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Panamá se prepara para el lanzamiento de las nuevas licitaciones que hará la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA). Según adelantó a Energía Estratégica el Ing. Carlos Mosquera, gerente general de ETESA, este mes se anunciaría oficialmente una de corto plazo y otra de largo plazo, para cubrir el suministro entre 2023 a 2025 y entre 2026 a 2040, respectivamente.

Toda la industria eléctrica está expectante al lanzamiento de los Pliegos de Cargos. En el caso de los generadores renovables, referentes eólicos y solares ya realizaron sus consideraciones preliminares (ver detalle).

Por el lado de los hidroeléctricos, este medio se comunicó con Ramiro Troitiño, presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH) para conocer su lectura al respecto.

“Nosotros en CAPAGEH vemos con entusiasmo los anuncios de que prontamente se harán licitación de corto y largo plazo para suplir necesidades de potencia y energía de las distribuidoras”, introdujo Ramiro Troitiño.   

“Esto le ofrece la oportunidad a nuestros agremiados de participar y obtener compromisos de suministro, disminuir nuestra dependencia del volátil Mercado Ocasional, y lograr una sana estabilidad financiera”, precisó.

Ahora bien, según repasó este referente empresario, es importante resaltar que desde el año 2015 no se ha hecho ninguna licitación de largo plazo, las de corto plazo “han sido contadas” e inclusive la última generó más limitaciones que oportunidades para los renovables (ver detalle).

Aún no trascendieron detalles sobre las características de las licitaciones. En el sector eléctrico ya resuenan voces preguntándose si habrá oferente virtual, la metodología para definir el precio de ese oferente virtual, el modelo de evaluación, etc.

¿Qué expectativas tienen los hidroeléctricos? 

“Esperamos que estas licitaciones se hagan por renglones separados para la potencia y para la energía, lo que posibilitaría a las centrales renovables a ofertar mayores volúmenes de energía”.

“Esperamos también que los términos sean flexibles, en el sentido que se permita ofertar a nivel mensual, dado que así podríamos optimizar y complementar la estacionalidad de las centrales hidroeléctricas con las eólicas y solares”, explicó Troitiño.

Y agregó: “Finalmente, esperamos que en estas licitaciones se puedan adjudicar la totalidad de los requerimientos, y no resulten en un fiasco como las dos últimas licitaciones de corto plazo, en las cuales el precio del oferente virtual establecido por la ASEP interfirió en las adjudicaciones de ofertas, resultando en porcentajes de adjudicación muy bajos”.

El año pasado, el sector de las energías renovables alcanzó 12,7 millones de empleos, un incremento de 700.000 nuevos puestos de trabajo en un solo año, pese a los efectos persistentes de la pandemia COVID-19 y la creciente crisis energética, según un nuevo informe.

En el documento Energías renovables y empleo: revisión anual de 2022, se identifica el tamaño del mercado nacional como principal factor que influye en la generación de empleo en el sector de las renovables, junto con la mano de obra y otros costos. Se observa que la energía solar es el sector de más rápido crecimiento, el cualgeneró 4,3 millones de empleos en 2021, más de una tercera de la mano de obra actual en las energías renovables en todo el mundo.

El nuevo informe fue presentado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) en colaboración con la Organización Internacional del Trabajo (OIT) en el Foro Mundial de Acción para las Energías Limpias celebrado en Pittsburgh (Estados Unidos).

Dada la creciente preocupacion por el cambio climático, la recuperación de la pandemia COVID-19 y las alteraciones de las cadenas de suministro, crece el interés de los países en la localización de las cadenas de suministro y la creación de empleo en el ámbito nacional. El informe describe cómo los mercados nacionales fuertes son clave para impulsar la industrialización con energías limpias. Y agrega que el desarrollo de capacidades de exportación de tecnologías renovables depende también de ello.

Según Francesco La Camera, Director General de IRENA: «Ante los numerosos retos que se presentan, el sector de las renovables mantiene su resiliencia en el empleo y ha demostrado ser un motor fiable para la creación de puestos de trabajo. Mi consejo a los Gobiernos de todo el mundo es que adopten políticas industriales encaminadas a fomentar la expansión de empleos dignos en el sector de las renovables en el ámbito nacional. El estímulo a la cadena de valor nacional no solo creará oportunidades de negocio y nuevos empleos para las personas y las comunidades locales, sino que refuerza la confiabilidad de la cadena de suministro y contribuye a una mayor seguridad energética en general».

El informe revela que cada vez son más los países que crean empleo en las renovables. Casi dos tercios de todos estos puestos de trabajo se encuentran en Asia. China por sí sola representa el 42 % del total global, seguida de la UE y Brasil con un 10 % cada uno y Estados Unidos y la India con otro 7 % respectivamente.

Según el Director General de la OIT, Guy Ryder: «Al margen de los números, cada vez se pone más el foco en la calidad del empleo y las condiciones de trabajo en las renovables, con el fin de garantizar que el empleo sea digno y productivo. La creciente proporción de empleo femenino indica que con políticas y formación específicas es posible potenciar de manera significativa la participación de la mujer en las profesiones del sector de las renovables, la inclusión y, en última instancia, conseguir una transición justa para todos. Animo a los Gobiernos y a las organizaciones sindicales y patronales a mantener el firme compromiso con la transición energética sostenible, que es indispensable para el futuro del trabajo».

El informe destaca algunos hechos notables a escala regional y nacional. Por ejemplo, que los países del Sureste Asiático se han convertido en importantescentros de fabricación de energía solar fotovoltaica (FV) y productores de biocombustibles. China es el principal fabricante e instalador de paneles solares FV y está generando un creciente número de puestos de trabajo en la energía eólica marítima. La India ha sumado más de 10 gigavatios de solar FV, generando muchos empleos en instalación, pero sigue dependiendo en gran medida de los paneles importados.

Europa representa ahora el 40 % de la producción de la fabricación eólica mundial y es el mayor exportador de equipos eólicos, al tiempo que intenta reconstituir su industria de fabricación solar FV.  El papel de África aún es limitado, pero el informe señala que existen crecientes oportunidades de empleo en las renovables descentralizadas, especialmente en apoyo para el comercio local, la agricultura y otras actividades económicas. 

En América, México es el principal proveedor de palas para turbinas eólicas. Brasil se mantiene como principal empleador en biocombustibles, pero también suma muchos puestos de trabajo en instalaciones eólicas y solares FV. Estados Unidos comienza a construir una base industrial nacional para el emergente sector eólico marítimo.

El informe pone de relieve que la expansión de las energías renovables ha de apoyarse con políticas integrales, que incluyan capacitación de los trabajadores a fin de garantizar un empleo digno, de alta calidad, bien remunerado y diverso, con el fin de lograr una transición justa.

Una vez que esté operando plenamente, la cartera global de energías renovables de Amazon generará 50.000 gigavatios hora (GWh) de energía limpia, lo que equivale a la cantidad de electricidad necesaria para abastecer a 4,6 millones de hogares estadounidenses cada año.

«Estamos trayendo nuevos proyectos eólicos y solares en línea para alimentar nuestras oficinas, centros de cumplimiento, centros de datos y tiendas, que en conjunto sirven a millones de clientes a nivel mundial. Estamos buscando alcanzar el 100% de energía renovable en todo nuestro negocio para 2025″, explica Adam Selipsky, CEO de Amazon Web Services.

“En todo el mundo, los países están buscando acelerar la transición a una economía de energía limpia. Las inversiones continuas como la nuestra pueden ayudar a agilizar este proceso mientras trabajamos en conjunto para mitigar los impactos del cambio climático”.

Como mayor comprador corporativo de energía renovable a nivel mundial, Amazon cuenta ahora con un total de 379 proyectos de energía renovable en 21 países, incluidos 154 parques eólicos y solares y 225 proyectos solares en tejados.

Lo anterior representa 18,5 GW de capacidad de energía renovable. A finales de 2021, la empresa habrá alcanzado el 85% de esta energía a nivel operativo.

Amazon sigue habilitando con éxito proyectos en redes eléctricas de todo el mundo, entre otros:

En la región de Asia-Pacífico, Amazon anunció los tres primeros proyectos a gran escala de la compañía en la India, los cuales consisten en campos solares en Rajastán, que representan 420 megavatios (MW) de capacidad de energía limpia.

Amazon está creciendo rápidamente en la India, y estas primeras inversiones desempeñan un papel fundamental en la reducción de sus emisiones de carbono en el país. En la región de Asia-Pacífico, la empresa cuenta ahora con un total de 57 proyectos de energías renovables.
En Europa, Amazon cuenta ya con 117 proyectos de energías renovables. La compañía anunció sus primeros proyectos solares en tejados en Francia y Austria, y su primer parque solar en Polonia.

La inversión de Amazon en su primer proyecto a escala comercial en Polonia es uno de los mayores acuerdos de energía solar corporativa anunciados hasta la fecha en el país. Con este compromiso, Amazon contribuye directamente al objetivo del gobierno polaco de aumentar la energía renovable en su red.

El apoyo empresarial a nuevos proyectos de energía renovable como el de Amazon permiten ampliar el mercado a nuevos parques eólicos y solares, y acelera la descarbonización de la red.

En Norteamérica, Amazon está añadiendo 1 GW de capacidad de energía limpia en el sureste de Estados Unidos, incluidos los dos primeros proyectos de energía renovable de la empresa en Luisiana.

La compañía cuenta ahora con un total de 202 proyectos en toda Norteamérica.

En Sudamérica, Amazon anunció su primer proyecto de energía renovable, el cual consiste en un parque solar de 122 MW en Brasil. Además de proporcionar energía renovable a las operaciones de Amazon en la región, este proyecto también proporcionará beneficios económicos a la economía local y a su biodiversidad.

El proyecto incluye una inversión de 380.000 dólares (2 millones de reales) en programas medioambientales durante la construcción para proteger y promover la biodiversidad. Se calcula que el proyecto creará 850 puestos de trabajo durante la fase de construcción, y otros 30 puestos permanentes una vez que el proyecto entre en funcionamiento.

Para ayudar a ampliar los beneficios de las inversiones en el sector de las energías renovables a medida que este siga creciendo, Amazon también está trabajando a través de la iniciativa «Más allá del megavatio» del Clean Energy Buyers Institute (CEBI) para garantizar que el sector está maximizando el impacto económico, medioambiental y social de la adquisición de energía.

«Como líder clave en la comunidad CEBA, Amazon sigue demostrando que cuando se compromete con una visión, impulsa un ritmo y una escala que es un nuevo listón a seguir«, señala Miranda Ballentine, directora general de la Asociación de Compradores de Energía Limpia (CEBA) y del Instituto de Compradores de Energía Limpia (CEBI).

«Amazon también sigue siendo un líder no solo en el despliegue de las herramientas de adquisición de energía limpia, sino también en el liderazgo de su comunidad de compañeros y socios en el desarrollo de estas soluciones para el mañana. Ya sea centrándose en asegurar que las energías renovables tengan cadenas de suministro sostenibles o ampliando su impacto, a través de herramientas de adquisición de próxima generación.»

«Con los proyectos solares anunciados en Polonia y Francia, Amazon ha dado pasos cruciales hacia su compromiso de cero emisiones, a la vez que apoya los propios objetivos climáticos de Europa», expresa Walburga Hemetsberger, CEO de SolarPower Europe, socio fundador de la Plataforma RE-Source.

«A medida que en Europa se disparan los precios de la energía, los acuerdos de energía solar y renovable reforzarán la resistencia estratégica de Amazon; esperamos ver a más empresas siguiendo el ejemplo de Amazon».

Amazon co-fundó The Climate Pledge en 2019, comprometiéndose a alcanzar el carbono neto cero para 2040, diez años antes del Acuerdo de París.

El Compromiso cuenta ahora con más de 375 firmantes, entre ellos Best Buy, IBM, Microsoft, PepsiCo, Siemens, Unilever, Verizon y Visa. Amazon también ha encargado 100.000 vehículos eléctricos y ha empezado a desplegarlos por todo Estados Unidos.

La empresa también está invirtiendo 2.000 millones de dólares en el desarrollo de servicios y soluciones de descarbonización a través de The Climate Pledge Fund.

El Gobierno Nacional dio a conocer los proyectos adjudicados durante el Programa RenovAr que solicitaron la rescisión de sus contratos PPA mediante la Resolución SE 1260/2021 (publicada a fines del año pasado), que no pudieron concretarse debido a la crisis económica iniciada en 2018 y la 

Según el informe de gestión N°133 que se presentó en la Cámara de Diputados de la Nación, son 30 los proyectos que optaron por la salida voluntaria, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada. Aunque cabe destacar que 5 centrales (por 228,5 MW) tenían cláusula de take or pay. 

La mayoría de los parques renovables obtuvieron su contrato de abastecimiento en la Ronda 2 del RenovAr (19 – 402,29), seguido por aquellos que hicieron lo propio la Ronda 1.5 (9 – 372,6 MW). Mientras que un sólo emprendimiento de la Ronda 1 (1,2 MW) y otro de la Ronda 3/MiniRen (2 MW) cierran la lista. 

Puntualmente son 4 proyectos eólicos; 16 solares; 6 de biomasa y 4 de biogás. Pero es de destacar que los proyectos fotovoltaicos ocupan casi el 50% de toda la potencia que se liberará (369,49 MW de 778 MW), 

De este modo, se resuelve parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperará capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros proyectos renovables. 

“Se fueron muchos proyectos de manera voluntaria y mucha de esa potencia seguramente irá a competir en el MATER, un mercado entre privados que tuvo una exitosa última convocatoria y que se está moviendo muchísimo”, sostuvo Gabriela Rijter, directora de Energías Renovables en la Secretaría de Energía de la Nación, cuando fue consultada por este tema hace algunos meses. 

Y según pudo averiguar Energía Estratégica, parte de esos 778 MW rescindidos podrían estar disponibles para adjudicarse en la actual convocatoria del MATER, que tiene al 30 de septiembre como fecha límite para solicitar prioridad de despacho. 

“El remanente que quedó de proyectos que rescindieron de la Res. SE 1260 son analizados por  CAMMESA y, si corresponde, lo manda al anexo 3 para el Mercado a Término que ya está publicado para la competencia de prioridad de despacho del tercer trimestre”, le comentaron  a este portal de noticias desde la Secretaría de Energía.

Justamente, esta semana CAMMESA actualizó el anexo 3 del informe del MATER en el que se detalla la capacidad asignable para los distintos corredores del país. Con la novedad de que la región Comahue – Patagonia – Buenos Aires vuelve a tener 100 MW disponibles. 

En la convocatoria vigente no sólo se tendrá en cuenta a los proyectos que se presenten antes del próximo viernes, sino que también se considerarán las ampliaciones de los parques renovables Picún Leufú, Cauchari y Arauco. 

Hecho que fue notificado en una nota de agosto, teniendo en cuenta que dichos proyectos le solicitaron a la Secretaría de Energía de la Nación la celebración de los Contratos de Abastecimiento, en el marco del Decreto N° 476/2019.

XM, operador del sistema eléctrico colombiano, registra que en lo que va de septiembre han ingresado un total de 86 nuevos MW. Se trata de un 50% más de lo que estaba conectado hasta el momento.

De este modo, el operador del sistema suma un total de 258,66 MW solares fotovoltaicos en operaciones.

Los proyectos

El pasado 10 de septiembre se anunció la puesta en operación de Since, planta solar de 18,5 MW, ubicada en el municipio de San Luis, en el departamento de Sucre.

La central, en manos de Celsia, se compone de más de 48.000 módulos solares. El proyecto ha significado una inversión de más de 20 millones de dólares, y durante su construcción ha generado más de 400 empleos, la mitad cubiertos por habitantes de la región, y el  10% por mujeres, informó la compañía.

Luego, el 12 de septiembre, hicieron lo propio Bosques Solares de los Llanos 4, de 19,9 MW, y Bosques Solares de los Llanos 5, de 17,9 MW, precisa XM. Los emprendimientos fueron implementados en conjunto por Trina Solar y la española Matrix Renewables.

El 15 de septiembre, según XM, ingresaron en operaciones dos proyectos más, ambos ubicados en Tolima y en manos de Celsia.

Por un lado, La Medina, de 9,9 MW, y, por otro, Los Caballeros, por 9,9 MW.

Finalmente, el pasado lunes 19, XM reportó un nuevo parque solar en operaciones. Se trata Cerritos, de 9,9 MW, ejecutado pro Prodiel para Celsia.

Aunque, vale destacar, si bien la potencia fotovoltaica formalmente conectada al SIN es de poco más de 250 MW solares, de acuerdo a fuentes del sector existen unos 600 MW más de esta tecnología que están en etapa de pruebas, prontas a ingresar en operaciones.

De hecho, según el exministro de Minas y Energía, Diego Mesa, avanzan proyectos por 2.200 MW eólicos y solares más, que durante el 2023 podrían ingresar en operaciones.

Y, asimismo, sostuvo que para el 2024 podrían ingresar otros 2.000 MW más, alcanzándose así los 4.500 MW en el próximo bienio.

“Stork no solo está muy enfocado a la parte de operación y mantenimiento sino desde el inicio de los proyectos” de hidrógeno verde, resaltó Martha Sandia durante el día 2 del evento Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit, producido por Latam Future Energy.

La Directora de Desarrollo de Negocios y Estrategia para Latinoamérica de Stork destacó el know how de la compañía: “Hemos participado muchísimo con clientes y también con ciudades enteras como Lancaster (California) y en Holanda, para hacer la definición de cómo sería todo el uso del hidrógeno y los procesos de factibilidad de estos proyectos”.

“Eso nos ha permitido, desde la fase temprana de la concepción del proyecto, desde su ingeniería, incluir algunos elementos para que en el momento de hacer el mantenimiento y la conexión, estos sean mucho más accesibles para que cada activo sea más eficiente”.

Explicó que uno de los principales desafíos será estandarizar la tecnología, lo cual permitirá obtener una caída en los costos. Indicó que están trabajando en un proyecto de electrólisis en Colombia, pero que también están probando con otras alternativas.

En esa línea, reveló: “Estamos utilizando desechos sólidos para producir hidrógeno verde”.

El proyecto avanza en Lancaster, California, Estados Unidos, donde la compañía trabaja junto a la energética global SGH2 en una planta (SGH2 Lancaster) que podrá producir hasta 11.000 kg de hidrógeno verde por procesando 42.000 toneladas de residuos reciclados al año.

Según informó la compañía, la ciudad de Lancaster suministrará desechos materiales reciclables y ahorrando entre 50 y 75 dólares por tonelada en costos de relleno sanitario, además de espacio.

Asimismo, los mayores propietarios y operadores de estaciones de servicio de hidrógeno (HRS) de California están negociando la compra de la producción de la planta para suministrar las HRS actuales y futuras que se construirán en el estado durante los próximos diez años.

“Tenemos un problema de basura enorme en América Latina y los rellenos sanitarios producen metano que es incluso peor que el CO2”, traspoló Sandia, asegurando que esta tecnología podrá aplicarse en la región.

¿Cuándo? “Queremos un cliente” primero, confió entre risas la directiva.

Renovus continúa ampliando su presencia en Latinoamérica de la mano de la inteligencia artificial y la ciencia de datos dedicada a la optimización de los procesos del sector energético y que los parques renovables alcancen su máximo potencial.

El pasado 9 de septiembre, su co-fundador y CEO, Diego Blixen, participó del segundo día evento virtual del Latam Future Energy y dio a conocer cuáles son los mercados que miran, más allá de aquellos donde ya están asentados. 

“Estamos con oportunidades interesantes en Centroamérica y esperamos terminar el año con una presencia fuerte en dicha región, además de iniciar el 2023 en Estados Unidos, lo que es un gran desafío”, manifestó.  

“EEUU es un mercado donde estamos dedicando nuestros esfuerzos y vemos buenos resultados. Encontramos sorpresas en empresas, especialmente en algunas grandes que tienen necesidades que podemos atender”, agregó. 

Asimismo, analizó los retos y oportunidades de la aplicación de tecnología, machine learning, inteligencia artificial y ciencia de datos en las plantas renovables en la región, donde encontró que muchos propietarios o gestores de las centrales no hacen uso de la información que le permita mejorar la gestión, o lo hacen parcialmente. 

“En ciertos casos, sólo tienen el análisis de la información al terminar el mes, lo que es contrario a la eficiencia, no usar los datos para mejorar el rendimiento del parque, sea en cuanto a la disponibilidad o performance del mismo. Por ende, ayudamos a ver los datos en tiempo real para generar acciones y vamos a anticiparnos, generar herramientas predictivas a partir de la inteligencia artificial para adelantarse a posibles fallas, cambios de piezas, entre otras cuestiones”, detalló.

Para ello, una de sus herramientas insignia es el Renovus Plus, un software en la nube, modular y flexible que permite que propietarios, gestores y responsables de O&M puedan ahorrar mucho tiempo en sus lecturas de datos, identificar rápidamente las posibles causas de la sub performance y bajar costos.

“Hoy la tecnología permite poner delante cosas que pasarán con un grado de ajuste interesante. Hasta ahora, se rompía algo y se arreglaba, pero actualmente se puede predecir qué sucederá con las diferentes piezas, qué se debe arreglar y en qué período de tiempo, para llevarlo a cabo en un momento donde cueste menos dinero”, explicó Diego Blixen. 

Y bajo esa misma línea, reconoció que este tipo de métodos ya no son exclusivos para grandes empresas, sino que se puede aplicar tecnología con inversiones pequeñas, lo que “democratiza” el acceso para parques, en ocasiones, son de gestión local. 

Offshore

El co-fundador y CEO de Renovus adelantó que ya hay ciertos diálogos con empresas sobre parques eólicos fuera de la costa, donde la operación y mantenimiento es más costosa. Y si bien no dio nombres, sí destacó que “si en tierra es relevante, cuando sea offshore será fundamental”. 

“El tiempo dependerá de cada país, aunque demorará hasta que realmente algo se concrete. Pero ya nos estamos preparando para acompañar hacia donde va el sector”, concluyó el especialista. 

Los días 2, 3 y 4 de noviembre IMPSA organizará el “3° Seminario de generación hidráulica”, dirigido a personal de las áreas de Operación y Mantenimiento de centrales hidroeléctricas.

El mismo será dictado por especialistas de IMPSA con amplia experiencia en el tema y se llevará a cabo en la sede de la empresa en Godoy Cruz, Mendoza.

El seminario tiene como objetivo brindar conocimientos específicos y herramientas de diseño de turbinas (campo operativo, cavitación, pulsaciones de presión, empuje axial, entre otros temas); de diseño de generadores (bobinados, cojinetes, excitación y ensayos); y de los distintos sistemas de control y protección de una central.

Además, también se abordarán aspectos técnicos generales respecto al correcto funcionamiento de una central hidroeléctrica y aquellos que colaboren con la elaboración de estrategias de mantenimiento de las mismas.

Durante las tres jornadas, los participantes podrán interactuar con especialistas de IMPSA en diseño de turbinas, equipos hidromecánicos, reguladores de velocidad, generadores y sistemas de control.

Las clases teóricas estarán acompañadas de actividades complementarias en el Laboratorio Hidráulico (CIT) y en las Áreas de Producción ubicados en nuestro Centro de Desarrollo Tecnológico.

En el CIT, por ejemplo, tendrán la posibilidad de observar distintos tipos de cavitación en modelos de escala reducida; la mediciones de pulsaciones de presión para diferentes rangos operativos de la turbina y el efecto de la aireación en fenómenos cavitatorios y en pulsaciones de presión.

Quienes deseen inscribirse o quieran más información sobre el seminario pueden escribir a la dirección de mail rrii@impsa.com o consultar en el sitio web de IMPSA www.impsa.com.

El Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC), junto con Greenpeace y REN21, se complace en anunciar que Eduarda Zoghbi es la segunda ganadora del premio REvolutionaries: Premio en Memoria de Steve Sawyer

Tras el retraso de la segunda edición debido a la pandemia, el jurado quedó encantado con la enorme competitividad de las candidaturas que recibió el premio.

Este año se ha centrado en la región de América Latina, y el jurado ha examinado las candidaturas de los sectores público y privado, de una serie de soluciones de energía renovable y de la sociedad civil. El premio fue determinado por un jurado que se centró en cinco criterios clave: liderazgo, energía renovable, innovación, escalabilidad y diversidad.

Ben Backwell, director general de GWEC, dijo: «A mi amigo Steve Sawyer le apasionaba defender a los jóvenes que compartían el compromiso de GWEC con la revolución de la energía limpia. Eduarda Zoghbi comparte ese compromiso y estamos muy ilusionados por apoyar su trabajo para impulsar el crecimiento de las energías renovables en todo el mundo, especialmente en América Latina».

Los cinco pilares del premio reflejan el trabajo de Steve: liderazgo, energía renovable, innovación, escalabilidad y diversidad; es muy emocionante descubrir que Eduarda comparte su pasión por estas áreas. GWEC, Greenpeace y REN21 están muy contentos de anunciar a Eduarda como ganadora del premio de este año y están entusiasmados por ver cómo sigue floreciendo su carrera».

Eduarda recibirá su premio durante la Semana del Clima de Nueva York, en la que hablará a los estudiantes de la Universidad de Columbia junto a Ben Backwell sobre la transición energética y la secretaría de energías renovables.

Eduarda recibirá un amplio paquete de premios que hace hincapié en la inversión, el estudio y el liderazgo de pensamiento, incluyendo un premio monetario, una plataforma en eventos importantes como la COP27, así como en la energía regional como el evento de energía eólica de Brasil en octubre.

También habrá oportunidades para promover su liderazgo de pensamiento a una red global de profesionales en la industria mundial de las energías renovables.

Eduarda es actualmente la Women Leaders in Energy Fellow en el Atlantic Council, y ha completado recientemente un Máster en Energía y Medio Ambiente en la Universidad de Columbia.

