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Ayer, el ministro de Energía, Diego Pardow, destacó que entre las prioridades de su agenda legislativa para el año que viene se encontrará el hidrógeno verde.

Indicó que en el marco de la Ley de Presupuestos 2023 se pedirán recursos para el avance de “líneas de base y planificación del territorio para el desarrollo de la industria del hidrógeno verde” para la implementación de Planes Estratégicos de Energía en Regiones (PEER).

Estos programas contendrán lineamientos estratégicos que orienten el desarrollo energético regional; y se priorizarán zonas para la generación de energía.

En principio, estos PEER se implementarán en dos Regiones: Los Lagos y Magallanes. Pero luego se expandirán por el resto de Chile, anunció el ministro.

Ayer mismo, en el marco de una reunión virtual junto al ministro de Economía, Fomento y Turismo, Nicolás Grau, la ministra de Medio Ambiente, Maisa Rojas, y el gobernador de Magallanes, Jorge Flies, Pardow se refirió a este programa.

“Se lanzará una convocatoria en los próximos meses para un plan que será ejecutado durante el primer semestre del próximo año. Con ello, vamos a entregar evidencia valiosa para que los desarrolladores orienten sus proyectos en zonas prioritarias”, precisó el ministro de Energía.

En tanto, por la magnitud de la inversión de los proyectos de energía que se recibirán en el SEA de Magallanes, se reforzarán los equipos técnicos con el objetivo de hacer más efectiva la tramitación de este tipo de proyectos.

En esta misma línea, se actualizarán los lineamientos que guían la evaluación de proyectos de hidrógeno verde con el propósito de promover una mejor estandarización de los criterios de evaluación ambiental.

Por su parte, la ministra Rojas explicó que en el presupuesto 2023 se contempla un eje programático de “Desarrollo Productivo Sostenible”, dentro del cual las líneas base -entendidas como la descripción detallada del área de influencia de un proyecto, previa a su ejecución- están consideradas como un bien público para el desarrollo con altos estándares ambientales de la industria del hidrógeno verde.

«Tenemos una tremenda oportunidad de hacer las cosas bien desde el principio y, en ese sentido, es clave desarrollar esta industria con el foco en un desarrollo productivo sostenible que permita una transición socioecológica justa», destacó Rojas.

En paralelo, el gobierno promoverá procesos de participación temprana para los proyectos de hidrógeno verde los que serán liderados por Economía, Energía y Medio Ambiente, junto a la Agencia de Sustentabilidad y Cambio Climático.

Esto, con el objetivo de incluir las preocupaciones y aportes de las comunidades y la sociedad civil desde las etapas de diseño de los proyectos, y así reducir la conflictividad, mejorar los niveles de información y promover el encadenamiento productivo.

“Queremos relevar especialmente la importancia de la coordinación público-privada y de la participación temprana en estos procesos, para dar mayores grados de certeza a los desarrolladores de estos proyectos, a las empresas que se vinculan a ellos y las comunidades en las que se emplazan”, enfatizó el ministro Grau.

San Juan continúa avanzando en varias iniciativas orientadas a la transición energética a partir de fuentes renovables y la hibridación energética, entre ellas la incorporación de pequeños y grandes sistemas de almacenamiento. 

Juan Carlos Caparrós, presidente de Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), conversó con Energía Estratégica y adelantó cuáles son los próximos pasos de los diversos proyectos que encaran desde la provincia ubicada en la región de Cuyo. 

“Un equipo dentro de EPSE está probando la operación de nuestro edificio (demanda) combinando red, grupos electrógenos, storage (baterías de litio) y un generador fotovoltaico. El objetivo es hacerse de experiencia en la operación conjunta de estas tecnologías, recolectar datos y hacer I+D”, aseguró. 

«Y de igual manera se trabaja en la aplicación de almacenamiento tanto para desplazar las congestiones en transmisión – y aumentar la capacidad de evacuar energía- como para reforzar la solidez dinámica de la red de San Juan. Por lo que la idea es comenzar en 2023 y 2024 con prototipos de pequeña escala”, agregó. 

Por otro lado, EPSE también sigue con la mirada puesta en la construcción de la fábrica de paneles solares, de casi 8000 metros cuadrados, con el objetivo de alcanzar la fabricación de 71 MW de sistemas fotovoltaicos por año (cerca de 230000 módulos). 

Fábrica que incluye cuatro líneas de producción, con un valor agregado nacional estimado del orden del 85%, tales como lingotes de silicio monocristalino, fábrica de obleas de silicio, celdas fotovoltaicas y los propios paneles solares. 

Según informó Caparrós, actualmente están seleccionando el tecnólogo para el comisionado y arranque de la fábrica, quien hace las tareas previas en el sitio. Mientras que el paso siguiente será la instalación de la maquinaria para el armado de paneles, que ya se ubican en San Juan.

“Asimismo, se incorporarán un par de máquinas nuevas para mejorar la productividad. Aunque, dada la coyuntura, el cronograma de obra está atado a las posibilidades que haya en materia de importación”, agregó. 

De este modo, la fábrica generará mayor valor agregado a la industria mediante el desarrollo de componentes nacionales. Y en términos energéticos, significarán aproximadamente 170 GWh por año de producción de energía equivalente (para 2500 kWh/kWp instalado) y el abastecimiento de entre 55000 y 60000 viviendas de rango medio, conforme a lo detallado meses atrás desde el EPSE. 

Aunque también cabe recordar que la fábrica ayudaría a la construcción del Parque Solar Tocota. Proyecto de 350 megavatios de potencia para el cual EPSE provee tierras, infraestructura y asistencia técnica como aporte de su sociedad con Genneia. 

Y la propia central renovable que se hará en etapas de 70 MW a lo largo de cinco años a partir de los paneles producidos en la fábrica de San Juan y que podría producir 875000 MWh en ese lapso de tiempo. 

La generación distribuida no es un tema nuevo para Perú. En 2006, fue la primera vez que se contemplaron medidas para su promoción, dentro Ley 28832 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. 

Sin embargo, la reglamentación que permita inyectar energía a la red eléctrica es una cuenta pendiente para el país y desde el sector energético no ven claro que se resuelva en el corto plazo. 

“Hay buenas intenciones pero nada preciso todavía, ya que no está definido cuándo saldrá el reglamento y qué se podrá hacer y qué cosas no. Si se podrá aplicar el canje o net metering o si será el net billing o la venta de energía, ni a qué precios lo tomarán las distribuidoras”, aseguró José Adolfo Rojas Álvarez, general manager en Sustainablearth LATAM. 

“Las empresas distribuidoras siempre pondrán alguna especie de excusa, como por ejemplo que los pequeños usuarios – generadores le quitarán mercado. Por lo que, no creo que salga en el corto plazo para el próximo año, sino que es compleja la situación”, agregó en diálogo con Energía Estratégica. 

Es decir que no se observa un panorama tan claro para que las distribuidoras acepten la generación distribuida, tal como puede ocurrir en otros mercados vecinos de la región donde la GD ya se encuentra consolidada, como el caso de Brasil o Chile. 

Pero pese a ello, el especialista planteó que “sí se ve con buenos ojos” que, en los próximos años, las distribuidoras cedan en contratar una porción de la energía con fuentes renovables a partir  del proyecto de ley denominado “Ley que Modifica la Ley N°28832, para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”. 

Iniciativa que prevé que los generadores con recursos energéticos renovables que no cuentan con respaldo de potencia firme se encuentren habilitados a suscribir contratos de suministro con clientes libres y distribuidores y permite que los distribuidores diseñen una licitación para la compra de potencia y energía por separado, lo que fomentaría la contratación de bloques de energía a fin de que los generadores renovables participen en dichas convocatorias. 

“Igualmente falta bastante para que se dé porque no se sabe cuál será ese porcentaje, a cuántos años se firmará ni a qué precios, pero sí que será por bloques horarios como se hace en Chile. Y tales licitaciones podrían ocurrir a mediados del 2023”, sostuvo José Adolfo Rojas Álvarez.

De todos modos, el general manager en Sustainablearth LATAM reconoció que la principal oportunidad para desarrollar y potenciar las energías renovables en Perú, más allá de ese tipo de convocatoria, será mediante “la búsqueda de contratos PPA por parte de las empresas”. 

“Incluso se desarrollarán centrales de hidrógeno y las empresas grandes ya miran cómo poner ese tipo de plantas, pero se resume en que deben firmar un Power Purchase Agreement porque sino nadie comprará tanta generación de energía”, concluyó el entrevistado. 

Ayer, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) expidió la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto “Modificación Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones” propiedad de Engie Energía S.A., ubicado entre las comunas de Arica y Camarones, en la región de Arica y Parinacota.

La iniciativa es una ampliación del actual parque solar que hoy cuenta con 6,24 MW. Con esta aprobación se buscará emplazar paneles para elevar esa potencia hasta los 300 MW (359 MWp).

De acuerdo a lo anunciado por Engie, el montaje de esta nueva obra se dará en 2 fases, cada una de 150 MW. El monto de inversión del proyecto insumirá unos 210 millones de dólares.

Adicionalmente la planta incorporará un sistema de almacenamiento de energía en base a baterías denominado BESS (Battery Energy Storage System) que tendrá una capacidad estimada de 180 MW aproximadamente para 5 horas de almacenamiento.

Esto le permitirá a Engie almacenar la energía generada por los paneles fotovoltaicos para posteriormente ser inyectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en horarios diferentes a la generación solar y/o cuando ésta disminuya, lo cual permite reducir el vertimiento de energía.

Esta aprobación fue calificada por Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile, como “un hito importante en nuestro plan de transformación”.

“Con este proyecto, contribuimos concretamente a satisfacer, con energía renovable, la creciente demanda industrial del SEN. Mientras tanto, el sistema de almacenamiento aumenta la flexibilidad del despacho de energía, lo que favorece la seguridad y la fiabilidad del suministro del sistema”, destacó la directiva.

Por último, cabe señalar que el proyecto modifica el trazado de una de las tres líneas de transmisión aprobadas mediante Resolución de Calificación Ambiental N° 009/2014, pasando de los 7,3 kilómetros de longitud, doble circuito en 220 kV hacia la subestación Vitor; a un nuevo trazado de 6,5 kilómetros de longitud, circuito simple en 220 kV, que conectará la subestación elevadora del proyecto, S/E Guancarane, a la futura S/E Roncacho -también propiedad de ENGIE Energía Chile S.A.- del Sistema Eléctrico Nacional.

El pasado 10 de octubre, la CREG llevó a cabo la socialización del proyecto de resolución que contiene la propuesta del nuevo Reglamento del Mercado de Energía Mayorista (MEM) –VER-.

Dentro del MEM se negocian grandes bloques de energía eléctrica en que compradores y vendedores intercambian energía y potencia en el Sistema Interconectado Nacional, con sujeción al Reglamento de Operación.

En este sentido, la Comisión propone nuevas reglas para modernizar el mercado de corto plazo con la inclusión del mercado del día anterior, sesiones intradiarias y mercado de servicios complementarios, en donde se asumen responsabilidades por los compromisos adquiridos.

“Con dicho mercado se logra mayor flexibilidad y confiabilidad en la operación, de tal forma que pueden participar las tecnologías tradicionales, así como las nuevas tecnologías”, resaltó el director ejecutivo de la CREG, Jorge Valencia Marín.

Y agregó: “Además, se pasa de mercado en donde solo ofertaban los generadores, a uno en donde ofertan los generadores y la demanda, lo que va a permitir una mejor formación del precio en la bolsa”.

Por caso, el mercado intradiario permitirá que durante el día haya diferentes posibilidades de ofertas, posiblemente tres o cuatro. Eso posibilitará que el pronóstico que debe hacer una empresa que oferte renovables sea cada 6 u 8 horas, lo que le permitirá tener menos desviaciones.

Eso concede mayor certidumbre sobre las ofertas y, tal previsibilidad, permite al generador no ser penalizado con las desviaciones.

Esta propuesta de reglamento se adoptó a través de la Resolución CREG 143 de 2021 y será socializado a través de dos actividades: la primera de ella con el taller del pasado 10 de octubre. La segunda actividad será la presentación de grupos interesados, sobre aspectos generales de la propuesta regulatoria.

“Las presentaciones de grupos interesados representativos se hacen con el fin de conocer los planteamientos sobre la propuesta de la mayoría de los participantes del Mercado de Energía Mayorista, y poder conversar sobre alternativas para esta regulación. Es así como se definió un espacio para que estos grupos realicen exposiciones sobre los aspectos que encuentren más relevantes de la resolución”, resaltó Valencia Marín.

De lo contrario, «existe el riesgo de que el cambio climático, el aumento de los fenómenos meteorológicos extremos y el estrés hídrico socaven nuestra seguridad energética», advierte el informe presentado en rueda de prensa por Petteri Taalas, secretario general de la Organización Meteorológica Mundial (OMM), una de las agencias de la ONU.

«El tiempo no juega a nuestro favor, y estamos presenciando cambios en nuestro clima, por lo que necesitamos una transformación completa del sistema energético mundial», subrayó Taalas durante la presentación en Ginebra, Suiza.

«El sector de la energía es la fuente de alrededor de tres cuartos de las emisiones de los gases de efecto invernadero. Cambiar a las energías alternativas y mejorar la eficiencia energética es vital para llegar al objetivo de cero emisiones en 2050».

Para poder duplicar el suministro de energías alternativas como la hidráulica, la solar o la eólica, sería necesario triplicar las actuales inversiones mundiales en este tipo de fuentes. Actualmente, subraya el informe, esas fuentes de energía alternativas se concentran en gran medida en Asia Oriental y Pacífico (con China y Japón como principales líderes), seguidas de lejos por Europa Occidental y Norteamérica.

Para alcanzar el objetivo mundial a largo plazo del Acuerdo de París (evitar que la temperatura media global suba por encima de los 1,5 grados este siglo) se calcula que es necesario instalar 7,1 teravatios adicionales de energías limpias en esta década.

Uno de los objetivos de desarrollo sostenible para 2030 es el de conseguir «acceso universal a una energía asequible, fiable, sostenible y moderna», aunque la OMM reconoce que no se logrará esa meta «por un amplio margen».

El sector energético genera alrededor de las tres cuartas partes de las emisiones de gases de efecto invernadero, y «la transición a formas limpias de generación de electricidad y el aumento de la eficiencia energética son esenciales si queremos prosperar en el siglo XXI», subrayó hoy el secretario general de la OMM.

El informe advierte además que las olas de calor y las sequías (más frecuentes por el cambio climático) están poniendo ya a prueba la generación de electricidad existente, lo que supone un riesgo para la seguridad energética mundial en un momento en el que ésta también se ve desafiada por conflictos como el de Ucrania.

El informe cita casos como el de los apagones masivos que sufrió Argentina en enero de este año, a causa de una ola de calor con máximos de temperatura históricos, o los millares de hogares que quedaron sin suministro en Rusia por la congelación de las redes en una ola de frío en noviembre de 2020.

Ayer, en la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile uno de los expositores sobre el análisis del Proyecto de Ley que Promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad (Boletín 14.731-08) fue Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile.

“Hay pocos proyectos que va a encontrar tanto consenso dentro de la industria: es una iniciativa importante, necesaria y urgente, y mientras antes se saque se mejorará el Sistema Eléctrico Nacional”, detalló el ejecutivo, al tiempo que destacó que esta actividad “es bien importante para la transmisión”.

Contó que a día de hoy las empresas transmisoras no pueden participar de este mercado pero que, con la aprobación de esta iniciativa, podrían hacerlo; y desean hacerlo.

Tapia explicó que actualmente hay 62 MW capacidad instalada sistemas de almacenamiento. Pero que en el último plan de expansión propuesto por la CNE al Coordinador fue escogida la iniciativa de Transelec “Nuevo Sistema de Control de Flujo Mediante Almacenamiento Parinas – Seccionadora Lo Aguirre”, que incluye la instalación de un sistema de control con almacenamientos tipo BESS capaz de controlar el flujo de potencia por las líneas de 500 kV que conectan estas dos subestaciones.

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

Luego de la exposición de Tapia y de otros especialistas del sector, el proyecto fue aprobado en esa comisión y ahora resta que tenga un rápido y positivo tratamiento en Hacienda. La semana que viene se trataría en el recito del Senado para que pueda ser alcanzada su sanción.

Beneficios

Según el director ejecutivo de Transmisoras de Chile, en el corto y mediano plazo el almacenamiento “es una solución más rápida para solucionar estas estrecheces que están afectando al sistema”, como alternativa al desarrollo de líneas de transmisión.

“Permite aumentar el factor de carga de las líneas; o sea que se lleve más energía a través de las líneas y eso aumenta resiliencia, por lo tanto tendremos un sistema más potente con el almacenamiento”, destacó Tapia entre sus argumentos a favor de que se apruebe el proyecto de Ley.

También indicó que permite hacer un mantenimiento que evite vertimientos. Explica que hoy día hay que desconectar una línea para hacer mantenimiento y, debido a la estrechez, esto perjudica al mercado. “El almacenamiento permite que al desconectarse una línea se pueda ‘guardar’ energía por ese tiempo”, sostuvo.

Y resaltó que, en el largo plazo, se puede operar la red con mayores alternativas, manteniendo la seguridad (se trata de proyectos menos invasivos) y aprovechando 24/7 el potencial de las energías renovables.

“Como industria de la transmisión estamos bastantes comprometidos por trabajar por el almacenamiento”, resumió el directivo.

El pasado viernes, Enel Chile anunció la desconexión de la Unidad II de la central Bocamina, cerrando así su última unidad de carbón en funcionamiento en el país, lo que significa que ha desconectado toda su flota de carbón con 18 años de antelación respecto al objetivo de descarbonización fijado en 2019.

Como complemento de la noticia, desde la compañía aseguraron que, a los 221 MW solares que incorporaron en los meses de agosto y septiembre, a través de las centrales Azabache y Sol de Lila, en los próximos meses conectarán a la red otros 500 MW más de nueva capacidad renovable.

Sin embargo, desde la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP) si bien celebran la iniciativa de Enel, explican que dejar atrás el carbón no significa necesariamente avanzar en la adopción de energías más limpias, tras el informe del Coordinador Eléctrico en que se indica que la central en cuestión deberá ser alimentada por generación local adicional (diésel), durante las horas de mayores demandas.

“Cuando nos enteramos de que Central Bocamina II se cerraría, tras tan sólo 10 años de funcionamiento, pensamos que era una excelente señal de la intención real de dejar atrás combustibles fósiles en la generación de energía”, destaca Cristián Sepúlveda, gerente de la Asociación de Concentración Solar de Potencia.

Pero advierte: “Ahora se informa que la ciudad de Concepción requerirá diésel para poder responder a la demanda y eso es lo opuesto a avanzar en una matriz energética limpia”.

El dirigente resalta que “reemplazar carbón por diésel no apunta a tener una matriz energética más limpia”.

Y reconoce que las energías renovables como la fotovoltaica o eólica, necesitan contar con alternativas de almacenamiento de larga duración, ya que el sistema requiere estabilidad, ahí es que la Concentración Solar de Potencia se transforma en una alternativa eficiente.

“La Concentración Solar de Potencia tiene grandes atributos para la generación eléctrica de Chile, por ejemplo, una planta de este tipo puede funcionar 24 horas al día, 7 días a la semana. Es una tecnología dos por uno, almacena para generar luego”, manifiesta Sepúlveda.

En esa línea, el referente de la ACSP recuerda que en la última licitación, aun cuando se entregaron precios competitivos, no fue posible adjudicarse los bloques horarios ofertados, por lo que señala: “Esperamos que las autoridades permitan que nuestra industria pueda ser parte del cambio de una matriz energética que funcione a base de energías renovables no convencionales”.

“La demanda eléctrica nacional oscila los 1.600 megavatios (MW). Si hoy dependiéramos únicamente del gas, se necesitarían alrededor de 7 millones de metros cúbicos día (MMmcd) para cubrir esa demanda. Sin embargo, gracias a las inversiones que hizo el Gobierno nacional para incorporar fuentes renovables, hoy se destinan en promedio 3,5 MMmcd para la generación eléctrica”, explicó Molina, citado en un reporte de prensa.

La autoridad indicó que, por instrucción del presidente Luis Arce, Bolivia implementa una política de cambio de matriz en el sector eléctrico que responde a un mandato constitucional y compromisos internacionales que tiene el país para ayudar a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero para proteger a la Madre Tierra.

“Es por esa razón, que hemos realizado importantes inversiones que nos permitieron como país contar, hasta la fecha, con una capacidad instalada de 1.161 MW de energías limpias y amigables con el medio ambiente”, detalló el ministro.

La capacidad instalada de energías renovables se compone de la siguiente manera: 165 MW de energía solar; 135 MW de energía eólica; 127 MW de energía de biomasa y 734 MW de energía hidroeléctrica.

“Nuestra meta es seguir avanzado en este objetivo y es por ello que hasta 2025 pretendemos adicionar aproximadamente 550 MW más de energías limpias a nuestro Sistema Interconectado Nacional (SIN), en el que se incorporarán nuevos proyectos eólicos, solares e hidroeléctricos, y, por primera vez, geotérmicos”, subrayó Molina.

La funcionaria nacional salteña, Flavia Royón, en su cuenta de Twitter preponderó al sol del Norte por la capacidad que tiene de generar energías renovables para el país, como también alabó al viento del Sur por la misma causa, en materia del cuidado del medio ambiente.

En la red social del pajarito, subió un video con el siguiente mensaje: «Nuestro país tiene un enorme potencial de generación a partir de las energías renovables»

¿Habrá novedades? La funcionaria dejó entrever posibles nuevas medidas: «Vamos a avanzar en políticas que den impulso a la actividad porque entendemos que la transición energética es una gran oportunidad para un desarrollo justo, asequible y sostenible».

<blockquote class=»twitter-tweet»><p lang=»es» dir=»ltr»>Nuestro país tiene un enorme potencial de generación a partir de las energías renovables ♻️⚡️<br><br>Vamos a avanzar en políticas que den impulso a la actividad porque entendemos que la transición energética es una gran oportunidad para un desarrollo justo, asequible y sostenible. <a href=»https://t.co/wIGQsdUkPb»>pic.twitter.com/wIGQsdUkPb</a></p>&mdash; Flavia Royon (@FlaviaRoyon) <a href=»https://twitter.com/FlaviaRoyon/status/1578762475474128900?ref_src=twsrc%5Etfw»>October 8, 2022</a></blockquote> <script async src=»https://platform.twitter.com/widgets.js» charset=»utf-8″></script>

Con fecha del 6 de octubre pasado, Ibereólica Cabo Leones II S.A., filial local del español Grupo Ibereólica, envió una carta -VER- al Coordinador Eléctrico Nacional manifestando su insolvencia ante deudas que se le generó a la empresa por haber consumido más energía de la que pudo producir.

Ibereólica Cabo Leones II (“ICLII”) “se encuentra impedida de realizar dichos pagos atendida la difícil situación financiera que enfrenta, derivada de circunstancias que escapan enteramente al control y diligencia de ICLII”, expresa la carta.

Por ende, se le solicita a la autoridad eléctrica: “Ejecutar la boleta bancaria de garantía oportunamente entregada por ICLII como garantía de cumplimiento de la cadena de pagos del sistema eléctrico nacional, por un monto de $964.993.635, que se encuentra en poder de este Coordinador, y que ICLII, atendida su situación financiera, no podrá renovar luego de su ejecución”.

Esta situación está generando inquietud en el mercado renovable de Chile dado que ahora son dos las compañías que atraviesan la misma situación.

Es que la semana pasada, Energía Estratégica señalaba que la empresa María Elena Solar S.A., filial de la española Solarpack, -VER ARTÍCULO- también ingresaba en insolvencia con su proyecto solar Granja Solar, de 105 MWac (123 MWdc).

¿Qué ocurrió? Esta energía comprometida debe inyectarse para satisfacer a usuarios del mercado regulado. Si no se puede generar la energía suficiente, ésta debe comprarse al mercado al spot a un precio determinado por el Coordinador.

Por congestiones en la red eléctrica, María Elena Solar no ha podido inyectar toda la energía generada por Granja Solar. Estos vertimientos provocaron que la empresa deba consumir más energía de la que pudo producir e inyectar al sistema; es decir, deba comprar energía.

De ahí comienzan a generarse deudas. Y acá el segundo inconveniente: Durante las horas diurnas el mercado spot muchas veces llegó a cero, provocando que mucha de la energía entregada no pueda ser rentabilizada.

En conclusión: María Elena Solar no pudo volcar toda su energía por congestiones en la transmisión, a lo que tuvo que comprar el faltante en el spot y ahora no puede afrontar esos pagos porque buena parte de su energía inyectada a través de Granja Solar la vendió a cero peso, debido a la sobreoferta que se genera durante horas diurnas.

“De acuerdo a nuestros registros, las deudas derivadas de distintos Balances del Coordinador que María Elena Solar S.A. mantiene impagas (y que en su mayoría corresponden al Balance del mes de julio y agosto de 2022) en total ascenderían a un poco más de $2.788.000.000”, explica la filial de Solarpack en su carta dirigida al Coordinador.

Por tanto, la compañía solicita que se le liquide la Boleta de Garantía que se presentó oportunamente (conformada por $2.507.094.197) para cancelar los saldos impagos. Pero advierte que de continuar dándose este tipo de escenarios se vería afectada la cadena de pagos.

“Yo creo que este podría ser el primer caso de varios que van a darse. Creo que se va a repetir porque hay empresas que no tienen muchos proyectos, que se formaron y avanzaron para participar de una licitación, se adjudicaron y funcionan así; y que no tienen espaldas para cubrir estas deudas”, había advertido Andrés Guzmán, Socio de la consultora Austral, en una entrevista con este medio.

El especialista había indicado que lo más preocupante no es lo que le ocurre a las empresas de manera individual, sino la situación que la propia María Elena Solar expresa en su carta al Coordinador: La posibilidad de una ruptura en la cadena de pagos.

“Esto que se está produciendo horada uno de los principios de la operación del sistema, que es la certeza de los pagos. En el fondo le está metiendo un nivel de inestabilidad y riesgo muy alto al sistema eléctrico”, señalaba Guzmán.

Como efecto de esto, el consultor sostenía que las autoridades deberán tomar cartas en el asunto más temprano que tarde por el problema que se puede llegar a desencadenar.

Indicaba: “Las empresas, cuando firmaron contratos evaluaron cierto escenarios; y en función de esos escenarios, adquirieron una deuda, construyeron un proyecto, ofertaron un precio en la licitación y adjudicaron. Pero cuando las empresas ven que el escenario de la realidad se está separando mucho del evaluado, lo que hacen es levantar la mano y decirles a las autoridades. Y, por lo que se vio, todos estos inconvenientes fueron alertados ya: Vertimientos, necesidad de desarrollo de transmisión, de desacople, de que falta flexibilizar la operación”.

La semana pasada comunicamos que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) había renegociado contratos con 14 empresas por casi 700 MW.

Según pudo constatar Energía Estratégica, asistieron a la firma pública de Memorandos de Entendimiento ocho representantes delegados para 13 empresas que acumulan un poco más de 677 MW procedentes de generadoras renovables o térmicas a biomasa y diésel (ver detalle al pie de la nota).

En aquel acto, al que asistieron empresas locales y extranjeras como la Corporación Multi Inversiones (CMI) y Total Eren, como impulsores de proyectos eólicos y solares, referentes empresarios se pronunciaron a favor de los acuerdos con salvedades de que los mismos serán oficiales luego de la aprobación de la Junta Directiva de la ENEE.

Por un lado, uno de los portavoces de empresas térmicas que se pronunció ante el público presente consideró: “Llevamos meses en las renegociaciones buscando el equilibrio financiero para ambas partes. El objetivo principal creo que se ha alcanzado”.

Otro observó: “Entendemos la importancia de estos acuerdos y esperamos que se puedan formalizar de la manera más expedita posible”.

Por su parte, un representante legal de generadoras eólicas y solares declaró: “Esperamos realmente que esto ayude. Les deseamos lo mejor (…) Mi esperanza es simplemente dar vuelta la página y tener un país sostenible y que se realice su maravilloso potencial”.

Ahora bien, también advirtió que, como paso siguiente, “la reducción de pérdidas será fundamental”. Esta salvedad se da en un contexto en el que una mayoría de agentes generadores acusan a las pérdidas técnicas y no técnicas en Honduras como las responsables de que los números de la empresa estatal sigan en rojo y no se recupere el mercado eléctrico.

