de la expansión y despliegue de las energías renovables. 

Para ello, desde el gobierno trabajan en la construcción de la ley del Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026 para el cual pretenden convertir a Colombia en un “país atractivo en el continente para invertir en renovables”, ya sea mediante proyectos de gran escala como también en comunidades aisladas de la red. 

“Apostamos al programa de comunidades energéticas a través de lo que denominamos estallido de las solares, lo que permitirá que las comunidades se involucren en la generación eléctrica”, manifestó Vélez. . 

“A la par, tenemos el programa de Energía y Cambio, que incluye los proyectos de interconexión eléctrica latinoamericana que buscamos impulsar con grandes empresas del país y que permitirá el despliegue de nuevas energías, como la solar, eólica, bioenergía, hidrógeno, geotermia y pequeñas centrales hidroeléctricas”, agregó. 

Programa que se complementa con la expansión de tecnologías de almacenamiento, cruciales para el respaldo de energía en aquellas zonas no interconectadas del país; como también la agilización y aceleración de los parques renovables que aún no pudieron entrar en operación (más de 2800 MW) por falta de capacidad en las redes de transmisión. 

“Estamos analizando cuáles son los cuellos de botella que tienen esos emprendimientos que participaron en las subastas previas y, a partir de ello, asegurar un espacio de oportunidad próspero para los proyectos futuros”, reconoció la ministra de Minas y Energía de Colombia en el cierre de Latam Future Energy. 

MPC Energy Solutions, proveedor global de energía sostenible, fue partner destacado del evento “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022”.

“MPC ha hecho inversiones importantes. MPC es una compañía que ha puesto su ojo en el desarrollo de energías renovables no sólo en Colombia, sino en el Caribe, Centroamérica y resto de Latinoamérica”, introdujo Nestor Gutierrez, responsable de desarrollo de negocios en Colombia de MPC Energy Solutions.

Durante su participación en el panel de clausura del evento que se llevó a cabo en Colombia, este referente empresario compartió su análisis sobre los retos y oportunidades en ese mercado.

“En el caso particular de Colombia, seguimos haciendo esfuerzos”, consideró.

Desde su perspectiva como responsable de desarrollo de negocios en Colombia mencionó que “puede resultar complejo” para las empresas ejecutar proyectos bajo algunas condiciones de mercado que vuelven todo un reto mejorar los precios cuando se exigen porcentajes locales y se firman contratos en pesos.

Siguiendo con el análisis, aseguró que para cumplir altos estándares de calidad no pueden prescindir de algunos componentes dolarizados, ni omitir determinados lineamientos para asegurarse el financiamiento.

Ahora bien, también aclaró que esas variables no impiden a las empresas proyectar nuevos negocios y apostar a mercados latinoamericanos como el colombiano.

“Por las señales que estamos recibiendo, no solamente para inversiones extranjeras puede resultar complejo. Sin embargo, seguimos adelante”, aseguró.

Y añadió: “Tenemos dificultades de las que se pueden salir porque estamos en un mundo diferente”.

En tal sentido añadió que desde el sector energético renovable están siendo “creativos” para afrontar aquellos desafíos de modo que sea un ganar-ganar para todas las partes.

“Los agentes verdes han desarrollado estrategias de contratación, algunos por largo plazo que es lo que nos interesa, ya que las contrataciones de PPA a corto plazo son muy complejas, no porque uno no quisiera, sino porque los bancos definitivamente aumentan el plan contractual”, explicó.

Visto aquello, MPC aseguró que seguirá construyendo en Colombia y reforzando su presencia en el resto de la región para mantener un pipeline “bien interesante”.

“Es un mercado al que particularmente MPC le apunta, es un mercado interesante, es un mercado que puede lograr un offtaker que es esencial”.

A sala llena y con la presencia de las autoridades del Ministerio de Minas y Energía de Colombia, Latam Future Energy cerró su tercer mega evento físico del año donde nuevamente se puso la mirada en continuar el camino de la transición energética de la región. 

Los más de 500 hombres y mujeres protagonistas del gobierno, asociaciones y altos cargos ejecutivos que asistieron al Hotel JW Marriott de Bogotá pudieron disfrutar de dos jornadas llenas de intercambio de ideas y networking de calidad. 

Y los principales focos de debate del último día del “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022, estuvieron marcados por la mirada de los actores clave de cara a la apuesta renovable en la región Andina, las estrategias de inversión y financiamiento de proyectos en Colombia y los esquemas contractuales que son tendencia en la región, tanto para las centrales solares y eólicas como también para futuros emprendimientos de hidrógeno verde. 

Finalizados dichos paneles, los participantes VIP y partners del evento contaron con la posibilidad de almorzar en las instalaciones del hotel en un ambiente más distendido con música en vivo y de un coffee de networking y mesas técnicas especializadas, dos espacios destinados a compartir experiencias y el brochure de las propuestas para el sector energético. 

Pero el plato fuerte de la tarde en la capital colombiana fue la presencia de la ministra de Minas y Energía del país, Irene Vélez Torres, quien asumió el cargo el pasado 11 de agosto del corriente año y que ya toma medidas para impulsar aún más la sustentabilidad en el país. 

A tal punto que, durante sus palabras de cierre del evento, anunció la hoja de ruta de transición energética de Colombia, plan estratégico que permitirá estimar los recursos necesarios para acelerar una transición justa a partir de fuentes renovables.

Y para lo cual ratificó la importancia de encuentros como el de LFE para generar nuevos negocios, emprendimientos y asociatividades, ya que consideró que ese tipo de espacios promueven el desarrollo de nuevas tecnologías y la consolidación de los objetivos de sustentabilidad que existen en el sector eléctrico. 

A continuación las frases más destacadas de una nueva edición de Latam Future Energy: 

Irene Vélez Torres, ministra de Minas y Energía de Colombia: “En los próximos días, lanzaremos la hoja de ruta que nos permitirá expresar los hitos de la transición energética justa. Antes del 15 de noviembre esperamos compartir el cronograma y los momentos y resultados que queremos tener para que, en el transcurso de seis meses, podamos lograr un proceso participativo de consenso donde todos apostemos a la transición energética”. 

Cristian Andrés Díaz Durán, director de Energía del Ministerio de Minas y Energía de Colombia: “Hay más de 2800 MW renovables en el sistema que no pudieron entrar. Por lo que apoyará el desarrollo de las líneas de transmisión para lograr su interconexión. Asimismo, debemos anticiparnos a todos los que quieran poner sus proyectos y priorizar esas líneas para que tengan capacidad disponible”. 

“Mientras que en las zonas no interconectadas trabajamos fuerte en la cobertura de energía a través de la fotovoltaica y en planes de sustitución de diésel por renovables no convencionales. Estamos viendo la posibilidad de hacer la mayor cantidad de plantas centralizadas renovables en esas áreas”. 

Juan Carlos Ruiz, regional manager de Powertis: “El mundo renovable tiene que ir un poco más allá, no sólo ser empresas de energía, sino estar comprometidas con el cambio climático, ya que generamos un valor social. (…) Todo el mundo debe tener acceso a la energía y las renovables somos quienes más fáciles podemos hacerlo posible. Es uno de los grandes retos del sector”. 

Juan Camilo Vallejo, director ejecutivo de FENOGE: “Si bien tenemos una matriz renovable, aún es vulnerable. Entonces las renovables juegan un papel fundamental y lo harán a futuro en lo que este gobierno prevé para la optimización de la energía”. 

“Es un reto importante para el país la implementación de la última implementación que sacó la Comisión de Regulación de Energía y Gas para las inversiones interconectadas. Es bastante importante promover la participación del sector privado del país”.

Mónica Gasca, directora ejecutiva de la Asociación de Hidrógeno de Colombia: “Debemos empezar a pensar en los proyectos de hidrógeno como grandes consumidores de energía en el país y no sólo que pueden tener su parque renovable al lado del electrolizador, sino en otras ciudades que tomarán energía de la red”. 

 “Un elemento clave en la carrera del hidrógeno es el PPA, el valor de la energía que moverá el electrolizador, ya que necesitamos mirar alternativas para tener PPA baratos para ser competitivos”.

Victoria Andrea Bonilla, responsable oficina comercial Colombia de Enel Green Power: “Tenemos cuatro proyectos solares en construcción en el país, con capacidades entre 100 y 400 MW y uno eólico en La Guajira; y la viabilidad la logramos a través de todos los mecanismos en la industria y el mercado”. 

Nestor Gutiérrez, business development Colombia de MPC Energy Solutions: “Los agentes verdes han desarrollado estrategias de contratación, algunos por largo plazo que es lo que nos interesa, ya que las contrataciones de PPA a corto plazo son muy complejas”.

Latam Future Energy regresó a Colombia con su tercer evento presencial del 2022, a casi un año desde la última entrega en el país y nuevamente frente a un escenario novedoso para poner el foco en las oportunidades del sector colombiano y de la región Andina.

“Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022”, el nuevo mega evento físico de LFE, comenzó en los salones del Hotel JW Marriott de Bogotá con cientos de profesionales del sector energético de América Latina. 

Los más de 500 hombres y mujeres claves de gobierno, asociaciones y altos cargos ejecutivos, como por ejemplo de Sungrow, Huawei y Nextracker, entre otros, se encontraron una sala de conferencias donde se realizaron diversos paneles de debate y análisis del estado de las renovables. 

La jornada comenzó con una mirada sectorial sobre el rol de las energías solar fotovoltaica y eólica en la Colombia del futuro, el panorama de inversiones de eólica onshore y offshore, la estrategia de fabricantes y epecistas para propiciar el desarrollo tecnológico y la competitividad en la industria. 

Seguido de ello, los protagonistas con diversos perfiles, nacionales e internacionales, pudieron recargar energías a través de un lunch sponsoreado por Power Electronics y disfrutar del más sofisticado networking para explorar nuevos negocios y la generación de contenido exclusivo del mercado. 

Mientras que en la sesión de la tarde, el cronograma contó la participación de empresas de renombre del sector como Solis, Stork o Grenergy, que abordaron temas vinculados a la generación distribuida y el almacenamiento de energía, operación y mantenimiento de las centrales, alternativas de financiamiento y tendencias y perspectivas en esquemas contractuales para proyectos sustentables e hidrógeno verde. 

Y en medio del mega evento físico de LFE, los más de 500 asistentes también tuvieron tiempo para divertirse y pasar un momento de mucha risa y color con la ola de las energías renovables de Latam Future Energy Colombia 2022. 

En tanto que una vez finalizados los paneles de debate, llegó el turno para deleitarse del cocktail patrocinado por JA Solar y aprovechar para compartir el brochure de su oferta para el sector energético del país y de toda la región, que dio cierre al primer día del “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022”, el cual continuará hoy, también en los salones del Hotel JW Marriott de Bogotá. 

Así fue la ola de las energías renovables de LFE Colombia.  

Sungrow, proveedor líder en soluciones de inversores fotovoltaicos y almacenamiento, participó del evento “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022”.

Durante la jornada de apertura, Gonzalo Feito, director para la región andina de Sungrow, se refirió al rol de la energía solar en la Colombia del futuro y analizó los retos y oportunidades que tiene el mercado regional para crecer.

Una clave para lograrlo sería la integración de almacenamiento en parques de generación fotovoltaica nuevos y existentes para garantizar una transición energética sostenible. Desde la perspectiva de Gonzalo Feito, el crecimiento de la capacidad instalada de energías renovables variables, como parques eólicos y solares, debería ser acompañado de sistemas de baterías de litio.

“Es el inicio de una era en la que se necesita respaldo. Cuando hablamos de transición energética sujeta a la descarbonización, al cierre de centrales térmicas, es obvio que vamos a necesitar un respaldo para no tener una inestabilidad total”, remarcó.

Además reveló que sus clientes están con “ambiciosos” proyectos de integración de plantas solares con almacenamiento para hacer posible la transición energética.

En tal sentido, mencionó que como mercados estratégicos se perfilan los países de Chile, Colombia y México, además del gigante de Brasil.

“Podría decir que en Latinoamérica el mercado más importante, debido a su situación, es México con contratos que se han firmado; pero sí es cierto que Chile desde hoy al año que viene van a instalar 4000 MW solar (…) y en Colombia hay muchas oportunidades”, consideró durante su participación en el evento de Latam Future Energy en Bogotá.

Gonzalo Feito, director para la región andina de Sungrow, no fue el único portavoz de la compañía en participar de este evento, también compartieron su análisis del mercado Oliver Quintero y Luis Miguel Gonzalez Castillo, Key Account Manager de Sungrow.

La presencia de estos referentes empresarios no es menor. Recientemente superaron un récord de 9GW de envíos de inversores a Latinoamérica y un poco más de 65 MWh en almacenamiento, siendo Brasil el principal país al que destinaron su producción hasta el momento pero con grandes proyecciones para Colombia.

Si bien en la actualidad, solo se registran 258.66 MW de capacidad efectiva instalada en 23 proyectos fotovoltaicos operativos en Colombia, existen más de 600 MW adicionales de esta tecnología que están en etapa de pruebas y 10772 MW de nuevos proyectos con capacidad de red asignada al año 2023 y 2025, principalmente.

Más de 500 profesionales de las energías renovables asistieron al primer día del mega evento físico “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022”, en el hotel JW Marriott de Bogotá. 

Y entre los tópicos abordados durante la jornada, diversos representantes de empresas fabricantes de equipos analizaron los principales retos, oportunidades y tendencias para el impulso de las transición energética en los países de la región, tanto en materia de gran escala como en segmentos específicos, tales como la generación distribuida o el almacenamiento de energía en baterías.

Elié Villeda, director para LATAM de First Solar, Eduardo Solis, LATAM marketing manager y product Specialist de Growatt, y Diego Gómez, gerente de ventas Colombia de ENERCON, coincidieron en que, actualmente, los principales mercados de LATAM con mejores perspectivas son Brasil, Colombia y Chile, pero que se debe pensar a más largo plazo para un mayor apalancamiento. 

“En Brasil tenemos 5 GW en generación distribuida y otros 5 GW anuales en utility scale. Es un mercado amplio que domina la región y lleva a todos los países de Latinoamérica hacia un objetivo: democratizar la energía. Algo están haciendo muy bien, aparte de todos los impulsos y la flexibilidad para realizar las instalaciones”, sostuvo Solis. 

“Esos tres países son los principales que vemos continuamente, pero también observamos qué pasará en la cadena de suministro. Ya que para que las renovables comiencen a andar en LATAM, se necesitan más oportunidades de cadena de suministro (…) Ir hacia una apertura global para ser más competitivos y dar la confiabilidad de cerrar contratos a futuro”, complementó Villeda. 

Mientras que por el lado de ENERCON, su gerente de ventas planteó que los mercados de la región requieren “una muy buena planeación” para fomentar el avance de las energías verdes, de forma estructurada y en un plazo cercano a los 10 años. 

Hecho que fue ratificado desde First Solar, ya que su especialista remarcó que uno de los grandes desafíos es pensar en subastas más largo plazo, con tal de que se puedan brindar más soluciones. E incluso, puso como ejemplo a Estados Unidos, “donde ya tienen muy bien planeado qué se interconectará y qué no y hasta se habla de aperturas de parques a 2030”. 

Pero la mirada a futuro no se queda ahí, sino que el storage también fue un eje central del evento, principalmente en aquellas situaciones donde la red eléctrica no posea más capacidad de interconexión. 

“Modernizar las líneas de transmisión y distribución de Colombia nos permite implementar más energía renovable. Pero cuando éstas se encuentren saturadas de renovables, tocará hacer inversiones en almacenamiento de energía. Y dicho país ya inició con esa tecnología y aún está en un período de crecimiento”, aseguró el LATAM marketing manager y product Specialist de Growatt. 

Asimismo, también se refirió a lo que ocurrirá con aquellos equipos renovables una vez que cumplan su vida útil, dado que el reciclaje no es una solución económicamente viable en la actualidad. 

“Estamos construyendo para 20/25 años, y en el caso de la fotovoltaica, tendremos millones de paneles a futuro. Y si bien ya existe el reciclaje, los números no dan, por lo que hoy en día la idea es un vertedero de residuos tecnológicos, pero esto es un reto a considerar para encontrar una solución”, concluyó Eduardo Solis. 

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) está involucrada en múltiples proyectos a lo largo del sector energético de toda la región. Entre ellos, se destaca el apoyo a los gobiernos en la construcción de políticas públicas. Y, en estos momentos, resulta crucial su aporte en el impulso y configuración de medidas en torno a transiciones energéticas y desarrollo de nuevos sectores como el almacenamiento en baterías e hidrógeno.

Para brindar mayores precisiones sobre sus avances, Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) participó del ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel al que asisten profesionales destacados de la región para analizar temas de actualidad del sector energético.

La entrevista inició con un tratamiento especial al balance de la gestión de Alfonso Blanco, que se traduce en medidas concretas que deja como legado para la región tras más de cinco años en la institución.

Entre los grandes logros de los dos periodos en los que ejerció Blanco, se destacan primeramente el fortalecimiento institucional y el de los sistemas de información.

“Uno de los activos importantes que tenía OLADE era que era el repositorio oficial de toda la información energética de América Latina y el Caribe aportada por los países. De alguna forma teníamos que dar libre acceso, un acceso universal a esa información y que no estuviera únicamente centrada en los en los Ministerios de Energía de los países miembro, sino que esa información fuera de libre uso por los distintos actores del sector energético”, observó.

Y agregó, “nuestros sistemas de información tenían usuarios activos que no llegaban a 300 usuarios en toda América Latina y el Caribe hoy tenemos más de 7000 usuarios activos que son personas que de alguna forma utiliza la información de OLADE, la replica, la interpreta y la procesa”.

Aquello permitió dar transparencia a los gobiernos de la región y aportar plataformas modernas para el análisis de datos que allí estuvieran simplificados y sistematizados, repercutiendo en el manejo y el desarrollo de políticas de políticas públicas energéticas y porqué no en stakeholders que están analizando inversiones en distintos mercados.

Otro de los ejes estratégicos que fue fortalecido durante la administración de Alfonso Blanco Bonilla en la Secretaría Ejecutiva fue la integración regional, la complementariedad energética y el apoyo al desarrollo de políticas públicas. Al respecto, Blanco Bonilla resaltó:

“OLADE es parte de todos los espacios de diálogo en términos de integración. Desde allí (por ejemplo) promovimos el desarrollo de la plataforma SIESUR para la integración eléctrica de los países del Cono Sur (…) Pero vamos con una visión de integración energética que va más allá, que sea colaborativa en el intercambio de experiencias a nivel de desarrollo de políticas públicas y a nivel de de intercambio de conocimiento de los distintos centros que tiene nuestra región”.

En una charla íntima, con Energía Estratégica también mencionó aquellas iniciativas para el sector energético vinculadas al cambio climático a las que se deberá dar continuidad la siguiente administración de la Secretaría Ejecutiva y confió aquellos buenos deseos que tiene para quien lo suceda en el cargo:

“Que le ponga el mismo empeño, el mismo esfuerzo, pasión, compromiso y cariño por la institución que le puse en este en este tiempo”, indicó.

En lo que respecta a la iniciativa RELAC, aquella que promueve el objetivo de alcanzar al menos 70% de participación de renovables en la matriz eléctrica de la región a 2030, Blanco añadió: 

“La RELAC ya cuenta con 15 países adheridos que se han comprometido”.

Aquellas serían buenas noticias para la región que tiene 61% de capacidad instalada renovable y que gracias a iniciativa impulsada por OLADE junto al Banco Interamericano de Desarrollo (BID) acelerará su incorporación de renovables para que en esta década alcancen o tal vez superen el 70%. 

Lo que sigue 

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) junto a la Secretaría de Energía de Panamá y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) llevarán a cabo la “Semana de la Energía” del 12 al 15 de diciembre del 2022 en la ciudad de Panamá.

Alfonso Blanco adelantó que la que será la VII edición tendrá como ejes la innovación en el sector energético, el desarrollo energético sostenible para un mayor acceso a la energía, eficiencia energética y renovabilidad, entre otros.

Sobre esos y otros temas se llevará un debate de alto nivel. Se prevé que asistan portavoces de los 27 países miembros de OLADE para asistir a la “LII Reunión de Ministros” y “Diálogo Político Ministerial” que se realizará en el marco de la Semana de la Energía.

Para mayor información, visite https://semanadelaenergia.olade.org/

Panamá se encamina a triplicar la capacidad eólica y solar instalada

El consejero delegado de Grenergy, David Ruiz de Andrés, ha comprado 200.000 títulos de la compañía a un precio de 28,79 euros por acción, lo que representa una inversión de 5,75 millones de euros, según informó hoy a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Con esta adquisición, eleva su participación en la misma desde el 53,3% al 54%. 