Eduarda ya tiene una larga trayectoria en la promoción de la igualdad de género en el sector energético, además de estar profundamente comprometida con organizaciones climáticas juveniles como la SDG 7 Youth Constituency y la BRICS Youth Energy Agency. Eduarda también fue elegida para asistir a la COP26 en Glasgow.

Eduarda Zoghbi, ganadora de REvolutionaries, dijo: «Es un inmenso honor ser reconocida con el premio «REvolutionaries: The Steve Sawyer Memorial Award». Espero continuar el legado de Steve Sawyer democratizando el acceso a la energía en América Latina y rompiendo las barreras de género en la fuerza de trabajo de la energía. Habiendo servido en coaliciones climáticas y energéticas lideradas por jóvenes durante toda mi carrera, deseo utilizar esta plataforma para dar a conocer estas voces y promover una transición justa a través de un enfoque centrado en las personas, asegurando que los jóvenes jueguen un papel fundamental en la consecución de las metas del ODS 7 de la ONU».

Arthouros Zervos, de REN21, agrega que «la pasión y el compromiso de Eduarda para hacer de las energías renovables la norma en Brasil y en todo el continente es inspiradora. REN21 se enorgullece de formar parte del Premio en Memoria de Steve Sawyer, que apunta y eleva tal talento».

Kelly Rigg, esposa de Steve Sawyer y directora de la consultora medioambiental Varda Group, valora que «Eduarda encarna todo lo que teníamos en mente al crear este premio en memoria de Steve. No me cabe duda de que se convertirá en una líder energética al aunar su experiencia y su compromiso con el activismo.»

El marketplace Plataforma Energía anunció que se encuentra en curso el proceso para la compraventa de energía entre generadores mediante una licitación por un total de 20 bloques de 10.000 MWh/año.

El periodo de contratación del suministro se extiende entre el 1 de enero de 2025 y el 31 de diciembre de 2033.

La solicitud presentada es “a firme”, toda vez que se encuentra predefinido un procedimiento de adjudicación con precio de reserva, el cual adjudicará automáticamente las ofertas que cumplan con las bases de licitación y cuyo precio de oferta sean igual o más bajas que ese umbral, algo pocas veces visto en el mercado de transacciones privadas de energía.

“Es un mecanismo similar al que se ocupa en la licitación de clientes regulados y otorga un grado de certeza mayor al proceso, porque básicamente estás manifestando que la licitación se adjudicará sí o sí, al cumplir las condiciones, evitando con ello que todo quede en lo que comúnmente se denomina vitrineo”, explica Pablo Demarco, gerente comercial de Plataforma Energía.

El ejecutivo del marketplace destacó que en este caso “lo interesante es que el precio que se determinó, y el cual queda certificado ante notario, es un precio de mercado, lo que lo hace sumamente atractivo para los oferentes por cuanto aumenta las posibilidades de que sea adjudicado”.

“Siempre estamos innovando y en este caso buscamos fomentar el desarrollo de proyectos y otorgar oportunidades más allá de las licitaciones para clientes regulados”, resaltó Demarco.

La operación se realiza mediante el sistema de “biombo” por lo que no se conocerán los nombres del demandante ni de los oferentes de la energía solicitada hasta el momento de la adjudicación.

Sin embargo, en el caso del solicitante se informa que se trata de una suministradora perteneciente a un holding cuya clasificación de riesgo internacional es BBB+ y tiene una capacidad instalada de generación de más de 100 MW.

Sobre Plataforma Energía

Plataforma Energía es el primer y el mayor Marketplace en Chile dedicado, entre otros, a las transacciones de energía de clientes libres de todos los rubros.

La plataforma integra más del 90% de la oferta de energía en el país, y tiene por propósito, acercar a consumidores y generadores asegurando precios competitivos en todas sus licitaciones y avanzada gestión de riesgos. La compañía, fundada en 2016, cuenta con presencia activa en Chile y Perú.

La Secretaría de Energía de México (SENER) volvió a publicar el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) para el periodo 2022-2036, en el que retiró la información anual de metas de generación de energía limpia.

Asimismo, removieron la gráfica correspondiente donde se reconocía que el país no alcanzaría las metas de generación limpia (35% para 2024), sino que el incumplimiento de los compromisos ambientales se extendería hasta el 2036 y, por ende, México retrasaría su transición energética por 13 años. 

E incluso, el documento anterior detallaba que había años en el que bajaría la participación de las energías limpias en la cobertura de la demanda eléctrica y hasta disparidades de más de cinco puntos porcentuales antes que finalice la actual década. 

Pero en su lugar, el organismo que lidera Rocío Nahle, ahora menciona que sí se alcanzarán las metas de generación de electricidad con energías limpias, “de acuerdo con estimaciones internas de la SENER con datos proporcionados por la Comisión Federal de Electricidad y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)”. 

“Aunque es preciso señalar que no se modificó ninguna estimación de la incorporación de capacidad renovable de cara al 2036. Por lo que sólo si ellos quieren cumplir con los objetivos, las renovables deberían tener un crecimiento como el que tuvo de 2017 a 2019”, aseguró un consultor de Admonitor, una organización destinada a brindar transparencia del Mercado Eléctrico Mayorista. 

Como consecuencia, se mantendría la incorporación de 24598 MW en el periodo de 2022 a 2036 y la conversión de 5513 MW de potencia de centrales de ciclo combinado con una mezcla de 70% CH4 y 30% hidrógeno entre 2033 y 2036.

En tanto que el escenario al 31 de diciembre de 2025, es la incorporación de capacidad a instalar de 14,266 MW en la red nacional de transmisión y red general de distribución del mercado eléctrico mayorista, de los cuales “se espera una integración del 55% de energías limpias”. 

“Eso quiere decir que ahora sólo quitaron la gráfica y no la reemplazaron por alguna otra que refiere a la participación de energía limpia. Las pruebas no están, por lo que creo que el cambio en el PRODESEN fue por controversia política, considerando todo el contexto que atraviesa en cuanto al cambio de su política energética”, agregaron desde la entidad.

Cabe recordar que en los últimos dos años la actual administración tuvo diversos vaivenes y posturas contra las energías renovables, dado que a comienzos de su mandato canceló las Subastas de Largo Plazo (SLP) y buscó darle prioridad a centrales más contaminantes de la CFE.

Y si bien en los últimos meses López Obrador dio a conocer que se llevarán a cabo una serie de proyectos solares y eólicos, por 1854 MW de potencia, en la frontera con Estados Unidos, desde la Comisión Reguladora de Energía pareciera haber otra postura. 

¿Por qué? En lo que va del 2022, dicho organismo regulador denegó solicitudes de parques fotovoltaicos o eólicos por más de 2 GW de varias empresas, sumado a que todavía hay más 40 proyectos renovables que esperan por el permiso de generación de energía en México.

Tras diálogos entre el Ministerio de Minas y Energía, la Comisión de Regulación de Energía, Gas y Combustibles (CREG) y empresas del sector, se llegó a un acuerdo para regular las tarifas y la voluntad de empresas para renegociar los contratos en pos de beneficiar a los usuarios.

En diálogo con Energía Estratégica, Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, considera que esta intervención es oportuna debido a que “las tarifas en el último año subieron tremendamente, en algunos lugares hasta el 40%, y obviamente eso era insostenible”.

Argumenta que “la razón por la cual subieron no era económicamente justificada, sino porque el índice de actualización de las tarifas subió enormemente pero no reflejaba los verdaderos costos de la industria” marcado por la inflación interna.

“Yo creo que se hizo un buen ejercicio de concertación que va a dar como resultado una disminución de las tarifas”, remata Corredor.

En esa línea, confía que esta intervención no afecta al negocio de la autogeneración, que, aun con esta presunta reducción en las tarifas, sigue siendo atractivo.

“Es lógico que entre más altas las tarifas, se amortiza con mayor rapidez la autogeneración y es más conveniente. Pero en este caso no se trata de eso debido a semejante suba de tarifas”, considera.

Y opina: “El negocio de la autogeneración viene muy bien y yo diría que esta medida no lo afectará”.

Asimismo, para el ejecutivo de SER Colombia tampoco quedarán afectados los contratos de renovables adjudicados en las subastas.

Explica: “Lo que hizo el Gobierno es que si voluntariamente se quieren revisar esos índices con los compradores, se puede hacer. Pero eso es voluntario, porque son contratos bilaterales” dentro del mercado regulado.

“A las renovables por ahora no nos afecta”, remata el directivo.

De acuerdo a las resoluciones 701-017, 701-018, 701-019 de la CREG, publicadas el viernes pasado, la regulación de intervención de precios en las tarifas actuará por 12 meses y esto generaría que los comercializadores tengan alivios de al menos el 20% en obligaciones diferidas.

Latam Future Energy prevé la asistencia de más de 400 actores claves de los sectores público y privado de Latinoamérica en su próximo evento en Colombia.

El “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” incluirá una conferencia de alto nivel junto a sofisticados espacios de networking de dos días de duración para crear sinergias e impulsar nuevos negocios en Colombia y resto de la región.

Se convoca a todas las partes interesadas a reservar su ingreso a este evento que tendrá lugar en los salones del Hotel JW Marriott de Bogotá este 25 y 26 de octubre.

ASISTIR

Entre las tecnologías sobre las que se analizarán nuevas inversiones se destacan, además de la fotovoltaica e hidroeléctrica, la eólica y el hidrógeno verde.

En lo relativo a energía eólica se pondrá el foco sobre estrategias de inversión y financiación de proyectos, esquemas contractuales disponibles y proyecciones de la tecnología al 2030 y 2050.

Mientras que sobre hidrógeno se analizarán nuevos modelos de negocios, mecanismos para impulsar contratos, alternativas de almacenaje y transporte, suministro al mercado local y exportación de este vector energético y sus derivados.

PARTICIPAR

Destacados referentes del mercado que trabajan a diario para impulsar estas alternativas de generación y acumulación energética confirmaron su asistencia como disertantes y moderadores de paneles de debate.

Entre ellos destacamos AES Andes, Andesco, Asociación de Hidrógeno de Colombia, EDP Renovables, Marsh, Nordex Group, Óptima Consultores, Promigas y Renovus. En su representación, asistirán:

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

Alejandro Lucio – Director – Óptima Consultores

Mónica Gasca – Directora Ejecutiva – Asociación de Hidrógeno de Colombia

Alejandro Villalba – Vicepresidente de Operaciones e Innovación – Promigas

Kathrine Simancas – Directora de Energía & Gas – Andesco

INSCRIPCIÓN

La Cámara Argentina de Energías Renovables presentó el informe técnico «Biometano en las provincias de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe», mediante un webinar en el que participaron miembros de la Comisión Directiva de CADER, el equipo técnico encargado del informe y una mesa redonda provincial conformada por Sergio Mansur, secretario de Biocombustibles y Energías Renovables de Córdoba, Jorge Caminos, secretario de Desarrollo Ecosistémico y Cambio Climático de Santa Fe, Hernán Hougassian, director provincial de Transición Ecológica de Buenos Aires, Diego Rozengardt, asesor de la Subsecretaría de Energía de Buenos Aires, y Diego Roger director de Biocombustibles de la Nación.

En el informe desarrollado por CADER se estudian tres posibles usos del biometano: como complemento del gas natural, en el transporte público y en redes aisladas. Utilizar biometano como complemento del gas natural y en reemplazo del gasoil en el transporte público, sólo en las provincias de Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires, tiene el potencial para impulsar la construcción de 324 plantas, con una inversión total de USD 2.170 millones y la creación de 3.240 empleos directos y 8.368 indirectos en la operación de las plantas.

Sin embargo, uno de los principales impactos es ambiental, ya que se ahorran emisiones. Si se suman el ahorro de emisiones de combustibles fósiles, de efluentes y el reemplazo de fertilizantes, se podrían ahorrar 4.665 millones de kg de dióxido de carbono equivalente por año, sólo en estas tres provincias analizadas.

Uso como complemento del gas natural

Por ejemplo, de acuerdo con el estudio de CADER, la meta de alcanzar el 5% del consumo de Santa Fe en 2032, implicaría captar el 19% del crecimiento del consumo, construyendo 42 plantas en 10 años, con una inversión total de USD 280 millones, la creación de entre 65 y 106 empleos anuales en la construcción, y alcanzar 418 empleo directos en operación y 1.077 indirectos e inducidos. En términos ambientales y por año, se ahorrarían 378 millones de kgCO2 por reemplazo del gas natural, 187 millones de kgCO2 por el tratamiento de efluentes y 19 millones de kgCO2, por sustitución de fertilizantes inorgánicos. 

Uso en el transporte público

Otra alternativa de uso es el BIO-GNC en el transporte público, es decir, biometano comprimido para utilizar en los colectivos urbanos. El Gas Natural Comprimido (GNC) es una tecnología difundida, conocida y probada en Argentina, con una flota de 1.750.386 automotores habilitados a nivel nacional.

Se podría reemplazar el 100% del consumo de gas oil del transporte urbano de pasajeros, por BIO-GNC. Con la producción de BIO-GNC se reemplaza el uso de gas oil importado, por un combustible renovable, con menores emisiones y producido localmente, generando empleo, inversiones y actividad económica. Por otro lado, se da un tratamiento a los efluentes de las actividades pecuarias, reduciendo la contaminación, los olores y las emisiones de CO2.

En el caso de la provincia de Córdoba podría reemplazar el 100% del gasoil consumido por el transporte público urbano de pasajeros. Esto implicaría la construcción de 7 plantas de BIO-GNC, con una inversión de USD 49,7 millones, la creación de 148 puestos de trabajo en la construcción y 266 puestos de trabajo directo e indirecto en la operación y mantenimiento. De esta manera, se lograría una sustitución para la provincia en “importación” de gas oíl de USD 26,4 millones por año y un ahorro de 125,4 millones de kg de CO2 anuales de emisiones, de acuerdo con los datos estimados por CADER.

Uso en redes aisladas

Según el informe elaborado por CADER, en el país hay varias decenas de redes aisladas de gas, abastecidas con GLP indiluido vaporizado o con GNC, en ambos casos se traslada el gas por camión a una estación en la localidad y luego, se distribuye por una red aislada. Este sistema busca reemplazar el uso de GLP por garrafas cuando la red de gas natural no llega a las localidades.

En la provincia de Buenos Aires hay 40 localidades abastecidas con GLP, GNC o GNP, 8 a cargo de la distribuidora y 32, de la subdistribuidora. En muchos de estos casos, se podría generar una transición de estos sistemas al BIO-GNC, no sólo debido a los impactos positivos que se mencionaron, sino también porque el GLP es más costoso que el gas natural, aunque está subsidiado.

El BIO-GNC podría ser generado directamente en las localidades que hoy utilizan GLP o GNC, dado que la mayoría tienen importante actividad agrícola y pecuaria. Así, se reemplaza un combustible más caro y contaminante, por un combustible renovable producido localmente, generando inversiones, empleo y actividad económica de manera local. En los casos donde el biometano se produce directamente en la localidad que tiene red aislada, el costo es menor que el BIO-GNC, porque no hay necesidad de comprimirlo ni trasladarlo, se puede inyectar directamente. Para tener una dimensión, el consumo de gas de Villegas equivale a dos plantas modelo (24.000 m3/día) y el de Ameghino cerca de una planta y media.

Alberto Fernández criticó la forma en la que se les exige a varios países de la región que adopten medidas aceleradas de transición energética, como así también la dificultad para conseguir financiamiento para impulsar la transición energética a partir de fuentes renovables. 

“Los países centrales convocan a trabajar en favor de una solución al cambio climático, a la emisión de carbono, pero ni el Caribe ni América del Sur ni África fueron los causantes de esta crisis porque no somos emisores de la huella de carbono”, sostuvo durante una conferencia de prensa en Estados Unidos

“A la hora de resolver el problema, nos exigen igual que a todos y no nos dan los recursos que deberíamos merecer porque somos acreedores ambientales en el mundo del presente”, agregó.  

Y si bien reconoció que los países de la región deben virar hacia la instalación de más energías renovables, como la solar y eólica, el desarrollo del hidrógeno verde y la producción de litio, lanzó preguntas retóricas sobre las complicaciones económicas existentes para lograr avanzar con los proyectos. 

“¿Por qué nos exigen del mismo modo si no fuimos los causantes del problema? ¿Quién financia todo eso en nuestros países? Porque al fin y al cabo somos los que aportamos el pulmón del mundo, manifestó. 

“Trabajamos para garantizar que el camino de sostenibilidad ambiental y seguridad alimentaria y energética sea posible. Pero todo esfuerzo será vano si no transitamos ese camino en un marco de desarrollo económico y social más equitativo”, amplió bajo la misma idea durante un evento de la Organización de las Naciones Unidas (ONU). 

Sin embargo, también destacó que Argentina tiene las condiciones para seguir desarrollando las renovables y que seguirá presente para contribuir y enfrentar el desafío de acceder a la energía “en condiciones de seguridad y previsibilidad” 

Aunque dentro del término “energías limpias”, también incluyó al gas natural como fuente que permitirá reducir las emisiones de carbono durante la transición energética y no brindó detalles sobre planes a futuro para la fotovoltaica, eólica o las bioenergías, entre otras tecnologías renovables. 

Y cabe recordar que Argentina aún se encuentra por detrás de las metas de la Ley Nacional N° 27191 que establece que para el 2021 se debía alcanzar, como mínimo, el 16% del total del consumo propio de energía eléctrica, con energía proveniente de las fuentes renovables. Mientras que al 2025, la normativa proyecta la participación del 20%. 

Aunque también se debe aclarar que, en los últimos meses, el gobierno tomó algunas medidas para favorecer a las energías verdes, como la modificación de algunos puntos y mecanismos del Mercado a Término (MATER), la liberación de los contratos truncados del Programa RenovAr o la convocatoria a Manifestaciones de Interés que permitan incorporar más renovables y almacenamiento en el SADI.

Llamado al que se presentaron exactamente 491 emprendimientos de infraestructura, que suman un total de 14418 MW en múltiples zonas del país y tecnologías, pero que todavía se desconoce cómo actuará el gobierno en función de dicho interés. 

Latam Future Energy (LFE), alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam que promueve espacios de diálogo sobre la transición energética en la región, presenta un nuevo evento. Se trata del “Andean Renewable Summit 2022” que se llevará a cabo este 25 y 26 de octubre en la ciudad de Bogotá.

Más de 50 líderes del sector serán panelistas de este gran encuentro, generando muchas expectativas positivas en el sector público y privado regional que tiene excelentes referencias de este evento.

ASISTIR

Y es que, Latam Future Energy vuelve a Colombia tras el éxito que marcó su megaevento físico en el año 2021 (ver detalle). Además, Colombia será el broche de oro para cerrar la gira de eventos por toda la región latinoamericana que acumula más de 1500 participantes presenciales durante este 2022.

Renovando la oferta de eventos para el mercado colombiano, en esta oportunidad LFE pondrá foco en las oportunidades que habrá para el sector renovable ante el inicio en la gestión pública de nuevas autoridades de gobierno.

Por eso, en los paneles de debate que habrá se abordarán las tendencias y perspectivas de las inversiones de energías renovables en Colombia.

PARTICIPAR

En concreto para el rubro solar, se analizará el estado de la fotovoltaica en Colombia y nuevos desarrollos en el contexto político actual; se debatirá sobre innovación en la tecnología, el desarrollo y la construcción, como aliados de la competitividad solar en la región andina; soluciones necesarias para la expansión del sector solar en Colombia tanto para proyectos utility scale como para generación distribuida y almacenamiento energético.

Ya confirmaron su participación empresas como Array Technologies, Growatt, Ingeteam, JA Solar, Jinko Solar, MPC Energy Solutions, Power Electronics, Powertis, Risen, Solis, Soltec y Sungrow. En su representación asistirán:

Gonzalo Feito – Director Región Andina – Sungrow

Raúl Morales – CEO – Soltec

Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt

Victor Soares – Sales Engineer LATAM – JA Solar

Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis

Héctor Núñez – Director Comercial LATAM – Power Electronics

Felipe Morales – Country Manager Colombia – Risen

Juan Carlos Ruiz – Regional Manager – Powertis

Juan Camilo Navarrete – Sales Manager Colombia – Jinko Solar

Oriol Brunet – Gerente de América Latina – Ingeteam 

Javier Jiménez Rico – Director – Global KAM and Latam – Array Technologies

Fabián Hernández – Project Manager – MPC Energy Solutions

INSCRIPCIÓN

En la sede de la empresa estatal pampeana la presidenta de Pampetrol, María Roveda, recibió al Gobernador; al intendente de Victorica, Hugo Kenny; al secretario de Energía y Minería, Matías Toso; y a funcionarios provinciales; acompañada por los integrantes del directorio: Julio Bargero, Luis Campo, Carlos Santarossa y Hugo Pérez.

Desarrollar la Provincia
El mandatario pampeano agradeció la invitación y destacó que “actos como este atraviesan la política, a las distintas instituciones provinciales y a una empresa arraigada ya en la sociedad pampeana. Pampetrol es una empresa de todas y todos los pampeanos, en ese sentido trabajamos en conjunto. Más allá de los intereses políticos partidarios que podamos tener, coincidimos en que lo más importante es desarrollar la provincia de La Pampa. Estamos dando hoy un paso muy importante en materia energética”.

Una ventaja comparativa para la producción
Ziliotto resaltó que uno de los principales ejes que tiene la Ley de Desarrollo Energético de La Pampa es “buscar la soberanía energética, eso nos daría un posicionamiento distinto en el que el precio, la disponibilidad, la calidad y la cantidad de la energía, se consoliden como una ventaja comparativa que podamos ofrecer como Provincia a la inversión productiva que tanto necesitamos”.

Transición energética
El Gobernador finalizó remarcando que esto permitirá avanzar hacia la transición energética de fósiles a renovables. “Es un gran paso. El hecho de haber tenido oferentes, en el marco de una convocatoria pública, también nos dice que estamos en el camino correcto”.

Una inversión de 7 millones de dólares
La licitación forma parte del Plan Estratégico de Energía, que lleva adelante el gobernador de La Pampa, a través de la Secretaría de Energía y Minería, en el que Pampetrol tiene el rol de ser el brazo ejecutor de la transformación de la matriz energética pampeana a través de la generación de energías limpias.
La presidenta de Pampetrol, María de los Ángeles Roveda, destacó que los puntos centrales de la licitación son “la construcción, desarrollo y puesta en marcha de un Parque Solar Fotovoltaico que se ubicará en la localidad de Victorica y tendrá una capacidad de generación de 7MWA de potencia nominal. La inversión se valúa en unos 7 millones de dólares”.
Y agregó que “la empresa que resulte adjudicataria deberá garantizar durante 12 meses la productividad del Parque y una vez comprobado esto, Pampetrol se hará cargo de llevar adelante la operación y mantenimiento de la planta”.

Las propuestas
En el acto de apertura la presidenta de Pampetrol, en presencia del escribano de Gobierno, Martín Ellal, constató que en el mail indicado para la presentación de ofertas se recibieron cuatro propuestas con archivos 1 y 2 conforme a lo requerido en el pliego pertenecientes a las empresas INGALFA S.A.; Ambiente y Energía S.A.S.;  Teyma Abengoa  y Powerchina Ltd. Sucursal. La comisión evaluadora, integrada por Hugo Pérez, Laura Giumelli, Alejandro Vicente, Carlos Santarrosa y María Roveda, será la encargada de evaluar las ofertas y emitir dictamen, para luego notificar la adjudicación de la licitación con fecha 29 de septiembre, y finalmente firmar el respectivo contrato el 3 de noviembre de 2022.

Digitalización
La modalidad de presentación de ofertas resulta innovadora y acompaña el proceso de despapelización que se está llevando adelante desde el Gobierno provincial. Esta propuesta requería que las ofertas fueran enviadas a una casilla de correo electrónico, creada al efecto, adjuntando en documentos diferenciados las propuestas técnicas y económicas”.

Días atrás, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil reprogramó la Subasta de Nueva Energía A-5 (LEN A-5) para el viernes 14 de octubre, luego de detectar «incongruencias en el sistema de gestión” y poco después de cancelar la LEN A-6.

Ante ello, Energía Estratégica se contactó tanto con la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEolica) como con la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) para conocer qué se puede esperar tras estas decisiones y cómo impactan en el sector. 

“Ninguna cancelación es buena. Aunque también entendemos que el hecho de cancelar la subasta A-6 por falta de demanda, significa que hay una incertidumbre de aquí a seis años por parte de las distribuidoras, que son las responsables finales de la declaración de demanda y quienes contratan energía en estos procesos”, sostuvo Márcio Trannin, vicepresidente da ABSOLAR.

Bajo esa lógica, planteó que existen ciertos factores que contribuyen a esa incertidumbre, como la apertura del sector, la migración hacia diversas tecnologías en el mercado libre o las últimas consultas públicas vinculadas con temas energéticos. 

“Otro punto importante es la generación distribuida, que crece muy fuerte como opción de los consumidores para salir de un mercado cautivo. Por lo surge el interrogante de cuánto se reducirá el mercado de los distribuidores. Hay muchos factores de incertidumbre en el futuro, como también las muchas oportunidades que tendrán los grupos que son demasiado pequeños como para la LEN A-3 o LEN A-5, por ejemplo”, detalló el especialista. 

“Hay un mercado libre cada vez más urgente, lo que quiere decir que la subasta perderá protagonismo en la expansión de cualquier tecnología, no solo la fotovoltaica. Pero la solar tiene una oportunidad muy interesante a través del mercado libre porque es la tecnología más competitiva que existe en Brasil en estos días”, agregó.

Mientras que Elbia Gannoum, CEO de ABEEolica compartió la idea y reconoció que fue una “sabia decisión”, considerando que la falta de declaración por parte de las empresas distribuidoras de Brasil.  