Como parte del fortalecimiento de la ENEE se propuso esta renegociación a unas 25 generadoras, para bajar los precios comprometidos en los contratos de suministro y hasta el momento se habría superado un poco más de la mitad.

Energía Estratégica relevó a aquellas generadoras que suscribieron memorandos de entendimiento la semana pasada que se encuentran entre los inscriptos como empresa generadora en el Registro Público de Empresas del Sector Eléctrico que releva la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Las empresas y sus proyectos serían:

Energía Eólica de Honduras S. A. – Parque Eólico Cerro de Hula de 100 MW
Sistemas Fotovoltaicos de Honduras, S. A. (FOTERSA) – Granja Solar Pacífico 1 de 20 MW
Soluciones Energéticas Renovables, S. A. de C. V. (SERSA) – centrales generadoras fotovoltaicas Choluteca Solar I y Choluteca Solar II  de 30 MW a 58 MWp
Producción de Energía Solar y Demás Renovables, S. A. de C. V. (PRODERSSA) – Proyecto Fotovoltaico Nacaome II de 49.90 MW
Generaciones Energéticas S. A. (GENERSA) – Parque Solar Fotovoltaico Generaciones Energéticas de 11.25 MW
Energías Solares S. A. – Parque Solar Fotovoltaico Energías Solares de 6.25 MW
Fotovoltaica Sureña S. A. – Parque Solar Fotovoltaica Sureña de 11.25 MW
Energy Honduras  S. A. – Proyecto renovable de 10 MW ampliable a 15 MW
San Marcos Wind Energy – Proyecto eólico San Marcos de 112.5 MW
Comercial Laeisz Honduras S.A  – Proyecto termoeléctrico de 70 MW
Energía Renovable, S. A. de C. V. (ENERSA) – centrales generadoras Termoeléctrica Choloma III con registro G-S25-01 y Termoeléctrica Enersa Cogeneración con registro G-S25-02 – 227 MW
Compañía Azucarera Tres Valles (CATV) – Proyecto de cogeneración de energía eléctrica azucarera tres valles de 9.5 MW / 11.1 MW
Energía Chumbagua S. A. – Central Generadora Biomásica Energía Chumbagua de 20 MW

Johnier Montoya, gerente comercial de ENSA Servicios asistió al ciclo de entrevistas “Protagonistas”. Allí, el referente de esta empresa parte del Grupo EPM, compartió su análisis de mercado, casos de éxito en autoconsumo solar y nuevos modelos de negocio.

Según adelantó Johnier Montoya, la distribuidora y comercializadora eléctrica con sede en Panamá planea expandir su oferta a otros mercados.

“Estamos mirando oportunidades en otros países de Centroamérica e inclusive de Sudamérica, sobre todo con nuestras líneas de tecnologías de la información y de eficiencia energética”, reveló el gerente comercial de ENSA Servicios.

Aquello da cuenta de las grandes oportunidades de negocios en la región y de una dinámica que resulta atractiva para nuevos jugadores en el mercado. En el caso de ENSA Servicios, que surgió hace apenas cinco años, ya plantea ampliar su oferta además de abarcar nuevos mercados.

“ENSA Servicios hoy tiene un portafolio de cerca de 9 líneas de negocio muy enfocadas en nuevos servicios de eficiencia energética, energía solar fotovoltaica, movilidad eléctrica, diseño y construcción de redes, entre otras diferentes a los servicios tradicionales que presta ENSA”, precisó Montoya.

En lo que respecta a autoconsumo solar, la empresa ya no sólo cubre el diseño, construcción y mantenimiento de sistemas solares para clientes residenciales, comerciales e industriales. Además supo alinear esa línea de negocio a nuevos requerimientos del mercado como pueden ser kits solares fotovoltaicos y próximamente soluciones de domótica para la automatización de sus consumos eléctricos.

“Queremos darle una mayor capilaridad al tema de paneles solares, queremos crecer bastante el mercado y estamos desarrollando cosas nuevas. Justo la semana pasada salimos con unos kits solares para los hogares con unos precios competitivos que permiten inclusive que un sistema de estos pueda recuperar su inversión en cuatro o cinco años”, detalló.

Para ejecutar esos y otros proyectos en un número clientes superior, el referente de ENSA Servicios aclaró que están trabajando en alianzas estratégicas con distintas entidades financieras para facilitar su acceso.

“Tenemos vigente dos alianzas con dos bancos panameños -uno del sector público, que es la Caja de Ahorros, y otro es Global Bank- con los cuales, creamos una línea de financiación que denominamos Financiación Verde, que básicamente lo que busca es acercar a las personas con este tipo de tecnología brindándole condiciones de financiación especial.

“Estamos ofreciendo con ellos tasas competitivas bastante por debajo de las tasas específicas del mercado para los montos de los cuales estamos hablando y son entidades financieras que para este tipo de proyectos están llegando hasta la financiación por 10 años con modelos de créditos tradicionales e inclusive lising operativos que permiten que la compañía tenga ciertos beneficios tributarios”, detalló.

Para acceder a estos y otros testimonios exclusivos de Johnier Montoya, gerente comercial de ENSA Servicios, puede consultar el video de la entrevista completa que le realizó Energía Estratégica.

El presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH2), Israel Hurtado, se pronunció por trabajar en una estrategia nacional y en normas oficiales mexicanas, ante el potencial que el país tiene para convertirse en un jugador importante a nivel internacional en materia de hidrógeno verde.

En el marco del XII Congreso Conjunto de Asociaciones de Energía “Imagina México 2030”, y en vísperas de la celebración del Día Internacional del Hidrógeno el 8 de octubre, señaló que el país carece de una estrategia nacional de hidrógeno, cuando otras naciones ya la tienen gracias a que convocaron a sus sectores académicos, científicos, industriales y sociales, en conjunto con autoridades.

También subrayó la importancia de trabajar en el tema de regulación, pero en particular en normas oficiales mexicanas enfocadas a temas técnicos como, por ejemplo, la instalación de electrolizadores en centrales renovables, para almacenamiento de hidrógeno, transporte y seguridad.

Destacó las condiciones que México tiene, y el mundo reconoce, para convertirse en un jugador importante para producción, consumo y exportación de hidrógeno verde, gracias a su potencial renovable, al Tratado comercial entre México, Estados Unidos y Canadá (T- MEC) y su ubicación geográfica privilegiada.

De acuerdo con diversos estudios, el país podría tener hasta 64 por ciento de costos de producción más bajos en comparación con otros países. Además, puede exportar a Estados Unidos, Asia y América del Sur, por lo que “es una gran oportunidad que tenemos como país de desarrollar el hidrógeno”.

Asimismo, sostuvo, el hidrógeno es uno de los componentes de la solución en el marco de la lucha contra el cambio climático, la descarbonización industrial y para tratar de contener el incremento en la temperatura del planeta.

El hidrógeno verde también puede coadyuvar en los esfuerzos a nivel internacional para cumplir los Objetivos de Desarrollo Sostenible, así como los Estándares Ambientales, Sociales y de Gobernanza. Hurtado recordó que en mayo pasado la AMH2 presentó el documento “Hidrógeno verde: El vector energético para descarbonizar la economía de México”, en donde se propone una Hoja de Ruta para el desarrollo de esa industria en México.

En el XII Congreso Conjunto de Asociaciones de Energía, que se realizó los días 5 y 6 de octubre, participaron representantes de siete organizaciones para dialogar sobre las perspectivas del sector hacia 2030, la transición energética y la sustentabilidad en México.

“Imagina México 2030” fue convocado las asociaciones mexicanas de Hidrógeno (AMH2), de Energía (AME), de Energía Solar (ASOLMEX), de Empresas de Hidrocarburos (AMEXHI), de Energía Eólica (AMDEE), de Gas Natural (AMGN) y para la Economía Energética (AMEE), junto con el World Energy Council Capítulo México (WEC-MEX).

Cristian Díaz Durán, director de Energía Eléctrica en el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, y Lina Escobar Rangel, subdirectora de Demanda en la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), confirmaron su participación en la próxima conferencia y networking de Latam Future Energy. 

Se trata del “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” se llevará a cabo en los salones del Hotel JW Marriott de Bogotá el próximo 25 y 26 de octubre del 2022.

ASISTIR

Las autoridades invitadas compartirán jornadas de debate de alto nivel las que también asistirán referentes empresarios del ámbito privado de toda Latinoamérica para compartir su visión sobre el rumbo que podrán tomar países de la región ante una fuerte apuesta hacia las energías renovables.

En el caso de Colombia, el gobierno promueve un proceso de “transición energética justa”, donde el impacto de los proyectos no sólo sean positivos para el ambiente, sino también para la economía y las comunidades.

¿Qué mecanismos implementarán para lograr una transición justa? ¿Qué rol tendrá cada actor del mercado energético? ¿Qué modelos de negocios se podrán impulsar? Son algunas de las preguntas que Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación del Grupo Energía Bogotá, realizará a los panelistas como moderador del bloque del que participarán referentes del sector público y privado.

PARTICIPAR

El atractivo que encuentra la iniciativa privada de invertir en proyectos de energías renovables en el mercado colombiano no es menor y están pendientes de conocer la Hoja de Ruta que guiará los pasos de la actual gestión de gobierno.

Empresas privadas de renombre internacional también confirmaron su participación. Entre ellas, podemos mencionar a AES, Array Technologies, Atlas Renewable Energy, AtZ Investment Partners, EDP Renovables, ENERCON, First Solar, Growatt, Ingeteam, JA Solar,  Jinko Solar, Marsh, MPC Energy Solutions, Nordex Group, Powertis, Power Electronics, Renovus, Risen, Solines & Asociados, Solis, Soltec, Sungrow, entre otras.

Todos los interesados en asistir a “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” ya pueden adquirir su entrada para las dos jornadas de conferencia y networking del próximo 25 y 26 de octubre del 2022.

ENTRADA

Casi 435 PMGD se han declarado en construcción ante la CNE, por alrededor de 2,5 GW, para poder acogerse al precio estabilizado que propone el Decreto Supremo 88, el cual supone mayor rentabilidad para proyectos solares respecto al nuevo esquema de bandas horarias.

En diálogo con Energía Estratégica, Francisco Yáñez, Director Ejecutivo FEYE Consultores, destaca que “la CNE hizo un gran trabajo” al momento de revisar los proyectos, cuya fecha límite es mañana 8 de octubre.

“Es un gran mérito porque ingresaron casi 450 proyectos, los cuales terminaron siendo revisados en tiempo y forma”, remata el consultor, al tiempo que cree que buena parte de los PMGD podrán incorporarse al viejo sistema de precios.

Desde FEYE han desarrollado uno de los emprendimientos en evaluación de la CNE y han acompañado a dos decenas de otras compañías tanto en su desarrollo como en el armado de la declaración en construcción. Yáñez calcula que la gran mayoría de estos proyectos serán aprobados.

“Somos una consultora que apoyamos a nuestros clientes en sus desarrollos, en sus proyectos en construcción y operación, abordando toda la cadena; ayudándolos a resolver problemas, los apoyamos desde el punto de vista legal, de permisos, de acompañamiento con las comunidades, con los principales actores involucrados”, desataca el ejecutivo.

Por tanto, para Yáñez el 2023 será “un año de construcción”, donde se montarán alrededor de 400 PMGD, lo que va a generar una altísima demanda.

“Van a existir grandísimos temas con vialidad, con las distribuidoras, para que podamos llegar a conectar toda esta cantidad de proyectos, y ese es un desafío que se viene para el mercado”, advierte.

Otro aspecto que se verá con fuerza el año entrante son los PMGD solares fotovoltaicos con la incorporación de baterías, teniendo en cuenta que el nuevo régimen de precios de bandas horarias castiga las horas de sol

“El paso natural del mercado que debería venir ahora son los PMGD que empiecen a incluir almacenamiento”, asegura el director ejecutivo de FEYE.

Y razona: “Ya que está el proyecto de Ley de almacenamiento y el incentivo en el Decreto 88 con las bandas horarias, donde los horarios más atractivos son en horas de no sol, el almacenamiento cumple una función clave”. Aunque confía: “El gran tema es el costo de las baterías”.

Para Yáñez, el 2023 será una temporada de estructuración de proyectos con almacenamiento. Teniendo en cuenta que la demora para su concreción es de uno año a un año y medio, éstos podrían estar terminados en el 2025, donde el costo de las baterías pueda haber caído lo suficiente para que sean realmente atractivos.

La última semana de septiembre, Goldwind Argentina se reunió con Sinosure -China Export Credit Insurance Corporation, compañía de seguros con más de dos décadas de experiencia en la promoción del desarrollo y la cooperación económica y comercial de China en el exterior.

}Ambas partes acordaron trabajar en estrecha colaboración para contribuir al desarrollo de la industria eólica argentina.

Por otro lado, la compañía recibió la visita de varios bancos internacionales en sus oficinas, incluida la presencia de Bank of China Limited Sucursal Buenos Aires, la institución bancaria más antigua y con mayor nivel de internacionalización de China. 

Los bancos acordaron con Goldwind Argentina mecanismos macro para la cooperación económica que posibilite el desarrollo de proyectos de energía renovable en el país. 

Estas iniciativas son parte del Diálogo Estratégico para la Cooperación y Coordinación Económica (DECCE), que se realiza en el marco de la Iniciativa de la Franja Económica de la Ruta de la Seda y de la Ruta Marítima de la Seda del Siglo XXI, iniciativa firmada por el canciller argentino Santiago Cafiero y He Lifeng, presidente de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma de la República Popular China.

El experto comisionado, José Fernando Prada, participó de “El Impacto de la Transición Energética en la Economía”, VIII Congreso de la Cámara Colombiana de la Energía; y lo hizo precisamente en su intervención denominada “Retos del Regulador en la Prestación del Servicio en la Transición Energética.

En su exposición el experto resaltó las resoluciones y los proyectos de resolución expedidos por la CREG que viabilizan la transición energética, entre los que se encuentran: los nuevos procedimientos y la definición de los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional; la actualización de las reglas de autogeneración para que los usuarios puedan vender excedentes de energía; las disposiciones sobre sistemas de almacenamiento; entre otras.

Así mismo, resaltó los proyectos regulatorios en curso para este 2022 y más allá, como: la modernización del Mercado de Energía Mayorista, que actualmente se encuentra en consulta de los agentes y de los usuarios; la revisión integral del código de redes para incorporar nuevas tecnologías; la regulación para habilitar la movilidad eléctrica; y normatividades sobre almacenamiento de energía.

“El modelo regulatorio en la transición energética debe estar impulsado al cumplimiento de objetivos en la prestación del servicio: seguridad, asequibilidad y sostenibilidad. En armonía con la política energética y con una participación más activa de los usuarios”, resaltó Prada.

Frente a este tema, el experto profundizó al referirse a cómo el sector eléctrico debe procurar para que las actividades del mercado energético propendan a la protección del medio ambiente, mitigando los efectos del cambio climático.

Además, el funcionario focalizó en que se espera que con la integración de energías renovables no convencionales se contribuya a la diversidad y seguridad de la generación energética del país.

“Debemos garantizar que el servicio de energía se pueda prestar sin comprometer los estándares de confiabilidad y la calidad del servicio que hemos alcanzado durante estos años”, advirtió.

El experto comisionado también realizó un recuento del nuevo contexto en la prestación de servicio de energía eléctrica que incluye la descarbonización de la producción y uso de energía, el uso de fuentes renovables, la digitalización del sistema, los nuevos modelos operativos y el usuario de energía como productor y consumidor (Prosumidor).

Y resaltó que, las resoluciones de la transición energética que se han expedido desde la CREG responden a este contexto.

La energía solar en Brasil creció 1 GW en el último mes y alcanzó un nuevo récord para el país y la región con 20 GW de capacidad fotovoltaica en operación. 

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. 

“En septiembre, 29 municipios brasileños alcanzaron importantes hitos de capacidad instalada en generación solar fotovoltaica distribuida”, anunciaron desde ABSOLAR. Y los principales municipios que se destacan son Goiana (100 MW), Manaos (75 MW), Rondonópolis y Sorriso (ambos con 50 MW cada uno). 

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.

Esta adición de potencia significa que, a lo largo del 2022, se incorporaron 6,2 GW de energía solar en el país (la generación distribuida sumó 4,3 GW y la 1,9 GW centralizada), lo que representa un incremento del 44,4%. Hecho que permite que sea la tercera fuente de energía con mayor capacidad instalada de la matriz eléctrica del país.

Uno de los principales factores para lograr este crecimiento es que los precios promedio de los kits fotovoltaicos mostraron una reducción del 12% a mitad de año, a comparación de enero de 2022, principalmente por los altos niveles de inventario y el aumento de la competencia mayorista. 

Y según dieron a conocer desde ABSOLAR, en ese período Brasil ganó más de 399000 unidades consumidores que ya generan su propia energía eléctrica. 

Además, según la propia asociación, la solar fotovoltaica ya trajo cerca de R$ 103 mil millones en inversiones al país y más de R$ 27,2 mil millones en las arcas públicas, sumado a que generó más de 600000 acumulados desde 2012 y evitó la emisión de 28,4 millones de toneladas de CO2 en la generación eléctrica.

Estos acontecimientos se dan pocos días antes de que se lleve a cabo la Subasta de Energía Nueva A-5 (LEN), prevista para el viernes 14 del corriente mes tras el aplazamiento ocurrido en septiembre. 

Dicha convocatoria tuvo récord de ofertas de suministro, con 2044 proyectos de energía limpia por un total de 830005 MW de potencia entre todas las tecnologías presentadas, donde los proyectos solares fueron los más interesados, con 1345 parques inscritos por 55822 MW. 

En la actualidad, República Dominicana cuenta con un 74% de su matriz de generación que proviene de tecnologías que usan combustibles fósiles y sólo alrededor del 26% provendría de energías renovables.

Ahora bien, el objetivo es que las renovables superen el 30% al 2030 y las licitaciones de gas natural que podrían adicionar unos 800 MW en esta década complicarían el cumplimiento de aquellas metas.

Visto aquello, desde el año pasado el gobierno se propuso movilizar nuevos mecanismos para dar lugar a más renovables. A través del Decreto 608 2021, el presidente de la República Dominicana, Luis Abinader, instruyó a la Comisión Nacional de Energía (CNE), al Ministerio de Energías y Minas (MEM) y a la Superintendencia de Electricidad (SIE), a presentar una propuesta de modificación de la Ley núm. 57-07 en la cual se establezcan mecanismos competitivos para la suscripción de los contratos de compra de energía en base a fuentes renovables.

Recientemente, Andrés Astacio, superintendente de Electricidad, reveló durante un evento de Latam Future Energy que han avanzado en el diseño de este mecanismo y los avances preliminares revelan una necesidad de incorporar más de 1 GW en cinco años.

“Tenemos como meta la instalación de unos 1.000 MW o 1.200 MW renovables adicionales”, aseguró.

Aquello fue ratificado por el Ing. Hugo Ariosto Morales Sosa, gerente de la Dirección de Gestión de Energía en la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales y encargado de proyectos renovables en el Ministerio de Energía y Minas.

“El gobierno quiere hacer un proceso de licitación a finales de año o principios del próximo de alrededor de 1200 megavatios de energía eólica y fotovoltaica con el fin de aumentar nuestra energía renovable”, declaró el portavoz dominicano en un encuentro denominado «Alrededor de las regiones – América Latina y el Caribe» enmarcado en el congreso internacional WindEnergy Hamburg.

Durante su participación, Hugo Morales, indicó que en la actualidad existen unos 800 MW en operación correspondientes a parques energía eólica y fotovoltaica a los que podrían sumarse pronto unos 600 MW más que están en construcción.

Y subrayó que la próxima licitación tendría el foco en viabilizar 1200 MW eólicos on-shore y solares adicionales. ¿Porqué estas tecnologías? El portavoz dominicano indicó que los tiempos de construcción de este tipo de proyectos, estimados en un año para fotovoltaica y dos años para eólica on-shore, se ajustan a las necesidades que tiene el país.

No obstante, no descartó que el país apueste a otras tecnologías renovables para diversificar más su matriz energética y progresivamente dejar de depender de la necesidad de importar combustibles fósiles.

Inclusive mencionó que junto al Banco Mundial se encuentran explorando la viabilidad de energía eólica off-shore.

“Estamos pensando en la energía eólica  off-shore porque también necesitamos proteger la tierra que puede ser útil para fines agrícolas y para la cría de animales para el consumo humano. Es por eso que queremos acelerar el proceso para poder utilizar la energía eólica marina”.

“Sabemos que tenemos un gran potencial para la energía eólica off-shore. Tenemos unos 63 GW de potencial.  Con el Banco Mundial ya estamos trabajando en una primera etapa para desarrollar esa tecnología y vemos que tenemos grandes oportunidades por la velocidad del viento muy fuerte y constante”.

“En Costa Rica tenemos un 100% de energía renovable, pero nuestra energía de base es la energía hidroeléctrica. Debemos mirar hacia adelante e identificar qué otros tipos de energía renovable podemos desarrollar en nuestro país”, introdujo Floria Quesada, Ingeniera Civil de la Secretaría de Planificación Energética del Ministerio del Ambiente y Energía de Costa Rica.

Durante su participación en un panel organizado por el Consejo Global de la Energía Eólica (GWEC) y el Banco Mundial durante el congreso internacional WindEnergy Hamburg, la referente costarricense explicó que entre las alternativas que se encuentran evaluando actualmente se encuentra la energía eólica off-shore.

Ahora bien, aclaró que el desarrollo del proyecto estaría a cargo de la empresa estatal y la participación privada podría darse a través de la contratación para la construcción y proveeduría de componentes para aerogeneradores off-shore.

“En mi país la empresa del gobierno ICE se encarga de contratar la construcción de todos los proyectos de mas de 50 MW en nuestro país”.

“Por eso, en esta oportunidad estoy pidiendo información para poder darle al ICE y que esta empresa pueda desarrollar el proyecto y luego contratar a otras empresas, empresas privadas, para que hagan por ejemplo los cimientos, la torre, el rotor o turbinas”, explicó.

Además, adelantó que ya existirían avances sobre el emplazamiento de una primera experiencia costa afuera.

La portavoz costarricense reveló que cuentan con estudios preliminares de recurso eólico que encaminan a dónde podría ubicarse:

“Se podría desarrollar en la costa norte del pacifico muy cerca de Nicaragua”, precisó Floria Quesada.

Los horizontes de negocios aparecerían al analizar a dónde destinar el excedente de energía que genere un parque eólico off-shore. Por lo pronto, se plantea la exportación de energía eléctrica y producción de hidrógeno verde y derivados.

Sobre la primera de estas oportunidades, Floria Quesada señaló que Costa Rica ya tiene experiencia exportando electricidad a otros países centroamericanos que no tienen el mix energético que tiene Costa Rica, por lo que sería un ganar-ganar. 

“Quizás sea mejor pedir electricidad renovable a Costa Rica, que comprar petróleo para generar electricidad”, subrayó. 

Por el lado de generar excedentes de energía renovable para la producción de hidrógeno verde y sus derivados, consideró que distintos sectores podrán formar parte de esta nueva industria y que no sólo el eléctrico se vería favorecido sino también otros como el transporte, contribuyendo ampliamente en la reducción de emisiones CO2.

Enel Green Power en Colombia, Panamá, Costa Rica y Guatemala es una línea de negocio de la compañía Enel Colombia S.A. ESP.

Concretamente en Colombia, cuenta con una capacidad de 3.589 MW, además de 1.102 MW renovables en construcción.

Entre sus activos de generación se destacan sus 12 centrales hidroeléctricas y el parque solar El Paso (86,2 MWdc), el primero de despacho central de este tipo en el país.

Igualmente, sobresale el proyecto eólico Windpeshi (205 MW) y los parques fotovoltaicos La Loma (187 MWdc) y Guayepo I & II (486,7 MWdc); todos en construcción.

Puntualmente, sobre su parque eólico, debe realizar un trabajo de consultas previas con determinadas comunidades de La Guajira (municipios de Uribia y Maicao) para que éstas le concedan admisión del proyecto, ya que son las dueñas de las aproximadamente 6.200 hectáreas donde se montarán los 41 aerogeneradores que hacen al proyecto, y además sus correspondientes obras de conexión eléctrica.

Es por ello que Enel Colombia puso en funcionamiento una oficina móvil para atender las peticiones, quejas, reclamos y sugerencias (P.Q.R.S) del parque eólico Windpeshi.

Este punto de atención, operado a través de Ecologic, se desplaza una vez al mes, de 8 a.m. a 12 m, hacia las comunidades Flor de la Frontera, Paliyawain, Utkapu, Kamushipa, Yotojoroin, Matajuna, Kalinchon, Jaika Kalinchon, Mashumana, Mashumana Wane y Jamucherru.

“Seguimos innovando para establecer mecanismos de diálogo efectivos con las comunidades, que nos permitan conocer de primera mano sus necesidades, preocupaciones e inquietudes, y responder oportunamente a ellas”, destacó Gian Paolo Daguer, gerente de Sostenibilidad de Enel Colombia y Centroamérica.

Y declaró: “Estamos convencidos de que la escucha continua es esencial para crecer de la mano del territorio, identificando oportunidades de mejora que aporten a la construcción de relaciones de confianza y a largo plazo”.

Esta oficina es atendida por el Coordinador de P.Q.R.S de Windpeshi y un auxiliar social del Subcomité de Diálogo, perteneciente a la comunidad en la cual esté rotando la oficina y cuyo rol radica en facilitar la comunicación entre la persona wayuu que interpone su petición y la Compañía.

Además, la oficina cuenta con un parlante a través del cual se divulga información de interés del proyecto, desde el frente técnico, social y ambiental.

En los próximos meses Enel Green Power ampliará el alcance de esta oficina móvil a las 22 comunidades aledañas a la línea de transmisión y a las 39 que hacen parte de la vía Uribia-Wimpeshi que la Compañía está adecuando. De esta forma, cubrirá a las 67 comunidades con quienes trabaja en los tres frentes del proyecto.

Otros canales de comunicación

Para atender las peticiones, quejas, reclamos y sugerencias del proyecto eólico Windpeshi, Enel Green Power también cuenta con una línea móvil (celular) y de WhatsApp, disponibles de lunes a viernes, de 8 a.m. a 5 p.m.

Igualmente, instaló ocho buzones de P.Q.R.S en la oficina del parque eólico (faena), las comunidades de Romana, Patajatamana y Wimpeshi, y las Alcaldías y Personerías de Maicao y Uribia, también en el sitio de operación de Enel Green Power en Uribia.

Estos están disponibles en los corregimientos las 24 horas del día, durante los siete días de la semana, y de lunes a viernes, de 8 a.m. a 6 p.m., en las instituciones y oficina de Enel Green Power.

Por su parte, la Compañía implementó ocho carteleras informativas en los mismos puntos de los buzones, cuyo contenido se actualiza de forma mensual, y quincenalmente envía un boletín virtual a las comunidades de su zona de influencia con noticias de interés del proyecto.

“A estos canales se suma el continuo relacionamiento uno a uno que realizan nuestros profesionales sociales en territorio, los Comités Técnicos conformados por las autoridades y los líderes de cada una de las comunidades consultadas y el Subcomité de Diálogo Social. Este último se encarga, entre otras cosas, de gestionar, a través del diálogo, las diferencias y/o inconformidades de las comunidades con la Compañía”, agregó Daguer.

Representantes del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de Esmeraldas y Manabí, catedráticos universitarios y representantes de los sectores productivos de Manabí, acompañados de la viceministra de Electricidad y Energía Renovable, Enith Carrión, recorrieron el pasado 29 de septiembre, la zona donde se implantará el futuro proyecto de generación fotovoltaica El Aromo, ubicado en las afueras de Manta, en Manabí.

Durante el recorrido, los delegados evidenciaron que el proyecto, que será desarrollado por la empresa española SOLARPACKTEAM, no interferirá con el proyecto Refinería del Pacífico, ya que los paneles fotovoltaicos se instalarán en un área de alrededor de 300 hectáreas, que corresponde a la zona de escombrera del proyecto petroquímico para refinación de petróleo, esto es aproximadamente un kilómetro adentro de la vía de acceso.

Xavier Herrera, delegado del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de Manabí, comentó que el terreno donde se construirá la planta fotovoltaica de 200 megavatios, no tiene relación con el futuro proyecto de refinería.