El máximo ejecutivo de la empresa muestra así su confianza personal en el crecimiento, la internacionalización y la buena marcha de la compañía, que cuenta con una capacidad instalada en operación o construcción de 1,4 GW y con un pipeline total que ya asciende a 13 GW en once mercados.

Grenergy está dando pasos importantes este año en su estrategia de inversión y desarrollo como respuesta a la necesidad de impulsar las energías renovables en un contexto marcado por la emergencia climática y la necesidad de independencia energética de los combustibles fósiles de Rusia. 

Entre estos destacan la ampliación de capital acelerada de 90 millones de euros que completó con éxito el pasado mes de junio para acelerar su plan de crecimiento o el impulso a su estrategia de expansión en el mercado europeo, con la entrada en Alemania para desarrollar plantas solares en 2023 y poder disponer de un mínimo de 3 GW de pipeline en desarrollo antes de 2025.

Una trayectoria que mercado e inversores están también apoyando con sus informes evidenciando la solidez de la acción. Así, los analistas de Banco Santander han revisado al alza el precio objetivo de los títulos de Grenergy en su último análisis publicado hace solo unos días, pasando de los 35,50 euros a los 36,30. Esto supone un potencial alcista cercano al 40%. Por su parte, ODDO BHF ha valorado la acción en 43 euros. 

La cotizada presentó unos resultados en el primer semestre con crecimiento en todas sus variables, aumentando sus ingresos en un 30% (107,3 millones), el EBITDA en un 51% (20,1 millones) y el beneficio neto en un 29% (8,8 millones).

A pocos días de que el Gobierno Nacional de Argentina diera a conocer algunos beneficios impositivos de su proyecto de ley de Economía del Hidrógeno, desde el sector político-energético plantearon la importancia de gestionar una hoja de ruta de H2, como también de aumentar los objetivos de participación de las renovables en la matriz energética. 

Gustavo Menna, ex diputado nacional por Chubut, manifestó que el país “no puede dormirse en los laureles” ya que todavía se encuentra rezagada en el cumplimiento de la Ley N° 27191, que establece que, al 31 de diciembre de 2025, las renovables deberán alcanzar como 20% del total del consumo propio de energía eléctrica.

“Debemos sumar ese esfuerzo y ahí pensamos en el hidrógeno verde como un vector y combustible compatible con ello. Pero necesitamos un marco legal para la seguridad jurídica y para establecer que la promoción estará orientada a la integración de parques locales, a superar esas diferencias de competitividad como en su momento la tuvo la energía renovable”, aseguró. 

“Tenemos que ser conscientes de que estamos en una transición energética hacia la neutralidad de emisiones al 2050 y para ello hay que desplegar acciones, concientizar y dotar de instrumentos jurídicos que den esa seguridad y estabilidad fiscal”, agregó durante el primer Foro de Transición Energética Sostenible que se realizó en Chubu. 

Hoy en día ya existen varios proyectos de ley vinculados al H2 con estado parlamentario, los cuales reclaman una estrategia nacional hacia el 2030, en tanto se aguarda por que el Poder Ejecutivo presente su iniciativa, siendo uno de los compromisos anunciados por Alberto Fernández, presidente de Argentina, tanto en 2021 como 2022 durante la apertura de sesiones ordinarias del Congreso de la Nación.

Asimismo y a finales del 2019, el Poder Legislativo sancionó la Ley de presupuesto mínimos de adaptación y mitigación del cambio climático global, por lo que la transición energética se tornó una necesidad y Gustavo Menna sostuvo que el H2V debe confluir en ello. 

“Por ende, la estrategia debe apuntar a elevar la demanda de este tipo de vector energético / combustible mediante la imposición legal. Y hay proyectos de ley hermanados a esta iniciativa de hidrógeno verde, como actualizar las metas de renovables al 2030, que planteamos el 35% hacia ese año, como también impulsar la movilidad sostenible, la cual generará mayor demanda de renovables y de H2V”, reafirmó. 

«Pero en Argentina no podemos perder un minuto más, porque en términos comparativos con países vecinos de la región, estamos demorados”, concluyó. 

La Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, saludó con optimismo la elección de la nueva Junta Directiva de Ecopetrol este lunes en la Asamblea extraordinaria que se cumplió en Bogotá.

La Ministra Vélez destacó la experiencia y la calidad de los miembros de la Junta, conformada por hombres y mujeres con una amplia trayectoria en temas de energía, finanzas, tecnología y sostenibilidad.

Para la funcionaria, esta Junta Directiva tendrá una gran responsabilidad en la meta que tiene el Gobierno de poner en marcha la Transición Energética Justa, que será ambientalmente responsable, incluyente y participativa, y que se construya de manera conjunta con las comunidades. Al tiempo, afirmó que Ecopetrol debe ser una empresa líder en Latinoamérica en impulsar las energías renovables, la producción de hidrógeno y en buscar la reducción de emisiones de carbono.

Finalmente, la Ministra ratificó la disposición del Gobierno nacional y del Ministerio de Minas y Energía para adelantar un plan de trabajo conjunto con Ecopetrol para garantizar la soberanía energética del país.

Nueva junta directiva

-Luis Santiago Perdomo Maldonado

-Sergio Restrepo Isaza

-Esteban Piedrahíta Uribe

-Carlos Gustavo Cano Sanz

-Monica de Greiff

-Saul Kattan Cohen

-Sandra Ospina

-Gabriel Mauricio Cabrera Galvis

-Gonzalo Hernández Jiménez (viceministro Técnico del Ministerio de Hacienda y Crédito Público)

Este martes 25 y miércoles 26 de octubre, Latam Future Energy desarrollará el evento “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022”, que se llevará a cabo en los salones del Hotel JW Marriott de Bogotá y del que se espera la participación de más de 500 empresarios de distintos perfiles, nacionales e internacionales -VER AGENDA-.

Sobre el final de la segunda jornada, se desarrollará una ronda de Networking (Exclusivo para Partners & Entradas VIP) de la que confirmó participación la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez.

ENTRADA

La funcionaria repasará junto a empresarios del sector temas de agenda como iniciativas vinculadas a la transición energética y el despliegue de hojas de ruta específicas, como la del hidrógeno verde y la eólica marina.

Asimismo, conversarán sobre poténciales nuevas subastas de renovables y objetivos de incorporación de fuentes de energía limpia a la matriz.

Otro aspecto a abordar es el impulso a agilización de trámites para la puesta en marcha de centrales de renovables y el acercamiento a las comunidades.

Además, se dialogará sobre las oportunidades que tiene Colombia para desarrollar cadenas de valor, con iniciativas de compañías que están montando fábricas de torres de hormigón en La Guajira.

Entre las compañías confirmadas al networking junto a Vélez se destacan: Huawei, Nextracker, Growatt, Grenergy, Aecom, Sunny App, Solis, Powertis, Soltec, Nordex, Acciona, Power Electronics, AES, Jinko Solar, Risen, First Solar, JA Solar, Noatum, Hitachi Energy, Masa, Stork, Prysmian, Procables, MPC Energy Solution, GreenYellow, Array Technologies, Enercon, Marsh, Ingeteam, KFW Deg, Atlas Renewables Energy, Girsol.

ENTRADA

Se cierra un proceso y se abren nuevos desafíos. La CNE pudo cumplir en tiempo y forma la revisión de más de 500 Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD) que en oleadas se presentaban para obtener un lugar en el régimen transitorio que permitió el Decreto Supremo 88 (DS88), el cual finalizó el pasado 8 de octubre.

Paulina Muñoz, Jefa de SubDepartamento de Proyectos y Acceso a la Red de la CNE, destacó en una entrevista exclusiva a Energía Estratégica la titánica tarea que realizó la dirección que coordina para poder analizar dar curso a las tramitaciones de semejante cantidad de proyectos.

“Normalmente se presentaban 15 a 16 solicitudes por mes. En marzo pasado se presentaron 230, 15 veces más de lo que recibíamos habitualmente: En un solo mes llegaban solicitudes que lo que llegaban en todo un año”, recuerda la funcionaria.

Finalmente, un mes antes de la fecha límite, la CNE logró tramitar todos los proyectos. Como resultado, de los 435 PMGD que ingresaron su solicitud de Declaración en Construcción entre el 1 de enero y 8 de abril de este año, 362 obtuvieron su permiso de declaración en construcción. Es decir, el 83,2% de los proyectos presentados este año se acogerán al precio estabilizado de la energía.

Dicho en otros términos, sólo 60 emprendimientos quedaron fuera del régimen transitorio. “Estos proyectos podrán lograr obtener su declaración en construcción pero no van a poder optar a este beneficio económico en términos de su remuneración”, aclaró Muñoz.

Pero ahora el desafío pasará por la conexión de estos emprendimientos. La Jefa de SubDepartamento de Proyectos y Acceso a la Red de la CNE precisó que estos 362 PMGD totalizan casi 3 GW, en su gran mayoría de tecnología solar fotovoltaica.

Si bien su fecha de entrada en operación comercial se extiende hacia 2025, el grueso de ellos, “alrededor de 2.100 (MW)”, confió Muñoz, ingresarán en operaciones en 2023.

Es decir que el gran reto del año que viene pasará por la conexión de estos emprendimientos. “Disponibilizar semejante potencia en generación conlleva harta coordinación. Evidentemente las distribuidoras y el Coordinador Eléctrico van a tener una figura clave en la gestión y administración de estos recursos”, observó la funcionaria.

Y anticipó que en los próximos años se deberá robustecer el sistema en términos de distribución y transmisión para que los Pequeños Medios de Generación Distribuidos puedan seguir desarrollándose.

YPF ratificó su apuesta por las energías renovables en Argentina y, a poco más de cien años desde su creación, buscará ampliar la capacidad instalada y la participación de la solar y fotovoltaica en la matriz eléctrica nacional a partir de su rama YPF Luz. 

“Queremos crecer y duplicar las energías renovables del país, o por lo menos las nuestras”, aseguró Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, durante el primer Foro de Transición Energética Sostenible que se realizó en Chubut. 

La compañía se dedicó a la generación de energía eléctrica a partir del 2013 y suma 397 MW de potencia eólica operativa, que se reparte entre los parques Cañadón León (123 MW), Manantiales Behr (99 MW), Los Teros (175 MW).

A ello se debe agregar que, a lo largo del último año, YPF Luz logró prioridad de despacho en Mercado a Término para la planta fotovoltaica El Zonda I (53 de 100 MW) y la central eólica Levalle I (38 de 64,5 MW). 

“Hoy estamos construyendo nuestro primer parque solar en San Juan (El Zonda I), donde vamos por la primera etapa de los 500 MW que serán en total. Y posiblemente desarrollaremos otro parque eólico en la zona del centro de Argentina, siempre con el desafío de la transmisión eléctrica”, afirmó Mandarano. 

Justamente, la empresa se presentó a la última convocatoria del MATER con la central eólica Los Aromos, donde pretenden tener prioridad de despacho para 100 de los 168 MW de potencia prevista a instalar. 

Más de 30 proyectos renovables compiten en una nueva convocatoria del MATER

Aunque el gran reto para que avances las renovables en el país es la capacidad de transporte disponible en las redes de transmisión, hecho que fue mencionado en reiteradas oportunidades por diversos actores del sector energético y que el CEO de YPF Luz tampoco dejó pasar por alto. 

“Hoy las renovables son competitivas y la industria tracciona este sector. Y nosotros estamos dispuestos para abastecer el mercado, pero nos encontramos con ese cuello de botella. Por lo que el gran desafío es poder convertir el recurso en riqueza a partir del sistema de transporte”, sostuvo. 

El corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino sólo tiene 244 MW asignables para el MATER, mientras que la región eléctrica de Comahue – Patagonia – Buenos Aires sólo posee 100 MW y el Noreste Argentino acumula otros 216 MW, según lo informado por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Pero esta disponibilidad seguramente disminuirá una vez se adjudiquen los proyectos del llamado vigente, siempre y cuando no se libere más capacidad de aquellos proyectos truncados del Programa RenovAr que rescindieron contrato. 

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) de México aprobó tres permisos de generación de energía eléctrica a empresas que poseen proyectos renovables en diferentes entidades federativas del país, por un mínimo de 100 MW de capacidad. 

Los permisionarios beneficiados fueron Tampico Renewable Energy, que solicitó el permiso para su central de biomasa de 74 MW de potencia ubicada en Tamaulipas; la firma Piasa Ingenio Plan de San Luis con un proyecto de 20 MW de biogás San Luis Potosí; y para CFE Generación III. 

En este último caso, no se aclaró cuál de todos los proyectos de la Comisión Federal de Electricidad podrá generar energía eléctrica, ya que la empresa productiva del estado presentó diversas solicitudes para sus parques renovables: 

La central hidroeléctrica de 6,4 MW en Yucatán
La planta fotovoltaica de 443,52 MW en Sonora 

Por otro lado, la Comisión Reguladora de Energía autorizó la modificación de condiciones para generar permisos para generar energía eléctrica. En el caso del parque solar ESJ Renovable I (100 MW), que se ubica en el estado de Aguascalientes se establece el cambio en la condición primera y segunda, relativas a la ubicación y descripción de las instalaciones y al programa, inicio y terminación de obras, respectivamente. 

Mientras que para las centrales eólicas Dolores Wind (279.3 MW en Nuevo León) y Parque Amistad II (100 MW – Coahuila), ambas pertenecientes a la firma Enel Green Power, se aprobó la modificación de la condición primera. 

Sin embargo, no fueron todas buenas noticias para el sector renovable, ya que el órgano regulador también rechazó el permiso de generación de energía eléctrica del permisionario México Lindo Solar PV II SA de CV para su proyecto fotovoltaico de 191.29 MW en Coahuila. 

Pero el hecho de que se vuelvan a aprobar algunos permisos resulta un tanto positivo en el sector, ya que a lo largo del año, la CRE denegó solicitudes fotovoltaicas y eólicas por más de 2 GW de varias empresas. Hecho que, de persistir, incrementaría los costos de las renovables. 

Aunque cabe aclarar que estas medidas ocurrieron en la antesala de un panel energético entre México, Estados Unidos y Canadá por diferentes controversias vinculadas con el Tratado de Libre Comercio entre los tres países (T-MEC). 

Puntualmente, el Departamento de Comercio de Estados Unidos planteó que “no es seguro” que se mantengan los amparos existentes que detienen las reformas energéticas, por lo que el gobierno de Biden solicitó el procedimiento ante la posible falta de garantías por las afectaciones dadas contras las empresas de dicho país. 

El proyecto de Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) anunciado por el presidente Rodrigo Chaves la semana pasada (ver), ha generado muchas expectativas en el mercado de las energías renovables en Costa Rica.

El documento que se hizo público tras ingresar a la Asamblea Legislativa bajo el Expediente N°23.414 persigue, entre otros objetivos, lograr un sistema eléctrico inteligente, flexible y al más bajo costo.

Contemplando la incorporación de nuevos activos de generación y transmisión al SEN es que allí se advierte como “urgente adaptar la etapa de comercialización del servicio eléctrico, tanto para la prestación del servicio regulado como para las actividades no reguladas ”.

Tal es así que el artículo primero propone impulsar el “desarrollo de nuevos esquemas de negocios entre agentes para la prestación del servicio público de electricidad”.

En lo que respecta a los excedentes de energía eléctrica que pudieran darse una vez que ya se hayan cubierto las necesidades de consumo de la demanda nacional y atendidos los contratos entre agentes habilitados, el documento bajo análisis legislativo propone que estos se pongan a disposición del Poder Ejecutivo, por medio del Ministro Rector, (con la asesoría técnica del Ente Operador del Mercado) y la ARESEP para ser comercializados en el Mercado Eléctrico Nacional.

En el artículo 20, vuelve a ratificarse aquello indicando que una vez satisfecha la demanda nacional y el cumplimiento del despacho efectuado por el EOS, los agentes habilitados y autorizados por los entes regionales, pueden trasegar y vender libremente. Un detalle no menor en este inciso es que se aclara que la venta se podrá realizar tanto en el Mercado Energético Regional como en el Mercado Eléctrico Nacional, asumiendo los costos que para cada caso fijen el regulador nacional y las autoridades regionales.

Ahora bien, también se aclara que el Operador del Mercado deberá gestionar las transacciones de energía en el Sistema Eléctrico Nacional  y en el Mercado Eléctrico Regional. Sobre este punto serán cruciales las aplicaciones que se utilicen para aquella gestión de las ofertas de compraventa de electricidad en el mercado mayorista y reglamentación complementaria que pudiera emitirse en torno a aquellas transacciones.

Para brindar más precisiones al respecto, Core Regulatorio, firma consultora costarricense especializada en Regulación de Servicios Públicos, se encuentra socializando aquel texto presentado por el Gobierno de la República.

En comunicación con Energía Estratégica, William Villalobos, abogado experto en Derecho Energético, CEO y socio fundador de aquella firma, puntualizó que, entre otros aspectos, una eventual aprobación del proyecto de Ley “Armonización del Sistema Eléctrico Nacional” establecerá principalmente nuevos Principios Rectores para el SEN, y dispondrá:

Crear la figura de un Mercado de Ocasión Nacional (MON)
Incorporar la figura del Administrador del Mercado Mayorista (AMM)
Asignar la planificación energética al Ente Operador del Sistema (EOS)
Trasladar el EOS (hoy CENCE) al MINAE bajo la figura de desconcentración mínima, siendo el Ministro Rector quien nombrará al Director del EOS por plazo de 6 años.
Asignar al MINAE las funciones de administrador del SEN y de Operador del MEN son establecidas por el Poder Ejecutivo.
Habilitar a todos los participantes del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) a comercializar los excedentes de energía en el MEN y MER.
Asegurar el libre acceso a las redes de transmisión y distribución del SEN.
Asignar nuevas funciones a la ARESEP
Habilitar a todas las empresas eléctricas como agentes del MER.
Autorizar a los agentes habilitados del MEN a comprar la energía producida entre sí y por las empresas privadas de generación de electricidad en el marco de la Ley 7200.

Trina Solar, proveedor global de soluciones fotovoltaicas y de energía inteligente, ha presentado su última novedad, el Vertex N 595W para proyectos C&I y a escala comercial. Junto con el Vertex N 690W para escenarios de servicios públicos (utility) y el Vertex S+ 445W para sistemas fotovoltaicos en tejados, la serie de módulos de tipo N de Trina Solar se basa en la plataforma tecnológica líder de productos 210 y en la tecnología de células i-TOPCon de tipo N. El lanzamiento de Vertex N promete revolucionar el mercado fotovoltaico.

Vertex N

El Vertex N 595W impulsa a la serie Vertex y está listo para su entrega

El novedoso módulo Vertex N, que hereda las ventajas técnicas de la familia Vertex en cuanto a mayor potencia, mayor eficiencia, mayor rendimiento energético y mayor fiabilidad, cuenta con una potencia máxima de 595W, 30W más que los módulos de tipo N convencionales disponibles en el mercado.

Además, este módulo de doble vidrio aumenta la bifacialidad hasta el 80% y ofrece una mayor eficiencia, una menor degradación y un mejor desempeño energético, proporcionando un menor BOS y LCOE a los proyectos. El nuevo Vertex N 595W adopta la última plataforma de productos 210 de tecnología +i-TOPCon y son altamente compatibles con seguidores solares (trackers), ofreciendo más viabilidad en proyectos de servicios públicos (utility) en terrenos más complejos.

Además de los módulos Vertex N 595W, Trina Solar ofrece los Vertex N 690W y Vertex S+ 445W con tecnología i-TOPCon para los segmentos de servicios públicos y tejados en general. En un contexto de mayor paridad de la red, aumento de la demanda solar e incremento de la cuota del mercado, la más reciente linea de módulos de tipo N, con potencias que van de 445W a 690W, consolidará los paneles FV como productos predominantes para tejados y proyectos a gran escala.

La nueva generación de módulos Vertex N entrará a producción en masa para finales de 2022 y se espera que la capacidad de los módulos de tipo N con más de 10GW salga a la venta en el primer trimestre de 2023. Además, se estima que la capacidad de producción de los módulos de tipo N alcance entre 20 y 30 GW para finales del próximo año.

Trina Solar comenzó dicha producción y entrega de módulos i-TOPCon en 2018, cuando la empresa fue seleccionada como empresa modelo para el programa Top Runner de China. Desde entonces, los módulos i-TOPCon de Trina Solar han sido reconocidos por el mercado y ampliamente utilizados en centrales eléctricas de servicios públicos y proyectos de tejados en todo el mundo. Para satisfacer la creciente demanda de módulos de alto rendimiento, Trina Solar seguirá desarrollando y promoviendo más productos de tipo N en su estrategia comercial.

