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Definido el plebiscito para reformar la Constitución –donde se impuso el rechazo-, desde la industria de las renovables prevén que el Congreso retomará temas pendientes. Uno de ellos, la Ley que promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad (DESCARGAR).

La iniciativa ya fue calificada de ‘urgencia’ por el Ejecutivo, por lo cual el Poder Legislativo debería tratarla prontamente. Según fuentes del sector, existe el suficiente consenso para que sea aprobada rápidamente.

En diálogo con Energía Estratégica, Teresita Vial, abogada del área de energía , destaca: “El Ejecutivo es el más consciente que se requiere la Ley para que se puedan avanzar en mayores cambios”, en virtud de la incorporación de mayor cantidad de fuentes de energías renovables.

Pero indica que, una vez aprobada la Ley, ese “será el punto de partida para regular con más claridad el almacenamiento”. La abogada experta indica que si bien actualmente hay regulación, ella es imprecisa.

“Lo que hace la nueva Ley es habilitar legalmente a los sistemas de almacenamiento para ser parte del mercado de la venta de energía y, principalmente, del mercado de potencia; porque del mercado de energía, reglamentariamente, ya estaba contemplada esa posibilidad”, sostiene Vial.

Y agrega: “Desde el punto de vista de la generación de gran escala, se establece expresamente la posibilidad de que los sistemas de almacenamiento puedan participar del mercado de energía y potencia, y ,en consecuencia, al contemplarlo de forma legal, permite que luego se pueda regular, sin infringir el principio de legalidad, los detalles de dicha participación en los respectivos reglamentos”.

Además, la medida favorece a proyectos de Generación Distribuida: “Ahí sí es un avance importante que no estaba ni expresa ni tácitamente la posibilidad de incorporar sistemas de almacenamiento dentro de sus centrales. Con la Ley podrían hacerlo los PMGD y los proyectos de Netbilling y vender energía y remunerarse a través de ella y de la potencia”, resalta.

Y suma que esa novedad también se incorpora a la electromovilidad. “Allí es una novedad completa que no estaba contemplada en ninguna ley ni reglamento”, asegura.

Y comenta: “Ahora, además de fomentos para la electromovilidad, se establece la posibilidad de que los autos funcionen como baterías, pudiendo inyectar la energía no utilizada a la red y obtener un descuento en el valor de la próxima carga”.

Su reglamentación

Dicho esto, Vial vuelve a insistir en que la mera aprobación de la Ley no es la que generará grandes cambios en materia de almacenamiento, sino que esos cambios llegarían con su reglamentación y con las señales de precios que se fijen allí, lo cual incentivará a las empresas a incorporar almacenamiento.

“Esto tendrá que ver con reglamentos de potencia, de coordinación y operación que se modifiquen y permitan la remuneración y operación específica del sistema de almacenamiento”, observa.

Pero otra cuestión es el precio de los sistemas de almacenamiento, que no han bajado lo suficientemente como para ser incorporados de manera masiva al mercado.

A raíz de ello, Vial explica: “Los proyectos más pequeños, como los PMGD, y las empresas más chicas de Utility-scale necesitan unas señales de precio más fuerte, como, por ejemplo, que el reglamento de potencia le diera más atributos a la potencia de un sistema de almacenamiento que de una central. O que en términos de operación se le permitiera al sistema de almacenamiento arbitrar la energía libremente, inyectando en horas más convenientes, sin la coordinación del Coordinador”.

“Esas podrían ser señales de precio que en el fondo pondrían en una situación más ventajosa a los sistemas de almacenamiento respecto a las otras centrales, y por lo tanto la harían más atractiva”, opina la experta.

Y concluye: “Todavía queda una larga discusión que no se soluciona sólo con la Ley, pero es verdad que la Ley es un buen punto de partida”.

El crecimiento de la capacidad renovable mermó en los últimos meses, debido a que en el transcurso del año, sólo entraron en operación 23 MW de parques de generación centralizada, mientras que la generación distribuida (bajo la ley 27424) hizo lo propio por poco más de 6 MW, pero aún se está lejos de cumplir con los objetivos previstos. 

Ante ello, el aumento de las importaciones de hidrocarburos y gas y el futuro crecimiento de la demanda energética del país, desde el sector renovable plantearon cuánta potencia renovable deberá incorporar Argentina para lograr los compromisos asumidos o planteados en las distintas normativas y planificaciones ambientales. 

Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco, dio a conocer que, más allá de las centrales hidroeléctricas en construcción, “el país requerirá generar casi 10 GW de capacidad renovable en los próximos años”. 