“Estamos acá para respaldar la gestión y desarrollo de este nuevo proyecto”, puntualizó.

Por su parte, el ingeniero eléctrico Franklin Plaza Sánchez manifestó que el proyecto El Aromo es lo que requiere el pueblo de Manabí y el país, por la gran importancia que representa para el sector eléctrico. En cambio, Washington Castillo Jurado, profesor de la Universidad Técnica de Manabí, destacó que los 200 megavatios servirán para atender más o menos el 60% de la demanda energética de Manta y/o el 16% de la provincia.

“Hemos comprobado que el fotovoltaico no afectará de ninguna forma al futuro proyecto para la construcción de una refinería, una ciudad inteligente o una zona franca”, enfatizó Viviana Párraga, presidenta del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de Esmeraldas.

La viceministra de Electricidad, Enith Carrión, resaltó que la visita permitió reconocer y socializar los beneficios ambientales, energéticos y económicos del proyecto. Además, permitirá un ahorro de dinero al Estado, ya que no se tendrá que comprar combustibles fósiles (que son subsidiados) para la generación de energía eléctrica.

Beneficios del proyecto fotovoltaico El Aromo

Con la puesta en operación de este proyecto de generación de energía limpia se reducirá la emisión de 221 mil toneladas de CO2 al año y se evitará la utilización de 26 millones de galones de diésel por año, equivalente al consumo de diésel de alrededor de 5 000 unidades de transporte público.

También, permitirá el desplazamiento de 26 millones de galones de diésel anuales, lo que representa un ahorro para el país de USD 36 millones, considerando los precios actuales del barril del petróleo. Además, durante la etapa de construcción, el 100% de la mano de la obra no calificada deberá ser nacional, y de preferencia de la localidad. El 75 % de profesionales serán nacionales, de preferencia manabitas.

El proyecto tendrá una complementariedad con la hidroelectricidad, ya que proyecto fotovoltaico El Aromo representará un mayor aporte de energía limpia en época de estiaje de la cuenca del Amazonas. La planta fotovoltaica se encontrará cerca de un punto de conexión en la subestación San Juan de Manta de 230 kV; y, la energía a ser inyectada se encuentra cerca de los centros de consumo de la Costa.

La construcción y operación de la planta fotovoltaica coadyuvará a dinamizar la economía de la provincia, aprovechando su cercanía a un puerto marítimo y representado una potencial fuente de empleo para la zona.

En esta nueva edición se destacaron aspectos sobre la importancia de poner en agenda del sector público y privado la generación de condiciones y buenas prácticas para la expansión de nuevos modelos de negocios en los cuales se priorice el impacto ambiental y social. 

Bajo el lema “Un llamado a la Acción”, Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia, fue el encargado de moderar el panel “Acción Corporativa y Alianzas Estratégicas” donde se reflexionó sobre el camino que deben adoptar las empresas y los gobiernos de cara al futuro.

“El desafío hacia la lucha contra el cambio climático y la transición energética ya no es optativo sino obligatorio y la articulación entre el sector público y privado es fundamental para lograrlo. Estamos convencidos en la importancia de trabajar en forma integrada y sostenida para poder alcanzar los objetivos de la Agenda 2030 de Naciones Unidas”, expresó Castagnino. 

Además, Genneia neutralizó la huella de carbono del evento con el propósito de impulsar un proceso productivo amigable con el planeta, reducir el impacto ambiental y continuar trabajando para favorecer la descontaminación de nuestra tierra. Genneia se alinea con el Gobierno de la Provincia de San Juan en el desafío de generar las condiciones para que las empresas tengan una mirada ambiental y social en sus procesos productivos. Así, con la iniciativa, el evento evitó un total de 327 toneladas de CO2 a la atmósfera.

De este modo, la compañía demuestra una vez más su compromiso con el medio ambiente formando parte de eventos que impulsan el desarrollo sostenible y generando un valor distintivo para el cuidado del planeta. 

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), de la Secretaría de Energia, adjudicó la provisión e instalación de 2.633 boyeros solares destinados a productores rurales de la provincias de Chubut, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Salta, San Juan, Santa Cruz y Tucumán, en el marco de la Licitación Pública Nacional N°2/2022.

«Desde el PERMER con el componente Usos Productivos, ofrecemos soluciones energéticas de fuente renovable para aumentar la productividad y las condiciones de trabajo del pequeño productor ganadero”, comentó el coordinador general del PERMER, Luciano Gilardon, y puntualizó: “La cooperación técnica con el INTA es fundamental para favorecer la producción agropecuaria, el apoyo a los pequeños emprendimientos productivos y el arraigo territorial”.

Los boyeros solares son instrumentos equipados con un pequeño panel solar y dotados de una potencia de 10 Wp que permiten electrificar los alambrados para mantener confinado al ganado. Su desarrollo es una iniciativa conjunta entre PERMER, dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, y el Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA).

Este tipo de tecnología de bajo costo y de alto impacto facilita a los pequeños productores utilizar selectivamente el espacio de los predios, aprovechar más eficientemente los recursos forrajeros disponibles, mejorar e incrementar las pasturas, aumentar el kilaje y reducir las pérdidas de animales, proteger los cultivos y rodeos contra animales furtivos, disminuir la carga horaria de todos los miembros de la familia dedicada al pastoreo y proteger aguadas naturales.

La ejecución de las obras de la LPN N° 2/2022 serán ejecutadas en su totalidad por la empresa Fábrica de Implementos Agrícolas (FIASA) por un total de U$d 2.646.047,02. La obra se divide en la entrega de; Lote N°1: 895 equipos para las provincias de Salta y Tucumán; Lote N°2: 878 equipos para las provincias de San Juan, La Rioja y Jujuy; Lote N°3: 860 equipos para las provincias de Mendoza, Neuquén, Chubut, Santa Cruz, La Pampa, y Rio Negro

El Proyecto PERMER, dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, promueve la inclusión social y el desarrollo socioeconómico de los habitantes y trabajadores de las zonas rurales de todo el país por medio de la electrificación de hogares, escuelas, centros de atención primaria de salud, comunidades aglomeradas y pequeños emprendimientos productivos en zonas que no cuentan con acceso a la red de distribución eléctrica. Al basarse en fuentes renovables, también contribuye a diversificar la matriz energética nacional.

Líderes del sector energético de Iberia se reunirán en un nuevo evento del medio de noticias internacional Energía Estratégica. Se trata de la «Cumbre de las Energías Renovables España 2022» que se llevará a cabo este 3 de noviembre desde las 14 a las 19:30 h (europa/madrid).

Este encuentro que se llevará a cabo en modalidad on-line y gratuita tendrá como objeto profundizar el debate en torno a la energía solar, energía eólica off-shore y on-shore, almacenamiento en baterías e hidrógeno, como aliados de la transición energética en la península ibérica.

INSCRIPCIÓN

En la actualidad, sólo en España hay más de 70000 MW de capacidad instalada renovable; de las cuales, destacamos que 29522 MW son potencia eólica, 17809 MW corresponde a tecnología solar fotovoltaica y 2304 MW de solar térmica, entre otras fuentes de generación verde. Y desde el sector privado aseguran que el espíritu de crecimiento se mantiene y ya prevén próximos proyectos para ser instalados durante en este lustro.

Visto aquello, la «Cumbre de las Energías Renovables España 2022» conformó más de cinco paneles de debate donde actores destacados de este mercado invitados a formar parte como disertantes podrán analizar el rol de las compañías eléctricas en el desarrollo de la eólica y solar; los retos en la construcción, desarrollo y operación de proyectos; así como las tendencias para el desarrollo del almacenamiento en baterías e hidrógeno.

INSCRIPCIÓN

Más de 20 referentes de empresas y asociaciones ya confirmaron su participación como panelistas y moderadores de este gran evento cumbre. Entre los confirmados, destacamos a:

Javier Rodríguez – Responsable de Regulación de Generación – Endesa
Alberto Solís González – Desarrollo de Negocios Internacionales – Elecnor
Daniel Fernández – Director de Asuntos Públicos y Regulación – Engie España
Guido Gubinelli -Director periodístico- Energía Estratégica España
Dana Albella – Directora de Desarrollo de Negocios – LONGi Solar
José Antonio Irastorza – Business Development Director – Risen Energy
José Nieto Denia – Director Comercial para España – Ecoppia
Alejandro Villegas – Responsable Solar & Storage en Iberia – Power Electronics
Gastón Fenés – Director general – Energía Estratégica España
Marco Ricci – Utility Scale Development Manager – Solis
Emmanuele Chiappori – Global Engineering Director – Antaisolar
Paloma Martínez – Desarrollo de negocio de Hidrógeno Verde – SGS
Antonio de Francisco – CleanTech Manager – Alfa Laval
Íñigo Uriarte – Ingeniero de aplicaciones de campo – Ingeteam Hydrogen
David Carrascosa -Director de operaciones -Saitec Offshore Technologies
José Ángel Pérez – Director General Iberia – ABO WIND
Javier Monfort – Gerente para España – BlueFloat Energy
Ramón Fiestas – Global Wind Energy Council (GWEC)
Raúl García Posada – Director – Asociación Española de Almacenamiento de Energía (ASEALEN)
Héctor de Lama – Director Técnico – Unión Española Fotovoltaica (UNEF)
David Trebolle – Secretario General – Protermosolar
Alfonso Vargas – Presidente – Asociación de Energías Renovables de Andalucía (CLANER)
Oriol Sarmiento Diez – Gerente – Clúster das Enerxías Renovables de Galicia (Cluergal)
Nanda Singh – Periodista – Energía Estratégica

No se pierda la oportunidad de asistir a este encuentro virtual libre y gratuito para todos los profesionales de la industria.

Puede solicitar la agenda completa a info@energiaestrategica.com

INSCRIPCIÓN

Brasil está cada vez más cerca de tener el decreto reglamentario que le permitirá indicar las principales reglas para hacer uso del mar para la energía eólica offshore y así dar otro gran salto tanto en la transición energética local como también de la región. 

Elbia Gannoum, presidenta de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica), manifestó que “la perspectiva es que el reglamento esté lista para noviembre de este año en el mismo Ministerio (de Minas y Energía)”. 

De cumplirse con ese plazo, Brasil encararía la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2022 (COP 27) – a realizarse en Egipto – con la reglamentación ya definida e iniciaría el 2023 con las bases asentadas para fomentar la instalación de parques eólicos en sus aguas jurisdiccionales. 

Y según se dio a conocer días atrás desde la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), el próximo domingo 9 de octubre cierra el plazo para enviar las sugerencias y contribuciones de la regulación. Período en el cual se busca aprovechar tanto las voces locales del sector como la experiencia internacional en la materia. 

“El decreto es el camino regulatorio que precisamos, sabemos que hay un proyecto de ley en discusión en el Congreso, pero también que puede llevar tiempo por las elecciones, además que una iniciativa legislativa naturalmente toma más tiempo. Por lo que el decreto sirve bien a nuestros inversionistas”, sostuvo Gannoum. 

La iniciativa legislativa a la que hizo referencia es aquella que propone fomentar la exploración de energía renovable offshore, ya sea eólica, solar o mareomotriz, tanto en el mar como en cualquier “cuerpo hídrico interno” del país, como por ejemplo, un lago. 

Proyecto que fue presentado el año pasado y que, hace algunas semanas, la Comisión de Servicios de Infraestructura (CI) del Senado de Brasil lo aprobó, por lo que deberá pasar por la Cámara de Diputados.

De todos modos, la presidenta de ABEEólica señaló que se requiere de la regulación comercial, la “necesidad” de inversiones en infraestructura portuaria y el refuerzo de líneas de transmisión que soporten los grandes volúmenes de energía que se generarán.

“También se necesitan estudios de costes, porque la eólica marina tendrá que ser competitiva con la solar y la eólica onshore lo que determinará los precios energéticos en los próximos años”, apuntó.

Este lunes, Honduras anunció que generadoras privadas accedieron a bajar el precio de casi 700 MW contratados. Para oficializar este acuerdo, se convocó a las partes a firmar Memorandos de Entendimiento para cada contrato comprometido.

A ese evento realizado en el Salón Morazán de Casa Presidencial, asistieron representantes de las empresas privadas y la secretaria de Finanzas, Rixi Moncada, junto al secretario de Energía y gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), Erick Tejada.

Según precisó Tejeda, la firma de los contratos renegociados se realizó finalmente con 14 empresas que acumulan 16 contratos: “es el 55 por ciento de lo que nos habíamos propuesto de los contratos que consideramos con precios más elevados, son casi 700 megas lo que estamos renegociando y va a representar un aproximado de mil millones de lempiras anuales para el país”.

Aquello representaría un alivio de mil millones de lempiras anuales para el país, que durante la vigencia de los contratos el ahorro total para las finanzas públicas sería de más de 17 mil millones de lempiras.

“No es cosa menor. Saludamos el esfuerzo de las empresas y su voluntad. Reconocemos ante ustedes el deseo que han tenido y la anuencia a sentarse a la mesa para llegar a acuerdos con el gobierno”, observó Tejeda.

Ahora bien, si bien se habla de un cierre de un proceso de renegociación con 14 empresas a través de la firma de Memorándums de Entendimiento entre las partes, esto no sería todo.

“Esta es una primera etapa. Posteriormente, la Junta Directiva de la ENEE tendrá que validar los memorándums de entendimiento pero la parte más gruesa ya ha pasado”, aseguró Tejeda.

Y agregó: “Le mandamos el mensaje al resto de empresas que seguimos abiertos al diálogo, que en pocos días la Comisión Nacional de Auditoría, cuando ella disponga, hará público el informe de los hallazgos de la auditoría que hizo. Esperamos pronto darle vuelta a esta página e ir forjando poco a poco el nuevo subsector eléctrico, donde hay relaciones equitativas y ganar-ganar”.

Al respecto, es preciso indicar que aún sería incierto el estado de cerca de diez contratos adicionales.

La Secretaría de Energía de la Nación convocará a la oposición para discutir un proyecto de ley sobre el hidrógeno, teniendo en cuenta que se venció el plazo de la vieja ley para el desarrollo de la tecnología, producción, uso y aplicaciones del H2 como combustible y vector de energia (N° 26123).

El objetivo es lograr consenso entre los sectores y que «se instalen políticas públicas a largo plazo» de común acuerdo entre el oficialismo y la fuerza opositora al gobierno actual, según dio a entender la titular de la cartera energética, Flavia Royón.

Sin embargo, todo apunta a que la gestión buscará potenciar el hidrógeno azul por sobre aquel producido a partir de fuentes renovables, debido a que la secretaria de Energía vinculó la iniciativa del H2 con el gas natural licuado.

«Esperamos que a lo largo de este mes, la Sec. de Energía y otros ministerios del gobierno impulsen proyectos de GNL y de hidrógeno, porque para la generación de H2 Argentina tiene factores y ventajas competitivas únicas en el mundo», aseguró durante un evento.

«Estamos convencidos que el proceso se puede hacer y, personalmente, estoy convencida de que el liderazgo de las empresas, gremios y universidades pueden colaborar en el proceso», agregó.

Gerardo Morales: «Flavia Royón nos tiene que autorizar la ampliación de 200 MW de Cauchari»

Y si bien la salteña insistió en que Argentina posee un gran potencial de recursos naturales y de generación renovable, principalmente solar y eólica, las declaraciones previamente mencionadas se enmarcan en un contexto en el que el gobierno ve al gas como la fuente prioritaria de la transición energética.

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

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

Declaraciones presidenciales que parecieron estar lejos de sus dichos del 2020, cuando aspiraba a ser «el primer abanderado» de la energía renovable en Argentina, sumado a que buscaría reducir la quema de combustibles fósiles. 

Y se debe considerar que Argentina aún está rezagada de cara a las metas de la Ley N° 27191, ya que en 2021 apenas superó el 13% de la participación renovable en el total del consumo propio de energía eléctrica, cuando en realidad se debía alcanzar, como mínimo, el 16%. 

Por lo que, con este guiño al H2 azul a partir del gas natural, no queda demasiado claro el rol que ocuparán las renovables o si habrá beneficios e incentivos para su utilización en la producción del hidrógeno verde, más allá de las laborales particulares y vínculos con privados por parte de las provincias.

De acuerdo al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), durante el mes de septiembre obtuvieron sus Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA) un total de seis proyectos (ver tabla al pie del artículo).

Por un lado, se destacan dos emprendimientos eólicos presentados por la firma WINDKRAFT: Purranque 1 y Purranque 2, ambos de 20,4 MW.

Cada proyecto contará de tres aerogeneradores de hasta 6,8 MW de potencia cada uno, que serán interconectados entre sí a través de una línea de distribución eléctrica soterrada de media tensión (23 KV) hasta una línea de convergencia común. Esta última, será conectada a la red de distribución de media tensión, propiedad de la distribuidora de Luz Osorno, del Grupo SAESA.

Cada emprendimiento inyectará –calcula la empresa- al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) 48,6 GWh.

Por otra parte, Andes Mainstream obtuvo la aprobación del Parque Eólico Morros, que constará de 24 aerogeneradores de hasta 8 MW de potencia nominal, lo que generará una potencia máxima total de hasta 192 MW.

“El Proyecto mantendrá dos sectores principales: El sector parque (mainsite), donde se producirá la energía; y el sector de Línea de Alta Tensión (sector LAT) y S/E Seccionadora, donde se conducirá la energía hacia el Sistema Energético Nacional (SEN)”, informó la compañía.

Finalmente, puede destacarse el emprendimiento de Trinergy: un Pequeño Medio de Generación Distribuido (PMGD) de 9 MW, denominado Parque Fotovoltaico Valentina Solar.

“La potencia instalada del parque fotovoltaico es de 11,6 MWp, y estará compuesta por 17.790 paneles fotovoltaicos bifaciales de 655 Wp o similares, en corriente continua, en condiciones de prueba estándar. El área donde se emplazará el proyecto tiene una superficie total de 15,85 ha”, informaron desde la compañía.

Asimismo, se aprobaron otros dos proyectos eléctricos. Por un lado, el ‘Nuevo Transformador en S/E Punta de Cortés, con sus Respectivos Paños de Línea en Ambos Niveles de Tensión 220 y 154 kV’, de la compañía CGE.

Por otro, el emprendimiento ‘Aumento capacidad LAT 1×110 Costanera-Puente Alto’, presentado por Transmisora Eléctrica Cordillera.

Nombre
WEB
MW
Comunas
Provincias
Titular
Inversión (MMU$)
Fecha presentación
Fecha calificación

Instalación de 3 Aerogeneradores Purranque 2
Ver
20,4
Purranque
Osorno-Llanquihue-Chiloé-Palena
Windkraft Purranque 2 SPA
17,0000
18-mar-2022
13-sep-2022

Instalación de 3 Aerogeneradores Purranque 1
Ver
20,4
Purranque
Osorno-Llanquihue-Chiloé-Palena
Windkraft Purranque 1 SPA
17,0000
21-feb-2022
13-sep-2022

Nuevo Transformador en S/E Punta de Cortés, con sus Respectivos Paños de Línea en Ambos Niveles de Tensión 220 y 154 kV
Ver
0
Rancagua
Cardenal Caro-Cachapoal-Colchagua
CGE TRANSMISION S.A.
0,0230
24-ene-2022
26-sep-2022

Parque Fotovoltaico Valentina Solar
Ver
9
Curacaví
Chacabuco-Santiago-Talagante-Melipilla-Maipo-Cordillera
CVE PROYECTO CUARENTA SPA
12,0000
21-ene-2022
23-sep-2022

Aumento capacidad LAT 1×110 Costanera-Puente Alto
Ver
0
Puente Alto
Chacabuco-Santiago-Talagante-Melipilla-Maipo-Cordillera
Transmisora Eléctrica Cordillera SpA
2,4000
23-dic-2021
5-sep-2022

Proyecto Parque Eólico Morros
Ver
192
Antofagasta
Tocopilla-El Loa-Antofagasta
Andes Mainstream SpA
29,7119
20-sep-2021
22-sep-2022

La autogeneración en Colombia crece año a año, pero las expectativas para este último tiempo son aún mejores. ¿A qué se debe? En una entrevista para Energía Estratégica, Camilo Jaramillo, CEO de Hybrytec, brinda algunas precisiones y analiza oportunidades y barreras de esta actividad.

¿Cómo se encuentra el mercado de la autogeneración en Colombia?

El mercado de autogeneración pasa por su mejor momento, y esto sucede por tres razones:

el incremento tan significativo en las tarifas de la red durante los últimos años y sobre todo durante el 2022 han permitido que las plantas de autogeneración alcancen cierres financieros muy atractivos;
la variedad de alternativas para financiar los proyectos solares como los PPA´s, leasing, renting y otros modelos ya más comunes en el mercado;

la calidad en las instalaciones por partes de empresas diseñadoras y constructoras de proyectos en el país.

¿Qué crecimiento han experimentado este año respecto al 2021, en cuanto a proyectos y potencia instalada?

Este año proyectamos un crecimiento del 90% en nuestros ingresos gracias a los más de 14 MW construidos en el 2022.

También logramos negocios firmados por 30 MW en proyectos de autogeneración para construcción en 2022-2023, lo que nos permite consolidar un equipo de trabajo estable y especializado.

Estos resultados nos darán una mayor solidez financiera en momentos de coyuntura en cuanto a la financiación requerida para la ejecución del backlog.

Este año superaremos más de 800 sistemas instalados a lo largo y ancho del territorio nacional. Superamos más de 1200 personas que hoy gozan de servicio de energía 24h en sus casas en Vichada gracias a la gestión de nuestra empresa de servicios públicos rural Soluna Energía y su servicio solar pre-pago.

¿Qué se espera para el 2023?

Esperamos seguir generando capacidades distintivas en la ejecución (EPC, EpC) de proyectos de energía solar para inversionistas (utilities) capitalizando las ventajas de una economía de escala.

Además, la obtención de las mejores tarifas de energía para usuarios (C&I, residenciales, agro) con inversiones propias o de terceros.

También generar ingresos recurrentes a través de nuestro departamento de gestión de activos (O&M) y venta de energía a usuario final en el sector residencial por medio de inversión directa en activos de generación solar.

¿Cómo se encuentra el aspecto financiero para los proyectos?

No es un secreto que con el incremento de las tasas de interés a nivel mundial, está siendo difícil mantener las condiciones comerciales durante los tiempos que se toman los off-takers para la firma de los contratos; sin embargo, con los costos de kWh de la red, el cierre financiero de los proyectos sigue siendo aún bastante atractivo, inclusive con ajustes permanentes por factores macroeconómicos (tasas, trm, entre otros).

Una de las ventajas que tenemos es que gracias al buen desempeño que hemos tenido con los financiadores locales e internacionales, tenemos buenas condiciones de cupo lo cual no impedirá el cumplimiento de nuestras metas en el 2023. Lo que si puede suceder, es que las condiciones de acceso a deuda en nuestro país, se filtrarán la cantidad de jugadores en el largo plazo.

¿Se requieren mayores líneas de crédito para estos proyectos? ¿A qué plazo y tasas?

Tengo que reconocer que finalmente los bancos locales han entendido mejor las características de este mercado, por lo que ahora es mucho más viable obtener financiación para proyectos de autogeneración solar.

Sin embargo, es clave seguir innovando en esquemas de respaldo (colaterales) de estos ejercicios de deuda en proyectos de autogeneración, para que no sea siempre el balance de los promotores, o el fondo nacional de garantías el respaldo de dichos programas. Siempre serán bienvenidas tasas preferenciales al tratarse de inversiones dirigidas a proyectos que reducen nuestra huella de carbono en el planeta.

¿Qué tipo de barreras encuentran hoy en el mercado de la autogeneración?

Existen dos barreras importantes aún por resolver:

el umbral que plantea la regulación (100kW) para el cálculo de la remuneración de la energía inyectada a la red, debería ser de 500 kW a 1 MW, sobre todo tratándose de un mercado maduro como es el nuestro, que además necesita de soluciones como las plantas solares de autogeneración para mantenerse competitivo y seguir generando el empleo que impactará directamente en la reducción de la pobreza de nuestro país;
Necesitamos reducir la tramitología requerida para la legalización y puesta en marcha de los proyectos con especial énfasis en los tiempos de los operadores de red y la eliminación de procesos como la certificación RETIE para proyectos menores.

A través del parte de prensa se informó que «el sistema de almacenamiento de NHOA -continúa la información- permitirá a la central térmica participar activamente en la transición energética. Optimizará su curva de producción y, por tanto, el consumo de combustible y las emisiones, además de dotar a la red nacional de la flexibilidad necesaria para dar cabida a la nueva generación renovable cumpliendo con las últimas normativas”.

Se asegura además que el proyecto ha sido desarrollado por la plataforma americana de NHOA Energy, “que supervisa los proyectos de almacenamiento de energía en Norte, Centro y Sudamérica, en colaboración con el Centro Italiano de Ingeniería”.

La fase de construcción comenzará a principios de 2023 y la puesta en marcha está prevista para finales de 2023.

Anteriormente, NHOA era conocida como Engie Eps, la división tecnológica y actor industrial de Engie. Con oficinas en Francia, España, Estados Unidos y Australia, mantiene íntegramente en Italia la investigación, el desarrollo y la producción de sus tecnologías.

La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland de Uruguay (ANCAP) planea realizar la licitación de los bloques de energía eólica offshore entre lo que resta de este año y el transcurso del 2023. 

Juan Tomasini, profesional de Exploración y Producción en ANCAP, manifestó que aún están ultimando detalles de la convocatoria y del modelo de negocio, por lo que, a lo largo del 2023, “habrá dos momentos para la propuesta de apertura”. 

“Esperamos tener los requisitos legales y deberes en enero, para lidiar con el hidrógeno. Después de eso tenemos un par de decretos más para completar formalmente con los pasos. Y la idea es hacer una continua ronda de negocio, abriendo las ofertas en mayo y noviembre”, sostuvo durante una conferencia. 

Desde la empresa estatal ya comenzaron a dialogar con diversas compañías energéticas, con el objetivo de compartir las ideas para este proceso, lo que les permitió crear el primer borrador para los términos de la ronda de construcción y modelo de contrato. 

Y si bien también ya hubo intercambios con el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay, todavía se requieren “algunos ajustes regulatorios y adaptaciones legales necesarias” para que ANCAP ponga este modelo de negocio en el mercado. 

Esquema para el cual, en primera instancia, se prevé licitar diez bloques de 500 km2 cada uno, que tienen un potencial medio de 2 a 3 GW de capacidad renovable operativa y la posibilidad de generar 320.000 toneladas de hidrógeno por año. 

¿Qué tipo de inversionista buscan desde ANCAP?

Tomasini aclaró que existen criterios específicos para la calificación de las empresas “Se pretende que tengan experiencia en energía eólica offshore, o con el hidrógeno verde o en petróleo y gas en alta mar”. 

“Creemos que si una empresa cumple con uno de esos requisitos, es capaz de clasificar técnicamente para las siguientes etapas del proyecto”, agregó durante el evento. 

Etapas que culminarán en un contrato que se dividirá en dos: un período de evaluación y otro de desarrollo y producción del hidrógeno. Y las compañías que resulten adjudicatarias de cada bloque tendrán diez años para recopilar datos e, incluso, construir una planta piloto antes de presentar el plan de desarrollo para su aprobación o renunciar al bloque, según dieron a conocer desde ANCAP hace ya un mes. 

Es decir que la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland de Uruguay piensa a largo plazo (20-30 años) y en convertirse en un actor clave en la exportación de hidrógeno, teniendo en cuenta que ya se lanzó oficialmente la hoja de ruta de H2V, que sienta las bases para los primeros proyectos de exportación y, a futuro, posicionar al país de manera competitiva entre exportadores netos. 

Darío Martínez presentó el resumen de su gestión al frente de la Secretaría de Energía de Argentina, cargo gubernamental que ocupó oficialmente entre el 29 de septiembre de 2020 y el 12 de agosto del corriente año. 

Según manifestó el ex titular de la cartera energética nacional, “gran parte del crecimiento de la potencia instalada en el país se dio en las energías renovables”, e informó que “se sumaron 1031 MW de nueva capacidad renovable centralizada, que se repartió entre 668 MW eólicos, 317 MW fotovoltaicos, 17 MW de biomasa, 15 MW de centrales mini-hidroeléctricas (hasta 50 MW) y 14 MW de biogás”. 