Familia Vertex

Liderando la industria con innovación tecnológica y transparencia

Trina Solar está comprometida con la innovación tecnológica y sigue estableciendo normas y puntos de referencia del sector en cuanto a rendimiento y sostenibilidad. La empresa ha establecido 25 récords mundiales con la eficiencia de sus células y módulos. En agosto, la eficiencia del módulo Vertex de tipo N, propiedad de Trina Solar, que utiliza silicio monocristalino, alcanzó el 24,24%, un récord mundial para los módulos industriales de tipo N de gran superficie i-TOPCon, apenas unos meses después de haber establecido un récord mundial para las células industriales de tipo N de gran superficie i-TOPCon.

Como pionera en el campo de la tecnología de productos 210, Trina Solar se ha comprometido a crear una plataforma abierta que sea compatible con la mayoría de las tecnologías de células de vanguardia, como i-TOPCon y HJT. La serie Vertex N y Vertex S+, desarrolladas sobre la plataforma de tecnología de productos 210, están dotadas de ventajas tanto de la tecnología 210 como de la tecnología de tipo N, creando un mayor valor para los clientes.

Un futuro sostenible

El 12 de octubre, en una sesión titulada &quot;El camino hacia un futuro sostenible&quot; organizada por Bloomberg en Londres, a la cual asistieron varias de las principales empresas de inversión en energías renovables, Trina Solar expuso su visión para avanzar hacia un futuro con cero emisiones netas proporcionando soluciones inteligentes de energía solar.

Según Trina Solar, los productos de la familia Vertex han logrado una valoración de bajas emisiones de carbono líder en la industria a través de la evaluación del ciclo de vida de ISO y la calificación de la huella de carbono por parte de organismos de certificación terciarios de renombre como UL, EPD y Certisolis.

Para llevar a cabo su estrategia en términos de sostenibilidad y actuar de forma responsable con respecto al medio ambiente, Trina Solar también aspira alcanzar el 100% de uso de energía renovable en la fabricación y las operaciones para 2030, en consonancia con el séptimo Objetivo de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas.

Latam Future Energy presenta a los portavoces del sector público que confirmaron su participación en el próximo evento denominado “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” que se llevará a cabo en los salones del Hotel JW Marriott de Bogotá el próximo 25 y 26 de octubre del 2022.

ENTRADA

En representación del Ministerio de Minas y Energía (MME) de Colombia asistirá Cristian Díaz Durán, director de Energía Eléctrica del MME, un profesional con más de diez años de trayectoria en el sector energético, quien tras su paso por XM, operador del Sistema Interconectado y el administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia, se abocó a Ministerio de Minas y Energía pasando por la oficina de asuntos regulatorios hasta llegar a la dirección de la cartera energética.

Desde la Comisión de Regulación de Regulación de Energía y Gas (CREG) acudirá su director ejecutivo Jorge Valencia Marín, quien ha estado vinculado al sector de los servicios públicos por más de 22 años, ocupando los cargos de director de la Unidad de Planeación Minero Energética (2015-2017), experto comisionado encargado de la CREG (2016-2017), secretario técnico de energía eléctrica en el Comité Asesor de Comercialización (CAC) durante 10 años y más.

Por el lado de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) nos acompañará su subdirectora de Demanda, Lina Escobar Rangel, experta de energía con más de 10 años de experiencia profesional en políticas para la transición energética y el funcionamiento de los mercados eléctricos y de gas natural, quien se desempeñó previamente como asesora en temas relacionados con el mercado mayorista de energía en la CREG y desarrolló una carrera ilustre como investigadora y analista para el sector privado y la academia.

También asistirá Juan Camilo Vallejo, director ejecutivo del Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), experto en temas medioambientales y energéticos con más de 10 años en el sector público y privado, con experiencia en materia de permisos y diagnísticos ambientales de proyectos, estudios socioeconomicos de proyectos de gestión de riesgo, entre otros.

ENTRADAS

Las autoridades antes mencionadas tendrán una participación destacada como disertantes en paneles de debate donde se abordarán las oportunidades de inversión en proyectos de generación, almacenamiento en baterías e hidrógeno verde.

No se pierda la oportunidad de asistir a este evento que promueve el debate en torno a la transición energética de la región. Últimas entradas con descuento disponibles.

El gobierno de Brasil publicó diversos lineamientos para el aprovechamiento de generación eléctrica offshore, lo que representa un impulso para la energía eólica en aguas jurisdiccionales del país. 

La Ordenanza N° 52/GM/MME define normas y procedimientos complementarios relacionados con la cesión de uso oneroso para la exploración de energía eléctrica costa afuera, además que trata las facultades de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) para suscribir los contratos de cesión de uso y realizar los actos necesarios para la su formalización.

Entre las actividades necesarias, Brasil identificó la celebración de contratos de cesión de uso para la implantación y explotación de una central, la promoción de licitaciones públicas y la definición de la forma de cálculo, pago y sanciones por mora o retraso y descuentos relacionados con el pago adeudado al gobierno federal.

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

La ordenanza también establece que el aviso de licitación indicará las etapas del proyecto para la concesión del plazo de gracia (máximo de cuatro años), limitado al inicio de la puesta en servicio del proyecto. Pero una vez transcurrido el plazo de gracia previsto, el cesionario deberá pagar la cantidad adeudada, dentro del período definido en el contrato de cesión.

Mientras que la vigencia del acuerdo para operar una central de generación eléctrica costa afuera tendrá un plazo máximo de diez años. Pero después de otorgada la concesión de la empresa, el plazo de vigencia mencionado será prorrogado automáticamente, respetando el plazo establecido en la concesión de la empresa, incluyendo la clausura y eventuales prórrogas.

¿Qué pasará con la generación? Si bien se prevén licitaciones para el uso del espacio en las aguas jurisdiccionales del país, se aclara que el acuerdo no implicará la obligación de realizar subastas en el ambiente de contratación regulado (ACR), subastas de reserva de energía o de reserva de capacidad para compra específica de energía eléctrica producida por parques eólicos marinos, como así tampoco subastas de transmisión para el flujo específico de energía eléctrica producida por dichas centrales renovables. 

Por otro lado, a partir de la Ordenanza Interministerial MME/MMA nº 03/2022,el gobierno de Brasil creó el Portal Único para la Gestión del Uso de Áreas Offshore para la Generación de Energía (PUG offshore), lo que puede representar un impulso para la energía eólica en aguas jurisdiccionales del país. 

El portal entrará en vigor a partir del 1° de noviembre y contempla la solicitud de cesión de uso del bloque en cuestión, consultas externas del progreso de las solicitudes, la visualización de las áreas requeridas mediante la web y otros servicios eventuales a su evolución.

Además, el PUG offshore observará la gestión unificada de las demandas de cesión de uso del espacio offshore, el seguimiento adecuado del cumplimiento de las solicitudes de información de las demandas requeridas por los órganos y entidades involucradas, el acceso a la información y la optimización y seguridad del proceso procesal, a través de la informatización y automatización de los recursos de las rutinas.

“Las ordenanzas representan una evolución fundamental y contribuyen al establecimiento de un marco legal seguro y adecuado para la generación de electricidad en alta mar en Brasil”, aseguraron desde el Ministerio de Minas y Energía de Brasil.

El gobierno de la provincia de Buenos Aires está cerca de concretar la reglamentación de la adhesión a la Ley Nacional de generación distribuida (Ley N° 27424), la cual el Senado bonaerense aprobó, de manera parcial, en los últimos días de abril bajo la nómina de Ley Prov. N° 15325.

Tras varios meses de espera, “la reglamentación de GD en PBA saldrá en los próximos siete y diez días”, según aseguraron fuentes cercanas de la Dirección de Regulación del sector público bonaerense en diálogo con Energía Estratégica. 

Es decir que el Poder Ejecutivo provincial cumplirá con los plazos planteados por la ley de adhesión, ya que se preveía que debía proceder dentro de los 180 días desde su aprobación en el Poder Legislativo (22 de abril).

¿Qué contempla la iniciativa? Se creará el Registro de Usuarios-Generadores de Energía Renovable de la provincia de Buenos Aires (RUGER), en el ámbito del OCEBA, donde constarán los usuarios – generadores dados de alta por las distribuidoras. 

Mientras que aquellos U/G de EDENOR y EDESUR (ya adhirieron a la ley nacional) que deseen acceder a los beneficios provinciales, deberán ser inscritos en el RUGER por tales distribuidoras de energía eléctrica. 

Además, se contemplarán dos exenciones impositivas por el término de doce años a contar desde la reglamentación, sujetos al vigente el régimen de fomento, por lo que  prorrogarse automáticamente por otro período similar: 

Impuesto a los Ingresos Brutos a los U/G por la inyección de los excedentes de energía renovable a la red de distribución.
Impuesto de Sellos a los contratos que suscriban los usuarios con los distribuidores en el marco del desarrollo de las actividades de generación distribuida renovable.

Provincia de Buenos Aires lanzó nueva licitación para módulos monocristalinos de 500 Wp

¿Qué implica la adhesión de Buenos Aires? 

La provincia, a partir de EDENOR y EDESUR, ya cuenta con 246 usuarios – generadores y 3722,9 kW (181 U/G en curso y 1690,4 kW reservados). Es decir que representa poco más del 25% de la cantidad de U/G y el 22% de la capacidad instalada a nivel nacional bajo la Ley N° 27424.

Sin embargo, ese número podría aumentar ya que, según la mirada de Martín Dapelo, socio fundador de ON-Networking Business y miembro de la comisión directiva de la Cámara Argentina de Energías Renovables, el territorio bonaerense tiene un potencial de 2.000.000 de usuarios que podrían ser parte de la generación distribuida en Argentina. 

Justamente, la falta de adhesión de las provincias que aún no lo hicieron (10) resulta una de las principales barreras para que la sociedad pueda acceder a la GD, sus beneficios fiscales y regímenes de promoción. 

Mientras que la demora que hubo hasta el momento desde la promulgación de la Ley N° 27424 (diciembre 2017) hasta la adhesión y posterior reglamentación por parte de PBA, resultó “uno de los motivos por los cuales la distribuida no creció tanto y se tiene mucho potencial que no estamos aprovechando, según explicó Dapelo. 

“Estamos a punto de ver a la industria cambiar fuertemente y eso nos emociona bastante (…) Van a haber muchos más proyectos con almacenamiento y se abrirá una amplia gama de posibilidades que antes no teníamos”, comentó Juan Rodríguez Benavides, director de Huawei Digital Power para proyectos utility Scale en Centroamérica y el Caribe.

Durante su participación en el Foro Internacional sobre sistemas de almacenamiento eléctrico, el portavoz de Huawei para la región del Caribe expuso 10 tendencias en solar fotovoltaica que desde la perspectiva de fabricantes de inversores y baterías se podrían instalar en los próximos tres años.

Inicialmente, señaló que los equipos serán cada vez más digitales, lo que permitirá tener mejor control sobre las plantas de energía, reducir costos y aumentar su producción. Desde el análisis de Benavidez, esto repercutirá en una disminución del LCOE de plantas que serán más simples, inteligentes y eficientes.

A la digitalización, le seguiría la incorporación de cada vez más inteligencia artificial en las plantas de generación solar, la posibilidad de que puedan ser automatizadas, de que se priorice un diseño modular y productos con mayor densidad de potencia.

Para estas primeras tres tendencias, la electrónica de potencia jugará un rol central, es por eso que Huawei ha trabajado en nuevos productos y soluciones que potencien la digitalización de nuevos activos fotovoltaicos. Al respecto, Benavidez confirmó que además de ofrecer softwares de alto nivel para el monitoreo de la central de generación, la compañía está lanzando su nuevo inversor para plantas utility scale denominado SUN2000-330 KTL-H1 y H2 que aumenta su capacidad y mejora sus prestaciones.

Valiéndose de datos de forecast internacionales, empresas consultoras y proveedores del mercado, este referente empresario consideró que para el 2025, el 90% de las centrales fotovoltaicas podrían estar completamente digitalizadas y un 75% de ellas adoptarían inteligencia artificial.

Por otro lado, destacó que, de la mano del almacenamiento, los activos fotovoltaicos ampliarían sus oportunidades de negocios y se daría lugar a cinco tendencias adicionales: brindar servicios para soporte de la red, desplegar más sistemas híbridos, interactuar en la red como Virtual Power Plants (VPP), garantizar la seguridad energética, ampliar la ciberseguridad y fidelidad para un correcto resguardo de datos y resiliencia en el sistema eléctrico.

El mercado ya se estaría moviendo en aquella dirección. Según comentó Juan Rodríguez Benavides, director de Huawei Digital Power para proyectos utility Scale en Centroamérica y el Caribe: «La cantidad de solicitudes de oferta de sistemas de almacenamiento es muy alta. Los que estamos en el mercado desde hace años sabíamos que cuando el almacenamiento llegara a un costo más bajo iba a ser un game changer, porque podemos hacer una cantidad de estrategias que antes no podíamos y aprovechar las plantas solares de una gran manera”.

El gobierno argentino prepara un proyecto de ley de Economía del Hidrógeno, pero todavía se desconoce qué color fomentará con mayor prioridad, es decir, qué tecnología de generación será la que tome un rol más relevante para la gestión actual. 

Si bien ya hubo guiños hacia el H2 azul (producido a partir de gas natural), la iniciativa todavía no llegó a la Cámara de Diputados de la Nación y sólo se conocen algunos detalles impositivos del régimen pensado a treinta años. 

Ante ello, desde el sector se debate si el hidrógeno de bajas emisiones debe ser azul, rosado (a partir de energía nuclear), verde (mediante renovables) o incluso otro color, con tal de descarbonizar la industria mediante la utilización de energéticos bajos o neutrales en carbono en los próximos años, que permitan mitigar los efectos del cambio climático. 

Marcelo Merli Servidio, Director de desarrollo de negocios y responsable de la unidad de Consultoría & Digitalización de New Energy Business Cono Sur de Siemens Energy, planteó que “los colores que gobiernan el futuro del hidrógeno no constituyen un gran reto respecto de los 59 GW que se reportó para el 2020”. 

“Pero, sin lugar a dudas, en la medida que el hidrógeno pase de ser de uso industrial a uso como vector para producir energía, puede incrementar su peso dentro del balance de emisiones”, agregó durante un evento de la Cámara de Industria y Comercio Argentino – Alemana (AHK). 

Cabe recordar que el hidrógeno destinado a la generación de energía eléctrica representa menos del 1% a nivel, mientras que el H2 “descarbonizado” es sólo el 0,7% según los últimos reportes internacionales. Aunque a futuro, se prevé que aumenten esos porcentajes. 

Y si bien el especialista sostuvo que todos los tipos de H2 pueden jugar su rol, inclusive aquel derivado de centrales nucleoeléctricas, reconoció que dependerá de la regulación interna de cada país y que la producción de hidrógeno verde tomará mayor sentido una vez se incrementen los perjuicios desfavorables por la mayor emisión de gases de efecto invernadero. 

“En la medida que las emisiones tengan externalidades negativas de producir CO2 que generan los distintos colores que no sean el H2V, y que eso se incremente por regulación, se generarán ciertos caminos y abrirá la posibilidad de nuevos desarrollos más profundos”, concluyó en el evento. 

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Asociación de Mujeres en Energía Sustentable (AMES) presentan, el próximo miércoles 26 de octubre, el informe “Género y Energía en Argentina: La participación de las mujeres en el sector de generación eléctrica”, el primer estudio sobre Género y Energía en Argentina con el objetivo de tener un diagnóstico sobre la participación de las mujeres en el sector.

La escasa información existente a nivel mundial muestra que el sector de energía presenta elevados porcentajes de desigualdad de género a la hora de estudiar la composición de su fuerza de trabajo, diagnóstico que empeora a medida que avanzamos en la escala directiva o hacia puestos más técnicos.

En este marco, el estudio identifica las barreras sociales y laborales de acceso al sector, así como la segregación vertical que se traduce en la poca representación de las mujeres en cargos de toma de decisión y la segregación horizontal que afecta el desarrollo profesional de las mujeres al limitar el tipo de ocupaciones en las que se pueden desempeñar.

Con este primer diagnóstico, que incluye recomendaciones, se pretende achicar las barreras de género para que no sólo se traduzcan en políticas públicas, sino para generar un debate social y producir los cambios culturales necesarios. Para que el sector sea más equitativo hay que tener metas a largo plazo, que permitan modificar las normas sociales y estereotipos y disminuir los sesgos.

El informe fue realizado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), en colaboración con la Asociación de Mujeres en Energía Sustentable (AMES). Para su desarrollo, se relevaron empresas proveedoras del sistema eléctrico interconectado del país y organizaciones del sector.

México hará una inversión multimillonaria para ampliar la capacidad de transporte en Tamaulipas, que permita despachar la energía generada por los parques renovables, que fueron construidos en el estado a partir de las Ley de la Industria Eléctrica y las Subastas de Largo Plazo. 

Rocío Nahle, titular de la Secretaría de Energía (SENER), aseguró que “para el año 2024 la red habrá aumentado 609 kilómetros de circuito, con una inversión aproximada a los 9000 millones de pesos”. 

Aunque la funcionaria reconoció que “momentáneamente no existe manera de poder solventar ese gasto”, pero que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ya trabaja en ello. 

Esta iniciativa se enmarca dentro del Plan de Apoyo a Tamaulipas presentado por diversos órganos del Poder Ejecutivo federal, y la decisión de construir nuevas líneas surge como necesidad de afrontar lo que Nahle apuntó como “planeación no adecuada”. 

Según los registros compartidos por la titular de la cartera energética, la entidad federativa que se ubica en las orillas del Golfo de México “es el estado que genera más electricidad en el país en el año, con 10,82% del total nacional”.

¿Cuánta capacidad operativa hay? Existen 8197 MW instalados en Tamaulipas, de los cuales el 51% son productores independientes de energía, 17% de generadores autoabasto, 12% de CFE, 12% de LIES y 8% de las SLP. Y gracias a esos mecanismos, el estado cuenta con 1725 MW eólicos en operación. 

A ello se agrega que en el municipio de Tula “se vio la posibilidad de construir un parque fotovoltaico de hasta 5000 MWp”, de acuerdo a lo que mencionó el gobernador tamaulipeco Américo Villarreal Anaya. 

Electrificación y generación distribuida

Rocío Nahle también informó que el 99,7% de la población de dicha entidad federativa dispone de servicio de energía eléctrica. Y que  desde 2019 hasta la fecha, se beneficiaron 1515 viviendas y 6078 habitantes con paneles fotovoltaicos para GD, bombeo solar de agua y casas rurales mediante el Fondo de Servicio Universal Eléctrico. 

Plan que continuará para los próximos años, ya que se prevé que para el 2024 esté electrificado el 100% de la población (actual CFE tiene 1372779 usuarios en Tamaulipas) y una parte de ese porcentaje restante también será a partir de la entrega de módulos solares. 

“Detectamos que, en los siguientes dos años, se pueden beneficiar 2300 hogares para apoyo de generación distribuida y en paneles de bombeo de agua”, concluyó la secretaria de Energía. 

Accion Group, coordinador independiente de la segunda edición del proceso de Solicitudes de Propuestas (RFP) de Puerto Rico, subió esta semana documentos complementarios para oferentes que participen de la convocatoria por 1000 MW renovables y 500 MW de almacenamiento.

En concreto, dentro de la plataforma del «tranche 2», ya se encuentran disponibles los modelos de Acuerdo de interconexión y Carta de crédito que acompañarán a los PPOA de aquellos que resulten adjudicados.

La actualización realizada esta semana no es menor, ya que los documentos son relevantes para quienes están preparando sus ofertas y prevén entregarlas antes de la fecha límite para participar, fijada para el próximo 14 de noviembre.

El comienzo de la Clasificación Inicial y Conformidad de Oferta está previsto para el martes 15 de noviembre 2022, es a partir de ese momento que el Acuerdo de Interconexión y Carta de Crédito jugarán un rol centra para la aprobación y ejecución favorable de los proyectos.

En el modelo del Acuerdo de interconexión se aclara primeramente que el pliego deberá ser suscrito con LUMA Energy en representación de la Autoridad Eléctrica de Puerto Rico, y detalla cuál será el alcance del servicio de interconexión, estándares de desempeño, impuestos y permisos; así como los plazos de comprometidos para el inicio de la construcción, el avance de obra, pruebas y modificaciones de la fecha de operación precomercial y comercial. Respecto a estos últimos puntos es preciso aclarar:

Pruebas y modificaciones de fecha de operación precomercial

Antes de la Fecha de Operación Comercial, el Operador del Sistema de T&D probará las Instalaciones de Interconexión y las Mejoras de Red del Titular, y el Cliente de Interconexión probará la Instalación de Recursos y las Instalaciones de Interconexión del Cliente de Interconexión, en cada caso para garantizar su operación segura y confiable. Es posible que se requieran pruebas similares después de la operación inicial. Cada Parte realizará las modificaciones a sus instalaciones que se consideren necesarias como resultado de dichas pruebas. El Cliente de interconexión correrá con el costo de todas las pruebas y modificaciones de las Instalaciones de interconexión del Cliente de interconexión. El Cliente de interconexión generará energía de prueba en la Instalación de recursos solo si ha hecho arreglos para la entrega de dicha energía de prueba.