“Es el gran desafío que tenemos por delante. Y se ve que, dentro del MATER y alguna ampliación del transporte, se podría colocar un tercio de esa potencia, pero el resto quedaría fuera porque el sistema de transporte está saturado. Por lo que, nos faltarían casi 7 GW para conectar”, agregó. 

En consecuencia, el especialista planteó la importancia de pensar nuevos esquemas que permitan alcanzar las metas de transición energética. Y una de esas alternativas se refiere a potenciar la generación distribuida mediante el concepto de Virtual Power Plant (VPP). 

“Sería como un mercado libre de energía. Primero hay que generarlo, pero una vez ello, funcionan las VPP como un marketplace donde se compra y vende la energía a lo que cada uno prefiera.  Y si realmente se dan los incentivos correctos, puede crecer algunos gigavatios en un par de años y transformar totalmente la matriz energética”, explicó Parmigiani

“Simplemente se necesita un plan de incentivos, una nueva ley de GD que lo fomente, que va de la mano de nuevos sistemas que puedan manejar los recursos distribuidos. Y democratizado el negocio de la generación de energía, se le permitiría a cualquier familia o empresa producir energía y ni siquiera se necesitaría financiamiento internacional para lograrlo”, continuó.

Brasil es un buen ejemplo del impulso que se les propició a las renovables a partir del mercado libre de energía para todos los usuarios, dado que dicho mecanismo ya es responsable por el 83% de la expansión de la generación eléctrica en Brasil hasta 2026, según un estudio de la Asociación Brasileña de Comercializadores de Energía. 

Las fuentes de energía solar y eólica lideran la expansión del suministro eléctrico en dicho país, con el 82% de la capacidad total en construcción que se espera entre en operación en 2026. Mientras que la generación distribuida fotovoltaica aumentó 3 GW, tan sólo en lo que va del año. 

Y cabe recordar que los usuarios con potencias de entre 500 y 1500 kW también pueden contratar energía, pero solo proveniente de generadores renovables (eólica, solar y biomasa). 

Asimismo, el presidente de Parque Eólico Arauco sostuvo que la tendencia marca que más de un tercio de toda la capacidad fotovoltaica a nivel mundial es de GD, pero en Argentina no sucede ello (sólo hay 15 MW instalados). 

“Esto nos dice que el único espacio donde podríamos crecer 7 GW de potencia es con la GD, donde no habría que hacer inversión de transporte en los próximos años”, concluyó Parmigiani.

La plataforma H2LAC, a través de un estudio en cooperación con la consultora Hinicio, identificó 72 proyectos de hidrógeno verde en desarrollo y otros 12 en operación a lo largo de América Latina y el Caribe, ya sean para la generación de energía, el uso en la movilidad o como materia prima industrial e incluso la exportación. 

Asimismo, planteó un ranking general sobre mercados de los países de la región, tomando como parámetros las propias iniciativas en cuestión, los marcos regulatorios y hojas ruta o estrategias ya vigentes o en desarrollo. 

Chile domina en ambos aspectos ya que es con mayor cartera de proyectos (tres operativos y veinticinco en desarrollo), además que es uno de los países de la región que más avanzó en la materia mediante la regulación e incentivos para el sector, lo que lo afianza en la cima del ranking por segundo año consecutivo. 

El segundo puesto del estudio de Hinicio se lo llevó Colombia, que también cuenta con una hoja de ruta de hidrógeno verde ya formalizada, sumado a que posee tres emprendimientos habilitados (Ecopetrol, Promigas y OPEX S.A.S) y otros ocho con distintos grados de avance, de los cuales la mayoría corresponde a la generación de energía eléctrica o al feedstock industrial. 

El podio de dicho ranking lo completa Brasil, con tres proyectos operativos y diecinueve pipelines (casi la mitad destinados a la exportación del H2V). Y si bien el gobierno ya aprobó el  Programa Nacional de Hidrógeno (PNH2), todavía se encuentra en la gestión de su hoja de ruta del H2 en donde se establecerá el mercado al 2050.

Mientras que Argentina (5° en la lista) y Costa Rica (6°) son los países restantes con proyectos en operación, según el documento compartido por la plataforma colaborativa que se fundó en el año 2020.

El primero de ellos es el HYCHICO, en Comodoro Rivadavia (provincia de Chubut). La planta de hidrógeno fue inaugurada en diciembre del 2008 y cuenta con dos electrolizadores con una capacidad total de 120 Nm3/h de hidrógeno y 60 Nm3/h de oxígeno.

En tanto que la del país centroamericano posee la central experimental de producción y almacenamiento de H2, propiedad de Recope y desarrollada en conjunto con Ad Astra Rocket Company, además del proyecto de movilidad de estación de carga de hidrógeno y bus FC, también de Ad Astra. 