Pero muchos de esos proyectos y nueva capacidad que se sumó al SADI corresponden a centrales adjudicadas durante rondas del Programa RenovAr y el Mercado a Término, mientras que la actual gestión no avanzó en licitaciones públicas de esa índole o el desarrollo de nuevos proyectos renovables. 

Sino que esta gestión estuvo marcada por la demora para destrabar decenas de contratos del RenovAr y del MATER que estaban truncados o con problemas de avance físico o de financiamiento. 

“Había una maraña de juicios, contratos, conflictos y obras paradas que, lamentablemente, dejó la gestión anterior porque se enfocó más como un esquema de negocio que como un tema energético. Y cuando se cambiaron las reglas de juego, muchos de los que presentaron proyectos se retiraron o decidieron no desarrollarlo”, apuntó Martínez. 

“No sirve importar paneles y molinos y cada veinte años endeudarnos a nivel nacional y pagar tecnología que no se produce acá. Por lo que el desarrollo de las renovables tiene que ser acompañado por la industria nacional”, agregó. 

Para afrontar esa situación, la Secretaría de Energía lanzó, en primera instancia, la Resolución 551/2021, por la cual 16 parques renovables desistieron de la prioridad de despacho asignada en el Mercado a Término (313,4 MW). 

Mientras que por el lado del RenovAr, se confirmó la baja de 30 proyectos, por 778 MW de potencia, mediante la Res. SE 1260/2021. Remanente que será analizado por CAMMESA y enviada al MATER si así lo consideran las autoridades. 

Pese a ello, Argentina todavía está lejos de los objetivos planteados en la Ley N° 27191, ya que al cierre del año pasado la participación de las renovables fue cercana al 13% cuando el marco normativo estipulaba que, como mínimo, debía ser del 16% del total del consumo propio de energía eléctrica. 

Por lo que, de continuar esa tendencia, el país no llegará a cumplir con la meta del 20% de participación renovable en el consumo de energía eléctrica nacional que se proyecta al 31% de diciembre del 2025. 

PERMER

A lo largo de la gestión de Darío Martínez, el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) contó con once licitaciones entre 2021 y 2022. Años en los que se comprometieron 96 millones de dólares (MUSD) para dicha iniciativa, según el informe de gestión presentado días atrás. 

Fondos que se repartieron 47 MUSD en 2021 y los restantes 49 MUSD en 2022, por lo que ese período acaparó el 58% de los recursos asignados para todo el PERMER. Pero también cabe destacar que en varias oportunidades hubo demoras para conocer las empresas adjudicadas en las convocatorias. 

La empresa energética Kallpa, perteneciente al grupo Inkia Energy, mira el desarrollo de proyectos renovables no convencionales en Perú. Tras instalar 927 MW a lo largo de tres centrales hidroeléctricas (Cerro del Águila, Cañón del Pato y Carhuaquero), la compañía va por plantas eólicas y solares. 

Así lo reconoció Rosa María Flores-Araoz, gerente general de Kallpa Generación, quien durante un evento de la industria minera del país, vaticinó que la firma tiene un “mix de proyectos complementarios” entre diversas tecnologías. 

“En todo el programa de corto, mediano y largo plazo de inversión, tenemos proyectos solares y eólicos en distintas partes del país que queremos desarrollar, siempre y cuando la demanda acompañe y volvamos a tener sendas de crecimiento adecuadas del producto bruto interno (PBI)”, aseguró. 

“No somos únicamente una empresa térmica, tenemos un mix interesante. Y Perú es un país bendecido porque tiene todos los recursos primarios que uno pueda querer: agua, gas, sol y viento. Mejor, imposible”, agregó. 

De este modo, el grupo que ya está presente en Argentina, Bolivia, Chile, El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Perú, (en este último país se encuentra su casa matriz), buscará ampliar aún más la capacidad renovable. 

Potencia de energías limpias que hoy en día se distribuye en 482 MW hidroeléctricos en Argentina, otros 213 MW en Bolivia, también de centrales hidráulicas, y 63 MW eólicos en Nicaragua (Amayo I y II), además de los 927 MW ya mencionados en Perú. 

Bajo esa perspectiva, Rosa María Flores-Araoz destacó que, al tener distintas tecnologías, “se puede tener una transición energética completamente equilibrada en la seguridad de suministro, la continuidad del servicio eléctrico y la equidad del acceso a la electricidad”. 

Y continuó: “Veo una transición energética con complementariedad, el desarrollo y futuro en el sector de generación eléctrica del país será con eólica y solar, además de generar los recursos energéticos renovables no convencionales”. 

Estas declaraciones se dieron justo en un momento donde hay reuniones sobre el proyecto de ley denominado “Ley que Modifica la Ley N°28832, para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, eñ cual tiene como objetivo garantizar el abastecimiento “seguro, confiable y eficiente” del suministro eléctrico, y promover la diversificación de la matriz energética.

Iniciativa que, entre los principales puntos, prevé propone que los generadores con recursos energéticos renovables que no cuentan con respaldo de potencia firme se encuentren habilitados a suscribir contratos de suministro con clientes libres y distribuidores, como también que los distribuidores diseñen una licitación para la compra de potencia y energía por separado, lo que fomentaría la contratación de bloques de energía a fin de que los generadores renovables participen en dichas convocatorias. 

En el marco del desarrollo de una hoja de ruta para la transición energética en países de Centroamérica, Deloitte estudió la posibilidad de que parte de la inversión necesaria para impulsar medidas de mitigación sea cubierta por Carbon Pricing.

De acuerdo con Damián Grignaffini, gerente de asesoría financiera en Deloitte, cuando llevaron ese análisis a las inversiones totales para poder materializar un escenario de carbono neutralidad en Costa Rica al 2050, concluyeron que de 4.8 mil millones de dólares que resultarían necesarios, un 37% -es decir 1.8 mil millones de dólares- pueden financiarse a través de mecanismos como el de precios del carbono, quedando entonces una necesidad de inversión neta de 3.000 millones de dólares.

¿Porqué Costa Rica debería viabilizar esa inversión? De las conclusiones del estudio de Deloitte se desprende que el país se vería favorecido además de medioambientalmente, social y económicamente de manera muy importante.

“Un aspecto que resulta clave para poder impulsarla es entender que efectivamente esta transición energética esté alineada con la ODS, tenga un impacto en términos de transición justa y genere beneficios para también la población en su conjunto”, observó Damián Grignaffini.

Por un lado, en términos de empleo, calculó que la oportunidad de generación neta de puestos de trabajo derivados de la transición de Costa Rica es de 293 mil puestos de trabajo al 2050 dentro y fuera del país. Y aclaró que, haciendo foco en el desarrollo de las energías renovables, identificaron la posibilidad de generar de manera neta aproximadamente unos 44 mil puestos de trabajo principalmente para mano de obra local, de los cuales el porcentaje de mujeres podría escalar de un 21% actual a un 33% al 2050.

Por otro lado, el referente de Deloitte se refirió al impacto que también puede producir la transición energética en términos de mejora en el nivel de actividad económica nacional. Y, en tal sentido, expresó:

“Hay un impacto positivo también en potencial de incremento en el nivel de PBI generando un adicional de un 1,8% de crecimiento neto hacia el 2050, pero que si le agregamos todos los impactos negativos o daños climáticos evitados producto de esta transición, este incremento llega hasta un 3% de adicionalidad en cuanto a crecimiento de PBI al 2050”.

De allí, que Deloitte haya concluido que en un escenario de carbono neutralidad, el beneficio total neto de la Transición Energética para Costa Rica resultaría de 1.7 mil millones de dólares, número que proviene de la diferencia entre las inversiones necesarias y los ahorros operativos que genera la transición energética, sumados a los beneficios por costo social de carbono.

“Esta transición no resulta solamente factible en términos financieros donde hemos visto que tiene un beneficio neto, sino que además es justa en términos de creación de oportunidades de empleo y a su vez a nivel nacional lleva un mayor nivel de actividad económica con lo cual todos los actores debieran verse beneficiados de su implementación”, concluyó Damián Grignaffini, gerente de asesoría financiera en Deloitte, durante la exposición de resultados finales de la Hoja de Ruta para la Transición Energética de Costa Rica.

Latam Future Energy anuncia su próximo evento presencial para el sector de las energías renovables. Se trata del “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” que se realizará el 25 y 26 de octubre en la ciudad de Bogotá. 

Serán dos jornadas de intenso debate en las que se pondrá bajo análisis el estado de la energía solar fotovoltaica; el panorama de inversiones de eólica on-shore y off-shore; la estrategia de fabricantes y epecistas para propiciar la competitividad en el sector; así como las alternativas de financiamiento y tendencias en esquemas contractuales para proyectos de energías renovables e hidrógeno verde. 

PARTICIPAR

Están invitados a este evento representantes del sector público de Colombia para adelantar planes de política energética con vistas al cumplimiento de las contribuciones determinadas a nivel nacional (NDC). Y en el sector energético hay grandes expectativas. 

A poco de su inicio en la gestión, autoridades del Ministerio de Minas y Energía ya expresaron su determinación para fomentar un proceso de transición energética intersectorial en el país, por lo que trabajarán en conjunto con las carteras del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, el Ministerio de Transporte, el Ministerio de Vivienda y el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo. Todos están convocados a promover la transición. 

En tal sentido, uno de los ejes en los que se enfocará la flamante ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, será impulsar “la inversión extranjera y la consolidación de una industria local de la transición”.

En atención a aquello, Latam Future Energy eligió cerrar su exitosa gira de eventos presenciales de este año 2022 en Colombia obteniendo una gran recepción de empresas nacionales e internacionales que confirmaron su participación. 

INSCRIPCIÓN

Entre ellas, destacamos a AES Andes, AES Colombia, Array Technologies, Atlas Renewable Energy, Ecopetrol, EDP Renovables, First Solar, GreenYellow, Grenergy, Grupo Energía Bogotá, Growatt, Ingeteam, MPC Energy Solutions, Nordex Group, Power Electronics, Powertis, Renovus, Risen, Solis, Solines & Asociados, Sungrow, JA Solar, Jinko Solar y XM. 

Todas asistirán este 25 y 26 de octubre al Hotel JW Marriot de Bogotá, que vuelve a ser el escenario elegido por Latam Future Energy para albergar este encuentro entre el sector público y privado que contará con la exclusividad de un salón de conferencias de alto nivel para más de 400 personas y distinguidos espacios de networking para explorar nuevos negocios.

La compañía celebró un contrato de promesa de compraventa de acciones con las sociedades y accionistas propietarias del Parque Eólico San Pedro I y II, actualmente en operación a través de 31 aerogeneradores de una capacidad instalada de 101 MW; y de un proyecto de generación de energía eólica actualmente en desarrollo, con una capacidad por instalar de hasta 151 MW aproximadamente.

“Esta operación marca un hito en la historia de ENGIE en Chile, dado que el Parque San Pedro sería nuestra primera central eólica en el sur. La decisión se enmarca en nuestro programa de transformación permitiendo agregar energía libre de CO2 y fortaleciendo nuestro balance geográfico para abastecer a nuestros clientes. Queremos un medioambiente más limpio, pero también un sistema eléctrico seguro y confiable para todos, bajo el compromiso que hemos adquirido con el país”, enfatizó Axel Levêque, CEO de ENGIE Chile.

Mathieu Ablard, Managing Director GBU Renewables de ENGIE Chile, comentó que “este acuerdo comercial se suma a una serie de proyectos de energía renovable que estamos desarrollando a lo largo del país y demuestra la diversificación de nuestro portafolio de suministros de energía. En el último año ya hemos conectado al sistema el Parque Eólico Calama y la Planta Solar Tamaya y estamos próximos a concretar la entrada en operación de los parques fotovoltaicos Coya y Capricornio, ambos ubicados en la región de Antofagasta. De esta forma, totalizaríamos cerca de 800 MW de activos renovables al término del 2022”.

A lo anterior se suma que este viernes 30 de septiembre, y tras estar 32 años entregando energía sistema, la compañía desconectará su última unidad a carbón del Complejo Térmico de Tocopilla, el cual seguirá operando solo a través de la Unidad 16, ciclo combinado que funciona a gas y 3 TGs.

El acuerdo para la compra del Parque Eólico San Pedro en Chiloé -el cual debe ser aprobado por la Fiscalía Nacional Económica (FNE)- se suma a una serie de iniciativas que está impulsando la compañía. Todo con el fin de continuar avanzando en su propósito de tomar acciones concretas para acelerar la transición a un mundo cero carbono neto.

Fechada el 29 de septiembre de este año, la empresa María Elena Solar S.A. expresó al Coordinador Eléctrico Nacional -mediante una carta- la imposibilidad de afrontar pagos por energía consumida durante los meses de julio y agosto pasados.

La empresa, filial de la española Solarpack, se había adjudicado en la Licitación de Suministro del año 2015 un total de 280 GWh/año, a aportarse desde el año 2021 y hasta el 2041, y que serían generados a través de su central fotovoltaica Granja Solar, de 105 MWac (123 MWdc), ubicada en la comuna de Pozo Amonte, Región de Tarapacá.

¿Qué ocurrió? Esta energía comprometida debe inyectarse para satisfacer a usuarios del mercado regulado. Si no se puede generar la energía suficiente, ésta debe comprarse al mercado al spot a un precio determinado por el Coordinador.

Por congestiones en la red eléctrica, María Elena Solar no ha podido inyectar toda la energía generada por Granja Solar. Estos vertimientos provocaron que la empresa deba consumir más energía de la que pudo producir e inyectar al sistema; es decir, deba comprar energía.

De ahí comienzan a generarse deudas. Y acá el segundo inconveniente: Durante las horas diurnas el mercado spot muchas veces llegó a cero, provocando que mucha de la energía entregada no pueda ser rentabilizada.

En conclusión: María Elena Solar no pudo volcar toda su energía por congestiones en la transmisión, a lo que tuvo que comprar el faltante en el spot y ahora no puede afrontar esos pagos porque buena parte de su energía inyectada a través de Granja Solar la vendió a cero peso, debido a la sobreoferta que se genera durante horas diurnas.

“De acuerdo a nuestros registros, las deudas derivadas de distintos Balances del Coordinador que María Elena Solar S.A. mantiene impagas (y que en su mayoría corresponden al Balance del mes de julio y agosto de 2022) en total ascenderían a un poco más de $2.788.000.000”, explica la filial de Solarpack en su carta dirigida al Coordinador.

Por tanto, la compañía solicita que se le liquide la Boleta de Garantía que se presentó oportunamente (conformada por $2.507.094.197) para cancelar los saldos impagos. Pero advierte que de continuar dándose este tipo de escenarios se vería afectada la cadena de pagos.

“Yo creo que este podría ser el primer caso de varios que van a darse. Creo que se va a repetir porque hay empresas que no tienen muchos proyectos, que se formaron y avanzaron para participar de una licitación, se adjudicaron y funcionan así; y que no tienen espaldas para cubrir estas deudas”, advierte Andrés Guzmán, Socio de la consultora Austral.

Pero, para el especialista, lo más preocupante no es lo que le ocurre a las empresas de manera individual, sino la situación que la propia María Elena Solar expresa en su carta al Coordinador: La posibilidad de una ruptura en la cadena de pagos.

“Esto que se está produciendo horada uno de los principios de la operación del sistema, que es la certeza de los pagos. En el fondo le está metiendo un nivel de inestabilidad y riesgo muy alto al sistema eléctrico”, señala Guzmán.

Como efecto de esto, el consultor sostiene que las autoridades deberán tomar cartas en el asunto más temprano que tarde por el problema que se puede llegar a desencadenar.

Indica: “Las empresas, cuando firmaron contratos evaluaron cierto escenarios; y en función de esos escenarios, adquirieron una deuda, construyeron un proyecto, ofertaron un precio en la licitación y adjudicaron. Pero cuando las empresas ven que el escenario de la realidad se está separando mucho del evaluado, lo que hacen es levantar la mano y decirles a las autoridades. Y, por lo que se vio, todos estos inconvenientes fueron alertados ya: Vertimientos, necesidad de desarrollo de transmisión, de desacople, de que falta flexibilizar la operación”.

Puerto Rico avanza en la segunda edición de su proceso de Solicitudes de Propuestas (RFP) que tiene como objetivo adjudicar 1000 MW de capacidad renovable y 500 MW de almacenamiento.

No sólo el volumen en juego genera atractivo. Las condiciones planteadas por Accion Group, Coordinador Independiente de esta edición, habrían logrado mayor aceptación de las partes interesadas y motivado una mayor dinámica del mercado durante las etapas previas al lanzamiento oficial.

Tal es así que el número de proveedores registrados dentro de la plataforma de este RFP fue en ascenso. Y si bien NO se trata de un “Registro de Proveedores” que limitará compras exclusivamente a través de quienes se anoten, sí da cuenta del aumento de jugadores pendientes al desarrollo de nuevos proyectos renovables y almacenamiento en el archipiélago puertorriqueño.

Ya son 24 las empresas que se enumeraron y detallaron sus servicios o equipos disponibles. Entre ellas, hay principalmente proveedoras para proyectos fotovoltaicos y de baterías, ya que son tecnologías que en la primera edición se mostraron como las más competitivas para este proceso. Ahora bien, también aparecen fabricantes vinculados a energía eólica marina e hidrógeno verde.

El número de proveedores actualmente casi triplica al registrado en el inicio de este año 2022 cuando apenas eran 9 los enumerados (ver más).

ABB: ofrece productos y soluciones de media y baja tensión para el negocio de electrificación. La cartera de productos de ABB incluye aparatos para exteriores, switchgears de MT y BT, MCC y soluciones de almacenamiento de energía en baterías.
Altairnano: ofrece baterías LTO de alta potencia y larga duración integradas en unidades de 1MWH.
Bailey Power Systems: ofrece generadores de reserva alimentados con hidrógeno para alimentación de CA de 300 Kwh a 1000 Kwh, tanto unidades montadas como portátiles cuya materia prima es agua y produce hidrógeno verde de grado semiconductor (99,9999999 %) puro.
BASF Corporation: ofrece soluciones de almacenamiento de energía de larga duración, optimizadas para una duración de 5 a 10 horas.
BLDM, LLC: ofrece conexiones de granjas fotovoltaicas en líneas de CA de alto voltaje, en sistemas subterráneos/aéreos de 115 kV, 230 kV, 38 kV y 46 kV, patios de interruptores HV, subestaciones principales de 60 MVA, 80 MVA y 100-200 MVA. Protección, Modificaciones y Controles.
Cooperativa Hidroeléctrica de la Montaña: aclara que el propósito de la Cooperativa Hidroeléctrica de la Montaña es proporcionar energía rentable y resistente a partir de fuentes renovables para los municipios de Adjuntas, Jayuya, Lares y Utuado.Edomus Engineers: ofrece servicios independientes de consultoría de ingeniería Due diligence y evaluación de proyectos Gestión de proyectos EPC Supervisión de la construcción.
Energy Storage Systems LLC: ofrece sistema de almacenamiento de energía en baterias de litio, paneles solares para aplicar a proyectos de microrredes o carport resistentes a huracanes
EZGreenLife Darcy Weber: ofrece la ingeniería y planificación de construcciones de proyectos de solar, baterías, hidro, eólica.
FlexGen Power Systems, Inc.: ofrece integración de baterías. Aclara que lleva 3GWh instalados y contratados.
G-advisory México: ofrece due diligences técnicos y ESG, estudios de mercado y análisis regulatorios, proyecciones de precios de pool y negociaciones de PPA.
Geo Ingeniería Ingenieros Consultores S.A.: ofrece estudios para proyectos solares, eólicos, hidroeléctricos y biomasa – Asset Management – Operación y Mantenimiento – Monitoreo de proyectos – Due Diligence – Suministro estaciones de medición eólica
Grid Electrical Solutions, LLC: ofrece servicios de ingeniería, O&M para microrredes, distribución eléctrica y subestación móvil. Además de productos para proyectos solares, baterías de almacenamiento, generación de gas (CHP).
Hydro-Star Energy, LLC: ofrece estructuración de PPAs o Build to Suit para adaptarse a proyectos llave en mano de energía renovable y microrredes a escala comercial que utilizan sistemas de almacenamiento en baterías para energía eólica o solar y sistemas de control integrados.
Invinity Energy Systems Sales: ofrece fabricación y diseño de sistemas para almacenamiento de energía VFB: no inflamable, alto rendimiento, ciclos ilimitados, vida útil de 25 años.
Kontrolmatik Technologies Inc.: ofrece fabricación, integración y desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía en baterías de iones de litio.
Linum Technologies LLC: ofrece diseño y construcción de soluciones energéticas que incluyen: Generadores de alta eficiencia, Turbinas, Sistemas de almacenamiento de baterías solares y de litio de hasta 600 MW como soluciones Contenerizadas Plug and Play.
NOVA Hydrogen Solutions: ofrece construcción de proyectos de almacenamiento de electricidad a largo plazo usando celdas de combustible de hidrógeno y recursos renovables.
OCA Ensayos, Inspección y Certificaciones México S.A. de C.V. (OCA México): ofrece consultoria e ingenieria independiente, Due dilligence, pruebas FAT & SAT, gestión de activos, gestión de contratos, inspección técnica.
Ocean Renewable Power Company (ORPC): ofrece tecnología marina e hidrocinética, así como el desarrollo de distintos sistemas de energía renovable en entornos hostiles.
PLC ATCS: ofrece diseño e implementación llave en mano de generación de energía hidrocinética para ríos y océanos interiores.
Powin: ofrece sistemas de almacenamiento de energía asequibles, seguros y de alto rendimiento.
Rimco CAT: ofrece módulos solares avanzados de película delgada, controlador Maestro de Microrred Cat (MMC), almacenamiento de energía combinada con el módulo de alimentación «Bi-directional Power» (BDP)
Seawind Technology LLC: ofrece aerogeneradores flotantes integrados. Según indica la empresa sus turbinas eólicas de dos palas son adecuadas para instalaciones en todos los mares, incluidas las regiones de huracanes y las aguas ultraprofundas.
Tomás Cuerda Inc.: ofrece aplicaciones para monitoreo fotovoltaico, monitoreo de techos, medición de radiación solar, meteorología atmosférica, energía solar y eólica. Representante de OTT Hydromet, Kipp & Zonen y Lufft en Puerto Rico.

Las expectativas de estas empresas para el desarrollo de nuevos proyectos de generación y almacenamiento no se reducen sólo a esta edición, ya que se prevé que inmediatamente después de esta convocatoria se abra una nueva para acercar a Puerto Rico a sus objetivos de transición energética.

Es así que, el denominado NEPR-IC, comúnmente nombrado como «tranche 2», transita el periodo de presentación de ofertas hasta el 14 de noviembre del 2022. Y, según adelantó el Coordinador Independiente, a este proceso se le empalmará muy pronto el «tranche 3».

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

La región del Biobío y de Antofagasta fueron los escenarios de otro paso hacia la eliminación del carbón de la matriz energética, compromiso del Presidente Gabriel Boric y que forma parte del Plan de Descarbonización, el cual se está trabajando desde 2018.

Esta acción es parte de los objetivos de la agenda de energía, enfocado en concretar la producción de energía limpia, sustentable,  segura y de frenar el impacto del Cambio Climático.

La comuna de Coronel fue testigo del último día de operaciones de la central termoeléctrica Bocamina II, cierre que está orientado a entregar certezas en pos del trabajo por una transición energética con un fuerte compromiso con el medio ambiente, el territorio y las comunidades.

La desconexión de la mencionada central a carbón es un hito medioambiental para Coronel, comuna que desde la inauguración de Bocamina II en 2012, ha enfrentado los efectos ambientales de la generación de energía en base a carbón.

Adicional a Bocamina II, también se concretó el cese de operaciones de Tocopilla U15, sumando al día de hoy 8 las centrales a carbón que han depuesto sus operaciones.

El Ministro de Energía, Diego Pardow, valoró el tanto de las centrales, hecho que va en el camino hacia una Transición Socio Ecológica Justa, con foco en el medio ambiente, el territorio y las comunidades.

“El cierre de estas centrales termoeléctricas abre el proceso donde necesitamos seguir incorporando energías renovables a nuestra matriz productiva y en particular, energía renovable de base que permita reemplazar el rol que cumplían estas centrales a carbón para dar suficiencia y seguridad al sistema”, señaló la autoridad de Energía.

Según el subsecretario de la Cartera, Julio Maturana, el cierre de Bocamina II y Tocopilla U15, tiene como objetivo buscar conducir a Chile a la carbono neutralidad, expandir alternativas y viabilizar la transición energética.

La seremi del ramo de la región del Biobío, Daniela Espinoza, calificó como otro avance en la transición energética de Chile. “Es un hito muy relevante en el proceso de transitar a la carbono neutralidad. La central durante su operación aportó parte importante de la energía eléctrica para la región. Su desconexión, junto con la entrada en operación de los proyectos de energías renovables que están en desarrollo, cambiarán sustantivamente la matriz de generación eléctrica regional”, comentó.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) de Perú avanza en lograr una mayor participación de las energías renovables en el país, como también en la preparación de una estrategia nacional de hidrógeno. 

El viceministro de Electricidad, Martín Dávila, anunció que el MINEM tiene una cartera de inversiones por MUSD 5114 en proyectos de construcción de 31 centrales eléctricas, por 3,163.5 MW de capacidad, de los cuales hay 21 centrales hidroeléctricas y otras 9 entre eólicas y solares. 

Asimismo, dio a conocer que el MINEM trabaja en la hoja de ruta del H2, en conjunto con la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), entidad que presentó su propuesta en marzo de este año, a la que acompañó con un documento que establece las bases y recomendaciones para llevar adelante una estrategia de hidrógeno verde. 

Daniel Camac, presidente H2 Perú, conversó con Energía Estratégica y señaló que se hizo una propuesta de ley específica donde se establecen los incentivos para acelerar la implementación de dicho vector energético. 

“El marco normativo está en el Congreso de la República, siendo revisado en la Comisión de Energía y Minas. Sumado a que, con las autoridades del Ministerio del Ambiente, trabajamos en una propuesta para la inclusión del hidrógeno como parte de las famosas Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC)”, detalló.

Con ello se busca que el H2 sea incorporado formalmente como una de las acciones que implementaría el estado peruano para alcanzar el compromiso de la reducción del 40% de las emisiones de carbono.

“Las autoridades parten de la propuesta que hicimos desde la Asociación y están convocando a los otros sectores del estado para ver qué otras industrias más pueden incorporarse en el proceso y uso del hidrógeno”, sostuvo Camac. 

“Por lo que espero que antes de fin de año, Perú ya haya aprobado oficialmente su hoja de ruta como también la ley de la industria del hidrógeno verde”, agregó en diálogo con este portal de noticias.

Entre los objetivos más ambiciosos, se proyecta que, al 2050, se desplieguen los proyectos de gran escala, con más de 12 GW de capacidad instalada de electrolizadores, que podrían alcanzar costos de producción cercanos a USD 1 por kilogramo de H2V. 

Pero para alcanzar dichos resultados, H2 Perú propone que sea de manera escalonada, con aspiraciones concretas en las décadas previas. Puntualmente, en la década de 2030, se puso la mira en conseguir más de 1 GW de potencia operativa de electrolizadores, con 1.6 USD/kg de H2V como target de precio promedio.

A lo que se debe agregar que se estima que existirán más de 20 MUSD de financiamiento para apalancar proyectos escalables y replicables, ya que considera que la demanda tendrá, al menos, un 40% de penetración en la industria del país. 

Guatemala se encuentra transitando la Licitación Abierta PEG-4-2022 que prevé la contratación de 235.00 MW de potencia garantizada para el cubrimiento de la demanda firme y suministro de energía eléctrica que garantice hasta el requerimiento de las distribuidoras locales por 15 años.

Con esta convocatoria se retoma el mecanismo de licitaciones a largo plazo que desde hace nueve años no se llevaba a cabo -en 2010, 2011 y 2013 se realizaron las ediciones anteriores-.

La Licitación Abierta PEG-4 tuvo buena recepción por parte del sector de las energías renovables, principalmente de la industria hidroeléctrica que identifica una gran oportunidad para la modernización y repotenciación de algunas centrales ya operativas en el país que podrían adjudicarse nuevos contratos.

Ahora bien, una eventual Licitación Abierta PEG-5 también anima a los fabricantes que proyectan nuevos proyectos de generación que podrían ejecutarse durante esta década.