Pruebas y modificaciones posteriores a la fecha de operación comercial

Cada Parte realizará, a su cargo, inspecciones y pruebas de rutina de sus instalaciones y equipos de acuerdo con la Práctica de servicios públicos prudentes, según sea necesario para garantizar la interconexión continua de la Instalación de recursos con el Sistema de T&D de manera segura y confiable. Cada Parte tendrá derecho, previa notificación por escrito, a exigir pruebas adicionales razonables de las instalaciones de la otra Parte, a expensas de la Parte solicitante, de conformidad con las Prácticas de Utilidad Prudente.

Por otro lado, al considerar que quienes resulten adjudicados con un PPOA también requieren de una Garantía de Cumplimiento, en el Anexo W de documentos de PPOA se adelantó modelo de Carta de crédito destinada a proyectos solares, que deberá ser completada por el Banco que emita la garantía al adjudicado.

Un detalle no menor es que, mediante la Carta de crédito el Banco se comprometería irrevocablemente a pagar X suma de dinero a los cinco días posteriores de recibida alguna demanda de PREPA/AEE vinculada al proyecto, sin deber o responsabilidad de investigar el motivo o las circunstancias de la/s demanda/s.

Ahora bien, en caso de controversias, se aclara que dicha Carta de Crédito estará sujeta a las Prácticas Internacionales Standby de ICC 1998 (ISP 98) y la Publicación No. 590 de la Cámara de Comercio Internacional.

Es oficial: inicia el periodo de ofertas para 1000 MW renovables y 500 MW de baterías en Puerto Rico

El Presidente de la República, Rodrigo Chaves Robles, anunció que se presentará a la Asamblea Legislativa el proyecto de Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional(SEN).

Esta iniciativa   pretende impulsar la modernización del SEN por medio de la eficiencia integral para seguir garantizando la satisfacción de la demanda eléctrica nacional, promover el aprovechamiento máximo del sistema eléctrico nacional, e impulsar el desarrollo de nuevos esquemas de negocios para la prestación del servicio público de electricidad, de forma tal que favorezca el crecimiento económico y la productividad.

Según detalló  Chaves Robles, este es un hito muy importante para el país, ya que es la primera reforma de esta naturaleza que se hace en 40 años, en Costa Rica. Y resalta que mantiene los principios más sagrados en temas que son vitales como los de seguridad energética de acceso universal.

“Esta es una muestra más de que estamos trabajando fuerte para agilizar la productividad del país, e impactar de manera positiva la economía nacional”, enfatizó.

La iniciativa dinamiza la comercialización de electricidad mediante la participación de todos los agentes del sistema eléctrico nacional, fortaleciendo la seguridad y soberanía energética.  Además, mantiene la energía eléctrica, bajo el concepto de servicio público regulado. 

El enfoque integrado busca la optimización del sistema nacional y  permitiría bajar el costo medio de la electricidad. Además el proyecto cumple con la gradualidad y reciprocidad de la Ley Marco del MER (Mercado Eléctrico Regional).  

Al respecto, el ministro de Ambiente y Energía, Franz Tattenbach Capra, destacó que este proyecto está alineado con la descarbonización de la economía y permitirá fortalecer la electrificación del transporte. “Se pretende integrar la política pública de electricidad y combustibles de manera vinculante.

El eje transversal sería el proceso de descarbonización de las actividades económicas y la gestión bajo el enfoque de sostenibilidad económica, social y ambiental. Con ello se espera crear confianza en los sectores (productores, cámaras y consumidores)”.

Para el ministro, la Comisión de Energía del Congreso, es un buen foro para discutir esta iniciativa.

El proyecto de ley crea el Ente Operador del Mercado (OM) y Operador del Sistema (OS) como órganos de desconcentración mínima del MINAE con independencia técnica, lo cual armoniza la operación del sistema eléctrico, conforme lo establece el Protocolo II del Tratado MER en cuanto a independencia y transparencia operativa y funcional.

“Con esta propuesta se dinamiza la venta de excedentes del mercado nacional dentro del territorio nacional y regional. Y se desarrolla el concepto de despacho vinculante en todo el sistema. Aunado a ello, tendremos un ente planificador nacional de Energía, lo cual evita la construcción de plantas ineficientes y de alto costo.

Además, se pueden anticipar procesos de electrificación de la industria, transporte o la incursión de nuevas tecnologías.  Y se logra una planificación indicativa”, explicó el Viceministro de Energía Ronny Alberto Rodríguez Chaves.

El Gobierno de Morelos y Banverde firmaron un acuerdo para que las empresas del estado cuenten con financiamiento para instalar paneles solares, lo que les permitirá primero suspender su pago por electricidad durante seis meses y, después, ahorrar hasta 20 por ciento en sus costos de energía.

La convocatoria a micro, pequeñas y medianas empresas fue anunciada en el marco de la colaboración entre Banverde y la Secretaría de Desarrollo Económico y del Trabajo del estado, a través del Instituto Morelense para el Financiamiento del Sector Productivo.

Las empresas accederán a un fondo de hasta 15 millones de dólares (unos 300 millones de pesos), en rangos de financiamiento entre 30 mil y 1 millón de dólares, para instalar sistemas fotovoltaicos y reducir sus pagos por consumo de energía. 

Podrán beneficiarse aquellas empresas con costos de electricidad actuales mayores a 50 mil pesos mensuales y se calcula que pueden ahorrar hasta 4 millones de pesos el primer año con energía solar.

Las empresas contarán con el cien por ciento de financiamiento del sistema solar, un ahorro del 30 por ciento en el valor del mismo, instalación, mantenimiento y seguros incluidos. Adicionalmente, podrán cumplir con sus compromisos con el medio ambiente y la descarbonización del planeta, impulsando la transición energética.

También disminuirán sus costos de operación al contar con un pago estable por su consumo. Además, la vida útil de los sistemas fotovoltaicos alcanza hasta 30 años, por lo que al terminar el contrato con Banverde y volverse dueñas del equipo disfrutarán de más ahorros al generar su propia energía de forma independiente.

Este acuerdo busca, además del financiamiento, que las empresas y empresarios del estado puedan poner en marcha sistemas fotovoltaicos que les permitan generar ahorros constantes en sus recibos de luz y así ser más competitivos, cuidando siempre el medio ambiente, dijo Ana Cecilia Rodríguez González, Secretaria de Desarrollo Económico y del Trabajo de Morelos.

A su vez, el Director de Asuntos Corporativos de Banverde, Alberto Fabio González, señaló que “el entorno macroeconómico actual exige mayor competitividad. Hoy el mundo está pasando por muchos cambios, especialmente en uno de los principales insumos de las compañías, la energía eléctrica. Por ello, es imprescindible crear opciones para que las y los morelenses puedan pasar estas barreras sin descapitalizarse”.

En el acto estuvieron, entre otros, el Director General del Fondo Morelos, Raúl Capitán; y la Coordinadora de Desarrollo Económico de la misma dependencia estatal, Xóchitl Jiménez Núñez.

Hasta la fecha, Banverde ha establecido acuerdos con casi una veintena de estados del país para que sus empresas puedan acceder a financiamiento e instalar paneles solares.

En mayo pasado Ecopetrol seleccionó como socio estratégico a la empresa estatal francesa Électricité de France (EDF). Ahora, fruto de esa alianza, ambas compañías firmaron un memorando de entendimiento para el desarrollo de un proyecto de producción de hidrógeno verde de 60 MW de capacidad de electrólisis.

Este proyecto de hidrógeno de bajo carbono, del cual también participan las compañías Northland Power y Siemens Energy, será la mayor iniciativa industrial de este tipo en Colombia desde la publicación de su hoja de ruta en septiembre de 2021.

Cabe resaltar que EDF y Northland Power fueron seleccionadas por Ecopetrol entre más de 80 empresas nacionales e internacionales que participaron en el proceso iniciado a finales de 2021.

Jean-François Lebrun, Gerente General de EDF Colombia señaló que “el ingreso al mercado de hidrógeno verde, con reconocidas empresas internacionales, representa un hito para la compañía”.

“Con este proyecto, esperamos colaborar con la transición energética de Colombia aportando la experiencia con la que cuenta EDF en el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde”, remarcó.

Para este proyecto de hidrógeno verde, EDF trabaja de la mano con Northland Power, desarrollador y operador de activos renovables con una fuerte presencia en el mercado colombiano, donde posee y opera la Empresa de Energía de Boyacá (EBSA).

Northland Power desempeña un rol fundamental en los esfuerzos globales de descarbonización y está en una posición única para ayudar a desarrollar el mercado del hidrógeno verde en Colombia, a través de la creación de un marco que permita la expansión de una industria energética verde y sustentable.

Acerca de EDF

Como actor relevante en la transición energética, el Grupo EDF es una empresa energética íntegra que opera en todos los negocios: generación, transmisión, distribución, comercio de energía, venta de energía y servicios energéticos.

El grupo EDF es un líder mundial en energía con bajas emisiones de carbono, con experiencia en el desarrollo de una combinación de producción diversa basada principalmente en energía nuclear y en energías renovables (incluida la hidroeléctrica).

También, se encuentra invirtiendo en nuevas tecnologías para apoyar la transición energética.

La razón de ser (raison d’être) de EDF es construir un futuro de energía neutro en C02 con electricidad, y soluciones y servicios innovadores para contribuir a salvar el planeta e impulsar el bienestar y el desarrollo económico.

El Grupo participa en el suministro de energía y servicios a aproximadamente 38,5 millones de clientes, de los cuales 29,3 millones se encuentran en Francia. En 2020 generó unas ventas consolidadas de 84.500 millones de euros. EDF cotiza en la Bolsa de París.

En esta línea, Genneia, compañía líder en la generación de energías renovables en el país, neutralizó la huella de carbono del evento con Certificado de Reducción de Emisiones (CER) provenientes de sus centros de generación de energía limpia con el propósito de reducir el impacto ambiental.

El cálculo de la huella de carbono, que incluyó su organización previa, fue realizado por la consultora especializada ProSustentia. 

De esta manera, la compañía entregó a IDEA los certificados de cancelación con las toneladas de carbono equivalentes que surgen del aporte ambiental, evaluado y certificado internacionalmente, del Parque Eólico Rawson, en Chubut. 

Esta iniciativa desarrollada por Genneia, busca no solo perfeccionar sus proyectos, asegurando el triple impacto de todos sus procesos, sino también estimular a cada industria a que pueda reducir y compensar sus emisiones de gases contaminantes a la atmósfera acompañando a potenciar la transición energética. 

La certificación y emisión de bonos de carbono son un mecanismo internacional de descontaminación, que tienen el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Fueron establecidos en el año 2005 en el Protocolo de Kyoto, como uno de los tres puntos clave para disminuir los niveles de dióxido de carbono causantes del calentamiento global. 

“Es un orgullo acompañar nuevamente a IDEA y compensar por cuarto año consecutivo el Coloquio. Para nosotros el compromiso con la transición energética es mandatorio y es importante dejar este mensaje a todo el sector privado para potenciar este nuevo modelo de negocio sustentable y combatir la crisis climática”, destacó Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia. 

Al igual que con el Coloquio de IDEA, Genneia ya ha compensado la huella de otros eventos organizados por el BID, el Foro Económico Mundial, el World Travel & Tourism Council, el Córdoba Open ATP 250, el Congreso de Empresas B, Argentina Impacta en San Juan, TEDxRíodelaPlata, la final de la Copa Argentina 2021, entre otros, además de protagonizar la mayor venta de CER de la historia de nuestro país a la empresa Natura.

Hoy, miércoles 19 de octubre, de 12 a 12.30 horas, Derivex llevará a cabo a través de su plataforma su primera gran subasta de energía en la que los comercializadores podrán por primera vez trasladar lo que contraten a tarifas del mercado regulado. Las ofertas podrán ser por meses y años, y por bloques horarios.

“Esto abre las puertas para el sector eléctrico a una nueva alternativa de contratación que va a generar grandes beneficios para el usuario final y, al mismo tiempo, les va a permitir un nuevo ambiente de negociación para generadores y consumidores para llevar a cabo las compras y ventas de futuros”, enfatiza Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, en diálogo con Energía Estratégica.

“Allí se formarán precios de contratos para los meses que restan del 2022 (de octubre a diciembre de este año) y, adicionalmente, para los años 2023 y 2024”, precisa el directivo, al tiempo que resalta: “Tenemos muy buenas expectativas para esta primera convocatoria”.

Explica que todos los precios que se formen en la subasta servirán de referencia para contrataciones que se hagan luego por fuera de la convocatoria, donde se les va a permitir a los agentes hacer transacciones teniendo como límite el precio ya fijado.

“Los agentes que no participen de la subasta podrán comprar energía a esos precios el día siguiente, sabiendo cuál es el precio máximo que puedan trasladar. Y eso les va a permitir hacer compras de futuros hasta que se forme un nuevo precio de referencia, que se determinará con una nueva convocatoria que realizaremos”, indica Tellez.

El Gerente de Derivex asegura que hasta la fecha se han inscrito a la plataforma 18 comercializadores de energía, que representan cerca del 40% de la demanda del país (regulado y no regulado), y hay 15 generadores inscritos, que representan el 62% de la oferta de energía del país.

“Hay un número interesante de agentes que están inscritos en el mecanismo y que tienen la posibilidad de poder realizar la compra o venta de un futuro dentro de nuestro sistema”, evalúa.

Pero el directivo confía que el número podría haber sido mayor: “Sabemos que muchos agentes del mercado eléctrico, especialmente comercializadores, se encuentran en un proceso de renegociación de contratos bilaterales debido a la iniciativa del Ministerio de Minas y Energía por el pacto de la justicia tarifaria, y esto ha hecho que menos agentes estén listos para participar de esta subasta”.

“Esperamos que en cada convocatoria se sumen cada vez más generadores como los comercializadores a nuestro mecanismo”, invita Tellez.

Ventajas

El directivo explica que los contratos que se celebren en Derivex no están indexados al IPP, son a precios fijos; es decir, no son ajustados por inflación, a diferencia de los contratos bilaterales.

“Este es otro de los beneficios que es muy impórtate con la situación y coyuntura actual internacional es la inflación, donde en Colombia tenemos un máximo histórico de los últimos 20 años y no se ve que en los próximos años se vaya a disminuir”, puntualiza Tellez.

Además, cuenta que los mercados anónimos estandarizados como Derivex permite que, al ser un mercado totalmente anónimo, tanto en la comercialización como en la compensación y liquidación de los contratos, no se genera ningún tipo de discriminaciones de agentes por su riesgo crediticio”, resalta Tellez.

Asimismo, el Gerente de Derivex indica que otro de los beneficios es que “no hay riesgo de crédito”. “Ese riesgo es administrado a través de los controles de la Cámara de Riesgo Central de Contraparte; entonces un generador va a poder vender su energía a un precio más justo de lo que lo hace en un contrato bilateral”, asegura.

Argumenta que en un contrato bilateral el generador tiene que medir el riesgo de su contraparte -que le compra la energía-. “No es lo mismo venderle a un comercializador que tiene unas condiciones crediticias triple A, que a uno que tiene serios problemas financieros”, indica.

Y explica: “Puede pasar que –el generador- no se la venda –al comercializador-o que lo haga pero a un precio más caro. Y en definitiva si un comercializador compra su energía más cara, el precio luego es trasladado al usuario final. Ese problema se elimina en un mercado como el de Derivex”.

Otro incentivo es que los precios que se formen en las convocatorias de subasta de cierre “van a ser trasladados directamente a la tarifa”, sostiene.

“Va a ser un ‘pass through’ directamente a la tarifa de los precios que obtenga en Derivex. Que eso no funciona directamente en los contratos bilaterales, porque allí se necesita que primero se forme un MC, que a veces genera que un comercializador pierda dinero”, diferencia el ejecutivo.

Más renovables

Otro efecto importante para los comercializadores es que la energía renovable que contraten por medio del mecanismo de Derivex se les contabilizará para alcanzar la meta obligatoria de consumo de un 10% de energías limpias a partir del 2023, exigencia fijada en el Artículo 296 del Plan Nacional de Desarrollo (PND).

Este será un aliciente para que un mayor volumen de comercializadores participe de estas convocatorias, más aún teniendo en cuenta que muchos de los proyectos adjudicados en la subasta de largo plazo de energías renovables están en suspenso a la espera del avance de consultas previas con las comunidades.

¿Cuánta capacidad de almacenamiento energético calcula que debe incorporar PR para garantizar su resiliencia?

La resiliencia se obtiene mediante una combinación de factores, una de las cuales es la capacidad de almacenamiento energético.

Esta es una pregunta sumamente compleja. Actualmente, PREPA ha estimado que esta resiliencia se puede obtener con 1.6GW de capacidad. Sin embargo, nunca han divulgado como llegaron a este número. 

Desde su análisis, ¿cómo podría impulsarse?

Para lograr verdadera resiliencia, Puerto Rico debe adoptar distintas políticas; entre ellas, aquellas que resuelvan el punto más débil de la red eléctrica que actualmente es su configuración. 

Dependemos de líneas de transmisión que cruzan la isla a través de la zona montañosa para conectar el 70% de la Generación que se encuentra en el Sur y transportarla para ser entregada principalmente en el Norte donde se encuentra el 70% de la Demanda. El área montañosa es donde se experimentan los vientos más fuertes durante un huracán; por lo cual, la red de transmisión de alto voltaje es sumamente propensa a dejar de operar durante huracanes. 

¿Qué se podría realizar para atender a esa problemática? 

La estrategia de diseño de la nueva Red eléctrica podría realizarse a partir de dos componentes fundamentales:

Primero: convertir la Red de una sola red a varias minirredes. De esa manera, si se cae una de las microrredes, el resto continuará funcionando. 

Podemos aprender del mundo de las computadoras donde 30 años atrás los sistemas se basaban en Mainframes, grandes computadoras donde se centralizaban todas las transacciones. Los usuarios se conectaban a dichos sistemas mediante líneas de comunicación. Hace varios años atrás, surgieron los Servers los cuales redundaron en descentralizar los sistemas de cómputos. El mejor modelo de un sistema descentralizado es el Internet, algunas veces conocido como la Nube. La Nube nunca se cae porque consiste de miles de Servers todos trabajando en conjunto virtualmente como un Mega Sistema.

En el caso de Puerto Rico, PREPA desarrolló este concepto en el RFP mediante el cual la red eléctrica evolucionaría de un sistema centralizado a 8 minirredes. Favorecemos este concepto y entendemos que nos dará la resiliencia que buscamos.

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Segundo: el otro concepto de diseño crítico para obtener resiliencia es instalar generación cerca de donde se encuentre el consumo. La razón principal detrás de este concepto de diseño es que se minimiza la distancia para transportar la electricidad al usuario final a través de la red de transmisión. 

Durante un huracán, la red de transmisión y distribución tiende a ser la más impactada porque es más vulnerable a los fuertes vientos en comparación con el equipo de Generación. Al minimizar la distancia promedio para transportar la electricidad, la restauración del servicio mediante reparaciones a la red de transmisión y distribución se podrá hacer más rápidamente porque envuelve tramos más cortos.

¿Cree que LUMA va camino a lograrlo? 

Algo que hemos aprendido del Tranche I del RFP es que el impedimento mayor para acelerar el proceso de selección de Proyectos de Energía Solar Fotovoltaica y de Baterías es que ni LUMA ni PREPA conocen la Red a fondo. Según sus propias declaraciones, hay varias Propuestas que no han podido finalizar porque aún se encuentran completando los estudios de » Network Impact Studies” donde esencialmente tratan de simular el impacto que un proyecto en particular tendrá en punto de Interconexión a la red eléctrica.

Por lo tanto, se deberían asignar más recursos a esta función dentro de LUMA, y, de ser necesario, se deben subcontratar recursos técnicos para acelerar este proceso. De lo contrario, la capacidad que se proyectó instalar en 3 años tomará 10 años.

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En el caso de los segmentos residencial, comercial e industrial, ¿qué falta para acelerar la incorporación de tecnología de generación y almacenamiento? 

El Gobierno debería crear un mercado de créditos contributivos locales. Actualmente, el costo del sistema de energía renovable se puede depreciar en la planilla contributiva en forma acelerada.  Si el gobierno permitiera que este beneficio contributivo pudiese consolidarse (en el caso de sistemas residenciales o comerciales pequeños y medianos) y venderse como instrumentos financieros, proveería una fuente significativa de capital para este sector.