“Además, la decisión de cancelar la Subasta para Contratación de Reservas de Capacidad es acertada, por lo que hay tiempo para completar los estudios que se están preparando para posibilitar un evento guiado por la neutralidad tecnológica. Es importante aclarar que la “neutralidad tecnológica” es una agenda defendida por ABEEólica, que entiende este criterio como una evolución necesaria para las subastas”, explicó.

Cabe recordar que la LEN A-5 tuvo récord récord de ofertas de suministro, ya que registró 2044 proyectos de energía limpia por un total de 830005 de potencia entre todas las tecnologías presentadas. 

Allí, los proyectos solares fueron los más interesados, con 1345 parques fotovoltaicos inscritos por 55822 MW de suministro; seguido por la energía eólica, con 574 centrales de generación que tendrían una capacidad de 23156 MW. 

Y si bien una de las dos subastas previstas para este mes fue cancelada y la otra aplazada, el gobierno de Brasil ratificó las Subastas de Energía Existente A-1 y A-2, que se llevarán a cabo en el último mes del año, precisamente el viernes 2 de diciembre, siempre y cuando exista interés por parte de las entidades involucradas. 

Farid Mohamadi, Jefe de Ventas para Colombia, Centro América y el Caribe de Enercon, fue una de las decenas de panelistas que pasaron por el evento Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit de Latam Future Energy.

Allí el ejecutivo indicó que en Latinoamérica “hay muchos regímenes de vientos”, por lo tanto cada perfil requiere de un aerogenerador particular para aprovechar de mejor manera el brío del viento.

No obstante, reveló que el producto más utilizado más sofisticado y utilizado en Latinoamérica es el E-160, de 160 metros de diámetro de rotor y casi 6 MW de potencia. Confió que este tipo de máquinas actualmente se están instalando en Chile.

Consultado sobre la tendencia de los equipos, Mohamadi observó que el salto tecnológico suele ir por aerogeneradores cada vez más grandes, capaces de producir más energía y reducir los costos del MWh.

“Creo que la tendencia es de aerogeneradores de más de 150 metros -de diámetro de rotor- y tratando de adaptar la potencia con la tecnología”, opinó, al tiempo que calculó que en algunos años nos encontraremos con equipos de 6 a 7 MW con 180 metros de diámetro de rotor.

Y opinó que, en ese sentido, la eólica marina (offshore) tomará la delantera, con aerogeneradores de 15 MW, con diámetros de rotor por encima de 200 metros.

Sin embargo, comentó que desde Enercon están trabajando en soluciones paralelas que puedan lograr mejorar la eficiencia de las máquinas eólicas en tierra.

“Tenemos la fortuna de disponer de un sistema de control de ráfagas que se llama ‘Storm Control’ y permite poder colocar aerogeneradores muy grandes, de más de 150 metros de diámetro de rotor, en sitios donde en teoría el viento solo permitiría instalar pequeños aerogeneradores”, destacó el especialista.

Sin embargo, reconoció que en esa carrera de agrandar las máquinas, “una limitante es la logística”.

Mohamadi sostuvo que no es nada sencillo transportar aspas de 80 a 90 metros de longitud. “Estamos trabajando en algunas soluciones con unas grúas escalantes que nos podría permitir instalaciones en lomas o bosques, pero sigue siendo un reto a sortear”, reveló el Jefe de Ventas para Colombia, Centro América y el Caribe de Enercon.

El Global Wind Energy Council (GWEC) impulsará la contratación bilateral entre privados para que las energías renovables tengan una mayor penetración en las matrices energéticas de los países del mundo. 

Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del GWEC, destacó que la intervención pública hacia procesos de contratación regulada deja de ser “tan estrictamente necesaria” debido a que la energía eólica se volvió la fuente más competitiva de generación en los mercados más maduros que ya poseen renovables. 

“Esto trae un cambio de la puesta en marcha de los proyectos, ya sea a través de contratación pública o, lo que promovemos, la bilateral privada ya que es la más competitiva porque un consumidor elegirá la más barata. Y si encima es renovable, mejor”, sostuvo durante el segundo día del Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit, organizado por Latam Future Energy. 

“Por ende, se deben habilitar caminos y fórmulas regulatorias de contratación para que los proyectos salgan adelante. Y por eso impulsamos mercados privados, la estandarización de contratos, como también la perspectiva de tiempo que se necesita para ello”, agregó. 

Y si bien puso como ejemplo al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina, donde ya se asignaron 1723,3 MW con prioridad de despacho (1197,71 MW son eólicos), manifestó que dicho país, y otros de la región, todavía requieren de licitaciones y llamados públicos para brindar señales positivas a los inversionistas en cuanto a que existe una intención concreta de cumplir los objetivos de consumo de energías limpias. 

Omar Paganini: «Se deben aprovechar los contratos entre privados»

Bajo esa misma línea, el presidente LATAM del GWEC planteó que “en Argentina se ralentizó el desarrollo de proyectos en la última legislatura, pero es importante señalar que es diferente a lo sucedido en otros países”. 

“Quizás no se construyó sobre lo que ya estaba y al ritmo deseado, pero hay aspectos importantes en la arquitectura regulatoria que quedaron como elementos propicios para la continuidad de proyectos, como el MATER, que permite confiar en que si se produce una visibilidad mucho más clara de la planificación energética para los próximos años, podría volver a recuperar tracción y convertirse en el mercado que era”, detalló. 

Incluso, reconoció que si bien hay países donde los cambios de política energética se apartan de los compromisos ambientales, como por ejemplo México, desde hace unos años existe un “realineamiento” en LATAM que “se debería” traducir en una mejora de los marcos energéticos. 

“Hay mercados como el de Chile que de acá a unos años demuestra un impulso enorme. Mientras que en Perú vemos que hay una necesidad importante de alinear política ambiental con la energética y de mejorar el marco regulador que proporcione una señal de certidumbre y de largo plazo”, declaró.

GWEC y GSC plantearon en conjunto políticas a favor de la eólica y solar

¿Cuánto puede crecer la energía eólica en Latinoamérica y el Caribe? Esta fue una de las tantas preguntas que se abordaron durante el evento de LFE, a lo que Ramón Fiestas contestó que “la región se estabiliza en torno a 5 GW instalados por año”, según los registros dados hasta el año pasado. 

“Pero este 2022 esperamos repetir cifras o mejorarlas. Confiamos que la tendencia siga en los próximos años, sino que también se incremente porque observamos que la ambición climática es uno de los ejes fundamentales del desarrollo de las renovables en la región”, aclaró. 

Recientemente, el equipo de Ventus ha superado de manera exitosa la auditoría externa que permitió a la empresa alcanzar la certificación de su Sistema de Gestión de Activos, bajo los requisitos de la norma ISO 55001 de “Gestión de Activos”, para los procesos de Operación y Mantenimiento de Plantas Solares en Colombia.

Certificarse bajo la norma ISO 55001 implica garantizar el desarrollo de una gestión proactiva durante el ciclo de vida de los activos. En este marco, Ventus afianza su compromiso de trabajo para la optimización de los activos y reducción del costo total del activo, cumpliendo con los requisitos de seguridad y rendimiento necesarios para las inversiones renovables que llevan adelante nuestros clientes en Colombia.

Esta nueva certificación impulsa a Ventus a continuar afianzando una cultura de mejora continua que le permita ser más eficiente y eficaz, reduciendo riesgos a través de una operación y mantenimiento adecuados, logrando un aumento del valor de los activos de nuestros clientes y volviéndolos más productivos.

En la actualidad Ventus es la empresa que más MW solares construye en Colombia, contando con más de 300 MW solares instalados para las empresas de energía más importantes de este país, como AES, Celsia, Ecopetrol y Greenyellow.

La empresa opera y mantiene 5 plantas solares y, sobre el final de este año, serán 12 los proyectos solares que gestionará el equipo de Ventus en Colombia.

“Estamos orgullosos de poder continuar avanzando en el desarrollo de nuestra operativa aquí en Colombia, siendo una de las primeras empresas en nuestro rubro en poder ofrecer a nuestros clientes la seguridad, el cuidado y el aumento de rentabilidad de sus activos renovables.

Desde Ventus seguiremos trabajando para apoyar a nuestros clientes en la construcción, la operación y el mantenimiento de sus activos renovables”, comentó Victor Tamayo, Country Manager de Ventus en Colombia.

La Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) se prepara para convocar a licitaciones de corto y largo plazo, inicialmente estas se plantean para cubrir el suministro entre 2023 a 2025 y entre 2026 a 2040, respectivamente.

La Secretaria Nacional de Energía (SNE), encargada de las políticas energéticas del país, en conjunto con la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP), en calidad del Regulador del Mercado Eléctrico, estarían analizando este tema basándose en la normativa vigente aplicable.

De allí que ETESA en coordinación con la SNE y la ASEP estaría pronta a lanzar los pliegos para conocimiento de todas las partes interesadas.

“Creemos que a más tardar a finales de septiembre dichas autoridades definan el inicio de ambos procesos”, señaló el Ing. Carlos Mosquera, gerente general de ETESA, en exclusiva para Energía Estratégica. 

Al respecto, es preciso aclarar que la ASEP es la encargada de revisar y aprobar el Pliego de Cargos suministrado por ETESA y que, con esa aprobación, ETESA quedará facultada legalmente para realizar las Licitaciones Públicas.

Tras su publicación oficial, desde la estatal comunicaron a este medio que prevén que los potenciales proponentes cuenten con un periodo de consultas al Gestor (ETESA) por lo indicado en el Pliego de Cargos aprobado por la ASEP.

De ese modo, los interesados en participar como proponentes podrán prepararse oportunamente a los próximos hitos del proceso como el Acto de Concurrencia (día de la presentación de las ofertas).

¿Qué fuentes de generación participarían de estas licitaciones? Por lo pronto, desde ETESA plantean que compitan todas las tecnologías de generación en la República de Panamá.

Ahora bien, se restringiría la participación sólo a centrales que ya se encuentren construidas: “solo podrán participar plantas existentes dentro de la República de Panamá”, confirmó el Ing. Carlos Mosquera, gerente general de ETESA.

Y consultado finalmente sobre cuánta capacidad analizan contratar para una y otra convocatoria, el Ing. Mosquera señaló:

“De acuerdo con las proyecciones de demanda, ETESA en conjunto con los distribuidores establecen las cantidades a contratar. Dichos montos están siendo revisados pendiente a un resuelto de la Secretaría Nacional de Energía y posterior aprobación de la ASEP para su posterior publicación”.

Repercusiones en la industria por anuncios de licitación de corto y largo plazo en Panamá

El Coordinador Eléctrico Nacional informó la adjudicación de 12 de las 6 obras nuevas y 9 obras de ampliación –un total de 15 proyectos-; tres de ellas se declararon desiertas.

Empresa de Transmisión Eléctrica (Transeme) se adjudicó la obra Nueva S/E Seccionadora Buli, por 593.768 dólares; y dos obras más por 1.367.782 dólares: Nueva S/E Seccionadora Buenavista y Seccionamiento Línea 1×66 kV Teno –Curicó en S/E Rauquén 66 kV (BS).

Interconexión Eléctrica (ISA), por 14.658.000 dólares, se quedó con un total de tres proyectos: Nueva S/E Seccionadora Nueva Lagunas y Nueva Línea 2×500 kV Nueva Lagunas –Kimal; y las ampliaciones Aumento de Capacidad Línea 2×220 kV Tarapacá -Lagunas, Tramo Nueva Lagunas –Laguna; y Ampliación en S/E Kimal 500 kV (IM).

Celeo Redes Chile se quedó con cuatro obras por 4.635.455,52 dólares: Nueva Línea 2×220 kV Don Goyo -La Ruca; y las ampliaciones: Ampliación en S/E Don Goyo 220 KV (BPS+BT); Aumento de Capacidad Línea 2×110 kV La Ruca –Ovalle; y Ampliación en S/E La Ruca 110 kV (BPS+BT), Nuevo Patio 220 kV (IM) y Nuevo Transformador (ATAT).

Engie, con 1.011.634, se quedó con dos obras: Nueva S/E Seccionadora Totihue y Nueva Línea 2×66 kV Totihue –Rosario; y con la Ampliación en S/E Rosario 66 kV (BS).

Las 12 obras adjudicadas lo hicieron por un Valor Anual de Transmisión por Tramo (VATT) de 22,3 millones de dólares para obras nuevas, y un Valor de Inversión (VI) de 21,5 millones de dólares para obras de ampliación.

Los proyectos corresponden al proceso de licitación pública internacional de obras de nuevas contempladas en el decreto exento N°229/2021 y de obras de ampliación contempladas en el decreto exento N°185/2021, ambos del ministerio de energía.

El detalle de esta información se podrá descargar en el siguiente enlace web: https://www.coordinador.cl/desarrollo/documentos/licitaciones/nuevas/2021-obras-nuevas-decreto-n-229/

Sin dudas la administración de Gobierno saliente, de Iván Duque, le permitió a Colombia dar un salto importante hacia las energías renovables. En dos subastas a largo plazo adjudicó 2.888 MW eólicos y solares.

Además, sumando otras convocatorias, contratos entre privados (PPA) y proyectos de autogeneración, hay un total de 4.500 MW eólicos y fotovoltaicos con posibilidades de avances concretos.

No obstante, la potencia operativa de estas fuentes en Colombia no llega a los 1.000 MW, número bajo si se tiene en cuenta que la matriz eléctrica es de casi 18.000 MW.

Durante el día 2 del evento de Latam Future Energy “Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit” Felipe de Gamboa, Country Manager Colombia de EDPR, valoró: “Los pasos que se dieron son los correctos. Vamos muy bien encaminados. Pero ahora viene cómo ponemos esa capacidad en funcionamiento”.

El ejecutivo puso el foco sobre la negociación de las consultas previas con los dueños de los territorios, que muchas veces se extiende al punto que se terminan truncando los proyectos.

“Creemos que el Gobierno tiene que ayudarnos un poco a manejar el tema de las comunidades para que sea un poco menos volátil”, consideró el ejecutivo.

Recordó que EDPR está en construcción de los parques eólicos Alpha, de 212 MW, y Beta, de 280 MW, ambos adjudicados en la subasta de renovables del 2019 y ubicados en La Guajira. Pero señaló que para poder avanzar tuvieron que negociar con 69 comunidades que habitan en el área de influencia de los proyectos.

De este modo, de Gamboa advirtió sobre la complejidad de avanzar con emprendimientos en ese departamento a pesar reconocer que “es difícil encontrar en otra parte del mundo un viento mejor”.

Concluyó: “El foco tanto del Gobierno, como de los privados y la sociedad civil tiene que ser materializar la capacidad instalada en La Guajira; ahí está el reto más importante”.

Uruguay volvió a poner foco en abrir el mercado a las inversiones extranjeras para afrontar su segunda transición energética, impulsar aún más las renovables en el país como así también los desafíos vinculados a la electromovilidad y el hidrógeno verde. 

Ante ello, el subsecretario de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Walter Verri, deslizó que será fundamental la participación europea en el desarrollo de estas tecnologías y parques de generación, con tal de alcanzar los objetivos establecidos en la planificación energética y posicionarse como un actor relevante en el mercado mundial. 

“El hidrógeno se está consolidando en nuestro radar de gobierno y para tener un desarrollo amplio del mismo en el futuro, debe hacerse con inversiones. Por lo tanto, si en la primera transición las inversiones europeas fueron importantes, en esta segunda seguramente serán muchísimo más necesarias”, sostuvo. 

“Estamos en un momento oportuno para pensar de que necesitamos acentuar los lazos, en las inversiones y negocios que podamos hacer juntos”, agregó el funcionario durante una conferencia de prensa. 

¿Por qué? Uruguay tiene la mirada puesta en ser productor exportador neto del hidrógeno verde, por lo que en su hoja de ruta del H2V puso el objetivo de 20 GW renovables y 10 GW de electrolizadores al 2040.

Omar Paganini: «Se deben aprovechar los contratos entre privados»

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

De esa capacidad renovable, el 4% de las empresas de capitales de la Unión Europea establecidas en Uruguay se desempeñan en el sector de energía, de las cuales 14 compañías tienen proyectos eólicos y otras 2 centrales fotovoltaicas, según informaron durante la conferencia. 

“Los proyectos greenfield registrados desde el año 2006 son 334, entre todos los sectores. Pero aquellos referidos a energías renovables, hay 8 de capitales españoles, 6 alemanes, 2 franceses y 2 italianos”, aseguró Inés Bonicelli, vicedirectora ejecutiva de Uruguay XXI. 

Asimismo, la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) sigue adelante con el modelo de inversiones en energía eólica offshore para producir hidrógeno verde en cuatro regiones de aguas jurisdiccionales del país. 

Incluso, meses atrás, desde la propia entidad reconocieron que ya hubo más de cuarenta empresas interesadas y que cada bloque de 500 km2 tiene un potencial medio de 3,2 GW de potencia.

“Le damos la posibilidad de transformarse, de pasar de una empresa que hoy es netamente de refinación de combustibles fósiles a avanzar en las renovables y pueda ser generador de H2V. Para eso, establecimos un artículo que le da esa competencia, que no es un régimen de monopolio”, afirmó Verri. 

El ministro de Energía y Minas, Xavier Vera Grunauer, destacó la importancia del cierre de esta etapa, ya que con la suscripción del contrato de concesión la empresa adjudicataria invertirá en el país USD 144,38 millones, para la generación de energía limpia y amigable con el ambiente.

El proyecto fotovoltaico “El Aromo” -cuya capacidad será de 200 MW (Megavatios)- fue adjudicado en diciembre de 2020 a la promesa de consorcio SOLARPACKTEAM, como resultado de un Proceso Público de Selección (PPS) que contó con 7 empresas precalificadas, de las cuales 3 presentaron ofertas.

En aplicación del Decreto Ejecutivo 1190 y las normas técnicas emitidas este año por el Ministerio de Economía y Finanzas, se espera la emisión del Dictamen de Sostenibilidad y Riesgos Fiscales, lo que permitirá asegurar que la participación privada sea debidamente considerada y registrada en el contexto de la sostenibilidad fiscal.

El trabajo del Ministerio de Energía y Minas y la colaboración interministerial, permitirá que el Estado delegue a la empresa privada la inversión, diseño, construcción, operación y mantenimiento del proyecto, con el propósito de lograr un servicio eléctrico seguro, confiable y accesible para los ecuatorianos.

Jaime Solaun de Solarpack: «Nunca vimos una licitación tan peleada como en la central solar El Aromo»

Matrix Renewables ha adquirido una cartera de proyectos de energía solar de 4,6 gigavatios (GW) ubicados en varios territorios del centro de Estados Unidos, además de firmar un acuerdo de colaboración más amplio con los socios iniciales del proyecto, SolarStone Partners, informó la plataforma global de energías renovables respaldada por TPG Rise, que no precisó el importe de la operación.

La firma indicó que la transacción le dota de una amplia cartera de proyectos de energías renovables en Estados Unidos, así como la oportunidad de desarrollar proyectos adicionales con SolarStone Partners.

Matrix Renewables y SolarStone desarrollarán en conjunto su porfolio de 4,6 GW mientras exploran y crean oportunidades adicionales en los diferentes mercados de Estados Unidos.

La responsable para Estados Unidos de Matrix Renewables, Cindy Tindell, destacó que ambos grupos trabajarán «en conjunto» en el desarrollo de este porfolio y esperan «con grandes expectativas» su colaboración en nuevas oportunidades en el país.

De esta manera, Matrix Renewables continúa aumentando su presencia en Estados Unidos, con un equipo en crecimiento y posicionándose en energías renovables en Norteamérica, Europa y América Latina.

La cartera actual del grupo se compone de 2,3 GW de proyectos solares, eólicos y de almacenaje, tanto operacionales, como en construcción o ‘ready to build’, junto a una cartera en desarrollo de otros 7,3 GW. Cohn Reznick Capital y Norton Rose Fullbright ejercieron como asesores financieros y legales de Matrix Renewables.

Miércoles 19 de octubre, de 12 a 12.30 horas, es la cita que acaba de fijar Derivex para su primera gran subasta de energía. Las ofertas podrán ser por meses y años, y por bloques horarios.

“Los participantes podrán hacer una fijación de precios para los meses de octubre, noviembre y diciembre de este año; y para el 2023 y 2024”, precisa Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, en diálogo con Energía Estratégica.

Considerando las ventajas comparativas para los comercializadores que tienen los contratos que se ofrecerán en la subasta respecto a otros mecanismos, como los PPA privados o ir a buscar energía a la bolsa, para Tellez la convocatoria será buena.

“Ante la incertidumbre en la bolsa de energía, por cuestiones como lo que está ocurriendo con El Guavio -central hidroeléctrica más grande de Colombia que está operando al 20%: con 255 MW de los 1.260 MW de su capacidad instalada-, uno podría prever que los precio podrían subir, porque habría que producir con termoeléctricas que es más costoso”, observa el directivo.

E indica: “Entonces fijar un precio de la energía en la subasta, a partir de contratos futuros de energía, permite eliminar la incertidumbre de cuál va a ser ese precio que se va a formar en la bolsa. Es decir, se puede fijar desde ahora el precio que se pagará a futuro, eliminando incertidumbres en la volatilidad de los precios, donde se presume que aumentarán”.

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

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

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

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

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

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

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

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

Más renovables

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

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

No obstante, Tellez advierte que “para tener validez estos contratos deberán celebrarse a un mínimo de 10 años, según indica la norma. Pero eso es algo que tenemos que hablar con el Ministerio –de Minas y Energía- porque en este momento Derivex es un mercado que tiene como máximo 6 años de contratación”.

Explica que por el formato y la naturaleza de mercados como el de Derivex, que son estandarizados, “no hace sentido tener un mercado porque esos contratos a 10 años son más líquidos y aumentan el riesgo”.

Por tanto, el ejecutivo adelanta que próximamente manifestarán esta inquietud a la cartera que comanda Irene Vélez para que se flexibilice esa exigencia.

Se dio a conocer que la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (Etesa) en coordinación con la Secretaría Nacional de Energía (SNE) iría a convocar próximamente a licitaciones de corto y largo plazo.

El objeto de estos mecanismos sería poder asegurar contratos de suministro de energía a los precios competitivos del mercado.

Según adelantó a la Prensa Carlos Mosquera, gerente general de ETESA, la primera convocatoria involucraría el suministro de electricidad a corto plazo entre 2023 a 2025, para lo cual se convocaría a centrales que estén operando en el mercado.

Por otro lado, la licitación a largo plazo estará destinada a contratos de suministro entre 2026 a 2040 en las que sí podrían participar centrales nuevas además de las existentes.

Haciéndose eco de aquella exclusiva de Wilfredo Jordán, Energía Estratégica se comunicó con ETESA verificando la veracidad de aquello.

A la espera de una declaración de un portavoz de la empresa estatal, este medio de noticias se comunicó con un miembro del Sindicato de Industriales de Panamá (SIP) para conocer la recepción que hubo en el sector eléctrico tras el anuncio de próximas licitaciones.

¿Cuál es el escenario ahora? «Estamos en una especie de limbo», advirtió Nanik Singh. Desde la perspectiva de este miembro del SIP, las «demoras en la construcción de megaproyectos a gas e irregularidades en sus contratos» ponen un manto de incertidumbre en el mercado eléctrico panameño que sería necesario clarificar antes de dar paso a nuevas inversiones.

“Mi recomendación sería definir qué va a pasar con esas plantas, si se van a hacer o si no que se cancele y que esa capacidad que se había asignado se incorpore a las licitaciones nuevas que quiera hacer ETESA”, expresó.

De allí, también sugirió que sería preciso que se trabaje para que las nuevas licitaciones sean estrictas y las partes honren los contratos para evitar dilaciones de más de una década esperando por proyectos.

Al respecto, indicó que hay muchas expectativas para conocer cómo se estructurarán las licitaciones. Y, entendiendo que será la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) quien elabore los pliegos, señaló que será importante que la ASEP tome las lecciones aprendidas de sus convocatorias previas brindando flexibilidad en las ofertas para encaminar estos nuevos procesos al éxito.

“Muchos generadores habían ofertado precios razonables y no fueron adjudicados porque el precio de referencia de la licitación fue muy bajo. Esto es algo a revisar porque al negar esos contratos, perdimos la oportunidad de contratar energía competitiva de licitaciones, que aunque algunos generadores hubiesen tenido precios más elevados que otros, si se hubiera ponderado todo de seguro hubiéramos tenido precios más estables de lo que hemos venido experimentando al tener que consumir energía del mercado ocasional sujeto a elementos volátiles como son los combustibles fósiles como el gas natural, petróleo, carbón o búnker”, explicó Nanik Singh, quien además de ser asesor de Energía en el SIP es director de Energy Experts Global y Potencia Verde.

De allí, puso en consideración que para estos mecanismos las tecnologías más recomendables a las cuáles apostar deberían ser un mix de recursos renovables.

“Tanto la licitación de corto y largo plazo deben ser para renovables. Considero que lo que hay que licitar es viento, agua y sol. Porque los precios que hay de combustibles fósiles principalmente el gas, que es a lo que ha apostado últimamente el gobierno, tiene un precio que está por las nubes y además tiene un riesgo de falta de suministro”.

Y concluyó: “Se debe ir por un abanico de ofertas renovables que por un lado nos da un precio estable y competitivo; y, por otro lado, se deben adecuar los mecanismos con los cuales estamos manejando el mercado para que estén acordes a las tecnologías que hay disponible hoy, se debe pagar lo justo por la potencia que puedan aportar la renovables como eólica y solar, y se debe gestionar de manera más fácil la entrada de estas tecnologías a la red para que al final se logren mejores precios para los usuarios”.