Al respecto, Gabriel Pinetta, director comercial de TechnoHydro para Latinoamérica, consideró:

“Las expectativas de la industria hidroeléctrica tanto para la PEG-4 como para la PEG-5 son bastante altas”.

“Creemos que aún existe una gran oportunidad para el sector hidroeléctrico en Guatemala dado que está todavía subutilizado ese potencial hídrico que hay en el país y hay muchísimo para crecer en pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas; las cuales, si son poco invasivas y muy bien gestionadas desde la parte técnica financiera y principalmente la parte social, pueden ser sumamente exitosas”.

En conversación con este medio, el referente del sector privado indicó que desde la industria están muy emocionados primeramente por la PEG-4 que ya es una realidad, y en la cual están acompañando a varios proyectos, pero también están entusiasmados por la P5 donde el recurso hídrico existente está disponible y el Estado ha hecho su labor generando acuerdos gubernativos y leyes que facilitan el desarrollo de estos proyectos.

Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y exministro de Energía y Minas de Guatemala, adelantó a Energía Estratégica que ya se evalúa licitar unos 1200 MW en el marco de una eventual PEG-5 (ver más).

Aquello sería en un escenario conservador, ya que se habla de cifras más cercanas a los 1500 MW para contratos a largo plazo. Y aunque no hay certeza aún de aquello, desde la industria perciben señales positivas para un mayor desarrollo de energías renovables en el país.

De allí, Gabriel Pinetta reveló: “Nosotros como TechnoHydro hemos presupuestado a varias centrales hidroeléctricas las cuales nos dan un índice de que las inversiones en el sector hidroeléctrico siguen activas”.

“Por eso, seguimos promoviendo nuestra empresa no solo desde la parte técnica y la parte del suministro de los equipos electromecánicos, sino también acompañando a los inversionistas en los procesos de prefactibilidad y factibilidad de los proyectos, al igual que acompañar a varias comunidades que ahora se muestran interesadas en desarrollar sus propios proyectos hidroeléctricos”.

Y precisó: “Estamos trabajando arduamente en la capacitación de comités organizados de comunidades en el área rural para que puedan desarrollar efectiva y eficientemente sus proyectos hidroeléctricos (…) De igual manera, TechnoHydro está trabajando con fondos de capital privado internacional que van a permitir también la inversión y crecimiento en estos proyectos”.

USD 10,000 el pliego: Listo el cronograma para la licitación a largo plazo de Guatemala

La PlataformaH2 Argentina, desde donde se promueve el desarrollo del hidrógeno de bajas emisiones en Argentina, mantuvo una reunión de trabajo entre todos sus integrantes para continuar discutiendo acerca de la hoja de ruta para el desarrollo del hidrógeno en Argentina.

Además, conversó sobre la necesidad de generar un marco regulatorio que promueva las inversiones a largo plazo y coloque al país en el mapa mundial de producción de H2.

En esta línea, dados los recursos con que cuenta Argentina, el país se presenta como uno de los más atractivos para la producción de hidrógeno; sin embargo, desde la Plataforma se considera que es imprescindible una regulación que incluya una serie de definiciones que permitan dar claridad a algunos conceptos que se utilizan en el desarrollo de su articulado.

Particularmente importante, es la definición del hidrógeno de origen renovable, diferenciado del hidrógeno obtenido mediante otros métodos que también se incluirán en la norma si contribuye a reducir emisiones. 

El hidrógeno es una fuente ilimitada de energía que puede ser obtenido de distintas maneras, unas más sustentables que otras. Una forma de obtener el hidrógeno es a través del proceso de electrólisis, mediante el cual se separa el hidrógeno del oxígeno, que requiere grandes cantidades de electricidad. Cuando esa electricidad proviene de fuentes renovables, como eólica o solar, el hidrógeno resultante se considera “hidrógeno verde”.

Este tipo de combustible de origen renovable, resulta clave para el proceso de descarbonización y transición energética, que es un imperativo global en el marco del Acuerdo de París.

Asimismo, la plataforma busca alentar un mayor compromiso, conocimiento y vocación para que el sector público y privado permita generar condiciones, acorde para las inversiones necesarias, infraestructura, producción y comercialización del hidrógeno.

Deberá, además, definir con claridad una autoridad de aplicación que tendrá a su cargo la formulación, el seguimiento y la ejecución de un programa nacional de desarrollo del hidrógeno que contenga objetivos, metas, plazos y prioridades bien establecidas y un horizonte temporal hasta 2030.

Este decenio es crucial para el establecimiento de una política de estado con amplio consenso de todos los sectores. Este proceso tiene una etapa inicial decisiva de aquí al 2030, por lo cual resulta  indispensable focalizar la tarea de la autoridad de aplicación en la ejecución de lo que llamamos una Estrategia Nacional del Hidrógeno 2030.

Tomando algunos de los regímenes de promoción exitosos de la Argentina se propone un régimen que posea elementos de promoción, estabilidad fiscal y una activa participación del Estado impulsando proyectos y actividades estratégicas en colaboración con el sector privado. Entendiendo que el volumen de inversiones y su largo plazo de maduración necesitan de una regulación de estas características.

Aquí es donde debe producirse un acuerdo sólido para sostener una actividad que, durante la presente década, deberá ganar escala y competitividad, con el propósito de que el país logre formar parte del mercado global del Hidrógeno.

Esto permitirá a los distintos actores involucrados aportar diversas miradas para potenciar, el que será, el combustible del futuro.

Un marco regulatorio virtuoso y acorde permitirá que Argentina pueda participar activamente de este nuevo mercado, y competir con otros países que ya han entrado en esta misma carrera.

La PlataformaH2 Argentina fue creada a inicios del año 2020 por Globe Legislators (coalición de legisladores), CACME (Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía), CEARE (Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética – UBA), AAEE (Asociación Argentina de Energía Eólica) y la UTN Buenos Aires, a los que se sumaron la Cámara Eólica Argentina (CEA), la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER),  la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA), Valle de Hidrogeno Verde del Hinterland de Puerto Quequén, el Instituto de Energía de la Universidad Austral y el Círculo de Políticas Ambientales, quienes mantienen reuniones periódicas de trabajo y conversaciones con las distintas autoridades y actores de la industria con el objetivo de continuar reforzando el camino hacia la descarbonización de diversos sectores de la economía.

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) está avanzando con 68 millones de dólares en el financiamiento de proyectos de energías renovables, no sólo eólicos y solares, sino también de hidrógeno verde, eólica marina y electromovilidad.

Asimismo, desde la parte privada de la entidad, denominada BID Invest, ya se está avanzando con el financiamiento de proyectos concretos.

En una entrevista para Energía Estratégica, Alexandra Planas, especialista líder en energía del BID, cuenta cómo se están desarrollando las líneas de crédito y qué esperar para el 2023.

¿Qué proyectos de renovables está financiando el BID en Colombia actualmente?

En materia de financiamiento a proyectos e iniciativas para el desarrollo de las energías renovables en Colombia, desde el frente público, el BID ha venido implementando en los últimos años operaciones que han incluido financiamiento para la instalación de sistemas solar FV (fotovoltaicos) y soluciones de acceso a la energía con FNCER (Fuentes No Convencionales de Energías Renovables), principalmente a través de financiamiento como hemos tenido para el caso del proyecto Todos Somos PAZcífico, que viene siendo desarrollado desde el año 2017 y esperamos se extienda por dos años más, y que en su componente de energización rural sostenible contemple inversiones por US$ 91 millones.

También hemos tenido el programa piloto de gestión eficiente de la energía para San Andrés, Providencia y Santa Catalina, bajo el que a raíz del huracán Iota se destinaron algunos recursos para el financiamiento de soluciones solar FV (70 kWp instalados en 7 entidades oficiales y 136 viviendas con soluciones FV individuales), siendo este un proyecto que estamos ya cerrando este año.

Como resultado de ese piloto de San Andres, hemos venido trabajando con el Gobierno nacional para extender este programa al resto de la costa caribe, abarcando los 7 departamentos de la región, siendo este un proyecto  que contempla tanto la implementación de medidas de gestión eficiente de la energía como la instalación de soluciones fotovoltaicas para edificios del sector oficial bajo (US$34,5 millones).

De igual manera, en lo que es la posibilidad de financiar grandes proyectos e iniciativas con FNCER y electromovilidad, contamos con recursos ya aprobados para Bancoldex, para financiamiento en apoyo a la transición energética con US$ 50 millones BID y CTF y apalancamiento de recursos BID Invest y terceros por más de US$ 75 millones, los cuales podrán ser destinados al financiamiento de proyectos solar fotovoltaicos, almacenamiento con baterías, movilidad eléctrica, entre otros posibles.

Adicionalmente, el BID viene apoyando al Gobierno de Colombia en lo que es el acceso a recursos concesionales provenientes de los Fondos de Inversión en el Clima (los CIF) para lo que ha de ser el financiamiento de la integración de energías renovables, especialmente en lo que se refiere no a proyectos solares o eólicos per se, sino en todo lo que es la integración de nuevas tecnologías que habilitan la incorporación creciente de estas fuentes variables de energía, así como el suministro de soluciones de acceso mediante FNCER en las ZNI (Zonas No Interconectadas).

Esto sumará otros US$ 68 millones a ser ejecutados por Bancoldex y la FDN (se va a empezar a preparar un proyecto similar con la FDN que contará con recursos de capital ordinario del BID y US$ 34 millones del CIF-REI).

Se destinarán otros US$ 2 millones (no reembolsables del Fondo CIF-REI) a apoyar la iniciativa +H2 Colombia de FENOGE para el apoyo a proyectos de hidrógeno verde.

Desde el frente privado, el Grupo BID, a través de BID Invest, recientemente ha financiado los proyectos Bosques Solares de los Llanos en sus tres fases, equivalentes a 81,7 MWp, con un préstamo por US$ 16 millones, y este año estará financiando los proyectos La Mata y La Unión, que suman 180 MWac, con préstamos por US$ 65 millones y apalancamiento de recursos superiores a US$ 80 millones.

¿Qué expectativas tienen con tales créditos en cuanto a concreción de proyectos e iniciativas?

Además de las operaciones recientemente celebradas como es el caso de BID Invest con los dos proyectos solares antes mencionados, en el caso de la línea de crédito para apoyo de la Transición Energética, inicialmente esperamos que en el periodo de 2023 a 2025 poder financiar varios proyectos fotovoltaicos, así como un par de proyectos de almacenamiento con baterías y en materia de electromovilidad.

Estamos a la expectativa de ver el interés de los inversionistas en proyectos que se puedan embarcar en el programa de integración de energías renovables de los CIF, incluyendo posibilidades en sustitución de diésel por renovables en ZNI, despliegue de Infraestructura AMI, y proyectos de hidrógeno verde, seguramente asociados igualmente a proyectos eólicos costa afuera.

Respecto al hidrógeno verde (H2V), ¿qué expectativas de financiamiento tiene el BID en Colombia?

En este frente, desde el BID venimos trabajando apoyando el desarrollo de conocimiento, así como el despliegue de capacidades a través de cooperaciones técnicas.

Inicialmente con la preparación de la HdR (alto rango dinámico, en inglés) del H2 para Colombia que fue financiada con la ayuda de recursos del Reino Unido, y que sentó las bases y pasos a seguir para lo que ha de ser el desarrollo de este sector energético en el país, siguiendo por la estructuración de un sandbox regulatorio en el que el BID ha venido apoyando al Ministerio de Minas y Energía y la CREG.

También tenemos financiación a través de un programa regional aprobado por el Fondo Verde del Clima para co-financiar proyectos de movilidad eléctrica e hidrógeno verde (aproximadamente US$300 millones para la región).

Finalmente, gracias a varias cooperaciones técnicas que el Banco está manejando actualmente buscamos apoyar la realización de estudios de pre-inversión para proyectos con H2V, siendo claro que nos encontramos en una etapa temprana en Colombia, por lo cual resulta fundamental apoyar esta fase preliminar de desarrollo que genere un semillero de proyectos para financiación futura.

Y continuamos acudiendo a donantes internacionales para incrementar el pool de recursos a ser ofrecidos con este propósito, a la vez que trabajamos coordinadamente con otras agencias de cooperación multilateral y bilateral a fin de lograr el mejor y mayor impacto de estas cooperaciones.

¿Para lo que resta del 2022 y de cara al 2023, cómo es la agenda de proyectos que están trabajando para Colombia en materia de renovables y cuándo estarían operativos?

De cara al cierre de 2022, estamos por culminar la operación de San Andrés, que comentábamos inicialmente, a la vez que hemos prolongado la ejecución de Todos somos PAZcìfico, incluido su componente de energización rural sostenible por dos años más (2023 y 2024) y esperamos la aprobación del proyecto de Eficiencia Energética en el Caribe e iniciar su ejecución.

En 2023 esperamos tener un año activo, especialmente de la mano con la Banca de Desarrollo Local en el marco del apoyo a proyectos con energías renovables, hidrógeno verde, electromovilidad y otras tecnologías relacionadas conforme el portafolio de tipo de proyectos anteriormente descritos.

Del 22 al 24 de septiembre de 2022, se realizó la EXPO Solar Colombia anual en Medellín, Colombia. Esta vez, Solis hizo un gran debut con su serie estrella de productos inteligentes para inversores y soluciones sistemáticas para ayudar a que la energía fotovoltaica se convierta en una de las principales fuentes de energía del mundo. 

El exministro de Minas y Energía de Colombia, Diego Mesa, dijo que aunque Colombia aprobó una legislación en 2014 para promover las energías renovables. No fue hasta cuatro años después que se introdujeron políticas y medidas activas de incentivos.

Sin embargo, el mercado fotovoltaico en Colombia se está desarrollando rápidamente como el ajuste de la matriz energética y la transformación industrial, así como la modernización en América Latina.

Por su parte, la nueva ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, afirmó que la prioridad será seguir avanzando en la transición energética del país, retomar los proyectos, operarlos y sobre todo, acelerar este cambio. Teniendo claro que el camino a seguir en los próximos 4 años es intensificar en energías alternativas.

Hasta la fecha, Colombia ha instalado un total de 710MW de sistemas fotovoltaicos. Para satisfacer la demanda local, Solis se centró en los productos fotovoltaicos y trajo soluciones inteligentes para discutir el desarrollo futuro de la energía verde con expertos y socios de la industria fotovoltaica de todo el mundo, creando una nueva ecología de sistemas fotovoltaicos en Colombia.

Solis llevó a ExpoSolar Colombia su sexta generación de inversores, entre los que se encontraba el S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US, fabricado exclusivamente para Latinoamérica. La nueva serie de inversores que, gracias a sus características más amigables, seguras y eficientes, ha llamado la atención de los clientes de América Latina.

Además, Solis también presentó el Solis-255K-EHV-5G-US diseñado para proyectos a escala de servicios públicos. El cual incorpora un diseño récord de 12 MPPT, una eficiencia máxima del 99% y admite una relación CC/CA del 200%.

Además de ofrecer un rendimiento a alta temperatura de hasta 50 grados, el inversor, con su diseño sin fusibles y protección IP66, está bien construido para entornos hostiles, brindando soporte de producto para las necesidades fotovoltaicas de Colombia.

Solis seguirá trabajando en el mercado colombiano para brindar mejores productos y servicios para ganar el reconocimiento del mercado y los clientes en el futuro.

Intensificando la presencia en el territorio gracias al refuerzo de las relaciones comerciales con sus actuales socios de distribución, así como, a través de la nueva relación comercial con un nuevo socio local fuerte que ayudará a incrementar su cuota de mercado.

Solis contribuirá a la construcción de un mundo verde adhiriéndose a la misión de ‘desarrollar tecnología para impulsar al mundo con energía limpia’.

El pedido en firme incluye el suministro inicial, instalación, operación y mantenimiento de 120 aerogeneradores V150-4,5 MW para la primera fase de 540 MW de Serra de Assuruá.

Además de la fase 1, el contrato incluye la opción de que ENGIE compre otras 68 aerogeneradores para fines de 2022 para la fase dos del parque eólico.

Vestas también entregará un acuerdo de servicio Active Output Management 5000 (AOM 5000) de 25 años. Este acuerdo optimizará la producción de energía y al mismo tiempo brindará certeza comercial a largo plazo.

“Vestas se complace en trabajar en asociación con ENGIE Brasil Energia y reforzar el interés de ambas empresas en acelerar la transición energética en el país”, valora Eduardo Ricotta, presidente de Vestas Latinoamérica.

“Continuaremos desempeñando un papel activo en el desarrollo del sistema de energía renovable de Brasil con la colaboración y la confianza continuas de nuestros socios y a través de proyectos de alto impacto como Serra de Assuruá”.

Se estima que la entrega y operación comercial de Serra do Assuruá comience gradualmente a partir de la segunda mitad de 2024. Con este proyecto, Vestas supera el hito de 8 GW de entrada de pedidos en Brasil para aerogeneradores de plataforma de 4 MW desde 2018, consolidándose como el plataforma de aerogeneradores más vendida de todos los tiempos en Brasil.

Desde que se introdujo la plataforma en 2010, Vestas ha instalado más de 59 GW de aerogeneradores de plataforma de 4 MW en todo el mundo.

El gobierno argentino sigue trabajando por desarrollar la generación distribuida, pero no sólo aquellas instalaciones fotovoltaicas, sino que también prepara nuevas herramientas para impulsar la GD eólica. 

Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Secretaría de Energía de la Nación, dio a conocer que pretenden tener definido un panorama “más acotado” y “específico” de la energía eólica de baja y media potencia para instalaciones de generación distribuida. 

“Si bien la normativa de GD permite cualquier fuente de energía renovable conectada al sistema de distribución, lo cierto es que la especificidad se da para la solar, que está normada con los certificados que deben cumplir los productos, seguridad eléctrica asociada, y más. Y no hay margen para innovar mucho”, aseguró durante un webinar. 

“Por lo que, la idea es lanzar, antes de fin de año, una normativa que brinde mayor especificidad a esa tecnología, lo que es un fomento a que crezca la GD a nivel nacional”, agregó. 

Gabriela Rijter: «El mercado de las renovables vuelve a tener movimiento en Argentina»

De igual manera, el gobierno avanza en la firma de convenios con dos entidades bancarias que permitan utilizar el dinero del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS) para apalancar un porcentaje de las tasas de interés para la compra de equipos de generación distribuida. 

“Sólo restan partes administrativas de la Secretaría de Energía. Con una entidad bancaria se piensa para el público residencial y con otra para el sector comercial-industrial”, manifestó Biurrún semanas atrás. 

Y en esta oportunidad aclaró que ya se tiene todo el aval de la Sec. de Energía y de las entidades bancarias, e incluso se espera que ese subsidio también esté disponible antes de que finalice el corriente año. 

Lo que sí ya se implementa es el Certificado de Crédito Fiscal, que fue actualizado a mediados de julio. Puntualmente el monto por unidad de potencia instalada pasó de $45 a $65 por cada watt (incremento cercano al 44%), en tanto el tope máximo a otorgar por cada U/G beneficiario subió de $3.000.000 a $4.500.000, es decir, exactamente el 50%. 

¿Cuántos se otorgaron en lo que va del 2022? El coordinador de generación distribuida de la Nación detalló que dicha herramienta funciona “bien” y que “este año ya se otorgaron alrededor de 30-40 Certificados de Crédito Fiscal por montos cercanos a los $50.000.000”.  

Aunque cabe aclarar que este beneficio fiscal se orienta principalmente a pequeñas y medianas empresas (PyMEs) y a comercios, justo en un marco de creciente interés por la generación distribuida renovable a lo largo y a lo ancho del país. 

Uruguay planea actualizar el decreto N° 27/020, aquel que autorizó a los usuarios conectados a la red de distribución de baja tensión, a generar energía eléctrica a partir de la instalación de baterías que operen en paralelo que no inyecten energía a la red del Distribuidor. 

Lourdes Albornoz, asesora técnica de la Dirección Nacional de Energía del Ministerio de Industria, Energía y Minería del país, reconoció que dicho requisito de inyección cero “está siendo revisado”, debido a los obstáculos técnicos que se generaban. 

“Para no inyectar en la red, el consumidor debe instalar equipamiento técnico sofisticado, mientras que la distribuidora debe tener el equipamiento que detecte si hay inyección y en qué momento”, aseguró durante un webinar. 

“Entonces está por salir una modificación que permitirá la inyección pero bajo el criterio de que nunca puede haber mayor inyección de lo que se consume. Es decir que el balance anual debe ser nulo”, agregó. 

Cabe recordar que en el país, los sistemas de acumulación de energía son considerados “generadoras eléctricas” y sus usuarios acceden a beneficios especiales, por ser soluciones amigables con el medio ambiente, mejorando su competitividad.

Pero con esta alternativa, diferente a la microgeneración, no se busca que un consumidor se transforme en un generador en baja o media tensión, sino que utilice su sistema de generación de energía eléctrica únicamente para su propio consumo

De todos modos, aún son pocos los casos que optaron por esta alternativa energética: sólo hubo tres registros en el primer semestre del 2022, pero la funcionaria vaticinó que hay otros proyectos en estudio y se espera mayor adaptación a partir de la nueva reglamentación. 

“Los usuarios son empresas. Y una de ellas, por ejemplo, sólo instaló baterías para hacer un mejor uso de la energía que compra mediante el peak shaving (permite anular el pico de consumo”, manifestó Albornoz.  

“Además, se ve interés por parte de las compañías y clientes, por lo que es un mercado que crecerá en Uruguay”, concluyó. 

Entre las aplicaciones de storage ya realizadas, una involucra un sistema instalado en interior para el cliente Textil La Paz de 30 kW y 97 kWh que ya se encuentra aprobado por UTE y en funcionamiento desde septiembre del 2021.

Y a partir de los análisis de los resultados de la carga, descarga y eficiencia, se pudo verificar que, a mayo del corriente año, el cliente logró un ahorro mensual de la energía de $15300 y otros $4780 de potencia, sólo con invertir en tecnologías limpias. 

Latam Future Energy (LFE), alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam que promueve espacios de diálogo sobre la transición energética, organiza una nueva reunión Cumbre en Colombia.

Bajo el nombre “Andean Renewable Summit 2022” se convoca a todas las partes interesadas en contribuir al debate sobre cómo acelerar el despliegue de nuevos proyectos de energías renovables favorables para la región.

Se prevé la confluencia de 500 profesionales en los espacios de networking y salón de conferencias donde se llevarán a cabo ponencias y paneles a los que ya confirmaron participación portavoces de las principales asociaciones, empresas e instituciones públicas.

ASISTIR

El lugar elegido para llevar a cabo este encuentro no es menor. El atractivo de Colombia para nuevas inversiones renovables está en ascenso.

Se prevé que el país cierre el año 2022 con 741 MW solares y 282 MW eólicos. Cifras tímidas si se las compara con los próximos 16.973 MW, que es el volumen de proyectos a los que ya se les asignó capacidad de red y que en su mayoría estarían operativos casi en su totalidad al 2026 (ver más). Y esto no sería todo.

Para continuar con los objetivos de transición energética y cubrir el suministro eléctrico de nueva demanda, el país está analizando distintas alternativas de expansión del sistema de transmisión eléctrica para permitir la incorporación de unos 2000 MW de generación en 2028 y 1000 MW adicionales en 2032 (ver más).

Visto aquel escenario, algunos temas sobre los cuales versará el próximo evento de Latam Future Energy son: estrategias de inversión y financiación de proyectos, esquemas contractuales disponibles y proyecciones de la tecnología eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica al 2030 y 2050.

PARTICIPAR

Consulte la agenda completa para acceder a mayor información sobre los paneles de debate y los portavoces del sector público y privado que asistirán. Como adelanto, estos son algunos de los speakers destacados:

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

Javier Salinas – Sales Manager Latam – Nextracker

Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt

Ruben 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

Luigi Zenteno – Gerente Comercial Zona Andina – UL Renovables

Victor Soares – Sales Engineer LATAM – JA Solar

Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis

Hector Nuñez – 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 Hernandez – Project Manager – MPC Energy Solutions

Jessica Ordoñez – Directora de Sostenibilidad – Invest in Latam

Jairo Leal – Gerente Legal y Regulatorio – GreenYellow

Cesar Sáenz – LATAM Utility & ESS Manager – Sungrow

Camilo Jaramilo – CEO – Hybrytec

Victor Muñoz – Operating Partner Latin America – Denham Capital

Alejandro Ospina – Country Manager Colombia – Grenergy

Ricardo González – Gerente de Desarrollo de Negocios de Energía Renovable – APPLUS

Guido Gubinelli – Periodista – Energía Estratégica

Elie Villeda – Country Manager Mexico y Regional Manager Latam North – First Solar

Miguel Hernandez Borrero – Presidente – ACOSOL

Santiago Solines – Socio & Coordinador del Sector de Energía – Solines & Asociados Abogados (Ecuador)

Fabio Ardila – Asociado Senior – Cuatrecasas

Kathrine Simancas – Directora de Energía & Gas – Andesco

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)

Mónica Gasca – Directora Ejecutiva – Asociación de Hidrógeno de Colombia

Nestor Gutiérrez – Business development Colombia – MPC Energy Solutions

Louis Klyen – Presidente – Derivex

Alejandro Lucio – Director – Óptima Consultores

ASISTIR

“Más allá de la coyuntura de reducir las tarifas, es urgente reformar el modelo tarifario del sector eléctrico del país”, señaló Presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), Daniel Enrique Medina Velandia, durante la XXXIX Conferencia Energética Colombiana (ENERCOL).

Indicó que “es necesario revisar los aspectos positivos y negativos del modelo y construir sobre lo construido en las últimas décadas, fijar un nuevo marco institucional y regulatorio con el fin de orientar adecuadamente el futuro del mercado garantizando siempre la institucionalidad, la seguridad, la confiabilidad energética y la continuidad del servicio a los usuarios”.

Para Medina Velandia es un error que se cree un fondo de estabilización de precios. “Los fondos han demostrado que no son viables ni funcionales, ni tampoco son la salida adecuada para cubrir déficits económicos. El millonario déficit del Fondo de Estabilización de los Precios de los Combustibles (FEPC) por cerca de $40 billones anuales es un claro ejemplo”, sostuvo.

Es por ello que, para fijar posición, la entidad le presentó al Ministerio de Minas y Energía, en cabeza de Irene Vélez, una batería de propuestas para la reforma del sector.

Para las empresas

Por un lado, desde ACIEM hacen un apartado para las empresas:

Estudiar la eventualidad de limitar los ingresos de las empresas del sector eléctrico y reducir los beneficios extraordinarios.
Evaluar la posibilidad de gravar los beneficios extraordinarios a las empresas que hayan obtenido utilidades superiores al 20% en los últimos tres (3) años.
Considerar la posibilidad de establecer la competencia minorista.
Estudiar la viabilidad de definir límites de integración más exigentes que propendan por la competencia en todas las actividades.

Subsidios

También se propone liberar subsidios fijando un “mínimo vital a través de las energías renovables para poner paneles solares en los estratos 1, 2 y 3, especialmente”.

Precios

Otro aspecto tiene que ver con la fijación de un techo en el precio máximo para las ofertas del MWh en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) para energía con costos operativos muy bajos como las energías renovables y las hidroeléctricas.

Vigilancia y control

Finalmente, se fijan cuatro puntos en lo referido al control estatal:

Fortalecer los mecanismos de vigilancia, control y sanción a las centrales hidroeléctricas que, teniendo los embalses llenos, desperdicien el agua.
Establecer una especial vigilancia y control para evitar que las empresas generadores sigan utilizando su poder de mercado, puesto que al fijar límites de participación adecuados, se logrará un mayor equilibro del mercado y una mayor competencia entre agentes.
Crear una sala paralela a la del Mercado de Energía Mayorista (MEM) para  monitorear en tiempo real, tal como sucede en otros países, el comportamiento de los agentes y de las transacciones en bolsa, lo cual ayudaría a evidenciar posibles abusos de posición dominante y/o competencia desleal, que permita tomar inmediatamente las acciones correctivas del caso y las sanciones a que haya lugar a los agentes de mercado.
Hacer una vigilancia especial al componente de las inversiones, las pérdidas, técnicas y no técnicas, y su peso en la fórmula tarifaria para ajustar a futuro con el fin de reducir su impacto en la tarifa a los usuarios.

Energía Estratégica invita a todos sus lectores a participar de una nueva iniciativa de capacitación profesional de la empresa Multisolar.