Esto va de la mano con la incentivación del mercado de Renewable Energy Credits (REC’s). Es decir, llevamos varios años hablando de REC’s, pero al día de hoy este mercado existe en una forma sumamente limitada.  Este es un instrumento que se debería poder vender dentro de un mercado organizado en Puerto Rico junto con precios de mercado. El dinero que se genera de los REC’s reduce el costo de capital de los sistemas de energía renovable.

En el caso de BESS en utility scale, ¿qué recomendaciones realiza?

Actualmente, el mercado Utility scale lo controlan LUMA/PREPA casi exclusivamente. Esto es un tipo de monopolio, el cual los Economistas llaman » Monopsonio» donde solo hay un comprador en un mercado en particular. El mejor ejemplo es el mercado de armamentos en los Estados Unidos donde el único comprador es el Departamento de Defensa en los Estados Unidos. Este tipo de estructura de mercado limita la competencia y la innovación tecnológica ya que el Comprador ejerce su poder monopolístico para dictar precios y especificaciones tecnológicas.

Por lo tanto, Puerto Rico necesita abrir el mercado de electricidad tanto en el área de generación como de Baterías de Almacenamiento a la competencia.  La única forma de lograr esto es incentivando el mercado de Wheeling o transporte eléctrico. Esto permite que se pueda generar electricidad y transportarla directamente al Cliente utilizando la red de transmisión y distribución.

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El mejor modelo es el de la industria de las telecomunicaciones la cual se desreglamentó hace más de 30 años comenzando con el mercado de larga distancia. En aquella industria, la clave para desreglamentar la industria fue permitir el uso de la red de transmisión de las compañías telefónicas para completar las llamadas. En esencia, se utilizaba la red de comunicaciones de estas empresas para que completaran la llamada de larga distancia. En la industria de telecomunicaciones se llama Interconexión y en la industria eléctrica se llama “Wheeling” pero esencialmente son los mismos conceptos.

¿Qué barreras existen para el mercado de transporte eléctrico? 

A pesar de que se está estableciendo una Tarifa de Wheeling en Puerto Rico, actualmente, tiene dos deficiencias:

La Tarifa de “Wheeling” está limitada a grandes empresas con capacidad de 250 kilovatios o más. Según nuestros estudios de mercado, solo hay alrededor de 300 compañías en Puerto Rico que se beneficiarían de Wheeling lo cual es un segmento de mercado muy pequeño para poder tener un impacto significativo en la industria eléctrica en Puerto Rico. Esto se debería reducir a empresas con una capacidad instalada mínima de 50 kilovatios lo cual aumentaría el tamaño del mercado potencial un mínimo de 20 veces.
La Tarifa propuesta de Wheeling es de alrededor de $.08/KWh muy alta por lo cual los precios que se le tendrían que cobrar a los clientes representaría ahorros mínimos (menos de 10% de ahorro estimado comparado con sus tarifas actuales) lo cual no los incentivara a utilizar esta opción. Esta fue la misma estrategia que utilizaron los monopolios de telecomunicaciones para impedir el desarrollo de mercados competitivos de telecomunicaciones.

Nuestros estudios de mercado indican que para promover este mercado la tarifa de Wheeling tendría que estar entre $.03-$.04 KWh. A modo de comparación, dicha tarifa en Estados Unidos se encuentra en alrededor de $.02/KWh.

El gobierno nacional de Argentina dio a conocer más detalles sobre su nuevo proyecto de ley de Economía del Hidrógeno, con el cual se prevé actualizar la vieja ley N° 26123 (promulgada en 2006), ya que venció su plazo de ejecución tras quince años. 

Un cuerpo normativo específico que es llevado adelante en gran parte por la Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Presidencia, pese a que ya existen otras iniciativas legislativas presentadas en el Congreso de la Nación. 

Fernando Brun, recientemente anunciado como embajador de Argentina ante Alemania tras su paso como responsable de Relaciones Internacionales en la Secretaría de Asuntos Estratégicos, adelantó que será un régimen de promoción de treinta años con foco en la producción de hidrógeno en el país, su utilización en procesos industriales, desarrollo de cadenas de valor y la consolidación de focos productivos, transporte, logística y exportación. 

“Hablamos de beneficios concretos como devolución anticipada del IVA, amortización acelerada del impuesto de las ganancias, compensación de quebranto de ganancias. deducción de la carga financiera del pasivo de cada una de las iniciativas y la exención de impuestos sobre la distribución de dividendos y utilidades”, explicó 

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

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Asimismo, se pretende que el mercado goce de montos de libre de aplicación de divisas de hasta 30%, de aquellas obtenidas de la exportación de cada proyecto de hidrógeno y que puede ser escalado a través de exportaciones incrementales. 

Y con ello se busca garantizar el acceso al mercado de capitales para afrontar el pago de divisas, bienes e interés de pasivos comerciales y financieros en el exterior. 

“Este es el trabajo que encaramos desde abril de 2020 hasta la fecha. Es un esquema de fast track porque Argentina se inserta tempranamente o no lo hará en esta nueva cadena valor. Pero lo queremos hacer de una manera decidida y rápida para acompañar las iniciativas empresariales”, aseguró Brun. 

“Es la tarea que encaramos con una visión plural, con participación de las provincias, ministerios, sector privado, ciencia y tecnología, porque en la creación de consensos está la inteligencia de una ley que debe marcar un nuevo rumbo de los negocios energéticos en Argentina. (…) Y en los próximos días habrá un intercambio entre la Secretaría de Energía y el sector privado”, agregó. 

Estas declaraciones se dan poco días después de Flavia Royón, secretaria de Energía de la Nación, manifestara que convocará a la oposición para tratar proyectos de hidrógeno, con el objetivo de lograr consenso entre los sectores y que “se instalen políticas públicas a largo plazo” de común acuerdo entre todos los movimientos políticos. 

Y si bien el reciente embajador de Argentina ante Alemania planteó que el potencial eólico y solar del país permite un planteo regional como abastecedores de la demanda internacional, la titular de la cartera energética lanzó guiños al gas, por lo que no sorprendería que primeramente se busque potenciar el hidrógeno azul por sobre aquel producido a partir de fuentes renovables, ya que Royón  vinculó la iniciativa del H2 con el gas natural licuado.

Andrés Manuel López Obrador nuevamente se reunirá con John Kerry, enviado especial de Estados Unidos para el clima, con la mirada puesta en las energías renovables, la cadena de valor del litio y la electromovilidad.

Durante su habitual conferencia de prensa matutina desde el Palacio Nacional, el presidente de México reconoció que buscará coincidir con Kerry en Sonora hacia finales de octubre. Puntualmente en las ciudades de Hermosillo o Puerto Peñasco y, en lo posible, visitar el parque solar que lleva adelante la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en dicha entidad federativa. 

“Podemos recorrer la planta fotovoltaica que estamos construyendo en Puerto Peñasco y hablar del Plan Sonora, que pretende replicar el modelo en otros lugares del estado con el mismo potencial renovable”, aseguró. 

“Puntualmente se piensa en replicarla cuatro o cinco veces en Sonora, con una central de gas de respaldo, pero producir energía renovable en el norte del país, con las líneas de transmisión hacia Baja California y la frontera con Estados Unidos”, amplió. 

De este modo, AMLO sigue con la idea de desarrollar los proyectos fotovoltaicos en una de las zonas con mejor radiación solar de México, con tal de evacuar la energía de manera local y también exportarla hacia los estados fronterizos de la unión americana. 

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Sin embargo, esto no se concretaría en el actual sexenio (habrá elecciones en 2024), debido a que el parque solar de Puerto Peñasco recientemente comenzó su primera fase de construcción de 120 MW y está previsto que alcance los 1000 MW a lo largo de diferentes etapas.

A ello se agrega que el número de centrales a replicar pasó a ser cuatro o cinco, cuando sólo unos meses atrás López Obrador manifestó que existían inversiones de 17 empresas privadas para instalar 1824 MW de potencia eólica y fotovoltaica en el norte de México. 

“Son inversiones fuertes, pero sí hay interés de parte de empresas estadounidenses. Y es importante el buen uso de los recursos energéticos y su cuidado, y no abandonar la transición energética. Para no seguir dependiendo del petróleo, tenemos que pensar en energías alternativas”, vaticinó en aquel entonces, aunque sin brindar más indicios del inicio de este proceso ni las características particulares de cada planta renovable.

Litio y electromovilidad

El denominado “Plan Sonora” de AMLO también contempla el desarrollo, exploración y producción del litio, ya nacionalizado a través del organismo descentralizado “Litio para México”, además de toda su cadena de valor. 

“Está la posibilidad de plantas para la producción de baterías y el desarrollo de la industria automotriz, es decir, el desarrollo de vehículos eléctricos en Sonora, todo acompañado de un plan de logística”, cerró el presidente de México. 

Otro importante paso dio el proyecto del almacenamiento de energía y electromovilidad presentado por el Ministerio de Energía y que busca ampliar la participación de energías renovables en la matriz eléctrica mediante la promoción de tecnologías para su almacenamiento, permitiendo el retiro de centrales a carbón y entregar mayor seguridad al sistema eléctrico.

El ministro de Energía, Diego Pardow, participó en sesión de la Comisión de Hacienda del Senado, instancia donde el proyecto fue aprobado por unanimidad, tras lo cual  destacó la necesidad de avanzar en la materia. “Este es un proyecto fundamental para continuar avanzando con nuestras metas de hacer más verde nuestra matriz energética”, afirmó.

La autoridad relevó además la importancia de esta iniciativa considerando la situación que enfrentan algunas empresas generadoras. “Es de público conocimiento que hay empresas de energías renovables que están experimentado problemas de ingreso debido al vertimiento de energía que hay en el norte de país y esto es energía que no se está consiguiendo inyectar al Sistema Interconecta Central, si no que se está botando literalmente. La idea de este proyecto de almacenamiento es remunerar adecuadamente este servicio y que permita acumular la energía renovable e inyectarla en horas oscuras”, añadió.

Otra de los objetivos que tiene este proyecto es promover la electromovilidad. Por esta razón, se busca rebajar transitoriamente por 8 años el costo de los permisos de circulación de los vehículos eléctricos para equipararlo con el de vehículos de combustión interna, los cuales son en promedio un 65% más baratos. En los primeros dos años existirá una eximición total, la cual irá disminuyendo gradualmente hasta el octavo año.

Asimismo, la iniciativa habilita a los vehículos eléctricos a participar de la red de distribución como equipos de almacenamiento, permitiendo nuevas aplicaciones y servicios asociados. 

Tras su aprobación en el Comisión de Hacienda el proyecto de ley será votado mañana en Sala del Senado. “Este proyecto es muy importante y llevamos impulsándolo desde que asumimos el liderazgo del ministerio y la expectativa es que ojalá mañana termine su tramitación legislativa con una aprobación en la Sala del Senado”, expresó el ministro Pardow.

El desarrollo con bajas emisiones de carbono se ha convertido en una megatendencia mundial. La Agencia Internacional de Energías Renovables prevé que la capacidad de la energía solar fotovoltaica alcanzará un total de más de 14.000GW para 2050 en un escenario de 1,5°C. La principal ventaja de la energía solar sobre las fuentes de energía convencionales es su capacidad para reducir el LCOE, costo nivelado de energía. Según BloombergNEF, el LCOE solar ha caído un 84% en los últimos 10 años.

Trina Solar, adoptando un enfoque centrado en el usuario, ha defendido firmemente el principio orientado al LCOE, el de reducir el LCOE en centrales fotovoltaicas de alta potencia, alta eficiencia, alta fiabilidad y alto rendimiento energético. El Dr. Franck Zhang, director de estrategia y marketing de productos de Trina Solar, afirma que el módulo Vertex 600W+ es un producto que cumple plenamente las cuatro claves para conseguir un bajo LCOE.

Casi todas las empresas solares de primera línea han desarrollado productos de 600W+, como se ha demostrado en eventos recientes como Intersolar South America e Intersolar Europe, en los que unas 30 empresas han expuesto más de 40 módulos de 600W+. Con varios productos en el mercado, el sector solar ha entrado en la era de los 600W+.

En una entrevista reciente, Franck Zhang habló en detalle sobre los 600W+, la importancia del principio orientado al LCOE, las nuevas tendencias tecnológicas y las estrategias de respuesta, así como el posicionamiento y la planificación estratégica de Trina Solar.

Trina Solar es la primera empresa solar que desarrolla el principio orientado al LCOE desde una perspectiva sistémica. ¿Qué importancia estratégica tiene este principio para Trina Solar?

-El principio orientado al LCOE es el resultado de nuestra experiencia en el mundo real. El desarrollo de la industria solar demuestra que lo que llamamos las cuatro claves es esencial para reducir el LCOE. Al presentar el principio orientado al LCOE, esperamos impulsar la I+D (investigación y desarrollo) y la comercialización de productos que cumplan el principio orientado al LCOE, para un desarrollo sostenible y de alta calidad de la industria fotovoltaica.

¿Cuáles son las ventajas de los módulos de más de 600 W en cuanto a rendimiento energético desde la perspectiva del ciclo de vida completo, y podría hablarnos de algunos datos de pruebas empíricas al respecto?

-La ventaja del rendimiento energético de los módulos de 600W+ se debe al excelente rendimiento de la baja irradiación. Consideramos el rango de irradiación inferior a 1.000W/m2 como baja irradiación, porque el STC se toma bajo un rango de irradiación de 1.000W/m2. Globalmente, seleccionamos lugares de prueba al aire libre de latitudes altas, medias y bajas. Los resultados muestran que el rendimiento energético de los módulos de 600W+ es superior al de los módulos de referencia, con un aumento del 1,4-2,24% a 800W/m2, y de aproximadamente el 0,8% bajo 800-1.000W/m2. Si el rango de irradiación es superior a 1.000W/m2, no hay una diferencia evidente en el rendimiento energético entre los módulos de 600W+ y los de referencia. Como en las regiones típicas del mundo, el rango de irradiación es inferior a 1.000W/m2 entre el 90% y el 99% del tiempo, los módulos de 600W+ tienen ventaja en el rendimiento energético en la mayoría de las zonas.

Un análisis exhaustivo muestra que los módulos de 600W+ tienen una ganancia de entre el 1,5% y el 1,8% en rendimiento energético respecto a los módulos normales de 500W+.

¿Podría hablarnos de los esfuerzos y los nuevos intentos que ha hecho Trina Solar para cumplir el principio orientado al LCOE?

-En cuanto a la fiabilidad de los módulos, hemos realizado una prueba de carga mecánica estática y cinco pruebas rigurosas para verificar el rendimiento mecánico de los módulos de 600W+ en condiciones extremas. Se espera que los módulos estén en servicio de forma fiable durante 25 o incluso 30 años, lo que garantiza la generación continua de energía y la reducción del LCOE.

En términos de rendimiento energético, hemos realizado pruebas empíricas en diferentes latitudes, cubriendo diferentes rangos de irradiación y climas en todo el mundo.

En cuanto al ecosistema, como iniciadores de la Alianza Ecológica de Innovación Abierta de 600W+, hemos puesto en práctica el concepto de innovación abierta y desarrollo colaborativo, conectando los enlaces principales desde la I+D, la fabricación hasta la aplicación, superando numerosos retos en la industria y acelerando la industrialización de los módulos de 600W+. Tenemos unos 100 socios con 600W+. El principio orientado al LCOE no sólo impulsará a Trina Solar a desarrollar productos y tecnologías, sino que también facilitará el desarrollo de los socios industriales.

¿Qué tecnología de células utiliza Trina Solar en los productos de 600W+? Ha mencionado varias veces que la 210 es una «plataforma tecnológica», ¿cómo se entiende este concepto?

-Utilizamos la tecnología PERC, y la potencia del módulo puede alcanzar los 660W-670W. Con la producción en masa de módulos TOPCon de tipo N, la potencia puede aumentar a 680W-690W. Si se combina con HJT, en el futuro podría alcanzar más de 700 W.

La llamamos plataforma tecnológica 210 porque es compatible con la mayoría de las tecnologías celulares de vanguardia, incluida la HJT. Casi el 90% de las empresas de HJT eligen nuestra plataforma tecnológica 210. Creemos que también será compatible con la perovskita y otras células solares en tándem en el futuro.

Trina Solar ha enviado más de 30 GW de módulos 210 a todo el mundo, y el sector en su conjunto ha enviado más de 50 GW hasta junio. Se espera que los envíos totales de módulos de 210 alcancen los 80 GW a finales de este año.

¿Cuándo espera que los módulos de más de 600 W se conviertan en un producto de uso generalizado en el mercado?

-Según las previsiones de terceros, la cuota de mercado de los módulos de 600W+ superará el 50% en la segunda mitad de 2024 o 2025.

En China, los productos de 600W+ se utilizan en todos los aspectos, tanto a escala comercial como distribuida; en los mercados extranjeros, los módulos de 600W+ se utilizan en casi todos los proyectos a escala comercial. Trina Solar ha suministrado módulos de 600W+ a una serie de centrales eléctricas de nivel GW, con presencia en toda América Latina, Europa y otros lugares en entornos como desiertos y pesquerías, en mercados comerciales e industriales, ayudando a muchas industrias a alcanzar objetivos de bajas emisiones de carbono.

Muchas empresas tienen módulos de más de 700 W con tecnología HJT. ¿Cómo ve Trina Solar la competencia con productos de nueva tecnología y cuál es la estrategia de Trina Solar?

-Trina Solar está preparada con una gran capacidad de suministro en términos de tecnologías TOPCon y PERC.

Con la plataforma tecnológica 210 no competimos con HJT, sino que mantenemos una relación complementaria. También tenemos nuevas tecnologías en proyecto. El calendario de industrialización vendrá determinado por la estrategia de la empresa, la demanda del mercado y los futuros planes de inversión.

Algunos fabricantes han fabricado módulos con una potencia superior a los 700 W. ¿Cree que la potencia aumentará cada vez más? ¿O existe una «solución óptima»?

– A medida que la tecnología avanza, la potencia de los módulos seguirá aumentando, lo cual es una tendencia inevitable. Creemos que los 600W serán una fase importante. Los módulos de más de 700 W pueden convertirse en la corriente principal dentro de tres años.

La plataforma tecnológica de 210 es compatible con diversas tecnologías de células líderes. La mayoría de las empresas pueden adaptarla para reducir los costes de iteración y abrir nuevas vías para el desarrollo de la industria.

Trina Solar tiene productos de tipo N, que también se han creado sobre la plataforma tecnológica 210, y la potencia de producción en masa alcanzará los 680W-690W, lo que es más competitivo.

Nos gustaría aprovechar esta oportunidad para compartir con la industria nuestro principio orientado al LCOE. Esperamos trabajar con nuestros socios, especialmente con los fabricantes de módulos fotovoltaicos, para seguir reduciendo el LCOE y contribuir al objetivo de la neutralidad del carbono.

El pasado jueves, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), cuyo flamante Director General (E) es Javier Martínez, lanzó a prelicitación –VER– el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Huila 230 kV y líneas de trasmisión asociadas.

El emprendimiento eléctrico está definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2020-2034”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40279 del 26 de agosto de 2021.

Según indica Pliego (que se encuentra en estado de borrador), la obra eléctrica debe entrar en operación a más tardar el 31 de agosto de 2026.

Entre los proyectos previstos para enlazarse a la línea, se contempla la instalación de una bahía y su corte central a 230 kV, en la subestación Huila 230 kV, para la conexión del proyecto Solar Villavieja de 200 MW.

La subestación Huila 230 kV, como proyecto integral, comprende:

Construcción de subestación Huila 230 kV en configuración interruptor y medio, con cuatro (4) bahías de línea y dos (2) bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos (2) diámetros completos a 230 kV y 2 (dos) diámetros incompletos, a ubicarse en inmediaciones de la ciudad de Neiva en el departamento del Huila.
Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 6 km desde la nueva subestación Huila 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea existente Betania – Mirolindo 230 kV, para reconfigurarla en Betania – Huila – Mirolindo 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 6 km desde la nueva subestación Huila 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea Betania – Tuluní 230 kV, para reconfigurarla en Betania – Huila – Tuluní 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

Se deben incluir todos los elementos y adecuaciones tanto eléctricas como físicas necesarias para cumplir con el objeto de la presente Convocatoria durante la construcción, operación y mantenimiento de las obras, garantizando siempre su compatibilidad con la infraestructura existente. Estas acciones incluyen sistemas de control, protecciones, medida, comunicaciones e infraestructura asociada, etc, sin limitarse a estos.

La Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) propone actualizar el marco normativo de Guatemala para mejorar la calidad del suministro eléctrico con sistemas de almacenamiento como elementos complementarios a las centrales generadoras fotovoltaicas y eólicas.

Según expusieron referentes de AGER durante el Foro internacional sobre sistemas de almacenamiento eléctrico, las generadoras renovables de fuentes variables, como eólica y solar -que se estima que representan un 5% de la capacidad instalada de Guatemala- podrían incorporar tecnologías de almacenamiento de manera inmediata y sin controversias con la actual legislación y regulación.

“Hay una oportunidad, sin la necesidad de realizar modificaciones sustanciales, de que las tecnologías variables puedan acceder a tener sistemas de almacenamiento asociados al generador para que les permitan regular la energía y tenerla disponible cuando lo requiera la demanda”, señaló Rafael Larios, coordinador senior sobre aspectos técnicos y regulatorios en AGER.

Desde AGER habrían estado trabajando en esta contribución desde hace ya dos años y -según deslizó Larios durante el Foro- ya la habían presentado a las autoridades del mercado para su evaluación.

¿En qué consiste? En líneas generales, argumentan que los sistemas de almacenamiento que puedan acoplarse a las generadoras variables pueden ser concebidos como parte constitutiva del proyecto así como un “embalse” lo es de una central hidroeléctrica.

“Los agentes generadores que participan en el mercado y que son dueños de unidades o centrales fotovoltaicas o eólicas no modifican su figura, siguen participando bajo la misma condición. Un generador existente fotovoltaico o eólico puede buscar y encontrar una nueva ventana de oportunidad instalando sistemas de almacenamiento y lo puede hacer”.

¿Cuál sería la ventana de oportunidad? En detalle, Rafael Larios expuso que, de esa manera, el generador podría ampliar su oferta de productos en el mercado mayorista de electricidad de Guatemala. De esa manera, además de “energía” podría ofrecer “potencia” y “calidad del suministro” (reservas operativas).

Ahora bien, realizando aquello aparecen retos comerciales qué atender y, para resolverlos, AGER propone modificar normas de coordinación comercial que les permitan acceder a un contrato de oferta firme eficiente y mayor capacidad de despacho.

“Los únicos textos normativos que deberíamos modificar son la Norma de Coordinación NCC-01 de Coordinación del despacho de carga (…) y la NCC-02 de Oferta y demanda firme”, indicó el portavoz técnico y regulatorio de AGER.

Esta última permitiría al generador eólico y solar que invierta en sistemas de almacenamiento acceder ofrecer potencia y participar en iguales condiciones del mercado que otras tecnologías firmes. 

Y, para evitar controversias en la interpretación de aquellas actualizaciones normativas, el referente de AGER aclaró que sugirieron denominar a las centrales eólicas y solares que incorporen sistemas de almacenamiento asociados como Centrales Generadoras Eólicas Gestionables (CGEG) y Centrales Generadoras Fotovoltaicas Gestionables (CGFVG). 

Restará tener una respuesta oficial del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) para contribuir a elevar esta propuesta a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) como ente regulador del mercado.

A más de once años de la inauguración de la primera planta solar del país y varias centrales fotovoltaicas a futuro, San Juan busca ampliar sus redes de transmisión para incrementar la generación renovable en la provincia. 

Juan Carlos Caparrós, presidente de Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), brindó una entrevista para Energía Estratégica en la que reconoció que “el éxito de San Juan en materia de renovables provocó que la capacidad de transmisión se vea totalmente ocupada en la provincia”. 

“Ante ello, EPSE lleva adelante estudios y análisis eléctricos para entender las necesidades y así proponer los cambios y proponer/realizar inversiones que permitan evacuar la energía que potencialmente se puede producir en la provincia en las próximas décadas”, explicó.

Hoy en día la provincia cuenta con dieciséis parques solares en operación que suman una capacidad instalada de 297,7 MW; sumado a que existen otros dos proyectos fotovoltaicos en construcción (Zonda I de YPF y Sierras de Ullum de Genneia) por 178 MW, y otras cuatro centrales (277,5 MW) adjudicadas durante las rondas del Programa RenovAr y el MATER. 

De este modo, la provincia cuyana se posiciona como una de las mayores generadoras anual de energía solar de Argentina, con el 31% sobre el total del país según informaron desde Energía Provincial Sociedad del Estado. 

Y a ello se agrega que el organismo creado en 2004 tiene la mirada puesta en la edificación de la fábrica de paneles solares, de casi 8000 metros cuadrados, con el objetivo de alcanzar la producción de 71 MW de sistemas fotovoltaicos por año (cerca de 230000 módulos), que durante los primeros años se destinarán a un parque renovable de 350 MW. 

Mientras que los emprendimientos hidroeléctricos de EPSE se conforman por los ya operativos Los Caracoles (125 MW), Punta Negra  (65 MW), Quebrada de Ullum (45 MW), Cuesta del Viento (10,8 MVA) Ullum y La Olla (44 MW), además de la central El Tambolar (70 MW) que aún se encuentra en construcción. 

¿Qué otras iniciativas hay en carpeta? Más allá de la ampliación estratégica de las líneas de transmisión, desde Energía Provincial Sociedad del Estado prevén expandir la generación híbrida en sistemas mineros, que normalmente son aislados y que, según dio a conocer Caparrós, “desean ir con más renovables”. 

“Muchas veces el requerimiento es disminuir la huella de carbono y otras tantas reducir impacto (tanto costo como logística de combustibles). Y nuestro equipo está siendo parte de asesoramiento técnico en este tipo de soluciones”, comentó el actual presidente de EPSE. 

Hecho no menor si se considera que la actual secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, impulsó un Plan Provincial de Desarrollo Minero Sustentable, que promueve la modernización, la innovación y la sustentabilidad de la actividad minera. Incluso, en pasadas declaraciones públicas, manifestó que “se puede hablar de una minería verde, con generación de energías renovables”.

¿Quiénes son las nuevas autoridades energéticas de Argentina y qué opina el sector renovable?

Tal es así que la actividad minera poco a poco se enfoca en proyectos integrales y sustentables, a tal punto que semanas atrás se anunció un mega emprendimiento de litio que se abastecerá con energía 100% renovable a partir de la construcción de un parque solar de 150 MW. 

Termosolar Panamá cerrará el año 2022 con 10 proyectos piloto y demostrativos con energía solar térmica a través de la instalación de 430 m² de sistemas de calentamiento solar de agua.

Así lo aseguró a Energía Estratégica, Jesús Antonio González Mar, gerente del proyecto “Desarrollo de mercado de Calentadores Solares de agua en Panamá” de la Unidad de Cambio Climático perteneciente a la Oficina para América Latina y el Caribe de la ONU. 

Según explicó Jesús Antonio González Mar, los proyectos demostrativos más emblemáticos que instalaron fueron concretados en entidades públicas como hospitales, residencias de adultos mayores y escuelas públicas Panamá; una iniciativa que puede ser replicada para expandir su alcance en ese y otros países de la región latinoamericana y el Caribe.

¿De qué manera? Según indicó el referente de Termosolar Panamá, además de instalar nuevos proyectos, uno de los componentes de este programa incluye el fortalecimiento de la oferta mediante la capacitación de diseñadores, instaladores y vendedores que sostengan el desarrollo del mercado en solar térmica, lo que permitiría ampliar la disponibilidad de estas alternativas de generación en el mercado panameño.

Ahora bien, desde la Oficina para América Latina y el Caribe de la ONU también están trabajando en impulso de nuevos proyectos de energía solar térmica para el calentamiento de agua en otros países de Latinoamérica; entre ellos, González Mar reveló que ya se está trabajando en el impulso de la iniciativa termosolar en Honduras.

En tal caso, la intención sería compartir todos los hallazgos y lecciones aprendidas de Panamá para ejecutar nuevos proyectos en dos sectores hondureños: en el sector público, prioritariamente en hospitales, y también en las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas (MIPYME).

Al respecto, es preciso indicar que el desarrollo de Termosolar Honduras se viene gestando desde el 2020 cuando se aprobó el proyecto triangular de cooperación entre Panamá, Honduras y Alemania junto al Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente. Pero, no sería hasta el año próximo, el 2023, que podría acelerar su implementación.

Panamá se encamina a triplicar la capacidad eólica y solar instalada

Con el fin de continuar acelerando el futuro de la energía, AES Andes ingresó ayer a tramitación ambiental –VER– una iniciativa pionera a nivel mundial que busca una alternativa para la reconversión a centrales termoeléctricas a través del uso de sales solares fundidas.

Se trata del proyecto Alba, el cual explora la posibilidad de reemplazar la actual generación a carbón de las unidades 1 y 2 de la Central Termoeléctrica Angamos, ubicada en Mejillones, Región de Antofagasta, por un sistema de sales solares fundidas (Molten Salt).

Con esta tecnología se almacena energía renovable como calor para posteriormente ser utilizado para proveer energía y capacidad libre de emisiones al sistema eléctrico.

Alba pretende utilizar sales solares, las cuales serán calentadas con energía eléctrica proveniente de fuentes renovables. Estas sales serán direccionadas al generador de vapor donde intercambiarán calor con el agua, generando el vapor necesario para alcanzar una potencia de 560 MW con ambas unidades en operación.

El monto de inversión que destinará la compañía ronda los 450 millones de dólares. Y el proyecto tiene una fecha estimada de inicio de ejecución para marzo del 2024.

“La iniciativa actuará como un gran sistema de almacenamiento de energía renovable, permitiendo optimizar el uso del mismo, al inyectar energía en momentos de mayor consumo como en la noche, lo que representa un excelente complemento para la generación solar y eólica, más la oportunidad de ofrecer servicios de inercia y proveer capacidad flexible renovable”, informó AES Andes.

Y destacó que el proyecto pretende ocupar gran parte de la infraestructura y la misma línea eléctrica de Central Angamos, por lo que no implica modificaciones e intervenciones en el terreno. De hecho, Alba no requerirá agua adicional a la que actualmente se utiliza para la generación de energía.

La iniciativa forma parte de los proyectos 100% renovables de AES Chile, que buscan contribuir a que la Región de Antofagasta se convierta en un hub de innovación y desarrollo energético sostenible.

Por su parte, Javier Dib, CEO de AES Andes, sostuvo que “estamos muy orgullosos del proyecto que hemos ingresado a tramitación ambiental, porque es único en su tipo a nivel mundial. La propuesta constituye un gran trabajo en equipo que tiene un sello muy relevante en materia de innovación al servicio de la reconversión de la matriz energética del país”.

Dib agregó que este proyecto “es parte de los objetivos de nuestra estrategia Greentegra y ratifica el compromiso de la empresa por incorporar las innovaciones más vanguardistas para acelerar la transición justa de Chile, incluyendo mantener la fuente laboral de nuestros colaboradores y colaboradoras”.

El proyecto considera además la capacitación de los trabajadores de la central Angamos en esta tecnología, en línea con la reconversión laboral preservando las fuentes de trabajo.

Esta iniciativa de AES Andes cuenta con el apoyo de la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ en su sigla en alemán) y los servicios de Siemens Energy.

El Coordinador del Programa Energías Renovables de GIZ, Rodrigo Vásquez, explicó: “Trabajamos junto a AES Andes y expertos del Centro Aeroespacial de Alemania (DLR) durante los últimos dos años, estudiando las mejores opciones para la reconversión de la central Angamos. Esta tecnología, que utiliza sales producidas en el desierto de Atacama, permite reemplazar la combustión del carbón por tecnologías de almacenamiento con energías renovables”.

Por su lado, Javier Pastorino, vicepresidente de Siemens Energy para la subregión Latam Sur, explicó: “Debemos repensar nuestros sistemas de energía y utilizar enfoques innovadores para alcanzar los objetivos de descarbonización”.

Y resaltó: “A través del involucramiento activo con empresas líderes como AES, resolveremos los desafíos de la transición energética, acelerando y escalando enfoques innovadores en condiciones del mundo real, allanando así el camino hacia un ecosistema energético bajo en carbono».

Con la finalidad de constatar la operación del Sistema Híbrido Isabela y verificar los avances para la construcción de su segunda fase, la viceministra de Electricidad y Energía Renovable, Enith Carrión, recorrió este 17 de octubre sus instalaciones.

La visita, la realizó junto a una delegación del Ministerio de Cooperación Económica y Desarrollo (BMZ), del Banco de Desarrollo Alemán (KfW), de la Embajada de Alemania en Ecuador y, representantes de ELECGALAPAGOS S.A y de esta cartera de Estado.

El Sistema Híbrido Isabela que se encuentra en Puerto Villamil (Isla Isabela), contó en su primera fase con una inversión de más de USD 20.4 millones, financiados por KfW y por el Ministerio de Energía y Minas, mientras que su segunda fase, cuenta con fondos no reembolsables por más de USD 4.8 millones, provenientes de KfW.

La obra ejecutada por el Ministerio de Energía y Minas, a través de ELECGALAPAGOS S.A, cuenta con una planta fotovoltaica de 0.952 Kilovatios Pico (kWp), un sistema de almacenamiento de energía de 333 kilovatios hora (kWh), 5 grupos electrógenos de 325 kilovatios (kW), además de un control automático para el monitoreo y despacho de generación.

Durante el recorrido, la viceministra destacó: “Estamos trabajando para cristalizar la segunda fase del proyecto fotovoltaico Isabela, con el objetivo de reducir las emisiones de CO2 y de cubrir la demanda de la Isla” Además, agregó: “Es importante reconocer la adecuada gestión técnica y operativa que viene desarrollando ELECGALAPAGOS, para mantener en óptimas condiciones las instalaciones de la Central Híbrida Isabela”.

Por otra parte, manifestó que: “El proyecto en su segunda fase contempla nuevos paneles solares y almacenamiento de energía”.

La obra ha evitado la emisión anual de aproximadamente 720 toneladas de CO2 al ambiente. A su vez, desde que inició su operación, la fase uno del sistema hibrido ha evitado el consumo de 473 mil galones de diésel y 3.240,48 toneladas de CO2.

Con el Sistema Híbrido Isabela, garantizamos la continuidad del servicio eléctrico, aprovechando fuentes de energía limpia y renovable, a fin de atender la creciente demanda eléctrica de la Isla, bajo parámetros de eficiencia, calidad y seguridad.

Brasil adjudicó 22 proyectos renovables en Subasta de Energía Nueva A-5, por un total de 557,45 MW de potencia a instalar hasta el 2027, que exigirán inversiones por $ 2.950 millones (cerca de 567,3 millones de dólares)

La mayor parte de los proyectos adjudicados corresponden a pequeñas centrales hidroeléctricas (hasta 50 MW de potencia). Las doce PCH que triunfaron en la LEN realizadas por la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica suman 175,46 MW de capacidad, con una garantía física (GF) vendida de 101,570 MWmed; en tanto que el rango del costo de la energía irá entre R$ 275,40 y R$ 279,54 por MWh, lo que significa una reducción cercana al 20% del precio de referencia. 

Estos números eran de esperarse ya que esta subasta era la primera para contratar generación proveniente de PCH. Incluso, meses atrás, el gobierno de Brasil estableció que uno de los requisitos destacados para esta subasta es que el 50% de la demanda de energía declarada por las distribuidoras sea contratada de pequeñas centrales hidroeléctricas.

Por el lado de la fuente de generación eólica, sólo fueron asignados 115,29 MW de potencia, repartidos en tres proyectos de los 574 presentados en primera instancia: Baraúnas IV (41,58 MW), Baraúnas XV (48,51 MW) y AW SÃO JOÃO (25,2 MW). 

Esos parques mencionados representarán una inversión de R$ 623.870.610 para una garantía física total de 57,5 MWmed, bajo un precio que va de R$ 175 a R$ 178 (descuento de 17,59% para las dos etapas de Baraúnas y de 36,42% para AW SÃO JOÃO). 

Mientras que las plantas fotovoltaicas sólo tuvieron cuatro adjudicaciones de dos empresas, ambas por 100 MW de capacidad cada una. Con la particularidad de que la energía solar nuevamente fue la más económica de toda la convocatoria. 

Las etapas I y II de la central “Professora Heley de Abreu Silva Batista (garantía física de 16,6 MWmed cada una), corresponden a Janaúba y venderán su generación a R$ 170,70 y R$ 171,95.Y los parques Santa Luzia XXVI y XXVII (15,5 MWmed c/u), de la firma Rio Alto Energias Renováveis comercializará la energía eléctrica generada a R$ 171,20 y R$ 172,2. 

La contracara de esos precios fue la asignación de una planta de biogás Barueri, de 20 MW  (GF de 16 MWmed) a partir de residuos sólidos urbanos, ya que despachará su generación a R$ 603,50 por MWh. 

En tanto que dos centrales de biomasa a partir de bagazo de caña de azúcar completan el listado de emprendimientos ganadores de la LEN A-5. Las mismas son Lasa Lago Azul (21,7 MW – 14,4 MWmed) y Nardini Agroindustrial (25 MW – 12,3 MWmed), que venderán su producción energética entre R$ 211,80 y R$ 211,50, respectivamente. 

De este modo, los proyectos abastecerán la demanda de las distribuidoras CEMIG y Celpa, de los estados de Minas Gerais y Pará, bajo un precio medio de R$ 237,48 por MWh, lo que representa un descuento promedio del 26,38%. Aunque cabe aclarar que la primera de las dos distribuidoras firmó contratos para quedarse con el 82% de la nueva energía, y la segunda compró el 18% restante. 

A continuación el listado completo de los proyectos adjudicados en la Subasta de Energía Nueva A-4 2022:  

Proyecto
Fuente
Potencia (MW)
Garantía Física (MWmed)
Precio de venta (R$ x MWh)

Arrozeira Meyer
Hidroeléctrico
24
11,83
279,54

Taboca
Hidroeléctrico
29,788
19,37
279,45

Beira Rio
Hidroeléctrico
18,15
11,01
278,89

Cavernoso III
Hidroeléctrico
6,48
3,54
276,69

Lebon Régis
Hidroeléctrico
6
3,03
277,42

Estrela
Hidroeléctrico
48,4
27,7
277,44

Fartura
Hidroeléctrico
4,948
2,71
279,26

Fortaleza
Hidroeléctrico
12,833
7,43
275,40

Ibicaré
Hidroeléctrico
5,996
3,4
279,50

Pegoraro
Hidroeléctrico
5,2
2,52
277,44

Ramada
Hidroeléctrico
3,664
1,96
277,40

Colibrí
Hidroeléctrico
10
7,07
277,46

Baraúnas IV
Eólico
41,58
21,1
175,00

Baraúnas XV
Eólico
48,51
22,3
175,00

AW Sao Joao
Eólico
25,2
14
178,00

Professora Heley de Abreu Silva Batista I
Solar
50
16,6
170,70

Professora Heley de Abreu Silva Batista II
Solar
50
16,6
171,95

Santa Luzia XXVI
Solar
50
15,5
172,20

Santa Luzia XXVII
Solar
50
15,5
171,20

Barueri
Residuo sólido urbano
20
17,5
603,50

Lasa Lago Azul
Biomasa
21,7
14,4
211,80

Nardini Agroindustrial
Biomasa
25
12,3
211,50

Ecuador avanza en el Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales de 500 MW.

Según confirmaron desde el Ministerio de Energía y Minas, la fecha de presentación de ofertas, que inicialmente se planteaba para el 28 de octubre de 2022, finalmente será el 11 de noviembre, dando dos semanas de margen para la preparación de los proponentes.

La fecha recomendada para adjudicaciones también se desplazaría en el calendario. Aquella prevista para el 18 de enero del 2023 podría llegar a efectuarse en abril del próximo año.

¿Quiénes podrán ser proponentes? Las 37 empresas que adquirieron los derechos de  participación y acceso al cuarto de datos estarían habilitadas a entregar sus ofertas. Ahora bien, algunas de ellas habían expresado la necesidad de tener una prórroga mayor; por lo que, podrían ser menos las empresas que finalmente entreguen ofertas.

¿Qué tecnologías compiten? El Bloque de Energías Renovables No Convencionales está conformado por cuatro “Sub-Bloques” de diferentes tecnologías no convencionales cuya a potencia mínima y máxima requerida y duración de contrato de concesión varía dependiendo la tecnología.

Según se indica en la plataforma de Proyectos Energéticos (ver), la potencia total requerida para Hidroeléctricas es de 150 MW, siendo la potencia mínima de 3 MW y la máxima 50 MW para cada proyecto minihidro. En este caso, la concesión a la que podrán acceder es de hasta 30 años.

Por el lado de la Eólica, se espera una potencia de 200 MW (mínimo 10 MW y máximo 100 MW) para contratos de concesión de hasta 25 años.