La falta de capacidad de transporte en las líneas de transmisión y la participación de las renovables en la matriz eléctrica, aún por detrás de los objetivos planteados en la Ley N° 27191, continúan como temas centrales que preocupan en el sector energético de Argentina. 

Por lo que desde la Cámara Eólica Argentina buscarán poner en la agenda política regulatoria las distintas problemáticas existentes en el país, con tal de seguir el camino de la transición energética y no quedarse atrás frente a los nuevos desafíos y tendencias mundiales. 

“La ocupación para estos días es poder instalar temas vinculados principalmente con la capacidad de transporte, el financiamiento y las restricciones para importar los insumos”, sostuvo Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA, durante el reciente evento de Latam Future Energy. 

“También se prevé incluir a las renovables dentro de una agenda que, de alguna manera está priorizada hacia el gas y el petróleo. Y eso debería incorporar, en términos similares, a la producción de las energías renovables para acelerar la transición en el país”, agregó. 

Incluso, desde la entidad ya solicitaron audiencias tras el recambio de las autoridades de la Secretaría de Energía de la Nación, pero aún no hubo ningún encuentro formal, pese a que ya intercambiaron ciertas palabras informalmente con diversas áreas de la cartera energética. 

“Lo que intentamos decir es que tanto la visión debe ser de complementariedad entre renovables, gas y petróleo, porque mientras uno genera divisas y los otros producen ahorros, esa ecuación cierra perfectamente para el país. Son vectores complementarios y no contrarios, y una vez que se instale eso, permitirá virar a un desarrollo sostenido del sector”, sostuvo Ruiz Moreno.

Redes de transmisión 

A ello se agregará que, según confirmó el gerente general, desde la Cámara Eólica Argentina preparan un estudio sobre la infraestructura eléctrica a nivel nacional, que se estima se publicará en las próximas semanas “como una propuesta importante”. 

Aunque es preciso recordar que desde el gobierno prevén expandir el sistema de transporte y que la generación renovable contribuya a ella, teniendo en cuenta el interés mostrado a través de la convocatoria a MDI (más de 14 GW presentados)

Tal es así que Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, le aseguró a Energía Estratégica que “se busca varias fuentes de financiamiento, entre ellas el BID, más el esfuerzo que el estado pueda hacer, para lanzar el plan de expansión de la red de transporte”. 

“Calculo que será en el orden de los dos mil millones de dólares el próximo año, aunque aún no está claro cuánta capacidad de transporte se sumará. El BID pondría hasta 400 millones de dólares y se gestionan créditos con China, la agencia federal de inversiones francesa, el banco europeo de inversiones. Estamos trabajando con todo el sector para ello”, detalló días atrás.

“Por carta s/n de fecha 9 de septiembre de 2022, el señor(a) Daniel Antoan Gordon Adam, en representación de Colbún S.A. (en adelante, el “Titular”), manifestó su voluntad de desistirse del procedimiento de evaluación de impacto ambiental” del Parque Eólico Junquillos, informó la SEA el pasado 13 de septiembre.

En efecto, Colbún decidió “desistir” –VER CONSIDERANDOS- del avance de uno de sus proyectos clave dentro de su meta de alcanzar los 4.000 MW de renovables al 2030.

El Parque Eólico Junquillos, de 472,5 MW, que se encontraba en proceso de “calificación” y a lo largo de su construcción insumiría unos 570 millones de dólares de inversión, según precisó la compañía a la SEA.

El proyecto estaba planificado para ser emplazado al noroeste de la comuna de Mulchén, en Región del Biobío, aprovechando el gran potencial eólico de dicha zona, siendo capaz de producir anualmente un promedio de aproximadamente 1.030 GWh, es decir, un consumo equivalente al de 157 mil viviendas.

Horizonte, otro proyecto emblemático

No obstante, a ello, la compañía avanza con su parque eólico Horizonte, que contará con 812 MW, convirtiéndose en uno de los más grandes del mundo y el más importante de América Latina.

El proyecto motivará inversiones por 850 millones de dólares; ya se encuentra en construcción y, según el cronograma proyectado, su puesta en marcha está prevista entre finales del 2023 y principios del 2024.

Estará ubicado a 170 kilómetros al sur de Antofagasta, a 130 kilómetros al noroeste de Taltal y a 80 kilómetros al este de la localidad de Paposo. Allí se desplegarán sus 140 aerogeneradores sobre 454 hectáreas.

La energía generada se prevé que ronde los 2.400 GWh/año, equivalente al consumo de más de 700 mil hogares.

Esta generación de energía eléctrica permitirá evitar la emisión de 1,2 millones de toneladas de CO2 al año.

Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación en Ventus, planteó que la producción de hidrógeno verde tomará un rol más habitual en los próximos años, a medida que las tecnologías y capacidades avancen. 

“Fabricar hidrógeno verde será como una actividad agropecuaria. Plantar molinos o paneles solares será como plantar soja, trigo o criar ganado. Y es muy probable que pequeños productores eólicos o fotovoltaicos vuelquen su producción a un gran centro comprador que se dedique a procesar el H2, similar a lo que ocurre con la carne y los frigoríficos”, sostuvo durante el Solar, Wind & Hydropower Regional Virtual Summit de Latam Future Energy. 

“Actualmente la energía es una actividad puramente minera porque el 80-90% de la energía proviene de los combustibles fósiles, pero la energía se trasladará a una actividad agropecuaria y sustentable. Y no tiene que ser monopólica, sino con multiproductores y multiprocesadores”, agregó. 

De todos modos, el especialista planteó que es necesario un sistema energético integrado, donde las soluciones híbridas entre eólica y solar más almacenamiento permitan generar y guardar el hidrógeno, en tanto que líneas de transmisión sean complementarias a los grandes hidroductos de H2. 

“Podremos fabricar hidrógeno y guardarlo en tanques de combustible como hoy se guarda el gasoil o el carbón, lo que permitirá gestionabilidad para todo el sistema. Incluso, es más sencillo almacenar la energía en H2 líquido, metanol o amoníaco que hacerlo en baterías, que creo que en 15 o 20 años empezará a ocurrir”, señaló.

¿Cuándo podrá despegar el hidrógeno? Hoy en día, a partir de los precios de la energía eólica y fotovoltaica, se calcula que el kilogramo del H2V cuesta aproximadamente de 4 a 6 dólares. 

Y si bien muchos países de la región (y del mundo) ya tienen hojas rutas o estrategias dedicadas a disminuir el costo nivelado del hidrógeno (LCOH) a menos de dos dólares por kilo, como la reciente planificación de Uruguay, Ferreño declaró que ya puede ser competitivo si se compara con el diésel. 

Aunque no así en materia de la infraestructura para transportar dicho vector energético de manera habitual, debido a que todavía no hubo tales avances tecnológicos necesarios como sí sucede con los combustibles fósiles convencionales, lo que demoraría su mayor penetración en el mercado. 

“Todavía no se consigue un camión de H2 al mismo costo que uno para diésel, porque falta que la investigación y desarrollo diluya sus costos en la fabricación masiva de vehículos. Pero sí es cierto que estamos muy cerca de que el hidrógeno sea competitivo con el diésel para algunos usos”. 

Oscar Aira, Jefe de Ventas de Soluciones, EMEA presentó una historia de éxito en IBER- REN World Hydrogen Iberia con la presentación: «Smart Tracking Solutions impulsando la energía extra en Kenia». TrinaTracker desempeñó un papel de patrocinador de oro en el evento que tuvo lugar del 13 al 15 de septiembre en Madrid.

Oscar Aira explicó todo el proceso de instalación y funcionamiento de la planta fotovoltaica «Kesses» de 55 MW, situada en la remota ciudad de Eldoret, en Kesses, Kenia.

Comenzó ilustrando las peculiaridades físicas que el equipo de preventa de TrinaTracker tuvo que considerar para la propuesta a medida creada para maximizar la producción de energía.

La oferta incluía los seguidores Vanguard 1P, la instalación, la integración de las aplicaciones de inteligencia artificial propietaria «SuperTrack», algoritmo de seguimiento inteligente, y «Trina Smart Cloud» (SCADA), y el apoyo de los servicios posventa de TrinaTracker.

Oscar Aira enganchó especialmente a la audiencia cuando describió los retos del proyecto y las soluciones que TrinaTracker llevó a cabo para superarlos.

Por ejemplo, tras el Pull-Out-Test y el análisis topográfico y geotécnico, TrinaTracker llegó a la conclusión de que los pilotes W, el hincado directo, la perforación previa y la zapata de hormigón eran las soluciones más óptimas para la suavidad del terreno, causada por las frecuentes lluvias.

Un alto riesgo para la instalación de la planta era la falta de proveedores certificados disponibles en la zona. Sin embargo, durante los cuatro años que TrinaTracker trabajó en Kenia, la empresa creó una red de proveedores fiables, muchos de ellos contratados para completar el proyecto de Kesses.

Por otra parte, no había mano de obra cualificada en absoluto. La población de Eldoret estaba formada por granjeros y ganaderos muy arraigados a su cultura local y no tenían acceso a Internet.

El equipo de TrinaTraker, con una experiencia consolidada en Kenia, imprimió las vacantes que necesitaban cubrir y las colgó en las tiendas locales o en los árboles de los principales puntos de encuentro. A continuación, se convocaba a los candidatos en la plaza del pueblo, donde se hacían las entrevistas y se firmaban los contratos.

Así, se formaron más de 120 personas y se crearon unos 100 nuevos puestos de trabajo.

La simulación de la energía generada con la integración del algoritmo de seguimiento inteligente «SuperTrack» demostró un aumento anual de energía del 1,32%. La energía extra se produjo principalmente como resultado de la optimización de los ángulos de seguimiento definidos por el algoritmo de seguimiento inteligente durante los períodos de radiación altamente difusa.

Por otra parte, las pérdidas de energía se redujeron al mínimo con las funciones inteligentes de supervisión y control en tiempo real incluidas en «Trina Smart Cloud».

TrinaTracker fomentó la autonomía local y el empleo a largo plazo proporcionando formación sobre operaciones y mantenimiento a la población local. Una vez formados, un grupo de lugareños adquiriría las habilidades necesarias para garantizar el correcto funcionamiento de la planta con el apoyo de los servicios posventa de la empresa.

Oscar Aira terminó la presentación con esta afirmación firme y segura: «Las soluciones de seguimiento inteligente TrinaTracker están disponibles en el mercado y, como acabamos de ver, están demostrando día a día la diferencia que suponen para maximizar la producción de energía. Por lo tanto, ahora es más fácil que nunca aumentar la rentabilidad generada por los proyectos solares fotovoltaicos.»

La secretaria de Energía de EE. UU., Jennifer Granholm, estimó que los aerogeneradores flotantes podrían generar hasta 2,8 teravatios de energía eólica limpia en el futuro, más del doble de la demanda actual de electricidad del país.

La tecnología debe desarrollarse y estar lista para implementarse una vez que California comience a desarrollar su primer parque eólico marino en los próximos años; el Departamento del Interior está listo para realizar una subasta de arrendamiento de energía eólica a finales de este otoño frente a la costa de Morro Bay. Se planean otros futuros desarrollos eólicos marinos flotantes frente a las costas de Oregón y el Golfo de Maine, aunque no se han establecido las fechas de esas ventas de arrendamiento.

“Más de la mitad de las fuentes de energía eólica marina de la nación se encuentran en aguas profundas”, dijo el jueves a los periodistas la secretaria del Interior, Deb Haaland.

“El viento flotante nos ayudará a llegar a áreas que antes se consideraban inalcanzables”.

Interior anunció el jueves un nuevo objetivo de agregar 15 gigavatios de capacidad de energía eólica marina flotante para 2035, lo que por sí solo podría ser suficiente para alimentar hasta 5 millones de hogares estadounidenses, dijo Haaland. Ese objetivo se suma al plan de Interior de instalar 30 gigavatios de energía eólica marina para 2030.

Además, los funcionarios climáticos de Granholm y la Casa Blanca anunciaron una nueva iniciativa diseñada para reducir el costo de la energía eólica marina flotante en más del 70%.

Granholm calificó el plan de “audaz” y dijo que esas reducciones de costos serían impulsadas por la reciente ley climática de Biden.

La asesora climática saliente de la Casa Blanca, Gina McCarthy, calificó la energía eólica marina como una «nueva industria estadounidense que está realmente en auge» y dijo que la nueva iniciativa fue diseñada para que EE. UU. pueda intentar posicionarse «para liderar el mundo en energía eólica marina flotante».

La administración dijo el año pasado que se estaba moviendo para promover la energía eólica marina en la costa de California por primera vez.

Cuando se desarrollen, las regiones seleccionadas tendrán el potencial de generar suficiente energía verde para hasta 1,6 millones de hogares durante la próxima década, dijeron funcionarios de la administración en ese momento.

Las regiones de aguas profundas frente a la costa oeste y otras áreas costeras, incluido el golfo de Maine, requerirán que las turbinas se instalen en plataformas flotantes y se amarren al fondo del mar.

Las plataformas también permitirán que los aerogeneradores flotantes se instalen más lejos de la costa.

Se trata del PV Mobile Lab, un laboratorio móvil diseñado y patentado por Enertis Applus+ en 2012, del cual están disponibles en tres unidades, una en México, una en Chile y una en Europa.

El PV Mobile Lab permite realizar pruebas de módulos en condiciones de laboratorio estacionario en el propio lugar de la instalación, minimizando el riesgo relacionado con el transporte de los equipos y reduciendo los tiempos necesarios. Enertis Applus+ cuenta, además, con un laboratorio acreditado por la norma ISO 17025, lo que garantiza un nivel óptimo en los servicios prestados y en los procedimientos de medida, afianzando el reconocimiento por fabricantes a la hora de enfocar posibles procesos de reclamación.

Concretamente, el PV Mobile Lab está equipado para llevar a cabo pruebas de Determinación de Potencia Máxima (flash tests) en Condiciones Estándar de Medida (Standard Test Conditions, STC) y pruebas de electroluminiscencia (EL) que permiten verificar el rendimiento de los módulos fotovoltaicos y detectar posibles defectos o fallas internas, actividad fundamental para garantizar el correcto funcionamiento de estos componentes y, por tanto, la máxima rentabilidad del proyecto.

Estas pruebas permiten llevar a cabo un control exhaustivo del estado de los paneles fotovoltaicos en contextos de puesta en marcha de proyectos u operación anual, en actividades de verificación de los paneles tras instalación y exposición inicial, monitoreo de la degradación anual garantizada, tras eventos de vientos extremos, granizos o tormentas, o para la identificación de causas raíz en situaciones de under-performance, entre otros.

Además, hasta la fecha, Enertis Applus+ ha asegurado la calidad de más de 4 GW de proyectos en México prestando servicios de inspección técnica durante la construcción, la puesta en marcha, el periodo de garantía y la operación y mantenimiento de las instalaciones.

Entre los principales ensayos realizados, destacan las pruebas de termografía manual y termografía aérea con cámaras infrarrojas de alta resolución montadas en drones, ensayos de electroluminiscencia (EL) o pruebas en strings y módulos mediante trazador de curvas IV.

Enertis Applus+ está presente en México, donde cuenta con una oficina central, desde 2012. La compañía acumula una amplia experiencia en diferentes fases de proyectos solares fotovoltaicos y prestando servicios de consultoría, ingeniería, control de calidad e inspección técnica.

Puerto Rico avanza en su segunda convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RPF) para contratar por un periodo de 25 años 1000 MW renovables y 500 MW de almacenamiento, incluyendo hasta 150 MW de centrales eléctricas virtuales (VPP).

En la última actualización de calendario del denominado “RFP tranche 2” se indica que este viernes 16 de septiembre del 2022 se abre oficialmente el periodo de ofertas para la licitación.

Al respecto se aclara que todas las ofertas se recibirán exclusivamente en el sitio web del NEPR-IC, la plataforma oficial para que se registren e interactúen todas las partes interesadas en el proceso.

El período de ofertas cierra el lunes 17 de octubre del 2022  y se tomarán como válidas aquellas que ingresen correctamente en la plataforma hasta el mediodía. Por lo que los proponentes tendrán un poco más de 20 días hábiles para cargar sus propuestas.

De darse cumplimiento a esas fechas fijadas en la última actualización del calendario de la licitación, el día martes 18 de octubre del 2022 se dará comienzo a la etapa de Conformidad de la Oferta y Clasificación Inicial.

Ahora bien, siguiendo lineamientos de la pasada licitación “RFP tranche 1”, los datos de aquellas empresas y ofertas que sigan en carrera hacia la adjudicación no se darán a conocer públicamente hasta que se haya llegado a un acuerdo y aceptado por todas las autoridades involucradas en el procesos de aprobación de cada contrato.

Contratos en juego 

Ya se encuentran disponibles en el sitio web del NEPR-IC los borradores de contratos a los que podrán acceder los proponentes que califiquen en este tramo. En líneas generales, se advierte que para esta edición y -a diferencia de la anterior- se pudieron delimitar claramente y adelantar las diferencias entre contratos para cada tipo de diseño de proyecto que está habilitado a participar en esta Solicitud de Propuestas (RFP) para 1000 MW de renovables y 500 MW de almacenamiento.

Estos son: Acuerdo de Operación y Compra de Energía (PPOA), Contrato de Servicios de Almacenamiento de Energía (ESSA) y Acuerdo de Servicios de Red (GSA), a los que podrán acceder proyectos de energía solar, proyectos de energía solar con almacenamiento, sistemas de almacenamiento en base a baterías (BESS) y centrales eléctricas virtuales (VPP), respectivamente (ver detalle).

El gobierno argentino avanza en la implementación del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS), que hasta la fecha no ha tenido lugar en el país y que en reiteradas ocasiones se manifestó que si se utiliza podría incrementar la capacidad instalada. 

Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Secretaría de Energía de la Nación, manifestó que uno de los próximos desafíos para la GD en Argentina es poner a disposición el dinero que está en el FODIS.

Y es por ello que están cerca de firmar un convenio con dos entidades bancarias que permitan utilizar esos fondos para “apalancar un porcentaje de las tasas 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”, aseguró durante un evento, aunque prefirió no dar nombre de los bancos. 

Cabe recordar que para el primer año de entrada en vigencia de la Ley Nacional Nº 27.424 el presupuesto inicial del FODIS era de $500.000.000, valor que desde el sector renovable ya sostuvieron que se debe actualizar debido al tiempo desde que se promulgó la normativa. 

El ENRE mejoró los precios de inyección de la generación distribuida en Argentina

Asimismo, otro desafío que analizó el funcionario es el fomento a la generación distribuida comunitaria que permita bajar costos de las instalaciones iniciales, tal como ya hizo Córdoba, por ejemplo. 

“También un gran reto es promover el desarrollo sectorial, como por ejemplo riego, agricultura y demás por las características principales de dichos sectores”, agregó Biurrún. 

Temática que es analizada por el gobierno desde hace varios meses, con tal de que tales grupos disminuyan su huella de carbono para seguir siendo competitivo en el mundo, en término de emisiones de gases de efecto invernadero. 

Por lo que de concretarse estas iniciativas, y sumado a la nueva tendencia de instalar generación distribuida en municipios tras la habilitación del primer parque de 2 MW en Escobar, Argentina podría aumentar su potencia operativa en GD. 

Según el último reporte de avance de la Secretaría de Energía, hay 959 usuarios – generadores que suman 16,27 MW instalados y conectados a la red mediante un medidor bidireccional, luego de que en agosto se incorporen 43 nuevos U/G y 901 kW. 

El sector residencial es quien predomina en cantidad de usuarios – generadores (571) por sobre el ámbito comercial – industrial (338), pero este último hace lo propio en cuanto a capacidad instalada, con 10881 kW, lejos del residencial que posee acumulados 2212 kW. 

Luma publicó los protocolos de prueba para la instalación de plantas de energía virtual (VPP, por sus siglas en inglés). Lo hizo en el marco de la segunda edición de Solicitudes de Propuestas “RFP tranche 2” para la contratación de 1000 MW de energías renovables y 500 MW de capacidad de almacenamiento, donde también podrán presentarse ofertas de VPP.

El documento que ya se encuentra disponible en la plataforma de Accion Group, coordinador independiente del “RFP tranche 2”,

En el pliego de 30 páginas se indica que el objetivo del protocolo de prueba para VPP es compilar las pruebas requeridas para satisfacer los requisitos de las obligaciones de despacho entre el vendedor y la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico, en coordinación con LUMA Energy, como operador del sistema de transmisión y distribución.

En detalle, el protocolo proporciona los requisitos técnicos y los criterios de aceptación para llevar a cabo con éxito las pruebas funcionales y de rendimiento de VPP para la puesta en marcha y el funcionamiento normal de la instalación de VPP.

Las pruebas abarcan pruebas funcionales en apoyo de la puesta en marcha, pruebas de rutina durante la vida útil del diseño de la instalación, pruebas de rendimiento periódicas, pruebas anuales y procedimientos de inspección y otras pruebas que pueden ser necesarias para garantizar que todos los sistemas VPP funcionen satisfactoriamente.

En lo que respecta a las pruebas de puesta en servicio y rendimiento se aclara que su objetivo es verificar que la instalación de VPP pueda aceptar y entregar energía, potencia y servicios auxiliares, que cumple con la capacidad garantizada y las garantías de desempeño y cumple con cada uno de los requisitos técnicos mínimos.

Para minimizar su impacto en la red, también se aclara una serie de protocolos de prueba a seguir para evaluar eventos que puedan repercutir en la red eléctrica, por ejemplo, se citan pruebas con la subestación de bajo voltaje más cercana, para identificar las restricciones de la red y los límites técnicos, como las restricciones térmicas y de voltaje.

Y en concreto se indica que será responsabilidad del vendedor probar y verificar que la integración de sus recursos para VPP no cause ninguna degradación de la calidad de la energía, incluidos desequilibrio y regulación de voltaje, distorsión armónica, parpadeo, caídas de voltaje, interrupciones, ferrorresonancia y fenómenos transitorios.

Además de aquello, también se deja expreso que el vendedor deberá realizar más de 10 pruebas adicionales anualmente antes de volver a poner en marcha el sistema de suministro de servicios de red. Entre ellos se detalla: prueba de funcionalidad de la plataforma VPP, prueba de Equipos de Protección y Control, prueba de Comunicaciones e Interoperabilidad, pruebas de rendimiento y capacidad, definición de línea base y prueba de disponibilidad, prueba de Calificación, prueba de Integración SCADA, prueba de interfaz GSDS-DERMS, prueba de medición, telemetría y registro de datos, prueba de rendimiento de flota y ensayo de demostración y orquestación -entendiendo a la orquestación como la coordinación de varios activos de energía en muchas ubicaciones separadas para que trabajen juntos como una planta de energía tradicional-.

La firma española Power Electronics busca ser líder en las nuevas tendencias tecnológicas del sector energético y concentró sus focos en el desarrollo de inversores para el almacenamiento de energía a lo largo del mundo. 

A tal punto que por primera vez fabrican más inversores para storage que para el mercado fotovoltaico, según aseguró Héctor Nuñez, director comercial para Latinoamérica de la compañía, durante el reciente evento de Latam Future Energy. 

Y tras duplicar su capacidad instalada de inversores pese a la alza de precios, el especialista también afirmó que, en despacho formal, “Power Electronics ya tiene 30 GW a nivel global en almacenamiento de energía”. 

Dentro de esas novedades se encuentran los equipos para storage con algunas funcionalidades particulares que le permiten lograr las mismas funciones que ya tenía con el inversor para sistemas fotovoltaicos. 

“Es decir, un inversor solar que antes era netamente on-grid, ahora, con cargadores DC y baterías, es capaz de ser on-grid – off grid, de generar su propia red con baterías a pesar de ser un inversor solar”, explicó Núñez.

Este hincapié en el storage se da debido a que desde la firma española ven muchos mercados maduros con restricciones donde existe “mucha oferta fotovoltaica donde  el costo de la energía es cero” y los dueños de esas plantas optan por almacenar la generación en momentos donde no puede entregar.

Mientras que en aquellos mercados incipientes, la velocidad de inyección de los parques renovables podría ser más rápida que el tiempo que demore en construirse nuevas líneas de transmisión, con lo cual se “necesitará esta tecnología o se congestionarán las redes”, según sostuvo el especialista. 

“Y a medida que las matrices energéticas tengan un componente mayor de renovables, el almacenamiento será la manera de mitigar esa posible intermitencia. Pero para ello, y antes de tener la fluctuación en redes, debe existir la legislación correspondiente”, manifestó.

«Hoy en día prácticamente no existe la regulación en ningún mercado, pero una vez que se logre, sin duda activará este tipo de proyectos. El storage está para quedarse. Y creo que lo tendremos presente en todos los países en un parpadeo”, concluyó.

Diego Pardow aseguró ante la comisión de Minería y Energía del Senado que la “primera prioridad” del Ministerio de Energía para el cortísimo plazo será apoyar al Proyecto de Ley de Almacenamiento y Electromovilidad que está en el Congreso.

«Es un proyecto que tiene discusión inmediata, que lleva bastante tiempo de tramitación y entendemos que está maduro«, valoró el jefe de la cartera energética de Chile.

Y recordó que la iniciativa tiene entre sus objetivos habilitar una mayor participación de las renovables en la matriz energética mediante la promoción de las tecnologías de almacenamiento y promover medidas de promoción de electromovilidad.

Además, pretende impulsar la conexión eficiente de sistemas de generación-consumo, que tienen capacidad de generación propia, con energías renovables, que se conectan al sistema eléctrico a través de un único punto de conexión y que puede retirar energía del sistema eléctrico a través de un suministrador o inyectar energía al mismo.

El ministro además indicó que este proyecto de Ley será vital para la transición energética y la descarbonización.

Indicó que Chile tiene como al 2030 aumentar su capacidad instalada en 25 GW con generación renovable y almacenamiento.