Se trata del “Curso online sobre Tratamiento y mitigación de sombras en instalaciones Solares Fotovoltaicas” que se realizará la próxima semana, los días 4 y 5 de octubre a las 17 h en modalidad online y gratuita.

Esta iniciativa, si bien está destinada a instaladores y comercializadores de paneles fotovoltaicos en Argentina, está abierta a recibir a otros profesionales de la industria.

Al respecto es preciso aclarar que la capacitación se realizará mediante la Plataforma Microsoft Teams y podrán acceder todos los inscriptos desde la comodidad de su hogar u oficina.

INSCRIPCIÓN

El encargado de impartir este curso será el Ing. Hector Natera, especialista en Energías Renovables y Eficiencia Energética.

De acuerdo a lo que precisaron referentes de Multisolar, el temario que llevará a cabo este referente de la industria durante las dos jornadas de capacitación consistirá en:

Tipos de sombras en instalaciones Solares Fotovoltaicos
Efecto de las sombras en una instalación.
Sombras eléctricas vs sombras físicas.
Mitigación de sombras en la instalación.
Cálculo de distancia para evitar sombreo
Modelización de sombras con herramientas
Disposición de Módulos y arreglos para disminuir las pérdidas por sombreado
Diseño de Layout físico de la instalación ante la presencia de sombras.
Estimación de pérdidas por sombras en una instalación

INSCRIPCIÓN

No se trata de la primera vez que Multisolar impulsa este tipo de capacitaciones. En ediciones pasadas ha generado espacios de formación y actualización profesional sobre inversores fotovoltaicos, aerotermia y bombas de calor, baterías de litio para proyectos de baja y mediana escala, entre otros insumos y componentes de sistemas de generación eléctrica y térmica.

Agende el compromiso:

“Curso online sobre Tratamiento y mitigación de sombras en instalaciones Solares Fotovoltaicas”

🗓️ Fecha:  4/10 y 5/10.

⏱️Horario: 17hs.

📌Orador: Hector Natera.

📍 Plataforma: Microsoft Teams

👉 Inscripción: https://bit.ly/3UrI9CG

La bancabilidad es uno de los indicadores importantes que los desarrolladores de proyectos miden cuando compran módulos solares. Los módulos solares con una alta calificación financiable facilitan que los desarrolladores de proyectos obtengan financiamiento bancario. El pasado 30 de agosto, expertos de las consultoras Wood Mackenzie, Underwriters Laboratories (UL), RETC, en conjunto con Trina Solar, llevaron a cabo un debate en profundidad sobre la bancabilidad y la alta confiabilidad de los módulos de ultra alta potencia Vertex210 de Trina Solar y la aplicación de más de 600W en todo el mundo. La discusión se realizó en un seminario web en línea denominado “Análisis de los indicadores clave de bancabilidad de energía ultra alta”, coorganizado por Wood Mackenzie, UL y Trina Solar.

UL demostró la excelencia en bancabilidad de los módulos Vertex 600W+ 

Para obtener un resultado riguroso y científico de la evaluación de la bancabilidad, las instituciones de terceros a menudo realizan una investigación integral, incluidos los envíos de productos, el estado financiero, la confiabilidad del producto, las auditorías de fábrica, etc.

Shane Liew de UL, la principal organización independiente de asesoramiento, prueba, inspección y certificación del mundo analizó el informe del estudio de bancabilidad de los módulos de la serie Vertex de Trina Solar, demostrando su excelente rendimiento en confiabilidad, compatibilidad y reducción de Costo Nivelado de Energía (LCOE) así como un sistema de gestión de calidad de alto estándar. Underwriters Laboratories también descubrió que los módulos de la serie Vertex son compatibles tanto con inversores a gran escala como con inversores de cadena.

Sumado a esto, el informe encontró que, según el estudio de LCOE realizado por Fraunhofer ISE, DNV, Enertis Applus entre otros, el módulo de la serie Trina Solar Vertex 670W puede reducir el LCOE en un 4,1 % y los costos de BOS en hasta al 6%, en comparación con el módulo de referencia de 182-540 W.

Los analistas de Wood Mackenzie, institución de análisis de renombre mundial, destacaron que los módulos de gran formato pueden resultar en una reducción del CAPEX del 5%. Además, los grandes sistemas aprovechan las ventajas del escalado para reducir aún más estos costes con módulos de clase de alta potencia.

Después de una revisión rigurosa, UL concluyó que los módulos Vertex alcanzaron por completo la calificación de bancabilidad, tomando la delantera en todos los indicadores clave.

RETC demuestra la alta confiabilidad de los módulos Vertex 600W+

Daniel Chang, vicepresidente del Departamento de Desarrollo Comercial de RETC, laboratorio de pruebas independiente líder para productos de energía renovable y fotovoltaica, analizó la alta confiabilidad de los módulos Vertex 600W+ de Trina Solar. El último Informe de Índice de Módulos Fotovoltaicos PVMI de 2022 también muestra que los módulos de la serie de 670W de ultra alta potencia de Trina Solar han demostrado una alta confiabilidad en la prueba de calor húmedo DH2000, la prueba de carga compuesta, la prueba de ciclo térmico, la prueba de archivo PAN, la prueba de resistencia y la prueba de resistencia. Gracias a su excelente confiabilidad, excelente rendimiento y calidad superior, los módulos de la serie de 670W de ultra alta potencia de Trina Solar han superado una serie de pruebas RETC que son significativamente más rigurosas que el estándar IEC. Por lo tanto, Trina Solar ha sido reconocida como «Alto logro general».

Bajo el objetivo de carbono neutralidad, los módulos de alta potencia, eficiencia, confiabilidad y rendimiento energético son la dirección inevitable del mercado fotovoltaico. Siguiendo esta tendencia, Trina Solar lanzó el módulo Vertex de 670W en marzo de 2021, lo que llevó a la industria a la era de los 600 W+. Asimismo, Trina Solar envió módulos solares por un equivalente a 18,05GW en la primera mitad de 2022, ocupando el segundo lugar a nivel mundial según InfoLink. Además, Trina Solar ha enviado más de 30 GW de módulos de 210mm, con una participación de mercado superior al 50% en envíos. La empresa líder en energía inteligente, continuará mejorando el valor para el cliente, dedicando sus esfuerzos a construir un mundo libre de emisiones de carbono.

La directora de Exploración y Producción de Shell, Zoe Yujnovich, detalló las inversiones en renovables que la multinacional puso en marcha en Brasil, durante una conferencia de la feria Rio Oil & Gas en Río de Janeiro, en la que aseguró que su estrategia es «buscar armonía» entre la cartera de petróleo y renovables.

«Estamos transformando nuestra cartera. Seguimos apostando por la energía con hidrocarburos pero también invertimos en la búsqueda de soluciones de bajo carbono y en energías renovables», afirmó.

Shell, segundo mayor productor de petróleo en Brasil con 400.000 barriles extraídos diariamente en 21 concesiones, anunció en los últimos meses nuevos proyectos en renovables.

Entre ellos, pidió autorización para desarrollar seis parques marinos de energía eólica con una capacidad instalada sumada de 17 gigavatios, más de lo que produce un gigante como la hidroeléctrica de Itaipú (14 gigavatios).

Igualmente, Yujnovich citó el acuerdo para desarrollar un parque solar en el estado de Minas Gerais con una capacidad instalada de 190 megavatios y generar la energía demandada por la siderúrgica Gerdau.

Otro proyecto mencionado fue el acuerdo con el Puerto de Açu, en el estado de Río de Janeiro, para desarrollar una planta piloto de generación de hidrógeno verde con una capacidad de 100 megavatios.

La ejecutiva también citó el acuerdo firmado la semana pasada con la Universidad de Sao Paulo (USP) para construir dos plantas piloto de producción de hidrógeno verde a partir de etanol de caña de azúcar, también de carácter experimental, y cuyo combustible será probado en la flota de autobuses de la institución.

“Seguimos trabajando sobre muchas viviendas pero el incremento significativo respecto del año pasado se está dando en el sector empresarial”, destaca Juan Camilo López, Gerente General de ERCO Energía, respecto al mercado de la autogeneración en Colombia.

En diálogo con Energía Estratégica, el ejecutivo cuenta que tal es la expansión que este año ERCO cerrará negocios por encima del 200% en comparación al 2021.

La justificación es clara. Por un lado, el aumento de tarifas que ha habido. Por otro, la Ley 2099, que permite beneficios fiscales para esta actividad, lo que permite una pronta amortización, como la depreciación acelerada en tres años.

López precisa que el retorno de inversión de los equipos para autogeneración en 2021 iba de los 4 a los 6 años, dependiendo el usuario. Este año se redujo a entre 3 y 5 años, donde 4 años es el promedio.

“Muchas empresas se han dado cuenta de la importancia de contar con su propia autogeneración, aunque sea parcial, los lleva a reducir el consumo y dar cobertura ante subidas de precios”, resume.

En esa línea, el gerente de ERCO calcula que los precios de la energía se mantendrán a los valores altos de hoy día, e inclusive podrían subir ante una reactivación económica. “A medida que crezca la industria y el consumo, vamos a tener precios más elevados”, observa.

Del mismo modo, señala que esta baja de las tarifas de energía que está proponiendo el Gobierno “no llega a los niveles del beneficio que brinda la autogeneración”. “Siempre la fotovoltaica, por ejemplo, va a tener una ventaja competitiva”, indica.

Retos

No obstante, López advierte que todavía faltan mejoras para la autogeneración. Y hace foco sobre “tres grandes retos”.

Uno de ellos, “muy crítico” -califica- es “la rigidez de los operadores de red para la conexión de los proyectos”.

“Más aún si contemplan el concepto de fronteras agregadoras”, indica y ejemplifica que este problema suele aparecer en centros comerciales, universidades, estaciones de servicio, zonas francas.

Explica que esto ocurre cuando un negocio, dentro de su frontera de energía tiene conectado un tercero, es decir, un local más chico que vende artículos de algún tipo (como celulares o cualquier producto por fuera del negocio del cliente), la regulación, según como sea interpretada, no permite conectar al usuario, a menos que haga trámites para deslindarlos y apartarlos.

“Entonces –cuenta- si un centro comercial cuenta con diez locales, debe ir y apartar cada uno de ellos para poder conectarse. Y eso es un trámite engorroso que no tiene lógica y son varios los negocios que están quedando fuera de la autogeneración por este tema”.

Segundo punto que marca López es el de clientes residenciales, comerciales e industriales que no pagan energía reactiva por contar con un medidor común pero, al conectarse con una fuente renovable e interactuar de otro modo con la red, a partir de un medidor bidireccional, el operador de red comienza a medir energía reactiva y se la cobre. “Esto se vuelve un desincentivo a las renovables. Este es un tema súper crítico”, confía.

“Otro tema –tercero- es que cada vez que conectamos un cliente a una frontera existente, esa frontera cumpla con código de medida. Y en algunas ocasiones el cambio o complemente del código de medida es tan costoso que dificulta mucho el proyecto”, advierte el Gerente de ERCO.

Señala que al cliente el operador de red sí le puede vender energía si es que no cumple con el código de medida, pero éste no podrá vender su energía volcada a red. “El día que quiera autogenerarse tendrá que hacer una inversión altísima y eso desalienta los proyectos para estos clientes”, remata.

Este proyecto de inversión propuesto ante la junta directiva está asociado a la conformación de una empresa o vehículo de inversión dedicada a la estructuración, desarrollo, construcción, operación y adquisición de proyectos de energías renovables: solares, eólicas e hidrógeno, así como el desarrollo de iniciativas de transformación energética”, confirmaron los integrantes de la junta directiva, donde el alcalde Daniel Quintero es el presidente.

Los potenciales proyectos que pueden hacer parte de esta empresa incluyen propios de su portafolio, con una capacidad instalada de 481 MW en energía solar y 364 MW en energía eólica. La organización también ha identificado 49 proyectos de terceros, con una capacidad instalada de 4.175 MW.

De acuerdo con la entidad, se espera que los recursos requeridos ingresen a las finanzas de EPM en 2024, momento en el cual se constituiría la empresa o el vehículo de inversión, en caso de que el Concejo apruebe la enajenación.

Por otro lado, desde EPM manifestaron que en el caso que Millicom decida no participar en el proceso de venta –según la Ley 226– ni ejerza su derecho de preferencia, EPM pueda ofrecer al mercado el 100 % de las participaciones accionarias, propiedad de Millicom y de EPM. Los concejales tuvieron acceso a esta cláusula de protección de manera confidencial y reservada.

Las directivas de esta entidad insisten en salir de este sector que, según ellos, tiene un nivel de riesgo superior al de los servicios públicos domiciliarios, disminuir el riesgo de capitalizaciones futuras a UNE y reorientar los recursos que están invertidos en UNE a sectores y negocios donde EPM tiene ventajas competitivas y rentabilidades superiores, como es el caso del portafolio de inversiones de EPM que tiene rentabilidades superiores al 15 %.

Esa transacción está valorada entre 2,3 billones de pesos y 2,8 billones de pesos. Sin embargo, el mecanismo jurídico que protege la venta de las acciones a favor de la compañía sobre el privado está condicionado a un reloj.

Es decir, la cláusula de protección del patrimonio público vence en agosto de 2024. Por eso, la insistencia de Quintero. Además, meses atrás el alcalde Quintero había anunciado que esos dineros se iban a destinar para la primera infancia, mantenimiento vial, entre otros.

Aunque pareciera que hay mucho tiempo, todo el proceso de enajenación, en el escenario más optimista puede tomar 18 meses. Por ello, “estamos contra el tiempo”, dijo el gerente general de las Empresas Públicas de Medellín, Jorge Carrillo Cardoso, quien ha tratado de contrariar las dudas de los concejales en tres oportunidades que fracasaron.

Hasta agosto, la mitad del Concejo de la ciudad votó de manera negativa la iniciativa presentada, alegando resultados desfavorables tras la venta de las acciones. Otra parte argumentó que el negocio está minado de desconfianzas, dado que no se ha profundizado a dónde llegaría el dinero que se alcance tras el intercambio de las compañías.

Aunque en tres oportunidades se ha discutido la iniciativa en el centro administrativo de La Alpujarra, los mensajes de rechazo seguían siendo los protagonistas. En el último debate hubo un empate en la votación: 10 personas respaldaron la iniciativa y otras 10 lo negaron. Tras el empate, la normativa del Concejo afirma que se hunde el proyecto.

Ese escenario podría cambiar a favor de Daniel Quintero Calle, porque el jefe del Centro Democrático le dio luz verde al acuerdo que se plantea. A través de un comunicado dirigido a la opinión pública, Álvaro Uribe Vélez enumeró diez puntos que llevan al mismo lado: recomienda la venta, pero deja en firme condicionamientos para la administración.

Él reconoce el riesgo que hay por no activar a tiempo la cláusula de protección. Entre tanto, ese recurso permite que, en el caso de que el otro accionista decida no participar en el proceso de venta ni ejerza su derecho de preferencia en la comercialización de las acciones, EPM pueda ofrecer al mercado el 100 % de las participaciones ante los argumentos que han presentado los concejales frente al proyecto, dijo que “una opción para resolver el impase sería destinar el producto de la venta a una inversión de EPM o a apalancar inversiones en curso, con un fondo especial debidamente vigilado. También con ayuda de la academia para definir la inversión”, se lee en el texto. Así informa Semana.

Tres diputados de Catamarca presentaron un proyecto de ley para crear el Programa Federal de Padrinazgo Energético destinado a promover la participación del sector privado a través de la instalación de paneles fotovoltaicos y minirredes en zonas donde el suministro eléctrico sea escaso o limitado. 

El objetivo que plantearon Dante López Rodríguez, Anahí Costa y Silvana Ginocchio es que se puedan atender la provisión de servicios básicos en escuelas de gestión pública, centros médicos e instalaciones de la administración pública mediante la generación de energía renovable. 

“Se estima que son alrededor de 750.000 personas quienes todavía no cuentan con este servicio, lo que limita sus oportunidades sociales y económicas. Y es muy difícil que se pueda llegar a ciertas zonas con el servicio tradicional de electricidad”, argumentan los legisladores.

“La ventaja de las energías renovables es que pueden conectarse en estos lugares aislados, una vez instalado el sistema, el mismo puede operar y no hace falta un flujo de combustible para asegurar el acceso a la electricidad de estas personas. Incluso, hasta hoy, unas 150.000 personas en zonas remotas de Argentina usan renovables para tareas diarias como iluminar sus casas, cargar un celular o incluso escuchar la radio”, agregan. 

Además, la iniciativa propone la creación de un registro que permita organizar una base de datos para reconocer aquellas entidades estatales interesadas en la provisión de una red de energía eléctrica derivada del uso de la energía solar o de asistencia técnica. 

Mientras que las empresas privadas accederán a beneficios fiscales, tales como deducir, para la implementación del Impuesto a las Ganancias, los gastos que hubieren incurrido en virtud de las obligaciones asumidas en el Programa Federal de Padrinazgo Energético. 

Deducción que será del doble del gasto realizado y que se calculará en forma autónoma del resto de las deducciones admitidas en la Ley de Impuesto a las Ganancias. 

“Si bien apostamos a que estos padrinos lleven adelante acciones con valores solidarios y comprometidos con la sociedad de la que son partes sin ningún tipo de contraprestación, siendo ello una experiencia sumamente gratificante, el proyecto prevé un incentivo fiscal para el mayor logro de adhesión de interesados posibles”, se detalla en el proyecto de ley.

La iniciativa de los legisladores del Frente de Todos fue girada a las comisiones de “Energía y Combustibles” y “Presupuesto y Hacienda” de la Honorable Cámara de Diputados de la Nación, donde será evaluada para que, de aprobarse, pase al plenario. 

Cabe recordar que este no sería el único programa de esta índole, ya que desde hace años también existe el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), el cual durante 2022 ya realizó cuatro licitaciones públicas y otras siete a lo largo del 2021. 

Sumado a que el proyecto de Presupuesto 2023 contempla créditos que superan los $3.800.000.000 para el PERMER y una meta de 9 minirredes nuevas en el país y 10000 equipos individuales instalados (1868 más que en 2022). 

El Presidente de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) de Paraguay, Ing. Félix Sosa y el Director de Planificación y Estudios, Ing. Tito Ocariz se reunieron con representantes de la agencia International Solar Alliance-ISA y la National Thermal Power Company Limited-NTPC Ltd, empresa eléctrica del sector público de la India, quienes se encuentran realizando una visita técnica en el país.

La reunión se destinó a analizar y evaluar la posibilidad de instalación de un Parque Solar de hasta 200 MW, en el Chaco Paraguayo, contemplado en el mencionado Plan Maestro de Generación 2021-2040 de la ANDE, con el fin de continuar con lo previsto en el Plan para ampliar y diversificar su matriz de generación con energía eléctrica limpia y renovable.

La ISA promueve entre sus países miembros a través del Programa ISA 06 Solar Park, el desarrollo de la capacidad de generación solar a gran escala en varias regiones y el desarrollo de interconexiones de transmisión bilaterales, regionales e interregionales con la finalidad de llegar a la interconexión mundial de los recursos de Energía Solar y la transferencia de Energía Solar desde una parte del mundo a otra, bajo la visión “Un sol, un mundo, una red”.

Siendo el Paraguay país miembro de la ISA, la ANDE y NTPC Ltd., bajo el auspicio del Ministerio de Relaciones Exteriores, el Viceministerio de Minas y Energía y la ISA, firmaron un Memorandum de Entendimiento con los delineamientos del Programa ISA 06 Solar Park para su aplicación en nuestro país.

Durante la reunión, donde también participaron ingenieros técnicos de la Dirección de Planificación y Estudios; los representantes de ISA, Pankaj Khurana y el Mohit Jain en conjunto con sus los representantes de NTPC Ltd., el señor Aditja Subba y el señor N. Qureshi, presentaron el avance del Programa ISA 06 Solar Park aplicado al Paraguay, el cual representa un soporte sin fines de lucro para el desarrollo de parques solares de gran porte en el país.

Cabe señalar, que durante los días martes 20 y miércoles 21 de setiembre, técnicos de la ANDE y especialistas de ISA – NTPC Ltd., recorrieron las zonas de Loma Plata, Mariscal Estigarribia y La Patria – Chaco Paraguayo, para verificar las posibilidades de instalación de 200 MW en parques solares y fueron informados sobre la capacidad de transformación instalada de las Subestaciones de Loma Plata y Mariscal Estigarribia, entre otros datos técnicos relevantes.

El recorrido incluyó la visita a lugares potenciales para la instalación de parques solares, a fin de atender la creciente demanda de empresas agroganaderas que operan en la zona.

La Comisión Federal de Electricidad se puso como prioridad electrificar comunidades en zonas orográficamente accidentadas en México. Y para lograrlo, instaló 47 granjas solares con una capacidad instalada de 2,763 KWp y durante 2022 realizará 483 obras para instalar 12 mil módulos solares en comunidades aisladas.

Por su funcionalidad, las granjas solares aisladas se instalan en comunidades alejadas de infraestructura eléctrica, como subestaciones, ya que gozan de autonomía de conservación gracias a su cuarto de baterías, lo que permite a los habitantes contar con energía eléctrica las 24 horas del día. Los módulos o paneles solares que componen las granjas están diseñados para tener una vida útil de largo plazo y poco mantenimiento, lo que los hace más eficientes.

La energía solar es una fuente renovable que se obtiene con ayuda de paneles o módulos solares: dispositivos diseñados para captar la radiación proveniente del sol y convertirla en energía útil: eléctrica o térmica. Sus celdas fotovoltaicas contienen arseniuro de galio (GaAs) o cristales de silicio, metales fotoeléctricos que liberan electrones y que transforman la luz en corriente eléctrica.

Los paneles solares están diseñados para absorber los fotones que emite el sol. Están formados por un cristal con un marco de aluminio que protege las celdas de los agentes atmosféricos, con una superficie antirreflexiva y antiadherente, para mantenerlos en óptimas condiciones.

Hay tres conceptos clave para entender el funcionamiento de los paneles solares: 1) Irradiancia, la radiación solar que incide en una superficie plana y que se traduce como potencia por m2. 2) Irradiación, la energía por unidad de tiempo sobre una superficie en watt horas por m2 y 3) Temperatura ambiente; es decir: la temperatura que repercute directamente en la eficiencia de un panel solar. Gracias a estos tres conceptos se calcula cuánta energía puede proporcionar durante un día.

Un panel solar mide 2m por 1m, contiene entre 60 y 72 celdas solares y genera entre 300 y 450 watts pico (Wp); tiene una vida útil de 20 años y baterías entre 5 y 10 años. En territorios altamente poblados, como la Ciudad de México, los paneles solares no solo ayudan a llevar energía a los hogares, sino que también contribuyen a disminuir el costo de los recibos.

A través del Fondo de Servicio Universal Eléctrico, de la Secretaría de Energía, que permite electrificar a comunidades aisladas, como Zongolica, en Veracruz y Santa María del Mar, en Oaxaca, donde la infraestructura eléctrica (Red General de Distribución) se encuentra alejada.

“La normativa general está funcionando bien”, pero en ciertas zonas se está cobrando un impuesto amparándose en una norma “desactualizada” que, a criterio de Miguel Hernández Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL), “está poniendo en peligro la autogeneración”.

En diálogo con Energía Estratégica, el dirigente explica que hay operadores de red que, amparados en el Capítulo 12 de la CREG 015 de 2018, están cobrando un impuesto relacionado al transporte de energías reactivas, concepto en desuso para los tiempos que corren.

¿Qué significa esto? Hernández da un ejemplo concreto: “En Quindío, un usuario que pagaba 800 mil pesos de energía eléctrica e invirtió para montar su proyecto solar de autogeneración, empezó a pagar 100 mil pesos. Pero ahora, con este impuesto, pasa a pagar 1,2 millones de pesos. Es decir, el que quiera invertir ahora lo hará para pagar más: No tiene sentido”.

Señala que en un principio eran siete los operadores de red que cobraban este impuesto pero, a través de gestiones de ACOSOL, se logró que cuatro de ellos lo suspendieran, aunque momentáneamente.

Hernández cuenta que el impuesto está vigente en Santander, Norte de Santander y la zona norte del país; más precisamente, pone el foco sobre tres operadores de red: Empresa de Energía del Quindío, Empresa de Energía de Boyacá y Air-e.

“Estamos queriendo impulsar la transición energética, masificando la autogeneración pero aparecen impuestos por una norma mal diseñada y desactualizada, desligada a los estándares internacionales, que genera un desincentivo”, advierte, al tiempo que teme que más operadores de red se sumen a estos cobros.

Resalta que la autogeneración está creciendo muy fuerte en Colombia, ya que la inversión de los proyectos logra amortizarse entre los 2,5 a 3,5 años, lo que resulta muy atractivo para los usuarios considerando que estos equipos duran 25 años.

En efecto, desde ACOSOL piden que la CREG expida en el cortísimo plazo una circular que deje sin efecto el cobro de reactivas a los autogeneradores, para que luego se actualice de fondo la norma.

“Se requiere de urgencia una actualización en el tema de reactivas o la autogeneración a pequeña escala en el país se detiene. Necesitamos que se atienda la problemática y se le dé la importancia que merece”, alarma Hernández.

Y remata: “Desde ACOSOL nos ponemos a disposición para trabajar de común acuerdo en la actualización de esta norma”.

La asignación de la conexión de un proyecto de generación de energía, la modificación de la conexión y la conservación de la conexión asignada por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), se convierten en tres pilares esenciales tanto para un proyecto de generación como para un generador de energía en operación comercial.

Por esta razón, merecen especial atención los cambios que llegarán frente a los procedimientos de conexión –VER RESOLUCIÓN a CONSULTA-, los cuales hacen rima entre el procedimiento y la claridad que lo debe caracterizar.

La regulación creó una ventanilla única como instrumento para que los interesados en desarrollar proyectos de generación y autogeneración gestionen sus solicitudes. En tal sentido, la regulación lo que hizo fue propiciar herramientas que permitan a los generadores alcanzar una conexión eficaz.

Así las cosas, la dinámica de la ventanilla única fue definida por la UPME a través de su Resolución 528 de 2021; esta resolución pronto será ajustada y, dentro de los cambios que introduce, se evidencia un atisbo de la ciencia jurídica y procesal en la medida que notaremos una claridad, una estructura y una adecuada organización del modo en que un interesado debe enfrentar las solicitudes en la ventanilla única.

Lo anterior es positivo porque brinda certeza y seguridad al solicitante. Por lo que leí del borrador, pienso que la UPME se dejó ayudar de los especialistas en las ciencias jurídicas. Aplausos para la UPME.

Uno de los ajustes que exalta lo valioso de los procedimientos, es el listado de las causales de rechazo de las solicitudes, en donde se anuncian seis causales.

De mi parte, una amable sugerencia es que, en el listado de las causales de rechazo se incluya una séptima causal, esto es, la concerniente a que el interesado no acredite el pago de la tarifa a que tiene derecho la UPME por la emisión de los conceptos de conexión.

Otro de los ajustes que emula lo diáfano y lo cristalino, es el paso a paso que se seguirá cuando la UPME evidencie, con base en los informes de seguimiento o en ausencia de los mismos, posible incumplimiento en uno o varios hitos de la Curva S. De nuevo, aplausos para la UPME.

En mi opinión, el éxito en el trámite para lograr la conexión de un proyecto de generación de energía, aunque pase por psicorrígido, es que exista un método que haga rima con la claridad de las reglas.

Eso es lo que llegará con los ajustes que propone la UPME. Nuevamente y para finalizar, aplausos para la UPME.

¿Identificaron barreras en las condiciones para calificar a este PPS de 500 MW? 

Algunas de las empresas que son parte de la Asociación y que participan en este PPS de 500 MW no han identificado mayores barreras en la calificación. Sin embargo, la participación de desarrolladores ecuatorianos se ve totalmente restringida por la falta aún de experiencia en el manejo de proyectos grandes.

¿Falta de experiencia del Gobierno? ¿Qué dudas existen? 

Muchos de los participantes de este PPS están muy pendientes y a la espera de las nuevas versiones de contrato (PPA) que estaban siendo tratados y actualizados con los proyectos de la anterior ronda (Aromo FV 200 MW; Villonaco II y III Eólico 110 MW y Conolophus 14.5 MW /Galápagos) y que se tenía pensado compartirlos a través del Data-Room desde agosto de este año.