De igual manera, para la Fotovoltaica se prevén contratos de hasta 25 años, pero por una potencia de 120 MW (mínimo 3 MW y máximo 60MW).

Y, finalmente, en Biomasa la potencia requerida se fijó en 30 MW (mínimo 1 MW y máximo 15 MW) para proyectos con contratos de concesión de 20 años.

Análisis: condiciones, contratos y precios de la licitación de 500 MW renovables en Ecuador

Panamá cuenta con un total 3926 MW de capacidad instalada, de acuerdo con la última Estadística Mensual publicada por Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP). De aquel total, la eólica aporta 270 MW de potencia y representa el 6.88% de la matriz energética panameña, mientras que la fotovoltaica asciende al 11.34% por sus 445 MW de capacidad instalada.

Según con los indicadores de gestión ambiental elaborados por la Dirección de Electricidad de la ASEP más de 600 MW de proyectos de generación variable que tienen licencia definitiva ya están en construcción y cerca de 2300 MW cuentan con licencia provisional (ver detalle).

Se trata de 77 proyectos solares fotovoltaicos: 64 por 1700.78 MW son aquellos con licencias provisionales y 13 por 117.63 MW obtuvieron licencias definitivas y se encuentran en construcción. Y, por el lado de los eólicos, son 12 proyectos por 1,104.27 MW -6 que totalizan 620.27 con licencias provisionales y otros 6 que están en construcción y que suman 484.00 MW de potencia con licencias definitivas-.

De aquel modo, Panamá se encamina a triplicar la capacidad eólica y solar instalada solo en lo que respecta al mercado mayorista de energía.

En autoconsumo renovable, los números también irían en sincero crecimiento. En septiembre de este año se registró 63 MW de capacidad instalada en sistemas fotovoltaicos para 1885 clientes del servicio de distribución, siendo que en agosto  la capacidad instalada bajo este procedimiento era de 61,73 MW en sistemas de 1836 clientes de distribuidoras eléctricas.

¿Cuál es la situación de todas las tecnologías? Siguiendo con energías renovables, por el lado de los proyectos hidroeléctricos ya se otorgaron concesiones a 13 que totalizan 379.91 MW que ya están avanzando en la construcción, a los que se les sumarán otros 14 proyectos con concesiones en trámite por 102.99 MW. Esto podría mantener a la hidro como la tecnología con mayor participación en el mercado.

Y es que, en lo que respecta a porcentajes de generación por tecnología, tomando como referencia al mes de agosto, la hidroeléctrica de pasada lideró con el 65.34% de cobertura; seguida por la hidroeléctrica de embalse con 21.86% y la energía fotovoltaica cierra el podio con el 4.97% en proyectos de gran escala y el 3.38% de autogeneración. Si bien la generación con bunker ocupa el siguiente lugar con el 2.77%, la eólica avanza de cerca con el 1.56% de la generación en el sistema eléctrico nacional.

Se reaviva el interés de eólicos y solares por licitaciones en Panamá

Las energías renovables están tomando altísima relevancia a nivel mundial no sólo como mitigantes al cambio climático, sino porque son las fuentes de energía más baratas que hay, más aún frente a la disparada de precios de los hidrocarburos.

Este marco presenta una gran oportunidad de crecimiento del mercado de las renovables, tanto para la firma de contratos de abastecimiento de energía (PPA) a largo plazo como para negociar en el Spot (merchant).

Juan Carlos Badillo, socio-fundador y director de AtZ Investment Partners, destaca la oportunidad que hay en Latinoamérica y España para el desarrollo de centrales de energías renovables, pero advierte desafíos puntuales para cada mercado.

La mirada del espectialista, en una entrevista para Energía Estratégica.

¿Cuál es la experiencia de AtZ Investment Partners en Latinoamérica y Europa en estructuración y operaciones financieras para proyectos de energías renovables?

Somos una firma joven con alma vieja. Tenemos 6 años como marca pero con un equipo directivo con una experiencia acumulada de más de 14.000 MW con cierre financiero, varios con más de 20 años en banca de inversión, asesorando en la búsqueda de inversores y venta de proyectos y en deuda Project Finance, deuda para adquisiciones y deuda corporativa en Europa y América Latina

Por la experiencia que tenemos, nos gustan y aportamos mucho valor en las operaciones greenfield complejas, de hecho los mandatos de venta que tenemos ahora mismo son mayoritariamente greenfield al igual que la última financiación en la que hemos asesorado en Chile, la cual incluso tiene un componente merchant.

¿Puede destacar algunos ejemplos en Latinoamérica y España?

En cuanto a ejemplos de operaciones en las que ha participado AtZ, comentar que en Latinoamérica el mercado nos conoce por la primera financiación greenfield merchant del mercado mexicano (Parque La Trinidad) que tuvo lugar en 2017; y en la que asesoramos a Eosol, una empresa líder en desarrollo de proyectos.

En España, el mercado nos conoce porque asesoramos a Greenalia en la búsqueda de deuda Project Finance y mezzanine para el proyecto de biomasa de Curtis en el año 2018 (financiación que obtuvo el premio Deal of the Year)

¿Cuál es su visión del mercado de la deuda Project Finance: es el mecanismo de financiación más adecuado para proyectos renovables?

Empecemos diciendo que la financiación Project Finance es compleja de estructurar, toma tiempo, es más cara que la financiación corporativa, pero permite conseguir deuda sin recurso y de mayor apalancamiento y plazo que la financiación corporativa.

Habiendo dicho esto, la bondad de un Project Finance para una operación “depende” de cuál sea la necesidad de fondos que tengas, tu acceso al mercado de deuda, la estructura de ingresos del proyecto/portfolio que quieras usar para apalancar (merchant, PPAs, subasta), la liquidez de la moneda en la que tengas los ingresos, la necesidad de apalancar que tengas etc. etc.

De todas maneras, hay opciones adicionales al Project Finance tradicional. Nosotros hemos incluido en algún proyecto deuda subordinada por encima del Project Finance tradicional que permite a los inversores mejorar apalancamientos y rentabilidad. Una vez en operación también hay muchas alternativas en el mercado de capitales.

¿Cuáles son las diferencias de mercado entre Iberia y América Latina al momento de estructurar un Project Finance?

Estamos en un sector altamente regulado, que además va evolucionando continuamente y muchos de esos elementos regulatorios y de mercado son clave en la bancabilidad de ciertos proyectos.

De hecho, en realidad, cada país, cada tecnología y cada estructura de ingresos (subasta o PPA o merchant) e incluso cada momento en el tiempo, tienen sus particularidades y un perfil de riesgo diferente.

Por ejemplo… si estás en Colombia te preocupa el tipo de cambio, pero también la fecha límite de entrada en funcionamiento que suelen ser muy ajustadas y la ejecución de avales.

Si estás en Ecuador no tienes riesgo de cambio, pero te preocupan el fideicomiso y como se garantizan los ingresos de las subastas frente a los proyectos futuros.

Si estas en Chile y no tienes todas las servidumbres mineras, puede retrasar tu RtB.

Si estás en España los bancos suelen exigir completion guarantees (garantía de finalización es una forma de seguro ofrecida por una empresa garante de finalización), etc. etc.

Por esta razón viajamos tanto a Latinoamérica, porque consideramos que es importante tomar el pulso del mercado en forma continua y de forma local de cara a que no se nos escape nada en un mercado con rentabilidades a la baja y riesgos al alza.

¿Cómo están trabajando respecto a venta de proyectos?

Venimos trabajando desde hace años en crear nuestro network, así como nuestra propia base de datos con fondos, IPPs, EPCs y empresas que buscan proyectos en fase de desarrollo pre RtB, por lo que estamos continuamente presentándoles oportunidades a estos inversores (europeos y americanos).

A su vez, este proceso nos ha ayudado a retroalimentarnos con el tipo de activos que están buscando los inversores, lo que nos permite movernos pronto en la búsqueda de oportunidades. Por ejemplo, acabo de venir de Perú, es un país del que cada vez nos preguntan más y que estamos seguros será muy activo en los próximos años.

Como referencia, en los últimos meses hemos vendido portafolios y proyectos greenfield en Estados Unidos, Chile, Brasil, Colombia y España.

¿Cómo es la dinámica de mercado tanto en España como en Latinoamérica? ¿Qué diferencias encuentran?

El mercado de venta de proyectos está marcado por las reglas de oferta y demanda en el que influyen muchos factores como el entorno macroeconómico o incluso la falta de alternativas de inversión (por ejemplo al tener el mercado mexicano cerrado).

En Europa, España e Italia son hoy un mercado vendedor para los promotores porque la demanda supera ampliamente a la oferta, sin ir más lejos, nosotros hemos cerrado transacciones incluso sin puntos de conexión a precios muy altos (aunque sujetos a pagos por hitos).

Habiendo dicho esto, la dinámica de cada mercado cambia y a veces en forma temporal.

Por ejemplo, volviendo al caso colombiano, hay muchos proyectos que necesitan entrar en operación antes de finales del 2023 con alto riesgo de ejecución de avales y ahora se puede encontrar papel RTB a precios más bajos que proyectos con RTB a dos años.

También hay que entender que tampoco es fácil asumir un riesgo de inversión cuando las tasas de financiación en pesos colombianos pueden estar por encima de 15% para operaciones estructuradas de largo plazo.

¿Cómo ven el mercado más allá de los proyectos utility scale?

Nosotros estamos presentes en toda la cadena de valor siempre que haya un energía de por medio… Tenemos mucho interés en apoyar a compañías del sector de energía que están pasando de una fase de Start-up a compañías Growth o de crecimiento.

A este respecto, hace un par de meses hemos hecho nuestra primera inversión en una compañía Growth del sector y adicionalmente tenemos un mandato para levantar capital y deuda para el crecimiento de otra compañía que necesita capital para crecer en activos de autoconsumo e invertir en I+D en aplicaciones del sector de hidrógeno.

Esta vocación, nos ha llevado a ser desde hace varios años el único partner solo enfocado en renovables del Programa Entorno Pre Mercado “EPM” de BME (Bolsas y Mercados Españoles): Para aclarar, AtZ no saca a compañías a bolsa (no somos ni queremos ser asesores registrados ni proveedores de liquidez), pero sí que por ejemplo estamos orgullosos de haber apoyado a Enerside antes de su salida a BME Growth, primero en el programa EPM primero y luego con servicios de M&A y deuda en Chile y Brasil).

Como una organización independiente de pruebas, inspección y certificación de terceros de renombre internacional, TÜV Rheinland ha estado profundamente comprometida con el campo fotovoltaico durante 40 años hasta ahora.

Su Congreso Solar «All Quality Matters» se ha convertido en una plataforma que reúne a los principales actores de la industria fotovoltaica conel propósito de estandarizar la calidad del producto y establecer puntos de referencia de calidad.

También es la etapa de competencia más alta para inversores fotovoltaicos con un proceso de evaluación objetivo y creíble y una organización de selección autorizada y neutral.

Con un rendimiento de primer nivel en términos de confiabilidad del producto, eficiencia, calidad de energía, capacidad de entrada y salida, el modelo MAX 125KTL3-X LV de Growatt se destaca del resto en el programa de prueba.

«Nos sentimos honrados de que nuestro inversor MAX 125KTL3-X LV sea reconocido por TÜV Rheinland como el mejor inversor fotovoltaico de alta potencia del grupo de 100-150 kW para uso comercial e industrial», comentó Woody Wu, vicepresidente de investigación y desarrollo de la compañía.

El inversor MAX de 125 kW alcanza una eficiencia europea del 98,26%, la más alta del grupo. Su capacidad de entrada y salida supera a las otrass con un rango de voltaje MPPT de 180V a 1,000V y 1.1 veces la potencia de salida nominal que alcanza un máximo de 137.5kW, lo que le permite trabajar con módulos de alta potencia y obtener un mayor rendimiento energético para los inversores solares.

En el aspecto de confiabilidad y adaptabilidad ambiental, el inversor también logra el mejor rendimiento en pruebas de largo período a temperaturas extremas de conmutación entre -30 ° C / -22 ° F y 60 ° C / 140 ° F.

Además, ofrece una distorsión armónica total (THDi) más baja del 1,08%, que es mucho mejor que un requisito estándar de la industria del 3%, lo que lo convierte en el de mejor rendimiento en el programa de prueba.

«En Growatt,su equipo se dedica a aportar innovaciones de productos y tecnología para cambiar la forma en que se alimentan los hogares y las empresas. Esforzándonos por la excelencia, continuaremos desarrollando productos avanzados de alta calidad y confiabilidad para clientes globales», concluyó Wu.

La generación distribuida continúa su avance en México, siendo una de las alternativas más vistas para potenciar las energías renovables en el país luego de que la administración actual frene el crecimiento a gran escala. 

Sin embargo, para el presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica (AMIF), Jait Castro, todavía existen “zonas grises” en el espectro de la generación distribuida, ya sea desde aspectos regulatorios, comerciales o técnicas de las instalaciones.  

El almacenamiento de energía fue temas centrales que trató durante un webinar, ya que planteó su incorporación dentro del marco regulatorio que permita fomentar esta alternativa y descongestionar aún más la red gracias a aquellos techos solares que posean baterías. 

“No se menciona cómo funciona o se regulan cuando se tienen sistemas que involucran storage. Hoy nos quedamos con metodologías de contraprestación como el net metering, net billing o venta total, pero tendríamos que de meter tarifas donde se pueda incentivar el despliegue y tenga sentido tener almacenamiento de energía”, aseguró Castro. 

“Incluso a niveles pequeños como en el sector residencial, y no hablar tanto a gran escala, que tiene otras implicaciones. Pero es otra zona gris que no ha estado atendida y se tendría que regular”, agregó. 

Por otro lado, el especialista también apuntó a la importancia de aumentar el límite de 500 kW de la generación distribuida con tal de alcanzar el mix energético en México y acercarse a los objetivos de participación de renovables. 

Aunque en ese caso se requeriría modificar el actual artículo N° 17 a la Ley de la Industria Eléctrica mediante una iniciativa legislativa, como por ejemplo la presentada hace dos meses atrás por Nayeli Arlen Fernández Cruz, diputada del Partido Verde Ecologista. 

De igual manera, el presidente de AMIF reconoció que “otra gran deuda que queda” es la implementación de la generación distribuida colectiva, “pese a que sí hubo un ejercicio importante por hacerla”. 

“La GDC atendía algo que debía ser uno de los objetivos de la distribuidora: la libertad de decidir y de poder generar su propia energía por parte de los usuarios, principalmente para aquellos usuarios que no tienen un techo propio y evidentemente se les volvía complicado [instalar paneles] (…) Por lo que  personalmente quisiera que se retome el tema, cuidando las formas, porque creo que sería algo muy bueno”, manifestó. 

Es decir que, de concretarse esas iniciativas, la GD podría tomar un mayor impulso a los 2,307.41 MW ya instalados bajo 270,506 acuerdos de interconexión en México, cifra que supone una inversión estimada de 3,986.69 millones de dólares, siendo los últimos tres años los de mayor crecimiento. 

¿Qué otras zonas grises existen? 

Bajo la mirada de Jait Castro, la falta de observaciones hacia las instalaciones y las certificaciones a instaladores y comercializadores de paneles fotovoltaicos son otros dos puntos claves a mejorar en el país. 

“El problema es que en baja tensión, donde suceden muchas cosas que de pronto no están bien hechas, la autoridad no entra salvo que el usuario quiera hacerlo o cuando cae en los lugares de concentración pública. Es decir, no hay una observancia, sino que cae en responsabilidad del usuario o del desarrollador del proyecto”. 

“Mientras que por el lado de las certificaciones, debería haber alguna observancia detallada, ya que tener la certificación en alguno de los estándares existentes sólo sería un inicio pero no una prueba manifiesta de que sabe hacer las cosas bien. Tendría que idearse algo mucho mejor en cuanto a supervisión o auditorías, hecho que sería muy importante”, amplió.  

Más de 500 profesionales de las energías renovables asistirán al evento “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” el 25 y el 26 de octubre en la ciudad de Bogotá.

Esta convocatoria despertó gran interés de empresas que confirmaron su participación como partners destacados. Entre ellas mencionamos a:

AES Andes, AES Colombia, Array Technologies, Atlas Renewable Energy, Ecopetrol, EDP Renovables, Enercon, First Solar, GreenYellow, Grenergy, Grupo Energía Bogotá, Growatt, Hitachi Energy, Ingeteam, KFW DEG, Marsh, MPC Energy Solutions, Nextracker, Noatum, Nordex Group, Power Electronics, Powertis, Renovus, Risen, Solis, Solines & Asociados, Soltec, Stork, Sungrow, JA Solar y Jinko Solar.

También apoyan esta iniciativa la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL), la Asociación Colombiana de Hidrógeno, la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), la Embajada Británica en Colombia, la Embajada de España en Colombia, la Red Iberoamericana de Energías Renovables (RedREN) y el Ministerio de Minas y Energía de Colombia.

No se pierda la oportunidad de asistir a este evento que promueve el debate en torno a la transición energética de la región. Últimas entradas con descuento disponibles.

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Mientras que en los espacios de networking podrá explorar sinergias e impulsar nuevos negocios, en los paneles de debate accederá a un debate de alto nivel sobre la estrategia de fabricantes y epecistas para propiciar la competitividad en el sector solar y eólico; así como las alternativas de financiamiento y tendencias en esquemas contractuales para proyectos de energías renovables e hidrógeno verde. 

Como adelanto, los referentes del sector público y privado que disertarán son:

Federico Echavarría – CEO – AES Colombia
Gonzalo Feito – Director Región Andina – Sungrow
Yeimy Báez – VP de Soluciones de Bajas Emisiones – Ecopetrol
Gastón Fenés – Director Periodístico – Energía Estratégica
Raúl Morales – CEO – Soltec
Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt
Rubén Borja – Country Managing Director Colombia – Atlas Renewable Energy
Álvaro Villasante – Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación – Grupo Energía Bogotá
Albert Sunyer – Managing Director Mexico & Colombia – Nordex Group
Enrique de Ramón – Business Development VP – AES Andes
Felipe de Gamboa – Country Manager Colombia – EDP Renovables
David Peña – LAC Regional Business Development Leader Power & Renewables – Marsh
Iván Rojas – Sales Manager – ENERCON
Luigi Zenteno – Gerente Comercial Zona Andina – UL Solutions
Víctor Soares – Sales Engineer LATAM – JA Solar
Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis
Héctor Núñez – Director Comercial LATAM – Power Electronics
Felipe Morales – Country Manager Colombia – Risen
Juan Carlos Ruiz – Regional Manager – Powertis
Melisa Pestana – Líder Comunicaciones Internas – Ministerio de Minas y Energía
Juan Camilo Navarrete – Sales Manager Colombia – Jinko Solar
Oriol Brunet – Gerente de América Latina – Ingeteam
Javier Jiménez Rico – Director – Global KAM and Latam – Array Technologies
Fabián Hernández – Project Manager – MPC Energy Solutions
Jessica Ordoñez – Directora de Sostenibilidad – Invest in Latam
Jairo Leal – Gerente Legal y Regulatorio – GreenYellow
Oliver Quintero – Key Account Manager – Sungrow
Camilo Jaramillo – CEO – Hybrytec
Mayra Parra – Gerente General – Girsol
Martha Sandia – Business Development and Strategy Director LATAM – Stork
Víctor Muñoz – Operating Partner Latin America – Denham Capital
Alejandro Ospina – Country Manager Colombia – Grenergy
Ricardo González – Gerente de Desarrollo de Negocios de Energía Renovable – APPLUS
Miguel Hernández Borrero – Presidente – ACOSOL
Guido Gubinelli – Periodista – Energía Estratégica
Elié Villeda – Director para Latam – First Solar
Santiago Solines – Socio & Coordinador del Sector de Energía – Solines & Asociados Abogados (Ecuador)
Diego Gomez – Key Account Manager – Sales Colombia – ENERCON
Fabio Ardila – Asociado Senior – Cuatrecasas
Kathrine Simancas – Directora de Energía & Gas – Andesco
Cristian Andrés Díaz Durán – Director de Energía – Ministerio de Minas y Energía Colombia
Lina Escobar – Subdirector – UPME
Alejandro Villalba – Vicepresidente de Operaciones e Innovación – Promigas
Daniel Arango – Director de Energía y Recursos Naturales – Banca de Inversión Bancolombia
Juan Carlos Badillo – Managing Partner – AtZ Investment Partners
Camilo Neira – Regional Head – UK Export Finance (UKEF- Embajada Británica)
Laura Botero – Gerente Comercial Finanzas Estructuradas – FDN
Thomas Cremer – Local Representative Satellite Colombia – DEG Invest
Mónica Gasca – Directora Ejecutiva – Asociación de Hidrógeno de Colombia
Néstor Gutiérrez – Business development Colombia – MPC Energy Solutions
Louis Klyen – Presidente – Derivex
Alejandro Lucio – Director – Óptima Consultores
Javier Salinas – Sales Manager Latam – Nextracker

ENTRADAS

La Sociedad Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ) está presentando su nueva iniciativa: International Hydrogen Ramp-Up Program (H2Uppp), la cual es comisionada por el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima de Alemania.