Para ello, además, se trabajará en reforzar el sistema de transmisión eléctrica con nuevas líneas (más de 4.000 km) y subestaciones, resaltó el ministro Pardow.

También se refirió a una Ley de cuotas de energías renovables, cuyos puntos será:

Aumento en la magnitud de las metas de cumplimiento de cuotas en generación eléctrica a gran escala;
Establecer un sistema de trazabilidad del carácter de renovable de la electricidad generada (lo cual, beneficiará a la producción de hidrógeno verde);
Nuevos incentivos a la generación distribuida eléctrica. Se encuentra actualmente en primer trámite constitucional.

Finalmente anticipó que durante este semestre, en coordinación del Comité Corfo de fomento del hidrógeno verde,  lanzarán un “paquete regulatorio completo para preparar el ingreso de esta industria para el 2023”.

Soltec Power Holdings ha cerrado el segundo trimestre del año con unos ingresos de 146,7 millones de euros, lo que supone un incremento del 150% respecto al mismo periodo del ejercicio anterior, un Ebitda (o beneficio bruto) ajustado de 7,9 millones de euros (+19,9 millones de euros respecto al mismo periodo del ejercicio anterior) y un resultado neto de +5,5 millones de euros (20,9 millones de euros más que el registrado en el primer semetre 2021).

«De esta forma Soltec cierra el trimestre con unos buenos resultados, potenciados por las medidas adoptadas por la firma para mitigar el impacto de las disrupciones globales actuales», según informa en un comunicado.

En el semestre los ingresos registraron 244,5 millones de euros, principalmente derivados del suministro de seguidores solares, así como otros servicios de construcción, el Ebitda ajustado alcanzó los -5,1 millones de euros (+14 millones más que en el primer semestre de 2021), mientras que el resultado neto se situó en -10 millones de euros, +9,9 millones respecto al mismo periodo del año anterior.

La compañía mantiene su guidance para el cierre del ejercicio 2022. Soltec Power Holdings contempla cerrar este año con un Ebitda consolidado para la firma de entre 15 y 20 millones de euros.

En la división industrial se esperan ingresos que se sitúan en el rango de 450 a 550 millones de euros y un margen de Ebitda de entre el 2% y el 3%. En cuanto a la división de desarrollo de proyectos fotovoltaicos, el guidance espera un Ebitda de entre 7 a 11 millones de euros.

A nivel operativo, la división industrial refleja números robustos con un backlog (proyectos firmados pendientes de ejecución) que en la primera mitad del año alcanzó los 353 millones de euros (1.984 MW), con una buena diversificación (Latinoamérica (61%), Norteamérica (25%) y Europa (14%)).

En cuanto al pipeline (proyectos que aún no se han firmado, con cierto grado de probabilidad de éxito) se situó en 2.924 millones de euros (24.024 MW) con Latinoamérica (29%) y Europa (34%) como los mercados más relevantes. La compañía ha alcanzado un track record acumulado de 13,5 gigavatios (GW), habiendo suministrado 1,7 GW de seguidores solares en el primer semestre del año.

Proyectos fotovoltaicos

La división de desarrollo de proyectos fotovoltaicos de la compañía ha cerrado el segundo trimestre de 2022 con un pipeline de 12,9 GW en distintas fases de desarrollo que se distribuyen en 5 megavatios (MW) en operación en España, 230 MW en construcción en Brasil y en España, 408 MW de proyectos en backlog, 3.267 MW en estado avanzado, 2.715 MW en early stage y 6.188 MW de oportunidades identificadas a nivel global.

La división de desarrollo de proyectos actualmente está presente en 8 países de gran relevancia para la industria solar fotovoltaica. Durante 2022 la compañía ha entrado en dos nuevos mercados, México y Rumanía, fortaleciendo su apuesta por ambos. Además, ha anunciado los primeros 100 MW en desarrollo en Estados Unidos.

La calidad de los activos de Powertis le permite cerrar contratos con clientes de gran calidad como es el caso de ACEA, con quien recientemente anunció un acuerdo para el desarrollo de forma conjunta de 340 MW de proyectos de energía solar fotovoltaica en Italia.

Asimismo, cabe señalar que esta primera mitad del año se ha puesto en funcionamiento la primera planta solar fotovoltaica totalmente desarrollada y construida por Soltec Power Holdings: La Asomada de 5 MW, ubicada en Cartagena, Murcia.

Recientemente la compañía comunicó también la conexión a la red de una planta solar en Brasil en la localidad de Pedranópolis (São Paulo) con una potencia de 112,5 MW, y se estima conectar a la red, otra planta en Brasil (proyecto de Araxá), en las próximas semanas.

Deuda financiera neta

Soltec ha reportado a cierre del semestre, una deuda financiera bruta de 175,4 millones de euros. Del total de la deuda, 88 millones de euros corresponde a la división industrial, vinculada con el préstamo sindicado que la compañía mantiene en balance, con vencimiento en el mes de febrero del año 2024.

Por otro lado, en la división de desarrollo de proyectos,49 millones de euros corresponde a deuda de proyectos vinculada a los activos en construcción en Brasil. Como resultado, la deuda financiera neta se sitúa en 147,5 millones de euros.

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SOLIS, empresa líder en inversores solares a nivel global, refrendo su compromiso con la expansión de la energía solar en Latinoamérica, donde conformó alianzas estratégicas a favor de la adopción de sistemas fotovoltaicos.

En el marco de su participación en ExpoSolar Colombia, que se llevará a cabo del 22 al 24 de septiembre en Medellín, formalizará su alianza con SOLAIRE ENERGÍA RENOVABLE, empresa comprometida con la protección del medio ambiente a través de la promoción de innovaciones tecnológicas para del desarrollo de proyectos solares, entre otras. 

Sergio Rodríguez, Service Manager para LATAM de Solis, destacó que la Generación Distribuida solar crece en promedio 30% anual en América Latina y Colombia ha llevado a cabo importantes cambios regulatorios para esta expansión.

Colombia, desde 2014, año en el que se reguló la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional, pasó de menos de 50 megavatios a más de 2,200 megavatios de capacidad instalada para el año 2022, según del Ministerio de Minas y Energía de este país. 

El interés cada vez mayor por disminuir el uso de carbono para generar energía eléctrica, está siendo además favorecido por el aumento que se ha registrado en los últimos dos años de los precios internacionales de la energías convencionales.

En el presente año 2022 se observa una tendencia al alza en la demanda de sistemas en Generación Distribuida con un crecimiento estimado de aproximadamente 30% en la región.  

Solis traerá a ExpoSolar Colombia sus inversores de sexta generación  dentro de los cuales se encuentra el S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US fabricado especialmente para Latinoamérica y el nuevo híbrido de ultima generación que revolucionará el mercado.

Además, en el Stand de Solis, el n.6, se podrá ver en exhibición el inversor Solis 255 kW, equipo diseñado para proyectos Utility Scale los cuales ahora más que nunca se están desarrollando en la región.

ExpoSolar tiene alrededor de 24,500 visitantes en sus tres dias de exposición donde participan 180 Empresas Expositoras y más de 3,500 empresarios realizando negocios. 

El pasado 8 y 9 de septiembre, Latam Future Energy, productora de eventos integrada por Energía Estratégica e Invest In Latam, llevó a cabo un nuevo evento virtual de doble jornada, denominado Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit.

Durante el día 1 –VER-, Marisol Neira, Central Latin America’s Head of Sales de Astronergy Solar, adelantó alguno de los objetivos de la empresa que integra el holding de la tecnológica china Chint Group, el cual ha llegado a ser uno de los 10 fabricantes más importantes del mundo y ahora se enfoca por recuperar su lugar.

“Estamos muy enfocados en ampliar nuestra capacidad de producción que este año ya llega a 16 GW, y el próximo año planeamos llegar a 30 GW”, reveló Neira.

La ejecutiva aseguró que “esta ampliación de capacidad está enfocada en lograr una mayor relación costo-beneficio para nuestros clientes tanto en los proyectos de utility scale como de generación distribuida”.

Además, indicó que, como parte del plan, la empresa está invirtiendo en I+D+i para mejorar la calidad de los módulos, con el objetivo de lograr eficiencias por encima del 21% para posicionarse a nivel mundial.

Cabe resaltar que este año Astronergy lanzó los módulos serie ASTRO N con una potencia de más de 700 W, ingresando al mercado de módulos TOPCon.

Además, por sexta vez, los módulos fotovoltaicos de Astronergy ganaron el título de «TOP Performer» de PV Evolution Labs (PVEL), el laboratorio de pruebas de terceros autorizado en el mundo.

Interés en Latinoamérica

Entre los principales mercados que destacó Neira dentro de Latinoamérica, señaló a Brasil, Colombia, Chile y Republica Dominicana.

“Son países que han avanzado muchísimo tanto en su regulación como en toda la curva de aprendizaje de lo que es desarrollo de proyectos, por lo que ya están entrando en operaciones este tipo de proyectos”, justificó la Central Latin America’s Head of Sales de Astronergy Solar.

No obstante, aclaró: “Tenemos un enfoque muy particular en esos mercados pero de todas maneras vemos la fuerza que está tomando a generación distribuida en la región y es de nuestro interés apoyarla”.

Ayer la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, compareció ante la Comisión Primera del Senado –VER- con un duro discurso en contra de los combustibles fósiles.

“Hoy, 30 años después, sabemos que este modelo –extractivista- tiene que transformarse e incomoda escuchar sobre esa transformación porque es mucho más fácil seguir en línea recta, seguir haciendo lo mismo”, indicó la funcionaria y consideró que es blanco de muchas críticas por ello.

Si bien reconoció que Latinoamérica, y Colombia en particular, es una región de bajas emisiones de gases de efecto invernadero en comparación de otras latitudes, sobre todo las del hemisferio norte, “no porque nuestra contribución sea menor significa que tenemos menos responsabilidad”, valoró.

“Nuestra apuesta pasa por la diversificación de la matriz energética”, destacó Vélez al tiempo que presentó un concepto para el nuevo Gobierno: El “estallido de las solares”.

Explicó que su significado tiene como sustento el potencial solar para la generación de energía eléctrica que posee Colombia para reemplazar a los combustibles fósiles, y la necesidad de aprovecharlo.

“Tenemos el compromiso de hacer la transición mucho más rápida y es esa transición rápida es lo que hemos llamado el estallido de las solares”, resumió la máxima autoridad energética.

En ese sentido, deslizó la posibilidad de una nueva subasta a largo plazo de energías renovables en ciernes, ya que en el marco de esta descripción elogió a las dos convocatorias que realizó el Gobierno de Duque, tanto la del 2019 como la del 2021, donde se adjudicaron casi 2.900 MW eólicos y solares.

Y además agregó: “Tenemos un enorme potencial en biomasa y estamos ya explorando esas posibilidades”.

También enfatizó sobre el fortalecimiento de las redes de transmisión no sólo eléctricas para la incorporación de estas fuentes de energía limpia, sino gasíferas, y la posibilidad de que en estas últimas pueda transportarse hidrógeno verde.

Indicó que su gestión se moverá sobre cinco principios energéticos que incluyan la equidad, para democratizar el acceso a la energía; la gradualidad y seguridad, “no vamos a importar gas de ningún lado porque tenemos los embalses llenos”; que sea incluyente y participativa; minería responsable; y transición intensiva en conocimiento.

“El conocimiento no está en los pilotos de fracking, que arriesgan una región, que arriesgan la Casa Grande, sino en fortalecer los institutos de investigación que tiene este país y que han tenido tan poco apoyo en las últimas décadas”, criticó Vélez.

Duro discurso contra el modelo extractivo

Además de dar una visión global sobre por qué es necesario que Colombia desaliente la producción de petróleo y gas, la ministra de Minas y Energía también se refirió al perjuicio social que este modelo genera.

Puntualizó sobre “tres paradojas” del modelo extractivista. Por un lado, se refirió a Casanare, la región gasífera más importante que ha tenido el país en las últimas dos décadas. Pero sus necesidades básicas son mayores que la media nacional.

Otra situación mencionada por Vélez es La Guajira, zona de altísimo potencial de gas y carbón, donde la desnutrición infantil seguida de muerte está ligadas a necesidades básicas insatisfechas por encima del 50% de la media colombiana.

Cerró con el caso de Arauca, una zona que explica el 7% de la explotación petrolera de Colombia. “Sin embargo, sus necesidades básicas insatisfechas están por encima del 30%; entonces cuando nos dicen que este modelo energético trae desarrollos, trae beneficios, realmente a quién se los trae, por qué estas regiones no lo están percibiendo”, sostuvo la máxima autoridad energética.

Y disparó: “El modelo minero-energético extractivista no le ha dejado a las regiones, no le ha dejado a la gente ni a las comunidades sino que le ha arrebatado su bienestar”.

Además, recordó “las violencias que se viven contra líderes ambientales” recordando el asesinato del pasado 10 de septiembre de Sibares Lamprea Vargas, líder de la Unión Sindical Obrera de la Industria del Petróleo. “Somos millones pidiendo la transición energética justa y eso es lo que este Gobierno vino a hacer”, remató la máxima autoridad energética.

No obstante, Vélez aseguró que será respetada la seguridad jurídica. Destacó que en hay reservas probadas de gas por 8 años y de petróleo en 7,6 años, que son contratos que están firmados y que se respetarán. “No venimos a acabar con los contratos que han sido adquiridos, sino a decir que no vamos a seguir ampliando la frontera extractiva y de los hidrocarburos porque generan daños”, aseveró la ministra.

ArcelorMittal Acindar, empresa líder en el segmento de aceros largos en la Argentina y PCR, empresa líder de generación 100% renovable en el país, anunciaron un refuerzo de USD 70 millones a su acuerdo de inversión en infraestructura de energías renovables en el Parque Eólico San Luis Norte. La ampliación del proyecto prevé sumar una capacidad de 36 MW eólicos por encima de los 76,5 MW que ya se encuentran en ejecución, para lo que se adicionarán 8 turbinas  con tecnología Vestas a las 17 ya programadas. Adicionalmente se prevé instalar en el mismo predio, generación solar por una capacidad de 18 MW. De esta manera, la inversión total llegará a USD 210 millones hasta el año 2023.

Este desarrollo permitirá disponer de una capacidad total de 112,5 MW y posibilitará que ArcelorMittal Acindar alcance, para el segundo semestre de 2023, un abastecimiento superior al 30% de su demanda eléctrica por medio de fuentes renovables. Cabe recordar que la planta de la compañía en La Tablada, provincia de Buenos Aires, fue la primera del sector siderúrgico en Argentina en ser abastecida 100% con energías renovables.

Everton Negresiolo, CEO de la firma siderúrgica, señaló: “la descarbonización de la producción de acero es un objetivo de ArcelorMittal a nivel global. En la Argentina aspiramos a lograr una significativa reducción de emisiones de dióxido de carbono para 2030 y este proyecto de inversión en energías renovables que ahora estamos ampliando es una muestra clara de ese compromiso con la sustentabilidad. Adicionalmente estamos muy satisfechos de dar un nuevo paso junto a PCR en este nuevo desarrollo entre ambas compañías”.

Martín Brandi, CEO de PCR, remarcó: “Este es un avance importante para seguir ampliando nuestra participación en el mercado de renovables y consolidar nuestra actividad en la provincia de San Luis con la cual venimos trabajando muy bien. Con este desarrollo y nuestros otros 2 parques en construcción, Mataco III y Vivoratá, esperamos alcanzar 527 MW operativos para fines de 2023. Nuestro objetivo es seguir liderando el mercado como plataforma de generación de energía 100% renovable con capacidad de entregar soluciones sustentables concretas a todas las empresas que busquen descarbonizarse.”

Grupo Gransolar, compañía dedicada a las energías renovables que engloba, entre otras, a E22 como especialista en almacenamiento energético, ha acordado la venta de un pipeline de instalaciones de almacenamiento en Australia de un total de 440 MWh (220 MW de capacidad) al fondo de inversión Aquila Capital. La operación forma parte de la ambiciosa estrategia de la empresa de cerrar el año con el traspaso de un total de 2 GWh (1 GW) en una mercado estratégico en el que se prevé un espectacular desarrollo del almacenamiento energético a corto plazo.

El acuerdo alcanzado con Aquila Capital incluye la venta de tres proyectos de ion-lithium Battery Energy Storage System (BESS) stand-alone en desarrollo en el sur de Australia, que E22 entregará en la fase ‘ready-to-build’. De este modo, se sientan las bases de una alianza que ambas compañías confían se traduzca en otros muchos proyectos para aprovechar las oportunidades de negocio que ofrece la transición energética y en la que E22 cuenta con la experiencia acumulada como experta en almacenamiento y con el respaldo de un gran grupo como Gransolar.

La compañía española ha puesto el foco este año en Australia como un mercado estratégico con enormes posibilidades para desarrollar un modelo de negocio, el traspaso de los proyectos en fase de desarrollo, que prevé replicar en otros países determinantes, como Estados Unidos o Reino Unido.

A medida que se extiende la urgencia de acometer un cambio en el modelo energético para tender a la sostenibilidad y a la independencia energética de las zonas del planeta, el almacenamiento se presenta como una necesidad indispensable para maximizar el rendimiento de las energías renovables, pero también en su papel de regulador de la red eléctrica.

Francisco García García, responsable de Desarrollo Internacional de Negocios de Gransolar, valora positivamente este acuerdo. “Se trata de una importante alianza con un socio robusto, que contribuirá a impulsar los Sistemas de Almacenamiento de Energía en Batería (BESS) a la vanguardia en el mercado. E22, como parte de nuestra estrategia de desarrollo global, con Australia, Reino Unido y Estados Unidos como mercados principales, acompañará a nuestros clientes como un socio fiable», explica.

Por su parte, Jaime Vega, director general de E22, destaca la relevancia del almacenamiento en el cambio de modelo energético. “No cabe duda de que este es un momento crucial para las previsiones de negocio del almacenamiento energético y para el crecimiento de E22. Tenemos la capacidad de adaptarnos rápidamente a las especificidades de cada mercado y podemos identificar a los socios más valiosos para hacer realidad nuestros proyectos”, declara.

En este nuevo escenario de negocios, E22 se lanza al establecimiento de nuevas alianzas con socios estratégicos que puedan contribuir al éxito de los proyectos en todo el mundo.

Genneia, una de las empresas líderes en generación de energías limpias de Argentina, seguirá apostando por su expansión en el país y ya se perfila para superar 1 GW de potencia operativa renovable. 

Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia, participó de la segunda jornada del Solar, Wind & Hydropower Regional Virtual Summit, organizado por Latam Future Energy, y comentó los próximos pasos de la compañía. 

“En los últimos cinco años construimos 18 proyectos, de los cuales 7 son eólicos y uno solar. Tenemos 866 MW instalados (764 MW de eólica) y, en el portafolio, mucho trabajo por delante en energía fotovoltaica”. 

“Estamos sumando 140 MW solares en San Juan, a la par que desarrollamos el parque eólico la Elbita (103,5 MW en Tandil, provincia de Buenos Aires), donde estamos analizando la posibilidad de ampliar esa capacidad instalada, todo para el Mercado a Término”, agregó. 

Tras la puesta en marcha del Parque Solar Ullum hace 3 años, y a poco de haber cumplido 10 años en el sector energético, la compañía añadió nuevas inversiones por 110 millones de dólares con los parques solares Sierras de Ullum (80 MW) y Tocota III (60 MW). 

Y de este modo, superará los 1400 millones de dólares en más de 20 proyectos de cara al 2023, los cuales 1100 millones se reparten en lo ya realizado y los 300 restantes se sumarán en los próximos dos años. 

El foco en el MATER no es casualidad, ya que en varias oportunidades se lo mencionó como el principal driver de crecimiento de las renovables en Argentina. 

E incluso Genneia es un actor activo en ese mercado, a tal punto que se presentó en varias oportunidades a lo largo de las convocatorias de los últimos dos años, donde logró prioridad de despacho por 78 MW. 

¿Qué opina Castagnino sobre el Mercado a Término? Que la demanda corporativa en el país “supera ampliamente la oferta”, considerando que se estaban licitando 400 MW de capacidad de transporte disponible y en el llamado correspondiente al cuarto trimestre del 2021 (realizado este año por diversos cambios regulatorios), se presentaron parques renovables por poco más de 2300 MW. 

“Eso demarca que hay una serie de compañías con proyectos e inversiones fuertes para adelante. Y vemos un sector en crecimiento”, sostuvo el  director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia durante el evento. 

La mirada puesta en el hidrógeno y la eólica offshore

La empresa que nació en 2012 también ya puso el ojo ambas tecnologías y analiza las oportunidades que pudieran surgir en el futuro. A lo que Castagnino manifestó que “seguramente el offshore vaya por el lado del H2 y eso puede ser un gran driver”. 

“El gran temor que tenemos desde el sector privado es que el regulador y las autoridades hagan que se generen proyectos de ley o marcos regulatorios que terminen entorpeciendo la actividad”, agregó.

República Dominicana se prepara para viabilizar más de 1 GW de energías renovables bajo esquema de licitaciones. Y durante el año 2023 lanzaría su primera convocatoria. Así lo indicó Andrés Astacio, superintendente de Electricidad, durante un evento de Latam Future Energy.

“Este modelo de licitación debe estar visto antes de que termine este año; de forma tal que ya para el próximo año se estén produciendo las primeras licitaciones”, reveló Andrés Astacio, superintendente de Electricidad.

Y adelantó: “Tenemos como meta la instalación de unos 1.000 MW o 1.200 MW renovables adicionales”.

También se refirió a las tareas en expansión de la infraestructura de transmisión y al avance de nueva regulación de almacenamiento de energía en baterías para complementar aquel gran despliegue de energías renovables (ver detalle).

Aquella intervención del superintendente de Electricidad fue muy bien recibida por los agentes del sector eléctrico. Durante el último evento de Latam Future Energy, ejecutivos de compañías líderes en este mercado calificaron a los anuncios que se realizaron como “alentadoras” para todos los planes de desarrollo de proyectos de generación renovables. 

Entre ellos, Alfonso Rodriguez, CEO de Soventix Caribbean, expresó: “las palabras de Andrés Astacio son bastante oportunas porque al final están demostrando que en República Dominicana hay muchas oportunidades actualmente y en el futuro”.

“Las mejoras que está comentando que van a ocurrir en la red de transmisión y en promover el uso de sistemas de almacenamiento tanto en proyectos utility scale como en generación distribuida para el sector comercial industrial, pues al final lo que está dejando claro es que este gobierno le está apostando a que se integre más energía renovable en la matriz energética dominicana, cosa que tiene todo el sentido del mundo porque al final la mayoría de la energía primaria se importa”.

A aquello, adhirió Ricardo Estévez, gerente de Desarrollo de Ege Haina, quien además señaló: “esto evidencia la planificación que hay para que muchos de estos proyectos que tal vez no tienen accesos a la red se desarrollen y puedan entrar en el corto y mediano plazo”

Y agregó: “Es bueno tener ese tipo de guías que nos indique el camino a seguir para todos los actores en el sistema”. 

El interés por desarrollar hidrógeno verde en Costa Rica, va más allá de meras intenciones. Un caso de éxito pionero en este país es Ad Astra Rocket Company con una planta de hidrógeno verde ejecutada en 2013. Pero aquello no sería todo.

Ya son 25 organizaciones, empresas públicas y privadas las que están nucleadas en la denominada “Alianza por el Hidrógeno” y que desde 2019 han expresado sus planes de invertir en este vector energético.

Durante el webinar «Situación actual y desafíos del Hidrógeno Verde en Latinoamérica y el Caribe» organizado por LAC Green Hydrogen Action, uno de los portavoces de esta Alianza indicó que en Costa Rica vienen teniendo avances importantes en la inclusión del hidrógeno dentro de la economía local.

Tal es así que mencionó su integración dentro del Plan Nacional de Descarbonización para desarrollar una economía baja en emisiones a largo plazo; su fomento a través de exoneraciones fiscales para todos los equipos que participan dentro de la cadena de valor del hidrógeno y el impulso de normativa técnica dentro de las operaciones de la industria.

En lo que respecta a hidrógeno y energía eléctrica, Juan Guillermo Murillo, coordinador de la Alianza por el Hidrógeno de Costa Rica, expresó:

“Costa Rica tenemos una institución encargada de tarifas de servicios públicos y que estableció por primera vez que el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) pudiera comercializar con una tarifa de usuarios directos y de alta tensión para que las empresas interesadas puedan utilizarlas para el desarrollo de la economía del hidrógeno verde”

Y precisó: “Esta medida se enmarca en otra política que se oficializó al final del gobierno anterior, denominada política para el aprovechamiento de los recursos excedentes en el sistema eléctrico nacional para el desarrollo de una economía de hidrógeno”.

Ahora bien, el referente costarricense adhirió con otros colegas de la región en indicar que aunque existan algunas medidas de promoción aún se topan con desafíos para desplegar toda una industria local de hidrógeno verde.

En Latinoamérica en general coincidió en señalar en que aún hay un desarrollo incipiente del mercado en cuanto a la oferta y la demanda; falta de existencia de incentivos económicos para el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde (aunque existan algunas excepciones en países como Colombia y Chile); los altos costos de participar en la cadena de valor; el bajo de desarrollo de la cadena de suministro que impide un óptimo acceso a la tecnología.

En Costa Rica en concreto, el coordinador de la Alianza por el Hidrógeno señaló la necesidad de reforzar el marco jurídico del Hidrógeno para permita mayor claridad en todas las esferas de la economía.  

“Particularmente, estamos teniendo dificultades para que los actores políticos encuentren un consenso en torno a la definición de un marco jurídico  (…) en lo que es más apropiado o no para el desarrollo de la industria de manera particular. Hay mucho qué definir acerca del esquema de incentivos fiscales y no fiscales que el país va a establecer para el desarrollo de esta industria”, observó.