Seguramente, los ajustes sobre los modelos de contrato y las mejoras en estos documentos legales podrían resultar en una reducción de las tarifas en las ofertas que deberán presentarse a finales del mes de octubre.

Para este proceso también se debería aclarar qué incidencia podría tener el nuevo código de red que se está preparando desde hace algún tiempo y que tengo entendido está pronto a aprobarse.  De entrar en vigencia antes de la fecha de presentación de las ofertas, las mismas deberían incorporar los ajustes requeridos según este código.

¿Qué rango de precios esperan para cada tecnología? 

En este momento, pienso que hay muchos factores fluctuantes que serán determinantes para el cálculo de precios para las diferentes tecnologías.

De manera general, el costo de la deuda para Ecuador es mayor a los valores con los cuales fueron ofertados los proyectos en el anterior PPS adjudicado en diciembre de 2020.

En el caso particular de los proyectos eólicos, pensaría que los precios de las ofertas serán mayores a las recibidas en Villonaco II y III, debido a que para la mayoría de los proyectos nuevos no se cuenta con un recurso eólico tan abundante.

Otros proyectos como hidroeléctricos y biomasa dependerán más bien de la valoración integral del sitio y otros aspectos técnicos como una buena identificación del recurso a ser usado.

En el caso de proyectos fotovoltaicos, la situación con la que se presentaron las ofertas hace dos años para el proyecto Aromo son totalmente diferentes. El valor de los paneles, transporte, etc. se ha incrementado sustancialmente y esto me imagino que influirá muchísimo hasta en la determinación de los precios de reserva (precio techo) que según el cronograma será conocido dentro de muy poco.

¿Qué mejoras se podrían implementar en una próxima convocatoria?

Para la próxima convocatoria se contará con mayor experiencia del gobierno ecuatoriano en estos PPS, lo cual se traduce en una mejora continua de procesos administrativos y burocráticos.

Además, para la convocatoria del nuevo bloque de energía, se tendrá ya firmados los contratos del primer PPS (Aromo, Villonaco) y esto constituirá un buen precedente a la credibilidad del país y la bancabilidad de los contratos que ofrece el Ecuador para la inversión nacional y extranjera.

La producción de la primera molécula de hidrógeno verde en México parece estar cada vez más cerca y desde el sector energético del país esperan alcanzar ese hito durante el primer semestre del 2023. 

Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno, dialogó con Energía Estratégica y planteó que ya hay asociados que analizan cómo generar dicho vector energético, teniendo en cuenta la experiencia en el ámbito energético y la cantidad de plantas renovables instaladas en el país. 

¿Por qué? El especialista explicó que las centrales de generación renovable en operación “ya podrían producir hidrógeno verde, siempre y cuando tengan excedente o si están subutilizadas porque tienen una capacidad ociosa”. 

Y de igual manera, consideró que habrá proyectos a pequeña escala que puedan instalar sus propios electrolizadores y producir H2V para sustituir combustibles fósiles, como también se ven posibilidades en la generación distribuida con almacenamiento de energía. 

“Se puede tener cierto impacto en parques industriales y empresas vinculadas que necesiten una buena calidad de electricidad, a una escala que pueda ser manejable de forma tecnológica y económica. Y creo veremos avances más rápidos en esas dos alternativas mencionadas”, sostuvo. 

Por otro lado, Israel Hurtado también reconoció que hubo conversaciones con distintas autoridades sobre el estudio “Hidrógeno verde: El vector energético para descarbonizar la economía de México” y la hoja de ruta del H2 que presentaron desde la AMH2 hace ya cuatro meses, con el cual pretenden promover las inversiones y dar impulso a la industria en el país para descarbonizar la economía. 

México requerirá más de 75 GW renovables al 2050 para abastecer la demanda de hidrógeno verde en el país

La Secretaría de Economía, la de Medio Ambiente y la de Relaciones Exteriores se hicieron presentes el día que lanzaron el road map. Mientras que posteriormente hubo contacto con la Secretaría de Energía y la Comisión Federal de Electricidad, pero sin buscar una sobreregulación o un marco regulatorio que inhiba el impulso inicial. 

“Todavía no hay algo específico, pero creemos que hay que trabajar en Normas Oficiales Mexicanas (NOM), como el almacenamiento y transporte del hidrógeno verde, mantenimiento y seguridad”, manifestó el presidente de la AMH2. 

“Mientras que las autoridades están analizando las posibilidades desde diferentes perspectivas. Incluso la Secretaría de Economía ya presentó un plan para impulsar la electromovilidad e incluyó al H2 Y entiendo que también trabaja en una propia hoja de ruta de hidrógeno. No sabemos cuándo se publicará, pero creemos que será el próximo año”, concluyó Hurtado. 

La provincia de Córdoba implementará token por cada unidad de potencia de los sistemas de generación distribuida comunitaria (GDC), el cual creará una billetera virtual para monetizar la energía y que permita potenciar la autogeneración y el consumo de energía no contaminante. 

De este modo, se pretende que la aplicación de blockchain sobre la GDC forme parte de un instrumento que otorgue trazabilidad a los procesos y viabilice una fuente de recursos para achicar el riesgo de inversiones. 

Sergio Mansur, secretario de Biocombustibles y Energías Renovables de Córdoba, conversó con Energía Estratégica y explicó que en la generación distribuida comunitaria resulta fácil poner un token de potencia y asociarlo a un «smart contract» que regule todo el proceso. 

“La minería de energía se traduciría en la cantidad de kW que proporcionalmente le toca al usuario-generador, monetizado mes a mes en la tarifa de inyección de la energía, que apuntamos que los proyectos sean superiores a 300 kW (GUDI)”, declaró.

“El token se podrá adquirir sin la necesidad de involucrarse con el proyecto de ingeniería y desarrollo de la fuente de energía. E imaginamos tokens cada 1 kW, asociado a la tecnología de generación, ya que no es lo mismo en una fuente solar que en un biodigestor”, agregó. 

Es decir que los tokens funcionarán como mecanismo de pago, ya que se hará la conversión de los kWh inyectados. Y los mismos serán intercambiables entre distribuidoras y transables para los usuarios porque al estar los U/G conectados remotamente, se pueden vender esa moneda virtual (será en pesos argentinos) o no perderlos en caso de mudanza o cambio de domicilio. 

Además, Córdoba también plantea asociar un token de carbono vinculado al desplazamiento de emisiones como un elemento más para la recuperación de las inversiones y hacer más viables este tipo de proyectos renovables que permitan desplazar energía contaminante y cara del sistema nacional. 

“Una de las ventajas de esta alternativa es que el factor de escala baja costos de operación y mantenimiento, como de la propia instalación, sumado a que democratiza. Y a través de la trazabilidad de blockchain y la GDS, se logra el acceso a personas que viven en departamentos o a grandes potencias cuando los predios de una empresa no lo permitirían, por ejemplo”, sostuvo Mansur. 

Córdoba lidera la GD

Córdoba cuenta con 536 usuarios – generadores y 8460,9 kW de capacidad operativa bajo la Ley N° 27424. Es decir que es la provincia argentina con mayor cantidad de U/G y potencia instalada, por encima de Buenos Aires (240 U/G y 3607,2 kW).

Pero a ello se debe agregar que el territorio cordobés posee otros 122 trámites en curso, por un total de 2239,2 kW, sumado a que se espera la instalación de 5 MW en cuatro proyectos de GDS “que ya tienen sus señales positivas de inyección, redes y más”

Y si aún no se puede distinguir entre generación distribuida comunitaria e individual, el secretario de Biocombustibles y Energías Renovables de Córdoba confió en que “la tokenización y la geolocalización permitirá, saber si es un usuario que forma parte de una GD comunitaria “

Esta semana, el Gobernador Pedro Pierluisi planteó al Congreso y Gobierno Federal una serie de medidas que urge implementar en Puerto Rico tras el paso del huracán Fiona. Entre ellas, se numera en segundo lugar al “Financiamiento para la resiliencia y sistemas solares en techos”.

En detalle, se solicita que, “a medida que haya fondos disponibles para reparar la red de energía de Puerto Rico, el Congreso debe proporcionar fondos específicos para instalaciones solares distribuidas en los techos, así como soluciones de energía solar para apoyar el tratamiento de agua y las estaciones de bombeo”.

Ahora bien, para llevar a cabo esta y otras medidas se advierte que requerirían que se «aumente significativamente» los fondos destinados para Puerto Rico.

Y, al respecto, se propone que “una posible opción es brindar recursos al Fideicomiso de Energía Verde de Puerto Rico, que fue creado en 2019, con el objetivo de apoyar financieramente proyectos que brinden acceso a energía verde a residentes de comunidades de bajos y medianos recursos, así como promover el fortalecimiento de la cultura del ahorro y uso eficiente de la energía”.

La misiva enviada esta semana a Nancy Pelosi, presidente de la Cámara de Representantes Federal, y a los senadores Charles Schumer, Kevin McCarthy y Mitch McConnell, se suma a otros pedidos de más fondos que legisladores locales, asociaciones civiles y empresarias, grupos multisectoriales y ONGs han realizado en el último tiempo.

Tal es el caso de la solicitud que Javier Aponte Dalmau, presidente de la Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía del Senado, elevó también esta semana al Gobernador Pierluisi para que pida la intervención del presidente Joe Biden y el Congreso para que se le exija a la administradora de la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA, por sus siglas en inglés), Deanne Criswell, que “libere las restricciones y se flexibilicen los procesos altamente burocráticos que la administración Trump impuso arbitrariamente para que Puerto Rico recibiera el desembolso de fondos y que, han retrasado en gran medida, la transformación de nuestra red eléctrica”.

“Aquí el gran responsable de que no se haya hecho casi nada es FEMA. Cinco años después de la catástrofe del Huracán María es evidente que su burocracia ha retrasado significativamente los esfuerzos de reconstrucción de nuestra red eléctrica y ha contribuido a las violaciones de los derechos de nuestros ciudadanos”, acusó.

Y concluyó: “Confío en que exista verdadera voluntad para atender con prioridad, como lo espera nuestra ciudadanía, este importante reto que tenemos por delante. En la medida en que trabajemos unidos y en consenso seremos más efectivos y lograremos la transformación energética que todos aspiramos”.

Juntos todos los proyectos eólicos y solares del mundo permitieron satisfacer más de una décima parte de la demanda mundial de electricidad por primera vez en 2022, según la empresa de investigación BloombergNEF (BNEF).

Al mismo tiempo, en 2021 aumentó la demanda general de electricidad, así como la producción de las centrales eléctricas de carbón y las emisiones; a medida que la economía mundial recuperó su equilibrio tras la pandemia del COVID-19.

Con casi 3.000 TWh de electricidad producida, las energías eólica y solar representaron un 10,5% de la generación de electricidad a nivel mundial en 2021, según recoge BNEF en su informe anual Power Transition Trends. La contribución de la energía eólica al total mundial aumentó al 6,8%, mientras que la de la solar subió al 3,7%.

Hace una década, estas dos tecnologías combinadas representaban mucho menos del 1% de la producción total de electricidad. En total, el 39% de toda la energía producida a nivel mundial en 2021 fue libre de carbono. Los proyectos hidroeléctricos y nucleares cubrieron poco más de una cuarta parte de las necesidades mundiales de electricidad.

Cada año desde 2017, las energías eólica y solar han representado la mayor parte de la nueva capacidad de generación de energía agregada a las redes globales.

En 2021, estas energías alcanzaron un récord representando las tres cuartas partes de los 364 GW de nueva potencia construida. Incluyendo hidroeléctrica, nuclear y otras energías, la energía libre de carbono representó el 85% de toda la nueva capacidad agregada.

La energía solar continuó expandiéndose a un ritmo particularmente feroz en 2021, tanto en términos de nueva incorporación de capacidad como de nuevos mercados.

La energía solar representó la mitad de toda la capacidad añadida a nivel global, con 182 GW. Su contribución a las redes globales superó los 1.000 TWh por primera vez.

A pesar de los increíbles avances que han hecho las energías renovables, el informe pinta un cuadro desolador del enorme trabajo que le queda al sistema eléctrico para abordar su papel para combatir cambio climático.

A medida que la economía mundial se recupera de la pandemia del COVID-19, la demanda de electricidad aumentó un 5,6% interanual, lo que ejerció nuevas presiones sobre la infraestructura existente y las cadenas de suministro de combustibles fósiles.

La producción inferior a la esperada de las plantas hidroeléctricas y los precios más altos del gas natural también ayudaron a que la energía a carbón volviera a ser el centro de atención en más mercados.

La producción de las plantas de carbón estableció récords al aumentar un 8,5% entre 2020 y 2021 (un aumento de 750 TWh en términos netos), a 9600 TWh. Más del 85 % de esa generación provino de 10 países, y solo China, India y EE. UU. representaron el 72%.

Mientras tanto, los países continuaron completando la construcción de nuevas plantas de carbón en 2021, y el carbón aún representa la mayor parte de la capacidad global con un 27%.

Un pequeño punto positivo: la velocidad a la que se agrega nueva capacidad de carbón a la red se está desacelerando. Solo se completaron 13 GW de nueva capacidad a carbón en 2021, frente a los 31 GW en 2020 y los 83 GW en 2012.

No obstante, el resultado fue un aumento proporcional del 7% en las emisiones globales de CO2 del sector eléctrico en 2021 en comparación con 2020. Las emisiones del sector eléctrico establecieron un nuevo máximo en 13.600 Mt de CO2, estima BNEF.

La empresa eólica alemana ENERCON añade un nuevo modelo superior a su gama de productos. El nuevo E-175 EP5 tiene un diámetro de rotor de 175 metros y una potencia nominal de 6 MW. El WEC está diseñado para sitios con vientos bajos a medios (viento clase S de IEC).

Este nuevo modelo insignia de ENERCON se presentará por primera vez en Hamburg WindEnergy (del 27 al 30 de septiembre).

“Ofrecemos a nuestros clientes productos de alta calidad para los segmentos de rotores pequeños, medianos y grandes. Con el E-175 EP5 estamos lanzando uno de los diámetros de rotor más grandes actualmente disponibles en el mercado europeo, añadiendo así un convertidor de energía eólica altamente competitivo diseñado especialmente para el segmento de poco viento a nuestra gama”, dice ENERCON CCO (Sales & Service) Ulrich Schulze Sudhoff.

“El nuevo WEC es un hito importante en nuestro esfuerzo por reducir aún más el costo de la energía. Seguimos escuchando atentamente a nuestros clientes y desarrollando productos potentes y fiables que se adaptan de forma óptima a sus necesidades. Nuestro objetivo es tener una cartera de productos que se adapte perfectamente al mercado”.

Frederic Maenhaut, CCO (Gestión de proyectos) de ENERCON, añade: «El E-175 EP5 cuenta con el accionamiento directo de ENERCON probado y probado y un generador de imanes permanentes altamente eficiente y de rendimiento optimizado, lo que lo convierte en otra opción atractiva para nuestros clientes y una alternativa a la competencia basada en equipo. En la mayoría de las regiones de mercado de todo el mundo, el coste de la energía es el criterio decisivo. Con el E-175 EP5, estamos lanzando la máquina correcta en el momento correcto”.

Otros detalles clave del E-175 EP5 incluyen: E-nacelle con sistemas eléctricos incorporados de última generación para una instalación más rápida en el sitio y una integración óptima en las redes de energía eléctrica; concepto de accionamiento directo ENERCON de bajo mantenimiento probado y probado; una pala de rotor desarrollada por ENERCON, con 86 metros, la pala más larga de ENERCON hasta la fecha; alturas de buje disponibles hasta 163 metros; posibilidad de variaciones de torre específicas del sitio según el proyecto; vida útil de diseño de 25 años.

«La nueva generación WEC contiene mucho del ADN de ENERCON», explica Jörg Scholle, CTO de ENERCON.

“Con este modelo, nos basamos en las competencias y tecnologías centrales de ENERCON que están profundamente arraigadas en nuestra historia. El E-175 EP5 es, por lo tanto, una encarnación de la filosofía de desarrollo actual de nuestra empresa. Al mismo tiempo, ofrecemos a nuestros clientes características convincentes que nos diferencian de los productos de la competencia”.

La instalación del prototipo está prevista para 2023/24 y el inicio de la producción en serie para 2024.

El director de Biocombustibles de la Secretaría de Energía de la Nación, Diego Roger, analizó las condiciones y retos a los que se enfrentan las bioenergías y la bioeconomía, además del desarrollo de proyectos regionales en el país. 

Bajo el contexto macroeconómico y las dificultades para conseguir financiamiento, planteó que las oportunidades se encuentran en proyectos “un poco más complejos” que ofrezcan tanto calor como electricidad, aumentando la oferta donde no llegan esos servicios y enfocados en el aprovechamiento circular de todos los recursos. 

“Estoy convencido de que hay un enorme potencial en el biogás, pero la problemática es encontrar la forma de que camine. Es un sector y negocio relativamente joven, pero estamos en un momento interesante para escalar el biogás en Argentina”, aseguró durante un reciente webinar de CADER. 

“Lo clave es que pueda encontrar esquemas donde multiplique el anclaje local, donde se puedan desarrollar herramientas de financiación que nos dará la recursividad y definir nichos de mercado donde avanzar”, agregó. 

CADER presentó su nuevo informe de biometano en las provincias de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe

Interés que parece ya haber hacia las bioenergías por parte de diversos actores del sector energético del país, ya que en la convocatoria para proyectos renovables y de almacenamiento de energía en el SADI se presentaron 70 centrales bioenergéticas, por un total 285 MW de capacidad. 

Es decir que representaron el 15% del total de las manifestaciones de interés que recibió CAMMESA, de los cuales 37 proyectos de bioenergía sí desplazarían generación forzada (204 MW), en tanto que los otros 33 emprendimientos (81 MW) no lo harían. . 

Por otro lado, Diego Roger también afirmó que resulta «interesante» la producción de proyectos de generación distribuida frente a la inversión de nueva infraestructura eléctrica. Más aún si se tiene en cuenta la problemática de falta de capacidad de transporte disponible en las redes de transmisión y la oferta eléctrica en el interior del país. 

Sin embargo, sostuvo que “nuevamente se encuentra el escollo de que quizás faltan herramientas de políticas para hacerlo de manera recursiva y no artesanal”. 

Por lo que si se busca tener acceso a las economías de escala que permitan bajar precios y obtener más beneficios, bajo su mirada, sería necesario implementar acciones institucionales que permitan “valorizar, calibrar y analizar” ese tipo de emprendimientos que posee un carácter territorial fuerte, además de las herramientas de financiamiento recurrentes. 

“Hace falta desarrollar un mercado de bonos de carbono y los corredores verdes que pueden dar una ventaja competitiva en determinados mercados (…) Pero todas esas cuestiones implica estudiar y trabajar en proyectos piloto para identificar los senderos donde avanzar”, declaró durante el webinar.  

Hecho que no es pasado por alto desde el gobierno ya que en el corto plazo se abrirá una instancia de debate para “intercambiar estas temáticas a nivel nacional e identificar los lugares donde sea clave su implementación”. 

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) a través del Acuerdo CREE 25-2022 aprobó la Norma Técnica de Usuarios Autoproductores Residenciales y Comerciales.

El documento que fue publicado en Diario Oficial La Gaceta recientemente, establece los procedimientos, requisitos y responsabilidades aplicables a la conexión, operación y control de equipos de generación eléctrica que aprovechan recursos renovables en redes de distribución.

La misma tiene incidencia puntualmente en usuarios residenciales o comerciales que poseen equipos de generación para abastecer su demanda. Concebidos como autoproductores (tipo A,B o C) se aclara que podrán estar conectados en baja o media tensión con una capacidad instalada de los equipos de generación igual o menor a 1 MW (ver detalle).

Además, en caso de generar excedentes de energía, se los habilita a inyectar a la red de distribución eléctrica y percibir una remuneración a cambio por parte de la Empresa Distribuidora.

En tal sentido, la Norma Técnica señala a través de su Artículo 28, 29 y 30, cómo será la Valorización de los excesos de energía, la Tarifa binómica y la Remuneración por excesos de energía:

“Las Empresas Distribuidoras remunerarán los excesos de energía eléctrica provenientes de fuentes de energía renovables que generen los Usuarios Autoproductores Residenciales y Comerciales, a una tarifa aprobada por la CREE basada en los costos evitados de suministro.

Todo Usuario Autoproductor deberá tener una tarifa binómica para el consumo que haga de la red de la Empresa Distribuidora.

La remuneración se aplicará como créditos en la factura de suministro de energía eléctrica. Si durante un período de lectura el monto por acreditar resulta mayor que el monto a facturar por el consumo de energía, el remanente a favor del Usuario Autoproductor después de la facturación de dicho período se aplicará como crédito al monto del cargo por energía facturada del período siguiente”.

Ahora bien, antes de llegar a esa instancia, los usuarios deberán completar una “Solicitud de autorización” para la conexión de sus equipos de generación y a sustitución o reprogramación del medidor.

Para confiabilidad en las redes de distribución se aclara que, en el caso de los Usuarios Autoproductores tipo B, las Empresas Distribuidoras deberán realizar un análisis cualitativo. Y, en caso de que el análisis ponga en evidencia que la instalación de los equipos de generación ocasiona que se supere la potencia admisible de cortocircuito de algunos elementos o que genere la inversión de flujo de potencia a través de elementos que estén imposibilitados para operar con flujos de potencia invertidos, será responsabilidad del Usuario Autoproductor limitar la perturbación que provoque, o, en su caso readecuar los elementos que exhiban un funcionamiento fuera de las especificaciones técnicas.

A consulta pública. Hasta el próximo viernes 7 de octubre se podrán realizar observaciones, comentarios y propuestas al proyecto de resolución que modifica parcialmente Planes de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2015 – 2029, 2016 – 2030, 2017 – 2031 y 2019-2033 –VER-.

Allí se establecen, entre otras cosas, cambios de la fecha de puesta en operación de siete obras eléctricas que habían sido ‘prepublicadas’ por la anterior gestión de Gobierno, durante el año 2021.

Se trata, por un lado, del proyecto Pasacaballos en 230 kV. Su objetivo de puesta en marcha era para junio del 2024. Ahora se plantea para agosto del 2026.

Otra obra es Carreto, en 500 kV. Pasa de septiembre del 2024 a octubre del 2026.

Asimismo, San Lorenzo y Cabrera, dos líneas eléctricas en 230 kV, postergarían su fecha de operaciones de enero del 2025 a octubre del 2026.

Salamina, obra eléctrica en 230 kV, hace lo propio, pasando de marzo del 2025 a diciembre del 2026.

Alcaraván – San Antonio, en 230 kV, se extendería de junio del 2025 a febrero del 2027.

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

Más renovables: Las seis mega líneas eléctricas que se propone el Gobierno de Colombia

“Teniendo en cuenta la importancia de estas obras en la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional, y acogiendo las recomendaciones del CAPT y atendiendo la solicitud de la UPME, este Ministerio encuentra pertinente la adopción de dichas modificaciones en la fecha de entrada en operación de los 7 proyectos de expansión del STN”, justifica la cartera de Minas y Energía sobre esta propuesta –VER-.

Los interesados en enviar comentarios deberán diligenciar el formulario para recepción de comentarios, el cual debe enviar conservando el formato editable al correo electrónico pciudadana@minenergia.gov.co

El Ente Operador del Mercado Eléctrico Regional (EOR) registra una adición significativa de nuevas centrales de generación limpias en Centroamérica que diversifican la matriz energética de los seis países que la componen.

El Informe de Planeación Energética con horizonte 2022-2023 revela que durante el primer semestre del año 2022 se incorporaron al sistema 11 proyectos de generación que totalizan 206.4 MW de capacidad, de los cuales 9 son solares, 1 eólico y 1 de biomasa.

Pero aquello no sería todo. Recientemente, comunicamos que ya sumaban 20 los proyectos renovables por un total de 328.1 MW iniciarían operaciones en Centroamérica en lo que queda del año e inicios del 2023 (ver detalle).

Además en el informe 2022-2023 se destacan dos proyectos de gas natural que se interconectarán en los sistemas de El Salvador y Nicaragua, que doblan en capacidad a los renovables: Energía del Pacífico de 378.5 MW y Central Puerto Sandino de 300 MW.

Aquella adición de nuevos proyectos se justifica en el aumento progresivo de la demanda de energía local y regional, que requiere más y más energía.

Valiéndose de datos de los Operadores del Sistema y Mercado (OS/OM), el EOR pronostica que la región centroamericana requerirá 29,578 GWh entre julio y diciembre del 2022, y 61,679 GWh durante todo el 2023.

Estas cifras dan cuenta de un incremento del 6.4% de la demanda esperado para este semestre respecto al mismo período del año 2021 y del 10.6% si se compara el 2023 con el año pasado.

En este escenario, Guatemala y Panamá son los países que mayores proyecciones de aumento de demanda tienen para este año y el 2023, llegando a 12,850.7 GWh en el caso de Guatemala y 13,585.5 GWh por el lado de Panamá el año próximo.

En ambos mercados, el sector público ha anunciado licitaciones de corto y largo plazo que llevarán a cubrir los aumentos progresivos de la demanda de energía.

En el caso de Guatemala, la Licitación Abierta PEG-4 está en marcha por 235 MW de potencia garantizada (ver más) y ya se evalúa una PEG-5 más ambiciosa que contrate cerca de 1200 MW (ver más).

Por el lado de Panamá, mientras se preparan para ingresar en el sistema 5 plantas fotovoltaicas más, la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) alista el inicio de próximas licitaciones de corto y largo plazo.

Panamá: ETESA confirma nuevas licitaciones abiertas a todas las tecnologías de generación

A finales de julio pasado, Cristián Sepúlveda, Gerente Ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), comentó a Energía Estratégica que se estaban desarrollando reuniones multisectoriales lideradas por el Ministerio de Energía y Trabajo, específicamente con el área de capital humano, para aumentar los perfiles de competencia dentro de la tecnología Concentración Solar de Potencia (CSP).

En efecto, tales reuniones fueron fructíferas, al punto que se aprobó la incorporación al catálogo de Chile Valora de los perfiles de competencia de CSP en su etapa de construcción.

Precisamente se trata de:

Instalador de Heliostatos.
Operador de línea de montaje de heliostatos.
Instalador de bombas y válvula de tanques de sales fundidas.

De esta forma se incorporarán las especialidades de instalador y encargado de mantenimiento de campos solares, operador de campos solares, instaladores y encargados de mantenimiento de bombas y válvulas en tanques de sales fundidas.

Ahora resta que se inicien las mesas técnicas de trabajo, con expertos nacionales e internacionales, en donde se determinarán las características técnicas de cada perfil, de acuerdo con la metodología de Chile Valora.

Desde la industria esperan que en un plazo de tres a cuatro meses todo el proceso esté completado: El plan formativo y el registro en el catálogo de Chile Valora.

Asimismo, la ACSP está trabajando para que se admitan otros dos perfiles más: el de ‘Instalador del receptor’ (trabajando a 200 m de altura) y el de ‘Soldador de acero inoxidable’ (347H, para soldadura de tanque caliente).

Al respecto, Sepúlveda destacó: “Esto permitirá atraer y desarrollar capital humano que se desempeñe en la industria, ya que, se reconocerán formalmente las competencias laborales de quienes trabajen en los proyectos de CSP, valorando así sus conocimientos y fomentado un aprendizaje continuo. Sentimos que ésta es una gran forma de potenciar nuestro capital humano”.

Cabe señalar que estos nuevos perfiles se sumarán a los creados durante el año pasado y que ha permitido el desarrollo de trabajadores que actualmente pertenecen al equipo de la planta de concentración solar, Cerro Dominador, ubicada en la región de Antofagasta.

Gustavo Maeda, delegado de Planeación Energética del Ministerio de Energía y Minas de Guatemala, adelantó que el Ministerio está proponiendo la realización de una licitación pública para ampliar la infraestructura de transmisión. 

En concreto, se abriría una convocatoria para la construcción de 40 subestaciones eléctricas en 69 kV y 78 líneas de transmisión eléctrica. Y dichas obras – señaló- se dividirán en 14 lotes para cada región del país. 

Aquello está motivado por el nuevo Plan de Expansión del Sistema de Transporte 2022-2052 que advierte la necesidad de nueva infraestructura de transmisión, que garantice el suministro de energía eléctrica a todos los usuarios.

Los detalles sobre la licitación fueron compartidos durante la presentación de resultados finales del estudio “Hoja de Ruta de Transición Energética de Guatemala”, organizado por Enel-Deloitte, al que asistió Energía Estratégica como medio invitado y del que participó Gustavo Maeda como portavoz del Ministerio de Energía y Minas de Guatemala.  