A diferencia de otras iniciativas de fomento relacionadas con el hidrógeno, H2-Uppp tiene por objeto el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en la fase temprana: identificar, preparar y acompañar la ejecución de proyectos de producción y aprovechamiento de hidrógeno verde.

Cuenta con tres campos de acción distintos: En el campo de acción 1 (Creación de redes y búsqueda de proyectos), H2-Uppp brinda apoyo a las empresas en la identificación de ideas de proyectos y en la creación de redes, por ejemplo, con contrapartes de proyectos o potenciales clientes.

Además, se ofrecen cursos de formación sobre hidrógeno verde a las contrapartes del sector privado y el sector financiero, y se fortalece el diálogo públicoprivado mediante ferias y conferencias especializadas.

En el campo de acción 2 (Cooperaciones público-privadas), H2-Uppp colabora con empresas privadas para implementar conjuntamente proyectos piloto en el ámbito del hidrógeno verde / power-to-X. Para ello, se establecen alianzas formales en el marco de cooperaciones público-privadas.

En el campo de acción 3 (Desarrollo de conocimientos y capacidades), H2-Uppp brinda acompañamiento para las distintas ideas de proyectos con estudios extensos y capacitaciones técnicas. En el contexto de las conferencias especializadas, se fortalecen las actividades de las instituciones locales y se desarrollan medidas conjuntas para una introducción exitosa en el mercado.

Para promover estas iniciativas, el H2-Uppp se propone financiar proyectos bajo cooperaciones público-privadas (PPP, por sus siglas en inglés) a lo largo de toda la cadena de valor del hidrógeno: producción, almacenamiento, transformación, transporte y aprovechamiento. Hay dos instancias.

Por un lado, un contrato de implementación entre la GIZ y la empresa, en el que la parte pública contribuye con hasta 200.000 euros para las medidas implementadas por la empresa. En este caso, la empresa recibe una compensación económica por los servicios previamente acordados con la GIZ.

Por su parte, la contribución propia de las empresas al proyecto PPP debe ser de al menos el 50%. Y el importe mínimo de la ayuda es de 100 000 euros.

En diálogo con Energía Estratégica, Javier Ortiz de Zuñiga, Responsable Programa H2Uppp Chile, confía que esta co-financiación de estudios está abocada para avanzar en la prefactibilidad de proyectos de hidrógeno.

Por otro lado, está el acuerdo de cooperación, en cuyo caso la empresa y la GIZ acuerdan medidas cuantificables y las financian y ejecutan ellas mismas. La contribución pública puede incluir medidas por valor de hasta 2.000.000 de euros. No fluyen recursos financieros directos a la empresa privada.

La contraparte –empresa- tiene que poner la misma cantidad de dinero, “que puede no ser cash (efectivo) sino otra forma como horas de trabajo de su personal”, explica Ortiz de Zuñiga.

Y enfatiza: “Tenemos más de 10 millones de euros disponibles en este fondo de co-financiamiento de PPP”. Las compañías interesadas se deben remitir a: francisco.ortiz@giz.de o mariajose.lambertalegria@giz.de

“Nosotros venimos a aliviarle a las empresas la carga financiera en las etapas tempranas de desarrollo de proyectos”, enfatiza y argumenta: “Si un proyecto cuesta 3 millones de dólares para su inicio, nosotros financiamos 1,5 millones, lo cual se traduce en una gran ayuda para las compañías”.

Y aclara: “No hay un flujo de dinero hacia la empresa sino que seremos co- desarrolladores del proyecto. La compañía tendrá su equipo, nosotros montamos el nuestro, y trabajamos conjuntamente para desarrollar el proyecto”.

No obstante, entre las condiciones que se imponen, Ortiz de Zuñiga advierte: “Solo podemos trabajar con empresas que tienen una participación mayoritaria europea”.

Aunque aclara que podrían calificar empresas que no sean europeas pero que estén avanzando en sociedad con alguna compañía que si lo sea; no obstante, en ese caso, la compañía europea debe contar con por lo menos el 51% de ese consorcio.

Las empresas interesadas tendrán tiempo hasta finales de diciembre para presentar ofertas. “Puede que lo extendamos pero por ahora no pensamos hacerlo”, indica el Responsable Programa H2Uppp Chile.

En la actualidad se están implementando proyectos en países considerados como ‘prioritarios’. Éstos son: México, Brasil, Chile, Marruecos, Argelia, Túnez, Egipto, Sudáfrica, India, Tailandia ▪y Ucrania.

“En el futuro es posible que se desarrollen proyectos en los países: Colombia, Argentina, Uruguay, Nigeria, Namibia, Turquía”, anticipan desde la GIZ.

“Estamos haciendo un llamamiento a todos los desarrolladores de proyectos del mercado de hidrógeno verde, sin importar el tamaño que tengan, para ofrecerles ayudas”, destaca Ortiz de Zuñiga.

Ecoener avanza en su compromiso por la sostenibilidad energética con nuevos proyectos y más financiación para afianzar su expansión internacional.

En Centroamérica y el Caribe, se destaca su presencia activa en República Dominicana y Panamá. En este último mercado, ya recibieron las licencias definitivas y provisionales de algunos de sus proyectos fotovoltaicos; por lo que, abordarán nuevas construcciones próximamente.

Según adelantó Patricia Forjan, directora comercial de Ecoener en Panamá, a finales de este mes de octubre movilizarán recursos en el corregimiento de San Juan, distrito de San Lorenzo, provincia de Chiriquí. Y, a partir de noviembre, llevarán a cabo la instalación del parque fotovoltaico Ecoener San Juan de 5 MW que se prevé que inicie operaciones a mediados del próximo año.

Mientras la empresa aguarda por las licencias definitivas de otros proyectos fotovoltaicos que podrían sumar 40 MW y 100 MW en Panamá, desde las oficinas corporativas en España llegan buenas noticias para acelerar sus planes de crecimiento en distintas latitudes.

Según informaron desde Ecoener, lograron la firma de un crédito sindicado sostenible de €85 millones ampliable a €100 millones con un consorcio de 6 entidades financieras (BBVA, Société Générale, Banco Sabadell, ICO, Banca March y EBN Banco), ejecutando una fórmula de financiación que resultaría novedosa en el sector de las energías renovables.

“El crédito se anticipa al project finance, lo que evita los largos plazos de gestión y obtención de este tipo de recursos financieros”, indicaron desde la empresa en un comunicado.

Y explicaron que esa reducción de plazos facilita a la empresa un rápido acceso a los fondos y, en consecuencia, los proyectos pueden hacerse realidad acortando de manera importante las fechas de entrada en funcionamiento de los nuevos activos.

Ecoener recibió la licencia definitiva para un nuevo parque fotovoltaico en Panamá

InterEnergy Group (“InterEnergy” ó “La Compañía”) anunció su asociación con Brookfield Renewable, y sus socios institucionales, y Stonepeak para expandir aún más su actual plataforma comercial mientras acelera su transición hacia las cero emisiones netas.

Como parte de la transacción, Brookfield y Stonepeak invertirán hasta US$ 1,000 millones en InterEnergy en el transcurso de los próximos cuatro años, impulsando a este grupo energético a una posición de liderazgo entre las empresas de energía limpia en América Latina y el Caribe.

InterEnergy suma una trayectoria de 30 años proporcionando energía confiable, costo-eficiente y limpia a personas y ciudades en la República Dominicana, Panamá, Jamaica, Chile y Uruguay a través de sus activos de energía solar, eólica y de gas natural.

La Compañía planea utilizar las inversiones de Brookfield Renewable y Stonepeak para ejecutar una cartera de desarrollo renovable de más de 1,0 GW, aumentar la implementación de sus servicios en las regiones en las que opera, facilitar su transición energética y hacer crecer el negocio de manera sostenible para el largo plazo.

Nicolás de Narvaez, vicepresidente senior de Brookfield Asset Management, dijo: “Estamos muy complacidos de asociarnos con InterEnergy para ayudar a cumplir su plan de desarrollo para la región y apoyar a la empresa en su transición energética. Nuestro capital ayudará a mejorar el acceso a energía más baja en carbono y confiable, que es fundamental en este proceso”.

Por su parte, Nick Hertlein, director de Stonepeak, agregó: “InterEnergy ha sido durante mucho tiempo un proveedor seguro y confiable de energía y servicios públicos para las comunidades de todo el Caribe y América Central. Junto con nuestros socios en Brookfield Renewable, estamos encantados de apoyar a la empresa a medida que invierte en soluciones sostenibles y ejecuta sus objetivos de descarbonización”.

Una de las iniciativas más importantes del plan de transición energética de InterEnergy es “CEPM Zero”, un plan para transformar su servicio integrado de 300MW en la República Dominicana, que actualmente sirve a uno de los principales polos turísticos de la región, convirtiéndose así en una de las primeras compañías eléctricas del mundo con cero emisiones, a través de energía 100% renovable.

CEPM Zero implica, en concreto, la instalación de 700 MW de energía eólica, solar e hidroeléctrica de bombeo, así como la producción hidrógeno verde, durante esta década.

Con esta transición, el crecimiento continuo de las áreas turísticas dentro de la concesión de la Compañía, que incluyen Punta Cana, Bávaro, Macao, Uvero Alto, Miches, Bayahíbe y La Romana, puede ocurrir sin poner en peligro los objetivos de sostenibilidad de la región.

Además, CEPM Zero permitirá que la República Dominicana se convierta en uno de los destinos turísticos carbono – neutrales más grandes del mundo, catapultando a la República Dominicana entre las mejores opciones del mundo para los turistas enfocados en el medio ambiente.

En este sentido, Rolando González – Bunster, presidente y CEO de InterEnergy Group, afirmó: “Creemos que, juntos, de la mano de Brookfield y Stonepeak, podemos hacer una contribución significativa al esfuerzo de descarbonización de la región, a través de la transición energética. Este es el compromiso y la obligación que tenemos en todos los mercados donde operamos, liderando proyectos pioneros que han abierto el camino hacia un futuro más brillante y limpio. Siempre hemos creído que el desarrollo sostenible es el objetivo clave que impulsa nuestras acciones, y nuestra convicción se ha fortalecido en el transcurso de nuestros 30 años como propietarios y operadores de activos a largo plazo”.

En el transcurso de los próximos 12 meses, InterEnergy también planea invertir en varios desarrollos nuevos en generación de energía solar y eólica en la República Dominicana, Panamá, Puerto Rico, Uruguay y otros países de la región, invirtiendo sobre una plataforma de energía renovable que la Compañía comenzó a construir en 2011.

Además, InterEnergy pretende impulsar sus inversiones en la expansión de Evergo, su negocio de carga de movilidad eléctrica que ya opera en la República Dominicana, Panamá, Jamaica y México, y espera expandirse a Puerto Rico, Uruguay, Aruba, Paraguay y España, convirtiéndose en la red de carga para vehículos eléctricos más grande de la región.

Con el objetivo de acelerar la transición energética y avanzar en la producción de energías limpias, Copec construyó la primera planta solar de un portafolio que contempla 23 PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida), que serán construidos entre 2022 y 2023. De esta manera, la compañía marca su ingreso al mercado de la generación distribuida.

“Con la planta Puelche concretamos un nuevo hito de nuestro proceso de transformación, en línea con los desafíos que exige el cambio climático y las oportunidades que nacen de la transición energética con la que estamos profundamente comprometidos. Esta planta de energías limpias será un aporte al país, al medio ambiente y los chilenos”, indicó Arturo Natho, gerente general de Copec.

Flux Solar, filial de Copec, es la encargada de construir, operar, mantener y administrar la planta Puelche y los demás proyectos del portafolio. David Rau, gerente general de Flux Solar Copec, señaló que “iniciamos el desarrollo de soluciones de generación, almacenamiento y gestión de energía solar, enfocados en los segmentos industriales y residenciales y ahora nos hemos puesto metas más ambiciosas, desarrollando un portafolio nacional, con proyectos que permiten ampliar la resiliencia del sistema eléctrico, evitar la pérdida de energías en la transmisión y reducir el impacto ambiental, beneficiando a la comunidad”.

En términos de impacto ambiental, la energía generada por la planta Puelche está cifrada en 6.000 MWh al año, lo que equivale al consumo doméstico de 750 casas y permitirá un ahorro de 2.230 toneladas de CO2.

Las 23 plantas –que están en distintas fases de avance – estarán ubicadas entre las comunas de Alto Hospicio, en la región de Tarapacá, y Los Ángeles, en región del Biobío. Todas sumarán 146 MWp y generarán 300.000 MWh al año

Entre los proveedores globales de inversores fotovoltaicos, Growatt entró en la lista de las tres principales marcas, lo que subraya su continuo impulso de crecimiento en los mercados solares globales.

«Nos sentimos honrados de ser favorecidos por clientes de todo el mundo, y no podríamos haber obtenido este logro sin su confianza y apoyo», comentó Lisa Zhang, vicepresidenta de marketing de Growatt.

Desde su fundación en 2011, Growatt se ha inclinado por las soluciones de energía solar distribuida. Hasta la fecha, sus inversores fotovoltaicos han sido elegidos para instalaciones solares en más de 160 países y regiones.

La compañía ha recibido 19 premios; Top Brand PV Inverter; de EUPD Research por lograr un rendimiento sobresaliente en términos de penetración en el mercado, reconocimiento de marca, recomendación y satisfacción en los mercados solares de todo el mundo.

Durante más de una década, el equipo de Growatt ha estado aplicando continuamente nuevas actualizaciones e innovaciones a sus soluciones fotovoltaicas, trayendo al mundo su última generación de inversores de la Serie X, una combinación de mayor confiabilidad, inteligencia y seguridad, obteniendo las ventajas distintivas de la compañía en el sector de la energía distribuida.

Los inversores solares de la serie X, con un rango de capacidad de potencia de 0,75- 253 kW, se pueden implementar en todos los escenarios de aplicación, desde residenciales, comerciales e industriales (C&amp;I) hasta proyectos solares a gran escala.

Además, la compañía ha desarrollado los inversores de la serie XH, las soluciones fotovoltaicas listas para baterías para futuras extensiones de almacenamiento de energía.

El inversor de la serie X de Growatt cuenta con una mayor densidad de potencia y una mayor corriente de cadena de entrada que lo hace compatible con módulos de alta potencia. Al poseer un diseño multi-MPPT y función anti-PID, los inversores mejoran aún más la capacidad de emitir una mayor cantidad de electricidad.

Los sistemas fotovoltaicos también se hacen más seguros y confiables con sus protecciones integrales de AC, DC Tipo II SPD, AFCI y más.

El equipo de Growatt también se dedica a hacer que el soporte de servicio sea confiable y accesible a través de una combinación de soporte en línea y localizado para clientes globales.

Además del establecimiento de su red global que consta de 41 oficinas en todo el mundo, la compañía ha desarrollado su sistema Online Smart Service (OSS), que está disponible tanto a través de PC como de móviles, para capacitar a los clientes para administrar y mantener plantas solares de forma remota e inteligente para mejorar la eficiencia del servicio y reducir los costos de operación y mantenimiento.

«Mirando hacia el futuro, continuaremos mejorando nuestro servicio y fortaleza técnica en soluciones de energía distribuida y trabajaremos con socios globales para construir el ecosistema de energía sostenible inteligente más grande del mundo para la humanidad», concluyó Zhang.

El Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED) lanzó una nueva licitación para instalar dos parques solares con almacenamiento de energía en la provincia de Buenos Aires. 

Las localidades que se verán beneficiadas de la generación renovable serán Del Carril y Polvaredas, ubicadas hacia la región centro-este del territorio bonaerense, a poco más de 160 kilómetros desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

La licitación será mediante el sistema llave en mano e incluirá la operación y mantenimiento del sistema durante un período de 6 meses o el tiempo que mediare entre la Recepción Provisoria y la Recepción Definitiva.

La central de Del Carril deberá contar con una potencia fotovoltaica nominal de 500 kWp y un banco de baterías de aproximadamente 1300 kWh nominales, considerando una profundidad de descarga del 80%.

Mientras que para el caso de Polvaredas, la capacidad del parque solar deberá ser de 250 kWp y su banco de baterías correspondiente de 650 kWh, también considerando una profundidad de descarga del 80%.

Para ambas localidades, el pre-pliego de la licitación también aclara que sólo se aceptarán módulos monocristalinos de potencia nominal unitaria mayor o igual a 500 Wp. En tanto que el almacenamiento de energía tendrá que ser a partir de baterías de litio, con sus respectivos cables y terminales adecuados para la potencia del sistema a instalar sobre racks.

Además, los inversores híbridos (DC/AC) seleccionados deberán garantizar una potencia trifásica variable a 50 Hz de frecuencia cuya tensión de salida de AC deberá ser de 380/400 Volt y deberá contar con una capacidad capaz de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico proporcione a lo largo del día y permitir la descarga de los bancos de baterías. 

Y por otro lado, el adjudicatario también deberá proveer e instalar una sala de control que contenga los inversores híbridos, racks de baterías, elementos de maniobra y protección (Tablero de BT de CC y CA), el sistema de medición y monitoreo a distancia y aquellos elementos constitutivos de los servicios auxiliares.

Las empresas que estén interesadas en participar de la licitación, podrán presentar su propuesta hasta las 13 horas del lunes 14 de noviembre del corriente año, en la sede de La Plata de PROINGED de La Plata.

Mientras que la apertura del sobre 1 (antecedentes y propuesta técnica) se realizará a las 14 hs del mismo día de la presentación de las ofertas y, posteriormente, se pasará a evaluar en forma privada cada una de las ofertas.

De este modo, la Subsecretaría de Energía bonaerense avanza con el fomento a las energías renovables tras tener 26 parques fotovoltaicos operativos a través del PROINGED, los cuales suman 8,7 MW de potencia instalada.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil decidió abrir una consulta pública (CP 048/2022) para discutir la elaboración de normas que establezcan los procedimientos y criterios para el cálculo y pago de restricciones de operación para aquellas plantas fotovoltaicas que no despachan (o no lo hacen al nivel esperado) por estar restringidas. Y los interesados ​​podrán enviar sus aportes entre el 13 de octubre y el 28 de noviembre. 

ANEEL propone que las centrales solares con operación Tipo I (si las hubiere), II-B y II-C sean amparadas por la nueva normativa, “ya que son despachadas centralmente o los conjuntos son considerados en la programación por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS)”. 

Asimismo, el organismo sugiere que se lleve a cabo la clasificación de los eventos de restricción de operación por paro forzado de los parques de generación fotovoltaica, con base en los siguientes criterios: 

Causa de indisponibilidad externa: 
Razón para cumplir con los requisitos de confiabilidad eléctrica
Motivo energético

El primero de ellos refiere a la indisponibilidad de en instalaciones externas a las respectivas plantas, como por ejemplo líneas de transmisión o distribución, transformadores, disyuntores o subestaciones. 

Aunque en esta clasificación no se incluyen aquellas instalaciones de uso exclusivo o compartido del generador, bajo su gestión o la de terceros. 

La segunda motivación clasificada por el ONS corresponde a aquellas razones de confiabilidad eléctrica que no tienen su origen en la indisponibilidad de los equipos del sistema de transmisión, tales como restricciones por alcanzar el límite de las líneas de transmisión, carga de equipo, requerimientos de estabilidad dinámica, entre otros. 

Mientras que el tercer criterio contempla las restricciones de generación a efectos de balance de carga y generación, siempre que no estén motivadas por las razones anteriores.

¿Cuánta capacidad solar instalada tiene Brasil? 

El país recientemente alcanzó un nuevo récord en la región, con 20 GW de capacidad fotovoltaica en operación, de los cuales 1 GW se adicionó en el último mes. Y de este modo es la tercera fuente de generación con mayor potencia instalada en la matriz eléctrica de Brasil, por detrás de la energía eólica y la hidroeléctrica. 

Según muestran los datos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) y la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), la generación distribuida continúa dominando el mercado de esta tecnología renovable con 13,47 GW , es decir 0,75 GW más que el agosto. 

Mientras que la generación centralizada sobrepasó los 6,52 GW y dejó atrás la marca de 5927 MW que tenía hasta hace mes y medio atrás, con el estado de Bahía liderando el ranking de esta alternativa con más de 40 plantas en operación y 1,3 GW de potencia instalada. Entidad federativa que, desde 2017 generó aproximadamente 8.463 GWh.