¿Qué otros países disponen de avances en distintos pipelines? Uruguay (4° en el ranking) suma dos proyectos, México (7°) otros cuatro, Paraguay (8°) acumula cinco; mientras que Perú (11°) y Bolivia (12°) se reparten uno por lado. 

Aunque cabe aclarar que de esas cinco naciones, sólo los gobiernos de Paraguay y Uruguay ya publicaron las hojas de ruta respectivas. Pero Perú y Bolivia planean dicho documento; no así México que en su caso es inexistente. 

La Cámara de Diputados de la Nación recibió un nuevo proyecto de ley que prevé fomentar la introducción de energías renovables y mejoras energéticas sustentables destinadas a la producción agroindustrial. 

La iniciativa está enfocada en que los beneficiarios sean las micro, pequeñas y medianas empresas que se dediquen directa o indirectamente a la agroindustria, a fin de que puedan realizar un verdadero cambio en su sistema de producción

Martín Maquieyra, diputado nacional por la provincia de La Pampa, fue quien presentó la propuesta en el Congreso, bajo el fundamento de que se pretende realizar una “política sostenida” de las condiciones ambientales en las que se produce en la agroindustria, que permita entender la política energética y ambiental como una “política pública primordial y un verdadero objetivo del Estado, y no meras acciones aisladas”.

“La idea es no solo generar beneficios fiscales y crediticios sino acompañar a los beneficiarios en todo el cambio hacia la eficiencia energética, por lo que se proponen campañas de capacitación con información clara y precisa y acompañamiento del Estado en la planificación y ejecución de proyectos a fin de evitar que los proyectos no se realicen por errores técnicos o de planificación o la potencial pérdida de competitividad respecto al aumento de costos”, agrega el documento.

Y para ello se prevé que las MiPyMEs presenten sus proyectos de mejora de la eficiencia energética e indiquen la inversión que llevarán a cabo y el beneficio energético o la introducción de renovables que involucra. 

Emprendimientos que, bajo la iniciativa legislativa, serán evaluados por la autoridad de aplicación, quien aprobará (o no) el plan de financiación propondrá una alternativa crediticia o beneficio específico para aquellos presentados.

El Gobierno argentino se concentra en generación distribuida para el sector industrial y agroproductivo

Además, el proyecto de ley del diputado Maquieyra detalla que no sólo se generará el financiamiento correspondiente, sino también que la compra de bienes nacionales vinculados con la eficiencia energética o la introducción renovables sean eximidas del pago del IVA y no computarán  para la base de ningún impuesto nacional por el plazo de dos años desde su adquisición. 

Mientras que se propone que los emprendimientos que necesiten importar equipos por la ausencia de reemplazos nacionales, la autoridad de aplicación gestionará los permisos de importación y los mismos estén eximidos de los aranceles de importación.

La propuesta fue catalogada bajo el expediente 4424-D-2022 y ya fue girada a las comisiones de “energía y combustibles”, “pequeñas y medianas empresas” y “presupuesto y hacienda”, las cuales suelen recibir este tipo de proyectos de ley presentados en el último tiempo.

La empresa Enertiva ha finalizado la construcción y puesta en marcha de la Fase II y Fase III de paneles solares en seis sedes de Caja de ANDE en Costa Rica. Desde la concepción, el diseño y hasta el funcionamiento del proyecto, el objetivo primordial de la Caja de Ahorro y Préstamos de la Asociación Nacional de Educadores, es contribuir a la protección del ambiente a través del aprovechamiento de la luz solar.

Es por eso que ahora todos los accionistas que visiten las sucursales de Alajuela, Ciudad Neily, San Ramón, Heredia, Perez Zeledón y las Oficinas Centrales, lo harán en edificios de energía limpia y renovable. Estas sedes se unen a las ubicadas en Puntarenas, Santa Cruz y Guápiles que fueron parte de la primera fase. Este proceso de construcción y conexión, al sistema fotovoltaico inició operaciones en mayo del 2020.

El proyecto en total conforma una potencia instalada global de 483 kilovatios pico para las seis ubicaciones, divididas en:

Fase II: 279 kilovatios instalados en Alajuela, Ciudad Neily, San Ramón, Heredia y
Pérez Zeledón.
Fase III: 204 kilovatios instalados en la sede Central en San Jos.

Con el proyecto solar se evita la emisión al medio ambiente 26 Toneladas de dióxido de carbono anualmente. El proyecto se suma a otras iniciativas que constantemente impulsa Caja de ANDE en materia ambiental y que le permiten seguir como la única entidad financiera Carbono Neutral Plus, certificación que tiene desde el año 2014. Algunas de los reconocimientos
con los que cuenta esta institución son GEI, Carbono Neutral, C-Neutralidad Plus y Bandera Azul Ecológica, en todas sus sucursales.