“Así mismo, tenemos algunas diferencias de criterio acerca del nivel de participación que deberían tener las empresas públicas; así como los ministerios encargados de la rectoría política sobre la materia”, agregó.

Y finalmente se refirió al proceso participativo para definir la estrategia nacional de hidrógeno verde que fue apoyada por el Banco Interamericano de Desarrollo y que está pendiente de aprobación por la gestión actual de gobierno.

“Actualmente esa política, es esa estrategia nacional y esa hoja de ruta está en un proceso de revisión de carácter político y todavía no ha sido presentada y oficializada. Quisiera señalar que en esto interviene de manera importante un cambio de mandato gubernamentales (…) Desde la Alianza por el hidrógeno, creemos súper importante tener una Hoja de Ruta clara donde todos los actores tengamos consenso y estemos debidamente coordinados sobre cuál es la visión para el desarrollo de esta industria en el país”. 

¿Porqué sería importante destrabar el marco jurídico y la hoja de ruta del hidrógeno? Según explicó Murillo desde la Alianza por el Hidrógeno plantean lograr integrar oferta con demanda en el mismo sitio. Y aquello requeriría entrar en una dimensión donde resulta clave la definición de un marco jurídico claro y una hoja de ruta donde los actores pioneros tengan en claro los riesgos y también donde el Estado pueda definir cuál es su aporte para disminuir ese riesgo.

“Actualmente, tenemos un pipeline de aproximadamente 750 MW donde dos tercios de esos proyectos son prácticamente proyectos solares”, reveló Ricardo Estevez, gerente de Desarrollo de EGE Haina, durante su participación en el último evento de Latam Future Energy.

De la cartera solar se destaca el parque fotovoltaico Girasol de 120 MW que fue inaugurado a mitad del año 2021 y que cuenta con detalles muy peculiares en su tecnología que lo hacen uno de los proyectos más modernos en las Antillas. 

Además de haber apostado por trackers con 104º de giro para aumentar la producción solar, sus módulos monofaciales con células de 166 mm y potencia en torno a los 450 vatios van más allá de ser módulos estándar, ya que en el modelo que se implementó los paneles están encapsulados con una estructura de doble cristal al igual que la de los bifaciales (ver detalles).

De los próximos proyectos de EGE Haina a entrar en operación, Ricardo Estevez precisó que en estos momentos están construyendo el parque solar Esperanza, que tendrá una capacidad instalada de 90 MWp e incorporará también trackers pero en esta oportunidad módulos bifaciales. 

Así mismo, comentó que se encuentran transitando una licitación para el proyecto Sajoma de 80 MW que se prevé que inicie construcción el próximo año e integre estructuras fijas con paneles bifaciales. 

Pero aquello no sería todo. Según adelantó Estevez, el plan estratégico de EGE Haina contempla 290 MW adicionales para construir e inyectar a la red eléctrica nacional en los próximos 5 años. 

Más oportunidades de inversión 

Tras fortalecer su presencia en República Dominicana,  EGE Haina proyecta expandirse próximamente hacia otros países de Latinoamérica.

Según indicó Ricardo Estevez, gerente de Desarrollo de EGE Haina, durante su participación en el último evento de Latam Future Energy, su proyección de ampliación de negocios va más allá de Centroamérica y el Caribe. 

“Desde nuestro grupo matriz se está viendo cómo acceder a nuevos mercados y aprovechar este boom de energía renovables que tenemos en varios países como Colombia, Ecuador, además de países de Centroamérica”. 

Más de 20 años de historia y expertise en el sector energético dominicano acompañarán su paso hacia nuevos mercados y fortalecimiento de la compañía en el país.

“Queremos convertirnos en una empresa regional y no solo estar en República Dominicana. No obstante, tenemos tantas oportunidades en el país que es lógico concentrarnos tanto en nuestro mercado local”, concluyó Estevez. 

Greenyellow, la compañía francesa que ha sido un aliado de proyectos de eficiencia energética y energía solar y que ya cuenta con presencia en Brasil y Colombia, pone la mirada en algunos países australes del continente y de Centroamérica y el Caribe. 

Rafael Pareja, director fotovoltaico GreenYellow, reconoció que la empresa tomará sus decisiones en torno a aquellos países que tengan mayores beneficios tributarios y bases regulatorias fuertes que permitan disminuir los riesgos para las inversiones a largo plazo. 

Y, en ese sentido, hizo foco en ciertos territorios en particular: Argentina y Uruguay por el lado del Cono Sur; a la par de Panamá, República Dominicana y El Salvador en cuanto a la zona central de la región. 

“Greenyellow tiene bastante apetito por expandir su modelo de negocio, pero basado en la estabilidad regulatoria y la estabilidad financiera de los países”, sostuvo durante el primer día del reciente evento organizado por Latam Future Energy. 

“No tenemos la certeza de la ampliación de los países puntuales en los cuales queremos invertir o crecer. Pero en Latinoamérica se presencia fuerte en países como Brasil y Colombia, con la expectativa muy grande de crecer en aquellos países hispanohablantes con el know how de Colombia”, aclaró. 

Pero para lograr eso, una de las barreras a superar identificadas por Rafael Pareja está relacionada con el procedimiento de conexión de los sistemas ante operadores de red, con tal de ofrecer una identificación optimizada de procesos que vayan en torno a disminuir costos, mejorar la producción y reducir los tiempos e incertidumbres de las instalaciones. 

A ello se agrega que la compañía francesa ya analiza la implementación del almacenamiento de energía como factor de carga plana/base, que permita producir tanto en las horas que haya sol como también donde éste está ausente, en función de la calidad del servicio y el ahorro energético. 

“Sí está en los planes de GreenYellow proveer esa curva plana con almacenamiento o con cualquier tipo de tecnología que conviertan la energía en un producto ideal para el sector comercial e industrial y demás clientes que quieran disminuir su dependencia de la red eléctrica, ya sea por el costo de la energía o porque la calidad de la misma lo amerite”, detalló el director fotovoltaico de la firma. 

“Sin embargo, los costos no llegaron a un equilibrio que genere atracción frente a los usuarios finales. Por lo que seguimos esperando los desarrollos e invitamos a buscar soluciones e innovaciones para reducir los costos”, concluyó. 

El pasado 8 y 9 de septiembre, Latam Future Energy llevó a cabo un nuevo evento virtual de doble jornada, denominado Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit.

Durante el día 1 –VER-, Elié Villeda, Country Manager Mexico y Regional Manager Latam North de First Solar, resaltó que el mundo ya está demandando gran cantidad de paneles solares para hacerse de energía limpia y barata pero que a medida que los objetivos aumenten, no sólo de los países sino de las grandes empresas, habrá problemas para abastecerla.

En esa línea, explicó que mucha de la demanda mundial depende de China por la concentración de empresas fabricantes de módulos que existen allí. Además porque todas ellas dependen del silicio para su producción. Por tanto, cualquier distorsión de precios de esta materia prima podría generar un cimbronazo en costos.

En ese sentido, Villeda recordó que First Solar está fuera de ese mercado productivo ya que ellos no fabrican sus semiconductores con silicio sino con teluro de cadmio (CdTe).

En ese sentido, el ejecutivo exhortó a los países en robustecer su cadena de suministro para proveer localmente a la fabricación de paneles solares y no depender meramente de China.

“Hay demasiada demanda de paneles solares y cada vez hay más proyectos. Yo creo que tiene que ir cambiando la dinámica para que se permita incorporar más proveeduría localmente; eso es ir protegiéndote hacia el futuro”, destacó.

Y observó: “Cuando las grandes empresas entren con fuerza al mercado –latinoamericano- van a cambiar completamente la dinámica del supply (chain) –cadena de suministro-; y ellos –por las grandes empresas- ahora están acaparando la mayor parte de los grandes contratos y proveeduría que hay mundialmente”.

“Retrasar la transición energética puede ser más costoso para los países”, remató Villeda.

Bajar costos

Así mismo, el ejecutivo de First Solar se enfocó en la necesidad de continuar bajando el costo nivelado de energía (LCOE) de los módulos fotovoltaicos.

“No se trata nada más de ir incrementando el tamaño del panel para obtener mayor potencia sino de estar haciendo las innovaciones tecnológicas dentro de una línea para estar verticalmente integrado y ofrecerle un gran producto al cliente final, ya sea de utility scale o generación distribuida”, puntualizó.

Es por ello que indicó que prontamente estarán realizando anuncios del reemplazo del aluminio para la producción de módulos y adelantó: “Estamos trabajando también en no solo bajar el tema del BoS sino a automatizar la parte de la instalación”.

“La industria también se tiene que enfocar en automatizar no sólo la parte de la fabricación de los paneles solares sino de la instalación”, señaló al tiempo que anticipó que buscarán automatizar tiempos para que los paneles se conecten rápidamente desde que descienden de los contenedores hasta la colocación en los pilotes.

La planta, que recibe el nombre de Pedranópolis, ha sido construida por Soltec Brasil y cuenta con 210.000 paneles solares y 3750 seguidores SFOne de Soltec.

La inversión realizada en su desarrollo ha alcanzado los 80 millones de euros aproximadamente y ha impulsado la creación de más de 550 puestos de trabajo (entre directos e indirectos), fomentando el empleo en las comunidades locales y la inclusión de las energías renovables.

Según Raúl Morales, CEO de Soltec: “Para nosotros el mercado brasileño es estratégico, tanto desde el desarrollo de proyectos fotovoltaicos como desde nuestra división industrial. Contamos con una posición de liderazgo y una visión largoplacista clara. Actualmente, Powertis cuenta con una cartera de 4,5 GW en distintas fases de desarrollo en Brasil”.

«Es un orgullo poder anunciar este hito, que supone el primer proyecto conectado de la compañía en el país. Nuestra misión es contribuir a un futuro sostenible y, gracias al gran esfuerzo y coordinación de todos los miembros del equipo, además de la cooperación con las comunidades locales, estamos un paso más cerca», ha señalado Pablo Otín, CEO de Powertis.

De esta forma, Soltec continúa con su estrategia de penetración en el mercado brasileño, y la expansión internacional a través de Powertis en mercados clave para el sector fotovoltaico, como España, Italia, Colombia, Brasil, Dinamarca y Estados Unidos.

En estos momentos, Guatemala transita su 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 (ver más). 

En volumen, el objetivo que se propuso adicionar podría parecer poco pero es lo que en estos momentos requiere el sistema para suministro a 15 años desde el 2026 al 2041. 

Ahora bien, desde la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) adelantaron a Energía Estratégica que tras nueve año sin licitaciones  -en 2010, 2011 y 2013 se realizaron las ediciones anteriores- la PEG 4-2022 llega para reforzar inversiones en el parque de generación eléctrico y retomar el ritmo de licitaciones en este mercado que al 2030 requeriría incorporar más de 1000 MW. 

Para brindar mayores precisiones al respecto Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la CNEE y exministro de Energía y Minas de Guatemala, brindó una entrevista exclusiva a este medio. 

¿Qué balance realiza del lanzamiento de la Licitación Abierta PEG-4 2022? 

Hace varios años que los procesos de licitación se habían estancado y había muchísima expectativa para este nuevo proceso de licitación.

Vimos muy interesante esta convocatoria de verdad. Primero porque se hizo una reunión presencial que tuvo buena confluencia del sector privado, donde el número de participantes abarrotó el espacio que estaba disponible. Pero también porque hubo muchísimo interés manifestado en forma temática con un gran número de conexiones a distancia.

En la reunión se plantearon bastantes preguntas relacionadas con el proceso. En términos muy generales, porque las bases de la licitación establecen que va a haber todo un periodo de hasta seis meses para poder hacer consultas aclaraciones y eventualmente algunas modificaciones al proceso.

¿En cuánto a renovables?

El mensaje fue bastante claro en el sentido de que sí hay una meta de alcanzar una cobertura con recursos renovables. Creo que esto ha despertado bastante interés. Aunque tengo que decir que ya Guatemala tiene una matriz energética bastante balanceada, con un componente de energías renovables realmente alto -por encima del 70% de la producción de energía de Guatemala viene de fuentes renovables- pero que depende mucho de la época de lluvias al final porque el componente hidroeléctrico es grande.

¿Qué expectativas tiene la CNEE para la resolución de la Licitación Abierta PEG-4 2022? 

Hay dos finalidades dentro del proceso de licitación. Una es la que diría yo la más importante y es que las distribuidoras están obligadas a buscar el suministro para satisfacer la demanda y la ley lo dice muy claramente: en calidad y las mejores condiciones de precios.

Una porción de lo que se está contratando o se pretende contratar ahora va a servir para sustituir contratos que están vigentes el día de hoy y que van a ir terminando en 2026, 2027 o 2028. Pero también para cubrir la parte incremental de la demanda que está en el orden del 3% o 4% cada año.

Por lo que la otra finalidad es ir cumpliendo con el plan de expansión y la política del Ministerio de Energía y Minas, que incluye a las metas que se plantearon de una mayor participación de energías renovables.

Básicamente tenemos dos mecanismos acá. Las distribuidoras obligatoriamente tienen que hacer licitaciones para el suministro de energía pero algunos faltantes se transan en el mercado de oportunidad.

Aparte de estas licitaciones que le llamamos de largo plazo y que pretenden dar señales económicas importantes de garantía de inversiones y recuperación de inversiones, también se han utilizado mecanismos de licitaciones por tiempos relativamente cortos para poder resolver el problema de los faltantes de energía en las distribuidoras; es más, recientemente tuvimos un proceso donde se adquirieron alrededor de 40 MW que eran un faltante de las distribuidoras para cubrir su curva de demanda.

Esta convocatoria PEG 4 se realiza 9 años después de la Licitación Abierta PEG-3, ¿ya están analizando el lanzamiento de una PEG 5?

Sí, efectivamente pues nosotros desde que tomamos posesión aquí a finales de mayo a principios de junio, de inmediato comenzamos a realizar los estudios técnicos necesarios y revisar un poquito la historia y las lecciones aprendidas de los procesos previos ya con miras a iniciar un proceso de una Licitación Abierta PEG 5.

Por lo menos, ir preparando todo el esquema de cómo realizarla. Esta es bien importante porque en la PEG 4 pues se pretende contratar 235 MW -que puede parecer una cantidad pequeña en orden de magnitud- pero esta PEG 5 nos va a servir, no solamente para hacer el cubrimiento de la demanda creciente, sino que también sustituir los contratos que fueron firmados en el año 2010 hasta el año 2015, que comenzarán a terminar en el año 2030/31 hasta el año 2033.

Esta licitación que llamamos PEG 5 debiera ser en el orden de -y me estoy aventurando a dar un número porque no lo tenemos- entre 1200 a 1400 megavatios de energía para satisfacer los requerimientos de la demanda regulada.

¿Por qué hace énfasis en la demanda regulada? 

Porque al final la demanda regulada de Guatemala es más o menos 70% y oscila hasta el 80 % del total. Esa otra demanda que existe ahí, o sea el complemento para el 100% de la demanda es una demanda de grandes usuarios e incluso una porción que puede ser transada en el mercado regional.

¿Cuándo será? 

Ahora, estamos justamente en el análisis de la información básica. Bueno, tiene que ver no solamente con las demandas fuertes de energía, sino que también con algunas cosas importantes en los sistemas eléctricos porque uno no puede dejar uno de lado los efectos de la intermitencia de algunas tecnologías, tampoco los efectos de la estacionalidad, por ejemplo. Entonces todo eso son análisis muy técnicos que se están comenzando a hacer. Y lo otro que hacemos es tratar de ir perfeccionando el “match” de oferta y demanda.

¿Qué comparan entre licitaciones? 

Estamos revisando las experiencias de los procesos previos en las partes formales de la presentación de documentos, de información técnica y también, porqué no decirlo, una evaluación de los mecanismos de calificación de las ofertas.

El pasado 8 y 9 de septiembre, Latam Future Energy llevó a cabo un nuevo evento virtual de doble jornada, denominado Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit.

Durante el primer panel del día 2, Rodrigo Serrado, Gerente de Desarrollo de Energías Renovables de Colbún, valoró: “Hoy día todos los clientes están interesados en las energías renovables. Básicamente ellos son el motor de desarrollo de estas fuentes limpias y cuando este interés es tan alto los proyectos vienen solos: La necesidad del mercado finalmente es la que más impulsa el desarrollo del sector”.

En esa línea, el directivo de la compañía eléctrica adelantó: “En estos momentos estamos buscando más proyectos eólicos en Chile. Y lo que queremos es que estén diversificados geográficamente”.

Explicó que esa lógica de avanzar con proyectos en distintos puntos del país obedece a “una estrategia de portafolio que es clave”.

“Uno técnicamente a los proyectos los va madurando, pero la parte comercial es fundamental: Un proyecto puede ser muy bueno técnicamente pero si el cliente está muy lejos, a lo mejor ese proyecto no es el mejor para ese cliente, porque hay riesgo sistémico, de desacople, congestiones que finalmente hace que el tema comercial pese incluso más que el técnico”, puntualizó.

Y reveló que esta misma estrategia Colbún la está aplicando en Perú. “Estamos analizando proyectos eólicos y solares desde Ica hasta Arequipa”, anticipa Serrado.

Cabe destacar que este año la compañía ha puesto en marcha 230 MW de energía solar a través del parque Diego de Almagro Sur y está construyendo 800 MW eólicos más a través de la central Horizonte, cuyos primeros aerogeneradores estarán inyectando energía a fines de 2023.

Colbún además se propone duplicar su tamaño en base a energías renovables hacia el 2030, agregando 4.000 MW más.

Para ello, la empresa ya cuenta con 1.000 MW aprobados ambientalmente en proyectos solares, y prepara el ingreso de nuevas iniciativas a tramitación ambiental para los próximos meses.

“Los clientes finalmente son los que tienen objetivos de descarbonización e interés por las energías renovables”, resaltó Serrado y agregó que hoy son además las fuentes más competitivas de energía eléctrica.

“Si al tema precio uno le agrega que es energía limpia, la verdad es que es una decisión súper simple para los clientes por qué tipo de energía uno quiere ir en cada licitación”, enfatizó y señaló que tales consumidores no sólo vienen del sector minero sino de la industria en general.

Santiago Sajaroff, presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), analizó los retos y oportunidades de la energía eólica en el país durante un nuevo evento de Latam Future Energy y planteó que «actualmente no es necesaria la alternativa offshore en el corto o mediano plazo». 

Si bien otros países de la región ya avanzan en la materia, el empresario destacó que “normalmente esta opción surge en el mundo porque viene a resolver la imposibilidad de desarrollar la eólica onshore o por no contar con capacidad de transporte en tierra”. 

Sin embargo, consideró que, en el caso de Argentina, “donde hay buenos factores de capacidad en aguas jurisdiccionales del país también haría falta el uso de las redes de transporte”. 

Hecho que resultaría una adversidad si se considera que actualmente se presentan restricciones de capacidad, es decir que no hay demasiados megavatios disponibles para despachar y que las obras de infraestructura recién están previstas para dentro de algunos años. 

Y cabe recordar que hoy en día existe una alta cantidad de interesados en con prioridad de despacho en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), a tal punto que meses atrás CAMMESA cambió el mecanismo de desempate.

A lo largo de las últimas tres convocatorias del MATER, se asignaron más de 832 MW renovables (350,4 MW solar, 481 MW eólicos y 0,7 MW de una pequeña central hidroeléctrica), pero muchos otros parques se quedaron a las puertas por pequeñas diferencias en las presentaciones. 

Pero a esa falta de capacidad en las líneas de transmisión, Sajaroff añadió que “tampoco es menor que el potencial desarrollo de proyectos de esta índole requeriría una logística de barcos y herramientas para hacer la operación y mantenimiento que, al menos hoy, no están en ese nivel para el país”. 

Aunque no descartó que si los parques eólicos fuera de la costa pudieran ser una solución alternativa al desarrollo de redes de transporte, podrían tener lugar en el país. Pero para ello y para tener previsibilidad en el futuro, sostuvo que se deberá contar con una regulación orientada a la actividad. 

Un ejemplo del advenimiento de este tipo de alternativa de generación es Brasil, que ya asienta las bases de su marco normativo para la exploración de energía renovable offshore y se prepara para un boom de proyectos en el futuro. 

¿Cuántas centrales hay registradas en ese país? Según el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA), el país cuenta con 66 emprendimientos eólicos offshore en proceso de licenciamiento ambiental, que acumulan 169441 MW de potencia en exactamente 11571 aerogeneradores.

Más de Latam Future Energy

El sector eólico continúa en el camino de la mejora y reducción de los costos de la energía mediante la innovación tecnológica y el diseño de productos que permitan alcanzar tales objetivos. 

Y bajo esa premisa, desde Nordex, compañía fabricante de aerogeneradores alemana, se adaptan a los nuevos desafíos de la región y prontamente contarán con un nuevo modelo de rotor que permita beneficiar la cadena de suministro, las sinergías del sector y la O&M de parques renovables.

Así lo adelantó Albert Sunyer, Managing Director Mexico & Colombia de la firma, durante el reciente evento de Latam Future Energy, donde afirmó que “habrá rotores más allá de 163 metros de diámetro”, que hasta la fecha es la capacidad máxima de la empresa.

“Habrá grandes novedades, sobre todo para atender tanto aquellos sitios con vientos espectaculares, como también los lugares donde sabemos que con estos rotores podemos maximizar el recurso eólico. Todos vamos a esas tecnologías con torres más altas y rotores más grandes que permiten optimizar los recursos disponibles”, aseguró. 

La compañía con más de 35 años en el mercado busca seguir atendiendo los requerimientos de la industria, teniendo en cuenta su expertise de 42 GW instalados en más de 40 países alrededor del mundo (8 GW en Latinoamérica) y más de 26 GW en O&M, además que concentra un portafolio amplio de torres desde 83m hasta más de 160m de altura. 

Incluso, su cartera de productos también está dividida en tres grandes bloques: rotores 133m, 149m y 163m, que varían según el tipo de proyecto, las condiciones de la región y las velocidades medias de los vientos, con diferentes potencias nominales, pero siempre con el objetivo de maximizar el factor de planta y reducir los costos de la energía, según explicó el especialista

La visión sobre el sector latinoamericano

Albert Sunyer aportó la mirada y expectativas sobre los diversos mercados de la región y reconoció que el “máximo interés” en América Latina por parte de Nordex está puesto en Brasil, Chile, Colombia y Perú. 

“Hay una visibilidad muy alta en Colombia, donde estamos construyendo 574 MW para el 2023, de los cuales el 70% tienen la solución de torres de hormigón. Sumado a que seguimos de cerca el mercado por las nuevas oportunidades que surjan y para estar cerca de nuestros clientes”.

Además, en ese país la empresa avanza en la construcción de la fábrica de torres eólicas de hormigón en La Guajira. La misma está prevista para iniciar producción en enero del 2023 y tendrá “capacidad de fabricación para atender proyectos por arriba de 300 MW sin ninguna dificultad durante el primer semestre de 2023”. 

Por el lado de Perú, se encuentran con 300 MW en proceso. Mientras que en Chile, también cuentan con proyectos en construcción y el especialista vaticinó que “hay buenas visibilidades”. 

Solis pone el acento en ampliar aún más sus fronteras con nuevas soluciones en bajos voltajes que le permitan abarcar todas las áreas del sector fotovoltaico del mundo, entre ellas América Latina y el Caribe. 

Sergio Rodríguez, service manager Latinoamérica de la compañía, destacó durante el evento de Latam Future Energy que se enfocan en los “nuevos productos trifásicos 220V, que resultan demandados en los mercados de la región, principalmente en proyectos comerciales-industriales”. 

Puntualmente se trata del inversor trifásico S5-GC(50-60)K-LV 220V, que están destinados a potenciar los sistemas fotovoltaicos en generación distribuida. Segmento que se multiplicó más de 8.000 veces en una década y este año se espera un crecimiento de al menos un 20%, según lo estipulado desde la firma con más de 17 años en el rubro. 

“Y de ahí pasamos a inversores de gran escala, con todos los componentes necesarios”, agregó el especialista durant, teniendo en cuenta que ya ofrecen una amplia gama de inversores tipo string para el segmento residencial, comercial, industrial, utility scale, storage y también estaciones transformadoras de hasta 6.3 MVA.

Pero allí no se queda la apuesta de la compañía, ya que también pusieron la mirada en el almacenamiento de energía, al que Rodríguez consideró como “presente y futuro del sector” y que destacó que cada mercado poco a poco lo adoptará a su propia velocidad. 

De igual manera, el service manager LATAM de Solis reconoció que buscan acercarse mucho a cada mercado, haciendo esfuerzos por visitar y fidelizar clientes mediante el desarrollo, la capacitación y concientización de los productos y soluciones que ofrecen desde la compañía. 

¿Cuáles son esos países? “México tiene todo, es una mina de oro de energía pero desafortunadamente con el ambiente político se encuentra en stand by. Por lo que esperamos que al 2024 se reactiven las plantas de gran escala, aunque afortunadamente la generación distribuida sigue siendo fuerte”, sostuvo el panelista del evento de LFE.

“República Dominicana está haciendo muy bien las cosas, Chile igual manera con el almacenamiento. Mientras que esperamos que la transición política en Colombia sea positiva para el sector. En tanto que Perú, Ecuador, Uruguay y Argentina también tienen mucho potencial”, amplió . 

Y si bien en los últimos años Solis aumentó su capacidad de producción de 5 a 30 GW a partir de una cadena mucho más automatizada, lo cual ayudó a mantener los costos, y aún esperan tener más en el futuro, Rodríguez apuntó que sigue siendo necesario tener mucha anticipación para los proyectos de gran escala y para mantener la demanda de todos los planes que vinculen a sus productos. 