¿Qué tipo de generación se dará a lugar? Según precisó el funcionario de gobierno se trabaja en una «planeación más responsable» en miras a incrementar las fuentes de energías renovables e incorporar otras alternativas de generación y almacenamiento como el hidrógeno verde.

“El Ministerio prioriza entre sus políticas y planes el uso de recursos renovables y limpios amigables con el medioambiente permitiendo una transición energética que contribuya al cambio de la matriz energética con el objetivo de cumplir con las metas establecidas en generación renovable y mitigación de gases de efecto invernadero”, declaró.

Tal es así que la generación eléctrica para la semana del 12 al 18 de septiembre pasados alcanzó a ser un 88% renovable. Ahora bien, al respecto es preciso señalar que cerca del 80% fue proveniente de hidroeléctricas y la intención de la actual administración será diversificar la participación de fuentes de generación.

Por ello, las energías renovables podrían crecer aún más en las próximas dos décadas. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 contempla elevar el parque de generación actual un 77%. Es decir, llevarlo de los 3,379.3 MW de capacidad instalada actualmente hasta los 5,981.6 MW en 2052.

En lo que respecta a las alternativas de generación sostenibles se prevé que de aquel total podría adicionarse al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver detalle).

Guatemala «afina» su licitación de renovables y estudia otra por hasta 1200 MW

La rescisión de treinta contratos del Programa RenovAr por 778 MW de capacidad adjudicada, abre las puertas a un mayor desarrollo del Mercado a Término (MATER) como driver de crecimiento para las energías renovables en Argentina. 

El remanente de potencia que quedó tras la baja de los proyectos RenovAr será analizado por CAMMESA y, si corresponde, se sumará a la capacidad disponible para asignar prioridad prioridad de despacho en el MATER.  

A raíz de ello, desde el sector energético del país analizaron el impacto que representa este hecho, como también las oportunidades a futuro. Y todos los actores que dialogaron con Energía Estratégica coincidieron en que es positivo para el mercado. 

“Es un hito muy importante cada nueva oportunidad que se presenta como alternativa para seguir desarrollando las renovables. El MATER es el camino, junto con la generación distribuida, para alcanzar los objetivos de la Ley N° 27.191 y efectuar una transición en la matriz energética hacia energías cada vez más limpias, más sustentables y más distribuidas en todo el país”, aseguró Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER). }

YPF Luz: “La estrategia de la compañía está enfocada en continuar en el MATER”

“Es muy importante los recientes 778 MW liberados que irán al Mercado a Término, porque igual es crecimiento de las inversiones entre privados. Y sin duda el MATER continuará siendo un sector dinámico, pero los grandes proyectos vendrán con las obras de infraestructura”, complementó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

Y cabe recordar que una de las principales novedades, tras la confirmación de los proyectos que rescindieron sus PPA mediante la Res. SE 1260/21, fue  que la región Comahue – Patagonia – Buenos Aires volvió a tener 100 MW disponibles para asignar en el mercado entre privados. 

Christian Schiano, presidente de Surland Technologies S.A, fue otra de las voces que aportó su mirada sobre este tema y sostuvo que el MATER es la respuesta “lógica e inteligente” a un contexto “complicado” de costos de generación y disponibilidad debido al conflicto bélico actual entre Rusia y Ucrania, como también a los problemas de provisión post covid que influyen en el crecimiento económico. 

“Ante la falta de inversiones en líneas, es una bocanada de aire fresco que proyectos que ocuparon capacidad de transporte durante tantos años, dejen espacio a quienes pueden llevar adelante los proyectos que fueron demorados en llamadas anteriores por falta las limitaciones de evacuación”, agregó. 

El sector demanda más Infraestructura eléctrica

La falta de inversión en la ampliación de redes de transmisión es uno de los tantos puntos en los que diversos actores de la industria manifiestan su preocupación o hacen foco desde hace varios años.

Problemática que tampoco fue pasada por alto por los representantes de CADER y la CEA, considerando que sería fundamental para una mayor participación de las renovables, pese a que Argentina ya cuenta con 5139 MW instalados y otros 960,4 MW del MATER que deberán entrar en operación en los próximos meses o años. 

“Lo ideal es que la ampliación de la infraestructura sea una realidad para la matriz eléctrica argentina. Obras que deberían ser una prioridad para el gobierno porque, de ser así, el crecimiento de las energías limpias no estaría condicionado a la capacidad de transporte que se libere”, declaró Ruiz Moreno.

CAMMESA admite que sin inversiones en transporte se complica el ingreso de renovables en Argentina

Mientras que Alfonsín planteó que si se contara con un sistema de transporte en alta y media tensión más desarrollado, “no sólo se podría alcanzar la meta del 20% en el 2025 sino del 30% en el 2030”. 

“Y no sólo ello, también podríamos empezar tener una Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde, proyectos concretos para abastecer el transporte, las grúas de los puertos, camiones mineros y barcos que navegan la Hidrovía del Paraná/Paraguay por donde sale más del 80% de nuestras exportaciones, fertilizantes verdes para toda nuestra actividad agropecuaria, así como también los primeros ramales ferroviarios”, concluyó.  

La Secretaría de Estado en el Despacho de Energía (SEN) se encuentra socializando desde el pasado mes de agosto el borrador del anteproyecto de Ley de Electrificación Social en Honduras (LESH).

La iniciativa tendría como objeto complementar la Ley del 16 de mayo del 2022, y convertirse en el instrumento que garantice la electricidad para el pueblo como un bien público y un derecho de todos.

Tal es así que, durante la socialización del borrador del anteproyecto de LESH se invita a todas las partes interesadas a colaborar en la definición de su alcance, antes de remitir la propuesta al Congreso Nacional.

Desde la Secretaría de Energía revelaron a Energía Estratégica la “Antepropuesta de Ley” que indica que dicha iniciativa podrá dar paso a la generación de nuevos modelos de negocio que promuevan la participación comunitaria y la inversión privada a través del diseño, administración, operación y el mantenimiento de Proyectos de Electrificación Social (PES).

En concreto, el Resumen Ejecutivo al que este medio tuvo acceso menciona “la generación de modelos de negocios comunitarios”.

¿En qué consiste? La Ley del 16 de mayo del 2022 que promulga una reforma energética, ya lo adelanta:

“Las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica en el territorio nacional de la República de Honduras se realizarán bajo los principios de integralidad y justicia participativa, social y ambiental”.

Ahora bien, a través de la Ley de Electrificación Social en Honduras (LESH) se perseguiría como objetivo general:

“Establecer el marco legal para la promoción, desarrollo eficiente y sostenible de la electrificación en zonas urbano-periféricas, rurales, y regiones aisladas que, por sus características particulares, accesibilidad o dificultad técnica, no tienen acceso a la energía eléctrica”

“Así como, promover el desarrollo económico y social de las comunidades en condiciones de vulnerabilidad, priorizando el uso de recursos energéticos renovables de origen solar, eólico, geotérmico, hidráulico y biomasa, entre otros”.

Más proyectos de inversión 

Para garantizar el acceso del 100% de los hondureños a la energía eléctrica, desde el gobierno también están evaluando diversos mecanismos que permitan ampliar el parque de generación y transmisión.

Tal es así que el equipo de la Secretaría de Estado en el Despacho de Energía (SEN) se encuentra relevando la necesidad de nuevas obras para enlazar zonas aisladas al Sistema Interconectado Nacional.

Así mismo, también prevén pequeños proyectos de generación cerca de los centros de consumo y comunidades aisladas. Entre las alternativas a explorar, se destacan microrredes de generación eléctrica que no sólo lleven luz a las familias, sino que también desplacen fuentes de generación eléctrica y térmica contaminante, como carbón y leña, de las casas de los hondureños.

Honduras rediseña su modelo energético para convocar a licitaciones e integrar a las comunidades

En Colombia se está dando un arduo debate sobre la medida que adoptó el Ministerio de Minas y Energía en regular las tarifas. Hacerlo, ¿podría generar un desincentivo en el autoconsumo renovable, considerando que a menores precios de la energía mayor plazo de amortización de los equipos?

Para Rodolphe Demaine, CEO de Equans Colombia, no. “Por lo menos a este ritmo y en el corto plazo”, aclara. Y cuenta que la demanda por este tipo de conexiones de autoconsumo sube, al punto que este año crecerá el doble respecto al 2021.

“Muchos de los empresarios sienten que los próximos años van a ser difíciles en términos de adquirir energía a buen precio; así que cada vez más está el convencimiento de que hay que ir por la autogeneración”, confía.

Y cuenta que desde Equans Colombia, filial de la francesa Engie, están trabajando sobre 30 proyectos, por más de 200 MW, para su conexión, tanto en autogeneración como en Utility-scale.

No obstante, más allá que el autoconsumo vaya en aumento y que el propio Gobierno de Colombia haya manifestado su apoyo a esta actividad, Demaine advierte: “Todavía estamos muy lejos respecto de otros países de la región pero creo que el Gobierno va a flexibilizar la integración de la autogeneración trabajando sobre las limitaciones actuales en la conexión con los operadores”.

Explica que esto se debe básicamente a que “el principal cuello de botella es flexibilizar la integración a la red”. Es decir, que haya menos trabas a la hora de ejecutar un proyecto y ponerlo en marcha.

“Generalmente los plazos son muy largos y complejos, o los costos relacionados también son importantes, así que se trata de una flexibilización que debe dar el Gobierno”, propone el CEO de Equans Colombia.

Precisa que un proyecto pequeño, que se instala en aproximadamente un mes, puede demorar 6 meses en obtener aprobaciones. “Es un tiempo muy largo para un emprendimiento de montos pequeños. Y si se trata de un proyecto grande, puede demorar mucho más”, lamenta Demaine.

Subestaciones, otra clave

También advierte que otra dificultad será ampliar y construir subestaciones para ampliar capacidad de red debido al gran número de proyectos de renovables que hay y a la demora en avanzar con estas obras de infraestructura.

Y en ese entorno, mejorar las infraestructuras para evitar pérdidas. “El Gobierno debería atender este problema porque es tan significativo como incorporar fuentes de energías renovables”, advierte.

Precisa que en la Costa caribe las pérdidas se elevan hasta el 35% y en el resto del país ronda entre el 16 al 18%. “Es un número enorme a comparación de otros países”, observa.

Y remata: “El control de pérdidas en un solo año representa el desarrollo de varios años de renovables; es un tema que se tendría que poner en la mesa más allá de que cada uno de los operadores lo tiene en sus objetivos”.

El gobierno de Sonora dio a conocer más detalles del programa que prevé instalar paneles solares en cuarenta municipios del estado, bajo el modelo de generación distribuida, es decir, proyectos con una capacidad máxima de 500 kW. 

Rafael Cabanillas, director de la Dirección General de Energía de Sonora, explicó que la primera etapa consiste en centrales en Agua Prieta, Colonia Morelos, Bavispe, Bacerac, Huachinera, Bacadehuachi, Mesa de Tres Ríos, Sahuaripa, Arivechi, pero que hasta el momento sólo se tiene donado el terreno en Bavispe. 

Mientras que los otros siete municipios todavía se encuentran «en proceso legal de traslado», con la particularidad de que en Colonia Morelos y Mesa de Tres Ríos se prevé una configuración de microrred o generación en viviendas. 

“Existe un potencial de producción de energía muy grande y que atiende a un sector ejidatario y rural que había sido olvidado. Y el gobierno estatal participa de manera activa y toma el liderazgo de los proyectos”, aseguró Cabanillas. 

“El gobernador pretende que esas capacidades se puedan desarrollar con infraestructura de plantas fotovoltaicas, que permita disminuir los costos de energía eléctrica, ya que no tienen acceso a tarifas baratas o subsidiadas por Comisión Federal de Electricidad”, agregó.

Bajo esa misma línea, ya se realizó la primera licitación en Bavispe e inicio de construcción correspondiente, por lo que se espera que próximamente comiencen las convocatorias para el resto de municipios, una vez se consigan los terrenos correspondientes. 

Y si bien a corto plazo el corto plazo el gobierno de Sonora será responsable de los proyectos, ya se busca un modelo de gobernanza que permita delegar la labor a los municipios o ejidos beneficiados para que éstos sean quienes operen las plantas. Aunque para ello, el especialista manifestó que posiblemente sea necesario contar con apoyo de subsidios. 

¿Cómo se planea el modelo de negocio? El titular de la Dirección General de Energía de Sonora precisó que se analizan tres escenarios, de los cuales en dos se requiere un convenio con CFE y la Secretaría de Energía (SENER). 

El primero de ellos plantea que el total de los kWh generados por los paneles solares sea descontado de la lista de los medidores determinados por el gobierno. Es decir, que la energía producida se debite de las tarifas de distintos contratos con CFE, ya sea de particulares u oficiales como el municipio. 

La segunda alternativa también proyecta que los kWh producidos se descuenten de la lista de medidores asignados por el gobierno estatal, pero con la particularidad que una fracción de los kWh no se resten por el porteo. 

En tanto que el tercer escenario propone que los kWh sean vendidos directamente a CFE, el gobierno de Sonora reciba una suma de dinero y éste la distribuya entre los usuarios. Caso donde no se requeriría un convenio, aunque sí una entidad oficial receptora. 

AMLO focaliza en Sonora para fomentar las renovables

Andrés Manuel López Obrador, presidente de México, sostuvo que dejará las bases para aumentar  la capacidad renovable y puntualizó en el rol que tendrá Sonora para atraer inversiones extranjeras en el futuro. 

“Las plantas fotovoltaicas, como la de Puerto Peñasco, se pueden replicar en México. Y también se tiene la posibilidad de que haya respaldo con otras centrales de generación”, declaró en una conferencia de prensa de la semana pasada. 

Aunque cabe recordar que esta no es la primera vez que AMLO afirma que hay un plan previsto para impulsar la instalación de parques solares y eólicos, dado que a mediados de julio vaticinó que se desarrollarán proyectos en la frontera con Estados Unidos. 

Y si bien no hubo muchos más detalles desde aquel entonces, sí se sabe que será “siempre y cuando la planeación esté a cargo de la Secretaría de Energía y que el socio principal sea la Comisión Federal de Electricidad».

Trina Solar ha propuesto el principio orientado al LCOE (costo nivelado de energía), que consiste en reducir el LCOE en las centrales fotovoltaicas con alta potencia, alta eficiencia, alta fiabilidad y alto rendimiento energético. Esto se basa en la experiencia del mundo real, incluyendo las tendencias del mercado para impulsar el crecimiento de la industria para construir un mundo con cero emisiones de carbono.

Los módulos de alta potencia se han convertido en un elemento fijo del mercado mundial 

Los productos fotovoltaicos de alta potencia están arrasando en todo el mundo, como demuestran eventos como Intersolar Europe en Alemania en mayo e Intersolar South America en Brasil a finales de agosto. Unos 30 fabricantes de módulos expusieron más de 40 productos de 600 W+ con tecnologías como PERC, HJT y TOPCon.

Trina Solar ha enviado más de 30GW de 210 módulos a todo el mundo, y el sector en su conjunto ha enviado más de 50GW hasta junio. InfoLink, una de las principales consultoras de energías renovables del mundo, ha previsto que este año la capacidad de producción de células de 210 mm alcanzará los 309 GW y la de módulos los 344 GW.

Competencias básicas de los módulos de 600W+, las 4 claves para conseguir un bajo LCOE 

La reducción del LCOE siempre ha sido un factor clave en el aumento de la capacidad instalada fotovoltaica y sigue siendo el objetivo supremo de la innovación tecnológica en la industria fotovoltaica.

La reducción de la inversión inicial en las centrales fotovoltaicas y el aumento de la generación total de energía durante su ciclo de vida son cruciales para reducir el LCOE. Los productos de alta potencia y alta eficiencia pueden aumentar significativamente la potencia de las cadenas, reducir los costes del LCOE y reducir la inversión inicial del proyecto. Los módulos solares con alto rendimiento energético y alta fiabilidad aumentan directamente el rendimiento energético total de una central eléctrica durante su vida útil. Trina Solar ha comprobado que la alta potencia, la alta eficiencia, el alto rendimiento energético y la alta fiabilidad, así como la reducción continua del LCOE, son elementos clave de los módulos fotovoltaicos superiores.

Guiado por el LCOE, la aplicación global de 600W+ es cada vez más madura 

El módulo Vertex 600W+ de Trina Solar es un producto que cumple plenamente los cuatro requisitos básicos que acabamos de mencionar y que también ha sido probado en varias centrales fotovoltaicas y por terceros. La combinación de estas características con la reducción del LCOE nos da lo que llamamos el principio orientado al LCOE.

En comparación con los módulos normales del mercado, los módulos de 600W+ aumentan la potencia total en 125W-130W, un aumento de la eficiencia del módulo del 0,3%-0,5% y una ganancia de rendimiento energético del 1,51%-2,1% por vatio. El módulo 600W+ también supera la prueba de carga mecánica estática y otras cinco pruebas rigurosas, y tiene un excelente rendimiento en condiciones meteorológicas extremas.

Otros líderes del rubro, como Black & Veatch, DNV, Enertis y Fraunhofer ISE, han llevado a cabo un extenso análisis de valor de los módulos de alta potencia de 600W+ en todo el mundo, cubriendo 15 escenarios de aplicación principales. Los resultados muestran que los módulos de 600W+ pueden reducir el LCOE hasta en un 4,1% respecto a los módulos de referencia de 540W.

Los módulos de 600W+ se utilizan ampliamente en todo el mundo, dando soporte a una serie de centrales eléctricas de nivel GW, con presencia en toda América Latina, Europa y otros lugares en entornos que incluyen desiertos y pesquerías, en mercados comerciales e industriales, ayudando a muchas industrias a alcanzar los objetivos de bajas emisiones de carbono.

En lo que va de 2022, bajo la directriz del presidente Guillermo Lasso, se han ejecutado alrededor 1.000 proyectos de electrificación a nivel nacional, enfocados en mejorar la calidad del servicio de energía eléctrica y alumbrado público, atender la expansión del sistema eléctrico por crecimiento de demanda y avanzar en la electrificación rural en el contexto de Acceso Universal de la Energía.

Además, es importante señalar que, durante el 2022, se han instalado alrededor de 38.000 luminarias con la finalidad de contribuir en la seguridad ciudadana y vial, y el desarrollo de emprendimientos y actividades turísticas.

Es importante destacar que, desde la presente fecha hasta el primer semestre del año 2023, el sector eléctrico de distribución invertirá aproximadamente 150 millones de dólares en proyectos a nivel nacional.

El ministro de Energía y Minas, Xavier Vera Grunauer, destacó que, en las provincias de Pichincha, Imbabura, Cotopaxi, Tungurahua, Chimborazo, Azuay, Carchi, Loja, Bolívar y Cañar, se han invertido más de USD 57 millones para el desarrollo de proyectos de electrificación que han beneficiado alrededor de 319 mil moradores de la zona.

Además, las Empresas Eléctricas atendieron requerimientos ciudadanos como: instalación de nuevos medidores, soporte para facturación, soporte técnico y mantenimiento que, entre otras acciones fomentan la calidad del servicio y el progreso de los lugares atendidos en todo el Ecuador.

“Contar con servicios integrales, en cuanto a electricidad, contribuye al desarrollo, seguridad y al mejoramiento en la calidad de vida de la ciudadanía, por eso impulsamos nuevos proyectos de generación eléctrica que aporten en la dinamización de la economía y al mismo tiempo sean amigables con el ambiente”, enfatizó el ministro Vera.

Esta Cartera de Estado, a través de las 10 Empresas Eléctricas de Distribución a nivel nacional, trabaja los 365 días del año para garantizar a la ciudadanía un servicio de energía eléctrica, seguro, confiable y de calidad.

La generación distribuida en Argentina, bajo la Ley N° 27424, ya cuenta con 16.270 kW instalados y conectados a la red mediante un medidor bidireccional en exactamente 959 usuarios – generadores, lo que significa un incremento de casi el 80% de la capacidad operativa en lo que va del 2022. 

Bajo ese contexto, Claudio Bulacio, gerente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) conversó con Energía Estratégica acerca de la función que tendrán en el futuro del sistema eléctrico del país. 

“Ya analizamos hacia dónde irá el negocio de la distribución. El usuario determinará cuándo toma energía o la cede a la red, entonces desde ADEERA pensamos que pasaremos de ser distribuidores a administradores de energía”, aseguró. 

“Años atrás la energía fluía en un sólo sentido, de la generación-transmisión-distribución a los consumidores, quienes eran pasivos y las decisiones se tomaban centralizadamente. Pero ahora estamos en un proceso de transformación con la digitalización, la descentralización y la descarbonización donde entendemos que tenemos un rol clave porque las redes de distribución tendrán que operarse de una manera distinta”, agregó. 

Y continuó: “Es decir que ahora la energía también invierte su sentido, entonces pasamos de una red donde los clientes sólo eran consumidores, a una donde se establecen nuevas relaciones y servicios con los llamados prosumidores o usuarios – generadores”. 

Si bien el hecho de que la sociedad tenga su propio set de paneles fotovoltaicos (con o sin almacenamiento de energía) pareciera ser una “competencia” para el esquema tradicional, eso no quiere decir que las distribuidoras del país dejarán de ser protagonistas del mercado, ya que, bajo la mirada del especialista, las redes siempre serán necesarias para viabilizar los nuevos negocios que surjan producto de la incorporación de la tecnología. 

Pero para ello, Bulacio remarcó que resulta “clave” la transformación del parque de medidores tradicionales por aquellos medidores inteligentes junto a sistemas de comunicación, transmisión y análisis de datos. 

“En Argentina hay aproximadamente quince millones de medidores y probablemente pueda ser factible el recambio en un lapso de diez años, por ejemplo, sin descuidar el servicio actual”, sostuvo el gerente de ADEERA, que engloba a cincuenta entidades del país. 

Y cabe recordar quem, hoy en día hay 210 distribuidoras y cooperativas eléctricas inscriptas en el Régimen de Generación Distribuida, mientras que 14 provincias están adheridas a los beneficios promocionales previstos por la Ley, 

¿Qué otras oportunidades se presentan?

La Secretaría de Energía habilitó un mecanismo para la comercialización de energía eléctrica de fuentes renovables para las distribuidoras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante la Resolución 370/22, publicada en mayo. 

Hecho que no fue pasado por alto desde ADEERA, ya que Claudio Bulacio reconoció que están explorando oportunidades, pero no sin antes plantear algunos ajustes regulatorios y esclarecer ciertas cuestiones debido a que “cada asociada tiene una visión en base a su realidad local de cada jurisdicción y provincia”. 

Si bien el especialista no brindó detalles de las propuestas, sí vaticinó que “el futuro es eléctrico, por lo que las distribuidoras participarán de todo lo que tenga que ver con la descarbonización, la descentralización y la digitalización”. 

El éxito de Latam Future Energy (LFE) resuena en todo el mundo y nadie quiere perderse el evento clausura de la Gira 2022 de LFE.

Se trata del “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” que tendrá lugar en los salones del Hotel JW Marriott de Bogotá este 25 y 26 de octubre.

A este encuentro no sólo asistirán actores de los mercados en la región andina. Referentes empresarios llegarán desde países de otros continentes para participar activamente de la conferencia y networking de alto nivel que ofrece LFE.

Sin lugar a dudas, el hecho de que los sectores público y privado local se den cita en un mismo lugar ha despertado el interés de jugadores internacionales que analizan inversiones en Colombia y resto de la región.

Fabricantes, desarrolladores, epecistas, entidades financieras y más, ya confirmaron como disertantes en los más de diez paneles de debate para el intercambio de posiciones en torno a cómo acelerar una transición energética justa, cómo lograr competitividad tecnológica, qué modelos de negocio y mecanismos de financiamiento explorar, entre otros temas.

VER MAS

Algunos de los ejecutivos que nos acompañarán son de empresas internacionales como AES, Array Technologies, Atlas Renewable Energy, AtZ Investment Partners, EDP Renovables, ENERCON, First Solar, Growatt, Ingeteam, JA Solar,  Jinko Solar, Marsh, MPC Energy Solutions, Nordex Group, Powertis, Power Electronics, Renovus, Risen, Solines & Asociados, Solis, Soltec y Sungrow.

Ejecutivos de muchos de estas empresas viajarán a Colombia desde Alemania, Argentina, China, Chile, Ecuador, España, Estados Unidos, México y Uruguay.

No se pierda la oportunidad de asistir. Reserve su entrada con descuento hasta el día 15 de octubre.

DESCUENTO

Se espera la confluencia de más de 400 profesionales como audiencia y más de 40 como disertantes. Consulte la agenda para ver el detalle. Entre ellos, destacamos a:

María Nohemi Arboleda – Gerente General – XM
Federico Echavarría – CEO – AES Colombia
Gonzalo Feito – Director Región Andina – Sungrow
Yeimy Báez – VP de Soluciones de Bajas Emisiones – Ecopetrol
Raúl Morales – CEO – Soltec
Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt
Ruben 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
Diego Blixen – Cofounder & CEO – Renovus
David Peña – LAC Regional Business Development Leader Power & Renewables – Marsh
Victor Soares – Sales Engineer LATAM – JA Solar
Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis
Hector Nuñez – 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 Hernandez – Project Manager – MPC Energy Solutions
Jessica Ordoñez – Directora de Sostenibilidad – Invest in Latam
Jairo Leal – Gerente Legal y Regulatorio – GreenYellow
Cesar Sáenz – LATAM Utility & ESS Manager – Sungrow
Martha Sandia – Business Development and Strategy Director LATAM – Stork
Camilo Jaramilo – CEO – Hybrytec
Guido Gubinelli – Periodista – Energía Estratégica
Elie Villeda – Country Manager Mexico y Regional Manager Latam North – First Solar
Miguel Hernandez Borrero – Presidente – ACOSOL
Santiago Solines – Socio & Coordinador del Sector de Energía – Solines & Asociados Abogados (Ecuador)
Kathrine Simancas – Directora de Energía & Gas – Andesco
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)
Mónica Gasca – Directora Ejecutiva – Asociación de Hidrógeno de Colombia
Nestor Gutierrez – Business development Colombia – MPC Energy Solutions
Louis Klyen – Presidente – Derivex
Alejandro Lucio – Director – Óptima Consultores

ASISTIR

La ENDE anunció ayer la relicitación del “Estudio de Viabilidad de Mercados, Evaluación de Ingeniería Conceptual y Análisis de Alternativas de Negocio del Proyecto Planta Geotérmica Laguna Colorada 100 MW” (DESCARGAR).

“El servicio consiste en analizar la viabilidad económica del proyecto en el marco del contexto actual y futuro del mercado energético nacional e internacional determinando su continuidad o no, así como la validación de la ingeniería conceptual y de los estudios técnicos existentes; comparándolo con otras alternativas tecnológicas renovables no convencionales disponibles en el mercado (eólico, solar, etc.)”, advierte la eléctrica estatal boliviana.

Y agrega que, a partir de ello, se buscará “identificar y evaluar las alternativas de negocio de venta de energía eléctrica al mercado nacional o internacional asegurando participación en el mercado objetivo y retornos de inversión, con beneficio para el Estado boliviano”.

El precio de referencia estimado por ENDE está en los 431.034,48 dólares. La consultora adjudicataria deberá realizar inspecciones en campo para validar los aspectos técnicos que considere “in-situ”, para contar también con información primaria asociada al proyecto.

Cabe recordar que el pasado mes de mayo se había lanzado esta misma licitación. Luego de que se presentaran tres empresas, la ENDE determinó declarar desierta la convocatoria ya que ninguna de las ofertas cumplió con los requisitos de los pliegos de licitación, según información sobre contrataciones.

El cronograma

Según precisa el Documento Base de Contratación del Exterior (DBCE), la fecha límite de presentación de propuestas (fecha límite) es el próximo 10 de octubre, a las 14 horas. Interesados se deberán remitir al correo: adquisiciones.servicios@ende.bo

Durante esa misma cita, 30 minutos después, se darán la apertura de propuestas. Luego, el informe de calificación de comparación de ofertas se publicará el 17 de octubre y se notificará la adjudicación el 21 de ese mismo mes.

La presentación de documentos para suscripción de contrato se llevará a cabo el 4 de noviembre y, finalmente, la suscripción de contrato el 9 de ese mes.