Sengi Solar, fabricante brasileño de generadores fotovoltaicos, anunció una inversión de 440 millones de reales para la creación de dos fábricas de paneles solares en el país.

Según la empresa, los módulos fotovoltaicos producidos en las nuevas fábricas serán encuadrados en el sistema Finame, dentro de la estrategia adoptada por la empresa para el mercado nacional, ya que presenta una línea de crédito más atractiva por el BNDES y que viabiliza los proyectos de generación propia de energía en tejados y pequeños terrenos en el territorio nacional.

Los equipos tendrán una potencia de entre 440 vatios y 670 vatios, que según la empresa, están entre las más altas del mercado internacional, y estarán fabricados con tecnologías de vidrio bifacial y doble, que permiten captar la radiación solar en la parte superior e inferior de los paneles fotovoltaicos.

Con la puesta en marcha de los complejos fabriles, la empresa espera pasar de una facturación de 400 millones de reales este año (2022) a 1.200 millones de reales en 2023.

Las inversiones también deben generar unos 500 puestos de trabajo directos en las dos regiones, uno en la sede de Cascavel (PR), cuya entrada en funcionamiento está prevista para septiembre de este año, y otro en la sucursal de Ipojuca (PE), cuya puesta en marcha está prevista para marzo de 2023.

Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, cuenta a Energía Estratégica que el mecanismo de Derivex de contratación de energía ya ha sido aprobado en el marco de la Resolución CREG 114, luego de que Ecopetrol se desprendió de su comercializadora: Ecopetrol Energía –VER ARTÍCULO-.

¿Qué significa? Que los comercializadores del mercado regulado ahora podrán trasladar los precios de los contratos de energía que celebren a través de Derivex hacia la tarifa de sus usuarios.

Tellez indica que esto beneficiaría a los hogares y pequeños comercios e industrias.

“A través de nuestro mecanismo se pueden generar mejores precios porque hoy en día la mayoría de la energía que se está consumiendo en el país fue contratada hace un par de años. Esos contratos fueron realizados a través de contratos bilaterales indexados a la inflación. Y en Derivex no tenemos este problema porque los precios no están indexados a la inflación”, asegura.

Señala que tanto la pandemia como la Guerra en Ucrania está generando altas tasas de inflación a nivel global y ese es uno de los grandes problemas que tiene ahora Colombia: Energía muy costosa por ser indexada.

El ejecutivo adelanta que aproximadamente el 20 de octubre próximo llevarán a cabo la primera subasta con esta nueva condición.

Explica: “Estamos haciendo un sondeo con el mercado para terminar de definir la fecha. La idea es que haya consenso de la industria Porque de nada serviría iniciar una subasta donde los agentes no estén preparados. Es decir, que estén inscritos ante un miembro liquidador de Derivex (una firma comisionista) para poder empezar a hacer las compras y ventas de futuros de energía eléctrica”.

Adelanta que, una vez que se realice esta primera convocatoria, luego se hará una por mes. “Lo que esperamos es que hayan cada vez más agentes y eso haga que aumente la liquidez del mercado. Si esto sucede, los precios serán más transparentes y en la medida que haya mayor competencia se formaran mejores precios«.

Más renovables

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

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

No obstante, Tellez advierte que “para tener validez estos contratos deberán celebrarse a un mínimo de 10 años, según indica la norma. Pero eso es algo que tenemos que hablar con el Ministerio –de Minas y Energía- porque en este momento Derivex es un mercado que tiene como máximo 6 años de contratación”.

Explica que por el formato y la naturaleza de mercados como el de Derivex, que son estandarizados, “no hace sentido tener un mercado a 10 años porque esos contratos son más líquidos y aumentan el riesgo”.

Por tanto, el ejecutivo adelanta que próximamente manifestarán esta inquietud a la cartera que comanda Irene Vélez para que se flexibilice esa exigencia.

Las ventajas de participar en Derivex

“Hay varios beneficios que ofrecen los mercados anónimos estandarizados como Derivex. Uno de los principales es que, al ser un mercado totalmente anónimo, tanto en la comercialización como en la compensación y liquidación de los contratos, no se genera ningún tipo de discriminaciones de agentes por su riesgo crediticio”, resalta Tellez.

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

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

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

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

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

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

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

Y cierra: “Esto es por nombrar algunos de los beneficios, pero hay muchos más que van a tener los agentes tanto comercializadores como generadores, y a su vez para la CREG acá se producen precios donde se fomenta la sana competencia y que son mucho más eficientes que finalmente beneficiarán a los usuarios finales de las tarifas”.

Mediante el 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.

A un año de aquello, República Dominicana aún mantiene un esquema de entrada por primas una vez que se es concesionado para la explotación, instalación y puesta en marcha de obras de generación eléctrica a partir de fuentes primarias de origen renovable y no renovable.

No obstante, durante el evento “Latam Future Energy: Solar, Wind and Hydropower Virtual Summit” desde la Superintendencia de Electricidad adelantaron que en los próximos meses se dará a conocer el detalle del nuevo mecanismo que se impulsará y que cambiaría esas reglas del juego. 

“Este modelo de licitación debe estar visto antes de que termine este año; de forma tal que ya para el próximo año se estén produciendo las primeras licitaciones”, reveló Andrés Astacio, superintendente de Electricidad. 

Y según adelantó el regulador, se podría duplicar el volumen de renovables logrados a través de contratos PPA el año pasado: de 600 MW con concesión definitiva suscritos el año pasado, se pasaría a unos 1200 MW a través de licitación. 

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

Para lograr la integración de nueva capacidad renovable, adelantó que deben enfrentar retos de infraestructura de red eléctrica y nueva regulación que contemple almacenamiento. 

Uno de los retos advertidos por el superintendente fue la expansión de infraestructura de transmisión y distribución eléctrica para dar lugar a la nueva generación que se espera.  

«La idea es ampliar nuestra red troncal de 345 kV en un plazo de 18 meses, al menos hacia la zona norte de la isla (…) por el otro lado, también tenemos un plan de ampliación de la red troncal hacia el suroeste para poder aprovechar toda la generación y todo el recurso que se que se da en esa zona y el umbral de tiempo que nos hemos puesto para terminar todos estos proyectos de ampliación de la capacidad de transmisión es unos 24 meses” adelantó Astacio. 

Aquello no sólo será para los más de 800 MW de ciclo combinado que ya se están ejecutando en el país sino para los más de 1000 MW que se proyectan con energías renovables y que se podrían incrementar en los próximos años. 

Según explicó el titular de la Superintendencia de Electricidad, República Dominicana tiene una relación directa uno a uno entre el incremento del Producto Interno Bruto y el aumento de la demanda eléctrica nacional. Esto exigiría que, ante un pujante crecimiento de su economía, se promueva una mayor integración de fuentes de energías renovables.

En respuesta a la variabilidad de algunas de ellas, Andrés Astacio agregó que para ello están trabajando en la regulación para la adición de sistemas de almacenamiento de energía que les garanticen mayor estabilidad en la disponibilidad de la energía. 

“El gobierno dominicano está en un claro incentivo a mayor integración de fuentes renovables en nuestro país”, concluyó Andrés Astacio. 

¿Qué señales le podría dar al sector privado? ¿Qué oportunidades de inversión van a poder encontrar? Son algunas de las preguntas que Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica, realizó al superintendente durante su participación en el “Latam Future Energy: Solar, Wind and Hydropower Virtual Summit”.

Luego de ponerse en marcha la segmentación energética, que permitirá ordenar los subsidios a la electricidad y el gas según los aspectos socio-económicos de cada hogar junto con la quita de los mismos para el sector comercial e industrial por debajo de 300kW de potencia contratada, Argentina aumentó las tarifas de inyección de generación distribuida. 

A tal punto que los nuevos valores previstos en la Resolución 222/2022 del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE) duplican los montos para los usuarios de baja tensión menores a 300 kW de potencia contratada y, en algunos casos de media tensión, prácticamente hasta se quintuplica, si la comparación se basa en la Res. 189/2019. Es de esperar que el resto de las provincias actualicen los valores en los cuadros tarifarios prontamente.

Esto quiere decir que se dan mejores precios de la energía excedente en las distribuidoras estipuladas en la normativa del ENRE, tanto en baja, media y alta tensión y para los sectores residenciales, comerciales e industriales. En cuanto se vayan quitando los subsidios, dichos valores se seguirán actualizando de acuerdo a lo estipulado en la Ley Nacional 27.424 que representa el marco normativo de la Generación Distribuida de fuentes renovables en el territorio argentino.

“Es una medida muy positiva, entendiendo que una de las variables que incide en la  toma de decisión al momento de implementar energía solar, más allá de lo ambiental, el ahorro que se genera en el consumo de energía eléctrica tiene un peso central”, aseguró Maximiliano Morrone, Director de Efergía en conversación con Energía Estratégica. 

“En ciertas regiones del país, los números de repago eran relativamente atractivos, la actualización de las tarifas eléctricas y las remuneración por los excedentes vertidos a la red hace que en todo el país, independientemente de cual sea el valor agregado de distribución, el retorno de inversión empieza a ser más conveniente, tanto para el sector residencial como para el comercial e industrial”, agregó. 

Y continuó: “Veo por delante un gran desarrollo de la industria de generación distribuida en el país y este es el estímulo que terminará de impulsar la energía solar para autoconsumo. Estamos notando un gran interés sobre todo del sector comercial e industrial para incorporar energía solar en sus techos. El sector residencial tomará un tiempo más en interesarse en los beneficios de la solar que será recién cuando las boletas de luz comiencen a llegar ya sin subsidios a principios del año 2023”

Cabe recordar que hoy en día, Argentina cuenta con 15370 kW de potencia instalada a partir 916 usuarios – generadores, bajo la ley nacional N° 27424. Y que si bien los últimos dos meses no fueron los de mayor crecimiento, la evolución de la distribuida subió casi un 70% a lo largo del año. 

De todos modos, Maximiliano Morrone planteó que aún existen “grandes desafíos” a afrontar, además de la propia generación de la demanda ante la quita de subsidios por esta alternativa renovable. E hizo hincapié en la necesidad de líneas de financiamiento afines, la consolidación de la industria de instaladores e integradores sumado al impacto negativo de las restricciones a las importaciones que está afectando la disponibilidad de equipamiento para realizar las instalaciones. 

“Con este contexto de restricción a las importaciones, del cual no se ve un horizonte de mejora sustanciosa en el corto plazo, representará un reto para el sector de distribución para acompañar esa demanda creciente de equipamiento para el desarrollo de los proyectos que esperamos en el sector”, apuntó. 

El pasado 24 de agosto el Gobierno de Gabriel Boric presentó su Agenda de Energía 2022-2026, fijando lineamientos hacia el final de su mandato.

El por entonces el ministro de Energía, Claudio Huepe –desde esta semana reemplazado por Diego Pardow– sostuvo que este ejercicio contendrá cuatro líneas de acciones: “La transición socio-ecológica justa y la equidad; la energía; la descentralización; y la seguridad energética”.

En una entrevista para Energía Estratégica, Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile, analiza el plan de Gobierno.

¿Qué opinión le merece a la Agenda Energética 2022-2026?

Es muy positivo el trabajo realizado los equipos del Ministerio de Energía, tanto porque se logró plasmar lineamientos claros para el sector en el mediano plazo como porque ellos fueron fruto de un esfuerzo participativo y serio.

Nos parece especialmente relevante que la agenda se centre, dentro de sus ocho ejes, en temas muy sensibles para el desarrollo del sistema de transmisión, que es la principal condición habilitante para la descarbonización.

¿Qué aspectos debiera enfatizar la Agenda en transmisión para que continúe desarrollándose el sistema?

Siendo todos aspectos muy relevantes, me parece que, en particular, los ejes 3 y 4, sobre «desarrollo energético seguro y resistente» y sobre «transición justa e infraestructura sustentable”, recogen en gran medida los temas que han sido centrales en nuestro trabajo como Transmisoras hasta ahora.

Mejoras en materias de resiliencia y adaptación, seguridad y calidad de suministro, o la expansión del sistema, que tiene relación con una adecuada planificación de largo plazo, son todos temas fundamentales para nuestras empresas socias.

Quizás más importante, la agenda debiera acelerar el trabajo relativo al desarrollo sostenible de los proyectos y las mejoras en la relación con las comunidades.

Respecto a almacenamiento a partir de baterías, ¿su desarrollo en estos cuatro años de gestión será central?

Los sistemas de almacenamiento cruzan de manera transversal a varios de los temas que se mencionan en la agenda, como la expansión de los sistemas eléctricos o la infraestructura y tecnologías para la masificación de las energías renovables, por ejemplo.

Su desarrollo es sin duda muy importante en el corto plazo. Pero lo verdaderamente importante es que seamos capaces de pensar el sistema que deseamos como país de manera integral.

No debemos soslayar que en ese puzzle las baterías deberán convivir otros desarrollos y tecnologías que también deben ser correctamente guiados y fomentados desde ya. Ese es el verdadero desafío.

JA Solar, fabricante de módulos, obleas y celdas fotovoltaicas avanza en el mercado energético de Latinoamérica, apunta a lograr mayor penetración de sus paneles solares desarrollados específicamente para el segmento de generación distribuida. 

Victoria Sandoval, gerente de ventas México en la compañía, participó del primer día del “Solar, Wind & Hydropower Regional Virtual Summit”, organizado por Latam Future Energy y dio a conocer las ventajas que contempla para el sector. 

“Se trata de un panel con la misma eficiencia pero de menor tamaño, que permite que la instalación y la transportación sea más fácil y sencilla, porque al tener un auge de paneles grandes perdemos el detalle de que el costo de transporte y manipulación de un material de mayor tamaño es más complejo que uno más pequeño”, aseguró. 

“Es decir que se puede modificar la arquitectura de la celda y la estructura del panel para que éste produzca lo mismo o más dentro del límite que se puede transportar en un contenedor”, agregó. 

Y de este modo, también se reduce el impacto de las suba de los precios de las materias primas, que han aumentado de manera significativa desde el año pasado, fundamentalmente el silicio (alcanzó valores históricos)

“Se está mitigando a través de ciertas modificaciones en la producción y en el embalaje para optimizar la cantidad de módulos o la potencia que se puede enviar por contenedor”, manifestó la gerente de ventas de Ja Solar. 

Aunque aclaró que hoy en día existen tantas variables en la industria que resulta difícil predecir qué precio tendrá el módulo fotovoltaico en el futuro o si seguirá bajando, dado que poseen una  “diferencia de 10-11 centavos del costo del módulo, a comparación de lo que estaba en 2019”. 

¿Qué mercados analizan desde la compañía?

En el caso de México, Sandoval reconoció que la generación distribuida “sigue viva”, pero creciendo a pasos más lentos. Mientras que por el lado de Brasil, denotó un negocio muy maduro, por lo que ve grandes posibilidades de crecimiento para dicho segmento, tanto en ese país como en el resto de Latinoamérica. 

JA Solar expande su portfolio de productos renovables para Brasil

Y cabe recordar que meses atrás iniciaron la producción de la familia P-Type de 580 W, tanto monofacial como bifacial, que complementará nuestro portfolio actual compuesto por módulos +540W (mono y bi), +450W (mono y bi) y 410W (mono). 

En tanto que, para el actual semestre, se espera ingresarán al mercado los paneles con celdas N-Tye y mayor eficiencia – de 22 a 23% – y a futuro alcanzarían módulos de 620 W, también compatibles con la línea ya establecida. 

Santiago Mussa, director de ventas para las Américas en Ecoppia, participó como speaker destacado en el evento “Latam Future Energy: Solar, Wind and Hydropower Virtual Summit”.

Allí, indicó que Ecoppia optimizó sus soluciones para plantas solares fotovoltaicas pensando en contribuir a la reducción de los gastos operativos de los dueños de estos activos que buscan un rápido retorno de su inversión inicial. 

¿Cómo contribuyen sus robots a la reducción de costos? Según explicó Santiago Mussa, las soluciones de Ecoppia por un lado disminuyen los costos de limpieza al automatizar esta actividad y por otro lado, al ser una solución presente en el campo 24/7, permite ejecutar rutinas de limpieza en momentos estratégicos para hacer frente al soiling, reduciendo al mínimo sus efectos negativos y generando aumentos en la producción de energía considerables a la hora de evaluar el proyecto. 

“Esta solución suele oscilar entre el 1 y el 2% del CAPEX total de la planta y puede generar aumentos en la productividad de la planta del 4%, 5% y 6%”, ejemplificó Mussa indicando a su vez que tales porcentajes sirven de referencia, ya que desde su empresa no tienen valores estandarizados ni cotizan por megavatio instalado. 

Y añadió: “Realizamos un modelo financiero a partir del cual le podemos indicar al cliente, cuál es la generación de valor aproximada y muy bien estimada que le va a generar nuestra solución de limpieza autónoma en su planta”. 

Por eso, invitó a todos los interesados en saber si su proyecto es compatible con soluciones de limpieza automatizadas de Ecoppia a contactarse a través de los canales oficiales de la empresa para estudiar su caso y presentarles una propuesta.

«Plan Ecoppia»: Así se alcanza 1.5% más de rentabilidad limpiando paneles solares en los parques

Estas soluciones son cada vez más requeridas en la región latinoamericana, más específicamente han ganado terreno en la zona andina en la que los proyectos fotovoltaicos se exponen a fuertes vientos que diseminan arena y polvo, polvillo por la superficie de los paneles fotovoltaicos.

Para conocer más detalles, acceda a los testimonios completos del director de ventas para las Américas de Ecoppia durante una entrevista destacada en el evento de Latam Future Energy.

El Comité Diálogo Ambiental, organización ambiental de base comunitaria, desde 1996 vela por la conservación y restauración del medio ambiente y los recursos naturales del territorio puertorriqueño. 

En lo vinculado al sector energético, en los últimos 25 años se ha manifestado en contra del avance de centrales de generación térmicas a carbón y de ciclo combinado a gas natural con alta contaminación y evasión de medidas de mitigación.

Recientemente, este Comité también se ha pronunciado en contra de la ejecución de parques de generación solar fotovoltaica que se encuentren ubicados en cuerdas clasificadas por la Junta de Planificación como terrenos de alto valor agrícola y que pertenezcan a empresas que cuenten con centrales térmicas que incumplan con sus compromisos de mitigación.  

Víctor Alvarado, portavoz del Comité Diálogo Ambiental, explicó a Energía Estratégica que, sin ir en detrimento del desarrollo de una cartera de energías renovables en el archipiélago, desde el espacio que representa sostienen que el gobierno debe redefinir sus prioridades y evitar suscribir contratos como los recientemente firmados entre la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y generadoras solares de gran escala (ver), evitar el desarrollo de nuevos proyectos de generación fósil (ver), y destinar fondos FEMA para techos solares y baterías para el cliente final y no para reparación de centrales termoeléctricas de la estatal (ver). 

“El gobierno de Puerto Rico incluso está proponiendo hacer otra planta a gas natural cuando en Puerto Rico cerca de la mitad de la energía ya la estamos produciendo con fósiles. Nosotros entendemos que esa transición de la que tanto se habla con gas natural ya estamos en ella y ahora hay que ir por energías renovables”.

“Lo que estamos proponiendo es que el dinero que se está diciendo que va a venir de parte de FEMA a Puerto Rico para el sistema eléctrico o para proyectos energéticos (ver) se utilicen prioritariamente para las personas de escasos recursos, y que los más vulnerables puedan tener un acceso más rápido para tener sus placas solares en los techos de sus casas con baterías”, expresó.

Y es que los miembros del Comité Diálogo Ambiental promueven un modelo energético que no sólo procure la sostenibilidad medio ambiental a la vez que refuerce la resiliencia y descentralización del sistema eléctrico local, sino que también permita democratizar el acceso a fuentes de generación y almacenamiento. 

Por eso, desde el Comité adhieren a la iniciativa «Queremos sol» que indica que la “prioridad debe ser dar preferencia al “recurso techo”a nivel residencial, comercial e industrial, que con uso distribuido y adecuado de almacenamiento, no representa problemas de interconexión con la red”. 

“En Queremos Sol se presentó un estudio que demuestra que en 15 años Puerto Rico podría tener el 75% de la energía renovable distribuida producida por placas solares en los techos”, indicó Alvarado (ver). 

Y agregó, en relación a una reunión que mantuvieron la semana pasada miembros de Queremos Sol con la Agencia de Protección Ambiental (EPA) de Estados Unidos: 

“Hemos presentado a Lisa García, administradora de la EPA para la Región 2 y Carmen Guerrero, directora de la EPA en el Caribe, este tema de porqué debemos invertir más en utilizar los techos para placas solares y la propia directora nos dijo que Biden está moviéndose hacia eso y está dirigiendo su política a la protección del ambiente y en términos energéticos a utilizar las energías renovables, por lo que hay una oportunidad incluso de tener más fondos”. 

“Pero está chocando un poco la aspiración que tiene Biden con lo que el gobierno de Puerto Rico realmente está haciendo aquí con los fondos que podrían estar disponibles. Por lo que una de las grandes preocupaciones que tenemos es que el gobierno de Puerto Rico ya esté tan adelantado en su propia política que siga impulsando ya sea proyectos de gas natural o parques solares de escala y que no tome en consideración lo que más necesita hoy Puerto Rico que son techos solares y baterías”. 

La generación distribuida en Argentina no tuvo el crecimiento previsto en planificaciones pasadas, ya que sólo hay 916 usuarios – generadores de los más de 14000 que se esperaban según el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017.

Ante ello, y la imposibilidad de incorporar parques renovables en las redes de transmisión debido a la falta de capacidad disponible, desde el gobierno se enfocan en modificar la actual regulación de la generación distribuida y estimular ese mercado. 

“Estoy a favor de proponer una regulación diferente, donde si bien la GD sea para autoconsumo, tiene que prever los beneficios que brinda la escala y la eficiencia”, afirmó Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación. 

“No tiene mucho sentido que deba coincidir el punto de generación con el de inyección, ya que la electricidad es un bien fungible y se puede transformar.O que la misma potencia que uno genere la tenga que contratar, porque quizás es más eficiente generar un poco más y el resto puede sobrar”, agregó.

Como consecuencia, el funcionario reconoció que ya se encuentra en diálogo con los gobiernos provinciales para dar un debate interno en la Secretaría de Energía y proponer un marco normativo distinto. 

“Se propondrá una regulación distinta, más amplia y laxa para ver si podremos potenciar la GD. Puede ser parecido a lo que implementa Brasil, en el sentido de que sea más libre o que no necesariamente deba consumir la energía quien la genere, sino que se pueden compensar de distintas maneras y en distintos puntos”, detalló Yanotti.

Cabe recordar que el gobierno ya recibió una propuesta para replicar el modelo de Pequeños Medios de Generación Distribuido de Chile (PMGD – límite de hasta 9 MW de potencia), o la normativa de generación distribuida de Brasil (hasta 5 MW) para seguir impulsando las renovables en el país. 

Considerando que dichos esquemas ya se encuentran asentados en los países vecinos y tuvieron una gran evolución en los últimos años, a tal punto que PMGD ya acumula 2032 MW (1523 MW son fotovoltaicos – el 71% del total); mientras que en el mercado brasileño no para de romper récords en la región, dado que suma 12 GW de los 17 GW instalados en todo el país.

Por lo que, de implementarse alguno de esos modelos, varios proyectos renovables de las manifestaciones de interés (MDI) derivadas de la Res. 330/22, podrían entrar en tales esquemas ya que se priorizarán las centrales de baja y mediana escala que reemplacen generación forzada. 

Y según el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, «los proyectos presentados como MDI se pueden ir a redes de distribución, con lo cual también se evitan los cuellos de botella de la red de transmisión”.

“Sobre ellos, se esperan avances, se trabaja en reglamentar el proceso. Y todavía estamos viendo qué centrales son las más eficientes, las que más plata nos ahorren son las que priorizaremos”, concluyó Yanotti. 

Durante este tercer trimestre del año, el Gobierno de Gustavo Petro, a través del Ministerio de Minas y Energía, en cabeza de Irene Vélez, lanzará una resolución a consulta pública para modificar “algunas secciones del Manual Operativo del Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE)”.

De acuerdo a la última actualización de la Agenda Regulatoria Dirección Energía Eléctrica, realizada el pasado 4 de agosto, la medida consistirá en acelerar gestiones de acceso a los fondos.

La intención será “modificar algunas condiciones del trámite de Solicitud de Recursos de Financiación para Planes, Programas o Proyectos y de los Mecanismos Complementarios de Financiación, atendiendo las diferentes necesidades a nivel regional”, expresa la nueva agenda que lleva el visto bueno de Cristian Díaz Duran, Director de Energía Eléctrica.

FENOGE concesiona más de USD 9 millones para renovables y eficiencia energética en Colombia.

Hasta la semana pasada el FENOGE estaba comandado por  Katharina Grosso, ahora exdirectora ejecutiva de la entidad.

Durante su gestión este fondo impulsó numerosas actividades como la exitosa adjudicación de financiamiento para el desarrollo de 10 proyectos de hidrógeno verde, por un valor de $6.570 millones (1,5 millones de dólares).

La última convocatoria del FENOGE fue la aprobación de 30 mil millones de pesos (casi 7 millones de dólares) de carácter no rembolsable adicionales a los recursos aprobados en noviembre del año pasado, llegando así a un total de 40 mil millones de pesos (9,1 millones de dólares), para proyectos de renovables.

De este monto, 10 mil millones de pesos (2,3 millones de dólares) corresponden a la línea de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) y los 30 mil millones de pesos restantes a la línea de Gestión Eficiente de la Energía (GEE).

Recientemente, el FENOGE publicó un segundo listado de retos y necesidades elegibles –VER- en orden de priorización que se suman a los 154 retos y necesidades elegibles publicados en el primer listado –VER-.

Neoen, uno de los productores independientes líderes en el mundo de energía exclusivamente renovable, anuncia el éxito de su oferta de bonos verdes senior no garantizados convertibles en nuevas acciones y/o canjeables por acciones existentes de la Compañía con vencimiento en 2027 (los «Bonos») mediante una colocación a inversores cualificados únicamente de conformidad con el artículo L. 411-2, 1° del código monetario y financiero francés (Code monétaire et financier), por un importe nominal de 300 millones de euros (la “Oferta”).

Simultáneamente con la Oferta, Neoen anunció el ejercicio de su opción para redimir sus bonos convertibles en circulación de €200 millones con vencimiento en 2024 emitidos el 7 de octubre de 2019 (ISIN FR0013451820) (los «Bonos Existentes») de acuerdo con los términos y condiciones de los Bonos Existentes.

Los ingresos netos de la Oferta se asignarán para financiar o refinanciar proyectos de producción y almacenamiento de energía renovable de conformidad con el marco de bonos verdes de Neoen con fecha del 27 de mayo de 2020 y revisado por Moody’s ESG Solutions (anteriormente conocido como Vigeo Eiris).

Xavier Barbaro, presidente y director ejecutivo de Neoen, comentó: “Estamos encantados y orgullosos del éxito de esta emisión de bonos verdes convertibles y agradecemos a todos los inversores su confianza. Esta emisión se ha completado con condiciones muy favorables para Neoen y sus accionistas.

Ya fuimos pioneros al emitir el primer bono verde convertible europeo, y esta nueva emisión refuerza nuestra reconocida posición en el campo de las finanzas sostenibles.

Neoen se complace en poder ofrecer a los inversores la oportunidad de participar activamente junto a la empresa en la lucha contra el calentamiento global”.

“La deuda que tiene la ENEE con los generadores es una deuda heredada”, subrayó Erick Tejeda, gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (𝗘𝗡𝗘𝗘) y Secretario de Estado en el Despacho de Energía en Honduras, en un comunicado oficial.

Si bien la autoridad reconoció demoras en los pagos a las generadoras que brindan suministro a la ENEE, también aseguró que la actual administración ha honrado sus obligaciones liquidando mes a mes a las generadoras y trabaja para eliminar las demoras y poner al día los pagos.

En concreto, de enero (cuando inició el nuevo gobierno) a julio del 2022 “la ENEE ha abonado a las empresas generadoras durante este período (enero-julio 2022) la cantidad de 12, 212.1 (doce mil doscientos doce) millones de lempiras y a los 75 PPAs en operación comercial 10,661 (diez mil seiscientos sesenta y uno) millones de lempiras”.

Del detalle compartido por la ENEE se desprende que más de la mitad sería a generadoras térmicas (54.8%), seguidas por hidroeléctrica (13.6%), solar (11.6%), eólica (7.81%), biomasa (7.83%), geotérmico (3.62%) y cogeneración (0,79%).

Pero aún queda saldo por cancelar. En reiteradas oportunidades autoridades de gremios civiles y empresarios de Honduras expresaron a este medio que las demoras en el pago de las facturas se han llegado a extender a 11 meses, y si bien no responsabilizan directamente a la actual administración es comprensible su pronunciamiento en estas instancias donde además se están renegociando contratos precedentes.

De allí que otro punto sobre el que espera avanzar la actual administración es en la reducción de precios comprometidos con generadoras.

“Hemos llegado a varios preacuerdos en torno a las renegociación de contratos y esperamos seguir llegando a acuerdos con los demás generadores y así reducir el costo de generación y a su vez tener más soltura con el flujo de caja de la empresa”, indicó Tejeda.

Hasta hace 10 días atrás, la ENEE aseguró que había llegado a preacuerdos con 15 generadoras de energías renovables (ver más).

Ahora bien, estos “preacuerdos” fueron cuestionados por algunas cámaras empresariales que inclusive dudaron de la veracidad de los mismos. Ante ello, Energía Estratégica se comunicó con la Autoridad para transmitir claridad al avance de las negociaciones entre el sector público y privado.

Desde la Secretaría de Energía señalaron a este medio que ejecutivos de la 𝗘𝗡𝗘𝗘 y generadores siguen en instancia de conversaciones y que producto de las mismas ya se han alcanzado los primeros consensos y avanzado a modo de preacuerdos, tal como sostuvo días atrás Erick Tejeda.

“Aún no han sacado los contratos, pero están llegando a la etapa final”, aclararon desde el gobierno en exclusiva para Energía Estratégica.

En concreto, la carta plantea la cuestión del Acto Delegado (DA) -artículo 27.3 de la RED II-, que establece las normas sobre la producción de hidrógeno renovable.

La carta sostiene que el DA, en su forma actual, iría en detrimento del buen trabajo realizado hasta ahora para promover el hidrógeno verde en toda la UE, que las normas del DA son «desproporcionadas» y que «harán que el hidrógeno renovable europeo sea insuficiente para las necesidades de la industria y no sea competitivo frente al hidrógeno renovable no europeo».

La carta contrasta la actual legislación europea propuesta con la recientemente aprobada Ley de Reducción de la Inflación de Estados Unidos, que «presenta un plan concreto destinado a aumentar la producción de todas las formas de hidrógeno limpio, especialmente el hidrógeno verde, en Estados Unidos». Continúa:

«La importancia de este plan es, sin duda, el incentivo más impresionante que haya emprendido cualquier responsable político para fomentar el despliegue del hidrógeno renovable. Muchas empresas y promotores de proyectos ya están llevando a cabo negociaciones para beneficiarse del plan. Sin duda, esto es comprensible, ya que las normas son sencillas y las condiciones muy atractivas».

La carta incluye un llamamiento urgente a la acción:

«Le insto a que aborde sin demora los problemas relacionados con el acto delegado del artículo 27.3. Además, es imperativo perfilar claramente los marcos de apoyo a nivel de la UE y aumentar la coordinación estratégica entre las actividades de los Estados miembros. Cada vez es más evidente que sólo un puñado de Estados miembros vería avanzar un proyecto de hidrógeno renovable a gran escala y financieramente viable en el entorno actual. Además, es necesario minimizar el riesgo relativo a la rápida ampliación de la economía europea del hidrógeno poniendo más recursos financieros públicos; de lo contrario, las incertidumbres a lo largo de la larga cadena de valor seguirán obstaculizando la rápida evolución».

Junto con el compromiso de Hydrogen Europe de seguir desarrollando conceptos y soluciones para los instrumentos políticos, incluido el concepto de centralita europea de hidrógeno renovable que se ha presentado y que podría servir como el «creador de mercado» que falta.

El sector del hidrógeno en Europa se encuentra en un precipicio. O bien el continente puede aprovechar su ventaja para liderar el mundo en la producción, distribución y uso final del hidrógeno renovable con el respaldo de inversores y responsables políticos. O bien, Europa puede perder terreno frente a sus competidores regionales debido a la falta de empuje e imaginación a nivel político y convertirse en un segundón en la próxima gran carrera tecnológica.

El pasado martes 30 de agosto se llevó a cabo un encuentro entre ambas instituciones donde se analizó la situación general del sector eléctrico en la Argentina y particularmente, sobre la Industria Eólica y su cadena de valor, con foco en las inversiones y contribución del sector en el proceso de transición energética.

Del encuentro participaron los presidentes de la UIA y la CEA, Daniel Funes de Rioja y Bernardo Andrews. También estuvieron presentes por la UIA, el Secretario, Miguel Ángel Rodriguez y el Director Ejecutivo, Diego Coatz; y por la CEA, el Secretario, Gastón Guarino y el Gerente General, Héctor Ruiz Moreno.

Durante el encuentro, se analizaron las dificultades vinculadas con la infraestructura de transporte eléctrico, las propuestas que desde la Cámara se están estudiando, y la necesidad de que las energías renovables formen parte de la agenda del gobierno al igual que los hidrocarburos, al constituirse hoy en la energía más competitiva.

Un capítulo aparte llevó la evaluación de la trascendente contribución que las energías renovables aportan en el ahorro de divisas al país por sustitución de importaciones, con lo que se destaca el protagonismo de éstas en el proceso de transición energética, al alentar las exportaciones de los saldos de gas y petróleo producidos en el país.

Se esperan ahorrar divisas por 3250 millones de dólares en el año 2022 al sustituirse importaciones de combustibles líquidos equivalentes.

Se destacaron también las contribuciones que el sector eólico realiza al proceso de descarbonización al que se comprometió el país, como consecuencia de los Acuerdos de París y de la COP 26, para llegar a la neutralidad total de carbono, y paralelamente contribuir al intercambio comercial, con un mundo que impondrá barreras paraarancelarias para los productos que no cumplan con estándares ambientales.

Asimismo, se analizó el vector en el que se convertirá el Hidrógeno, en principio, lo que seguramente revolucionará la industria del sector energético en el país y en el mundo, lo que nos obliga a pensar la adecuación de todos los protagonistas económicos a un desafío que ya se encuentra presente.

Se acordó un trabajo conjunto entre UIA y CEA para que se visualice aún más el aporte del sector eólico y de las energías renovables en general, al tiempo que interactuar con las autoridades nacionales para hacer posible un crecimiento constante de una industria que tiene mucho que aportar al país.

Hitachi Energy presentó el primer interruptor de potencia ecoeficiente de 420 kilovoltios (kV) del mundo en CIGRE Sesión 2022. Esta innovadora tecnología marca un hito importante en su portafolio de soluciones de alto voltaje EconiQ™, anunciada en la sesión 2021 del CIGRE.

Durante más de dos décadas, la empresa ha invertido en soluciones alternativas ecoeficientes al hexafluoruro de azufre (SF6), incluyendo la primera subestación ecoeficiente aislada en gas de 170 kV (GIS) del mundo.

El portafolio de productos de alto voltaje EconiQ utiliza una tecnología que elimina el hexafluoruro de azufre (SF6), un gas de efecto invernadero. Con el tiempo, ha conseguido aumentar continuamente los niveles de tensión de su portafolio de alto voltaje EconiQ.

Hoy, el interruptor de potencia EconiQ de 420 kV marca un hito clave en la industria para transmitir grandes cantidades de electricidad a través de largas distancias al tiempo que se eliminan volúmenes significativos de SF6.

Esta innovación es el elemento clave para conseguir una amplia gama de aplicaciones de los interruptores EconiQ, y se utilizará tanto en los interruptores de tanque muerto (DTB) como en las subestaciones aisladas en gas (GIS). Se espera que el DTB y la GIS de EconiQ salgan al mercado a finales de 2022, de acuerdo con la hoja de ruta de la empresa.

“Este avance de 420 kV es una demostración de que nuestra tecnología es confiable y escalable para alcanzar niveles de ultra alta tensión con la menor huella de carbono», afirmó Markus Heimbach, Director General de Productos de Alta Tensión de Hitachi Energy.

“Estamos permitiendo a nuestros clientes y a la industria en su conjunto una rápida transición hacia soluciones ecoeficientes para avanzar en un futuro energético sostenible para todos”, añadió.

EconiQ es el portafolio ecoeficiente de Hitachi Energy para la sostenibilidad, en la que los productos, servicios y soluciones han demostrado ofrecer un rendimiento medioambiental excepcional. Hitachi Energy ha situado la sostenibilidad en el centro de su propósito y está avanzando hacia un futuro energético sostenible para todos.

Su cartera de productos de alta tensión también incluye EconiQ Retrofill, otra novedad mundial en la sustitución del SF6 en los equipos de alta tensión existentes, y los transformadores de corriente aislados con gas EconiQ. Las tecnologías de alta tensión EconiQ son ampliamente adoptadas por clientes clave en Europa.

El gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, volvió a cuestionar la dilatación de la firma del contrato PPA que imposibilita el aumento de capacidad del parque solar Cauchari que, de concretarse, pasaría de ser de 300 MW a 500 MW. 

“La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, nos tiene que autorizar la ampliación de 200 MW que ya está lista. No le pedimos un peso al gobierno nacional. Ya tenemos el financiamiento y queremos un buen PPA para la expansión del parque”, apuntó durante un evento. 

“El Exim Bank también espera que se autorice esa expansión para poder invertir en la provincia”, agregó el funcionario. 

Cabe recordar que Jujuy ampliará la central fotovoltaica a partir de la entidad bancaria de exportación e importación de China, a una tasa del 3%. Y de ese modo, le dará continuidad a la planta renovable que tuvo a las etapas I, II y III adjudicadas en el Programa RenovAr.

Además que el proyecto prevé incrementar el parque fotovoltaico «Cauchari» hasta 1000 MW en una futura etapa y complementarlo con energía termo-solar. 

Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, fue consultado por Energía Estratégica sobre este planteo de las autoridades jujeñas, a lo que respondió que “está un poco trabada la negociación porque se encareció demasiado y se trabaja en lo técnico”.

“Es decir que el precio que le hubiera tocado es un poco más alto, entonces se está adaptando y elaborando algún esquema que sea jurídicamente viable y que satisfaga las necesidades que tienen desde Cauchari”, confirmó. 

“Asimismo, veremos si podemos incorporar baterías, achicar costos y permitir optimizar el uso de la red”, añadió el ex vicepresidente de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. 

Y según pudo averiguar este portal de noticias, se busca trabajar en base a los proyectos ya habilitados y precios promedios de nodo y tecnología, teniendo en cuentas las particularidades de la puna jujeña donde se ubica el parque solar. 

Evacuación de la energía de Cauchari

Por otro lado, un tema a tener en consideración es por dónde se evacuará la energía eléctrica generada por la central fotovoltaica, dado que no queda demasiada capacidad disponible en las redes de transmisión. 

Pero desde hace un tiempo, desde la secretaría de Energía de Jujuy aclararon que ya se cuenta con una línea de transmisión de 315 kV, con la capacidad disponible para Cauchari IV y V. Por lo que el intercambio se realizaría a través de la línea de transmisión Interandes que va desde la subestación Andes (Chile) a la subestación Cobos (Argentina), la cual recorre una longitud de 409 KM entre ambos países.

La Secretaría Nacional de Energía de Panamá puso a disposición del público en general la versión preliminar de la Estrategia Nacional de Innovación del Sistema Interconectado Nacional (ENISIN).

Entre las metas que se fija el ENISIN, destacamos aquellas destinadas a incorporar una capacidad de almacenamiento en energía del 5% de la demanda total prevista para el 2030 y superar el 20% de generación renovable no convencional también al 2030.

Para lograrlo, se plantea en el Anexo 1 de la Resolución N.°MIPRE-2022-0032724, la creación de nuevos modelos de negocio que permitan lograr una mayor eficiencia en el uso de los recursos, en la formación de precios y en el acceso a la energía.

“Estos nuevos modelos de negocio estarán en la comercialización de la energía y en los servicios auxiliares para garantizar la calidad, seguridad y flexibilidad en la operación del sistema eléctrico”, adelanta el ENISIN.

¿Cuántas energías renovables se podrán sumar en esta década? De acuerdo con escenarios diagramados en el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional (PESIN) la descarbonización hasta el 2030 deberá darse con integración de Fuentes de Energía Renovable no Convencional (FERNC), plantas de gas y retirando plantas térmicas que usan combustibles fósiles líquidos:

“En el escenario de referencia del PESIN se plantea instalar al año 2030, 2510,94 MW adicionales a la capacidad actual instalada, de los cuales el 14,55% corresponden a plantas hidroeléctricas (365,42 MW), el 44,92% a plantas termoeléctricas a gas natural (1128,1 MW) y 40,53% lo componen plantas renovables no convencionales (1021,3 MW), con eólicas (399,49 MW) y plantas solares (621,81 MW).

Se tiene un retiro de 513,52 MW en plantas térmicas (413,2MW Bunker y 100 MW Diesel). Tomando en cuenta la potencia instalada actualmente y los retiros programados, el resultado sería un total de 5707 MW de capacidad instalada al final del 2030”.

“En el escenario de alta penetración de fuentes renovables del PESIN se plantea instalar al año 2030, 3531,61 MW adicionales a la capacidad actual instalada, de los cuales el 10,35% corresponden a plantas hidroeléctricas (365,42 MW), el 43,27% a plantas termoeléctricas a gas (1528.1 MW) y 46,38% lo componen plantas renovables no convencionales (1638,08 MW), con eólicas (606,6 MW) y plantas solares (1031,48 MW).

Se tiene un retiro de 934,67 MW en plantas térmicas (500.52MW Bunker, 268 MW Diesel y 166,15 carbón). Tomando en cuenta la potencia instalada actualmente y los retiros programados, el resultado sería un total de 6307 MW de capacidad instalada al final del 2030”.

En adición, también se indica que de acuerdo con la Estrategia Nacional de Generación Distribuida se definió una meta que al 2030 el país cuente con por lo menos 1700 MW de generación distribuida, o un 14% de la demanda de energía eléctrica. 

Visto aquello, el documento aclara que el objetivo general que persigue la estrategia es lograr la integración de las energías renovables en el sistema de generación, así como la inteligencia en el control de las redes y la futura entrada de almacenamiento de energía a gran escala. Y en concreto, la ENISIN se propone como objetivos específicos:

Mejorar los servicios ofrecidos de energía eléctrica para los usuarios finales.
Promover la descarbonización de la matriz energética mediante la adopción de tecnologías renovables y la electrificación del consumo final.
Incentivar la creación de nuevos modelos de negocios sostenibles.
Fomentar la competitividad en el mercado eléctrico.
Promover la implementación de nuevas tecnologías y procesos para mantener la seguridad y confiabilidad del SIN.

Al respecto, es preciso señalar que dentro de las 19 líneas de acción que se plantean, no se contempla un mecanismo de licitaciones concreto para fomentar una mayor adopción de energías renovables pero sí se explicita que se revisará el proceso y responsables del desarrollo de las licitaciones de compra de energía y potencia, y se incorporará el diseño por parte de ETESA licitaciones para sistemas de baterías para prestar servicios auxiliares y soporte en transmisión.

Hasta que aquello suceda, entre los hallazgos que se obtuvieron en diferentes talleres que se han realizado para formular las estrategias,desde Energía Estratégica destacamos tres barreras a resolver identificadas en diferentes estudios que llevó a cabo la Secretaría de Energía (ENGED, ENUREE, DSM y otros) y que son nuevamente advertidas en el ENISIN:

La metodología de cálculo de potencia firme vigente limita a las renovables no convencionales en su capacidad de innovación para adaptar soluciones tecnológicas que permitan incrementar la firmeza de los recursos variables.
El desarrollo de nuevos modelos de negocio como la comercialización independiente y los conexos a ésta brindan oportunidades de empleo, incrementan la eficiencia en el uso de los recursos y se incrementa la competencia
La no existencia de un mercado de servicios complementarios dificulta enfrentar las necesidades de flexibilidad y seguridad en la operación y por tanto la adopción de nuevas tecnologías y la creación de nuevos modelos de negocio que incrementen la competencia y permitan una mayor eficiencia en la formación de precios

Aquello podría llevar a que Panamá plantee cambiar la metodología de cálculo de potencia firme para renovables variables, incorporar la figura del comercializador y abrir un mercado de servicios complementarios.

Los interesados en realizar sugerencias o pedidos de cambio al documento que fue publicado el pasado lunes 5 de septiembre, contarán con 30 días de calendario desde la fecha de publicación para enviar sus comentarios al correo electrónico: infoenergia@energia.gob.pa

El Gobierno del Estado de Puebla, a través de la Secretaría de Economía y la Agencia de Energía del Estado de Puebla, dieron a conocer el Sistema de Información Energética del Estado de Puebla (SIEEP) como una herramienta para facilitar las inversiones y la generación de información pública en materia energética ante diversos aliados y aliadas empresariales, funcionarios estatales, municipales, representantes de instituciones académicas y medios de comunicación.

En el evento de presentación participaron Olivia Salomón, Secretaria de Economía, quien reconoció el labor de la Agencia de Energía por este esfuerzo a través de un modelo de gobierno digital, transparente e innovador, que contribuirá al fomento de la inversión, la reactivación económica y detonará el desarrollo energético sustentable del estado de Puebla.

Además, participaron Ermilo Barrera Novelo, encargado de la Dirección General de la Agencia de Energía, Alejandro González Roldan, subsecretario de Planeación de la Secretaría de Planeación y Finanzas; y Jorge Zenil Alba, director de Gestión de Cambio Climático, Ciudades Inteligentes y Transición Energética en representación de la Secretaría de Medio Ambiente, Desarrollo Sustentable y Ordenamiento Territorial.

El SIEEP es una herramienta única en su tipo a nivel subnacional, de utilidad para la toma de decisiones de los diversos sectores y población en general, que pretende ser un referente para otras entidades federativas, a través de la publicación de datos graficados, estadísticos y georreferenciados, informes, convocatorias y catálogos de fuentes de financiamiento y proveedores locales.

El Sistema es un insumo en la estrategia de comunicación y difusión de las actividades de la Agencia de Energía del Estado de Puebla a través de la cual incentiva la inversión en materia energética para el desarrollo energético sustentable del estado de Puebla.

En la tarde del martes 6 de septiembre se confirmó una noticia que comenzó como un rumor: la renuncia del ahora exministro de Energía Claudio Huepe.

Junto a los ministros de Interior, Salud, Ciencia y Secretaría General, Huepe dio un paso al costado luego del fuerte rechazo en el plebiscito para cambiar la Constitución de Chile. Ahora lo sucede el abogado y militante de Convergencia Social Diego Pardow, quien hasta hace horas se desempeñaba como asesor presidencial.

“Estoy muy orgulloso con todos los logros que hicimos en Ministerio de Energía. Agradezco a funcionarios y funcionarias, a todos los colaboradores, a la industria y a las organizaciones sociales por esta experiencia, llena de desafíos y energía para los cambios que Chile necesita”, expresó Huepe en su cuenta de Twitter al efectivizarse su renuncia.

Desde el sector de las energías renovables esperan que el desembarco de Pardow contribuya a continuar con las políticas que se venían llevando a cabo.

“Con el potencial de Chile de generación de energías renovables y de combustibles verdes, el Ministerio de Energía se vuelve la institución más relevante para impulsar el liderazgo de nuestro país en los mercados internacionales de estos nuevos commodities”, expresa Luigi Sciaccaluga, gerente de Desarrollo y Nuevos Negocios de Plataforma Energía.

Y considera: “Esta industria, si se desarrolla a tiempo, podría ser más relevante que la minería en Chile”.

El especialista opina que “el nuevo ministro tiene como reto acelerar a paso firme la solución a los desafíos que Chile posee en materia energética y que debe considerar la revisión de la estrategia energética, estableciendo hitos concretos para una descarbonización sostenible y segura, la ejecución de los proyectos en transmisión, impulsar la flexibilidad del sistema, avanzar en la nueva Ley Distribución y generar los incentivos necesarios para una eficiente gestión de la  demanda”.

Y agrega: “Además, junto con el Ministerio de Hacienda, deberá trabajar en la modernización del sistema de impuestos verdes, a todas luces obsoleto para cumplir con la transición energética”.

Asimismo, para Sciaccaluga otro tema relevante al que deberá hacer frente la llegada de Pardow es “resolver el tema institucional. “Aún falta por designar las cabezas de la SEC y CNE, y junto con ello replantear la gobernanza, accountability y funcionamiento del Coordinador Eléctrico”, propone.

Puerto Rico avanza en los procesos de adquisición de energía renovable y almacenamiento. Luego de anunciarse como concluida su primera edición, las denominadas Solicitudes de Propuestas (RFP) transitan su segundo tramo.

Según comunicó el Negociado de Energía de la Junta Reglamentadora de Servicio Público el nuevo proceso iniciará oficialmente este viernes 9 de septiembre con la emisión del RFP para que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) adquiera 1000 MW de energías renovables y 500 MW de almacenamiento por medio de baterías.

Aquello representa un incremento para el apartado de generación, que hasta hace menos de un mes planteaba contratar 500 MW renovables. Así mismo, motivaría una mayor diversificación respecto al primer tramo ya que esta segunda convocatoria está abierta a todas las tecnologías renovables, lo que acercará más a Puerto Rico a cumplir sus compromisos de lograr un 40% de participación de energías renovables en 2025, 60 % en 2040 y 100% en 2050.

Todos los interesados en participar en este segundo tramo deberán estar registrados en la plataforma que Accion Group, Coordinador Independiente de este RFP “tranche 2”, generó para gestionar todo el proceso de principio a fin.

Si bien estaba previsto que el inicio oficial se diera el pasado viernes 19 de agosto, el espacio para ofertar cada uno de los proyectos que se presenten a esta convocatoria se prevé 100% operativo esta semana.

Dependiendo de la cantidad de ofertas que sean presentadas y analizadas por el Coordinador Independiente, se irán ajustando las fechas comprometidas por calendario. 

Por lo pronto, se prevé que durante el mes de septiembre todos los proponentes sean capaces de realizar sus ofertas y cancelar el pago por su propuesta, así como el de los estudios de factibilidad de interconexión, del impacto al sistema, de instalación, entre otros.

Superada aquella fase, se prevé que no sea hasta finales de noviembre que los proponentes reciban los resultados de los estudios de viabilidad y de las instalaciones. Y se abrirá una nueva fase para que, en base a aquellos resultados, los proponentes puedan retirar su oferta o presentar un nuevo precio que les permita seguir en carrera.

Tomando como referencia los valores de LCOE del tramo 1, mientras que los cálculos del Negociado de Energía para la cartera inicial de 844,8 MW fotovoltaica resultó en un LCOE nominal ponderado por capacidad de $108,1/MWh; los valores más bajos de las centrales más competitivas no superaron los $85 MWh de LCOE real en precios del 2021 (ver detalle).

$108.1/MWh: el LCOE nominal ponderado por capacidad de la cartera de energía solar de Puerto Rico