“El objetivo primordial de reducir las emisiones de dióxido de carbono e impulsar energías limpias, trae consigo un gran beneficio económico y un enorme aporte de protección al medio ambiente. El trabajo del Comité de Gestión Ambiental, la Unidad de Planeamiento Estratégico y Proyectos, y del Área de Salud Ocupacional y Ambiental de Caja de ANDE está enfocado en buscar iniciativas que impulsan a nuestra institución en materia ambiental en beneficio de nuestros accionistas, comunidad y población en general” Licda Roxana Quesada Calvo, Coordinadora de Comité de Gestión Ambiental, Caja de ANDE.

“Estamos muy honrados de ser el aliado de Caja de Ande para cumplir sus objetivos estratégicos de sostenibilidad. Finalizamos esta segunda y tercera fase en la que seis ubicaciones se suman a esta iniciativa de operar con energías limpias que mitigan el
cambio climático.” – Alejandro Brenes, CEO

Para el proyecto se combinaron las tipologías de instalación tipo carports (estructuras para parqueos) con instalaciones tradicionales sobre cubiertas de techos.

Panamá cuenta con 445.14 MW de capacidad solar instalada actualmente. Esto representa un 11.34% del total de la matriz energética panameña.

El salto más grande que dio la tecnología fotovoltaica en este mercado fue en el año 2021, pasando de 194.61 MW (5%) a 399.21 MW (10.37%) en sólo doce meses. Y para fortuna de la industria fotovoltaica, estos valores podrían volver a repetirse en 2023.

Según revelan datos de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), del listado de Licencias definitivas a agosto del 2022 (ver detalle) cinco proyectos por 46,88 MW tendrían COD comprometido en el próximo año. Se trata de las centrales:

Panasolar II  de 5 MW  – 16-mar-23
Panasolar III  de 5 MW   – 16-mar-23
Andreas Power  de 0.99 MW  – 01-abr-23
Baco Solar de 25.9 MW 25-sep-23
Río de Jesús   de 9.99 MW – 30-dic-23 (segunda fase 30-dic-24)

A estos se pueden sumar próximamente 65 proyectos fotovoltaicos adicionales que cuentan con Licencias provisionales (ver detalle) y que, según pudo saber Energía Estratégica, ya están avanzando a su concesión definitiva.

Entre los primeros de este listado, la empresa Ecoener informó a este medio que en el primer semestre de este año su Parque Fotovoltaico Ecoener San Juan de 5 MW obtuvo dicho licenciamiento, lo que encamina el inicio de su construcción para finales del mes de octubre del 2022 y posterior puesta en marcha hacia “mayo/junio del año 2023” (ver detalle).

Al entrecruzar datos con los del Ente Operador del Mercado Eléctrico Regional (EOR), nueve proyectos fotovoltaicos adicionales por un total de 133.2 MW también tendrían COD en 2023 e ingresarían desde Panamá al Mercado Eléctrico Regional.

Cerro Viejo Solar de 20 MW – 1/1/2023
Esti Solar I de 9.9 MW – 1/1/2023
RPM Solar Caizan 03 de 10 MW – 1/1/2023
Solar 05 Correg. de Progreso de 49.7 MW – 1/1/2023
Solar Provid de 10 MW – 1/1/2023
Solar Prudencia de 10.6 MW – 1/1/2023
Solar Victor de 10 MW – 1/1/2023
RPM Solar Caizan de 04 10 MW – 1/6/2023
Mendoza Solar  de 3 MW – – 1/7/2023

Aquello podría llevar a que la solar fotovoltaica no sólo supere en un año a la tecnología hidroeléctrica de embalse que hoy representa el 15.79% de la matriz energética con 620 MW de capacidad instalada, sino que también sea la segunda fuente de generación con mas potencia instalada sólo por detrás de la hidroeléctrica de pasada que lleva 1134.11 MW.

Ecuador fortalece su cartera de proyectos de energías renovables variables y aspira a elevar su participación en la matriz de generación del 3% al 15% en los próximos años.

Como parte de los esfuerzos para lograrlo, desde el Ministerio de Energía y Minas transita su etapa final para la firma de PPA de los proyectos eólico Villonaco II y III y fotovoltaico El Aromo. Así mismo, avanza en el Proceso Público de Selección (PPS) para su primer Bloque de 500 MW de ERNC.

Ahora bien, desde el Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable adelantaron que para esta última convocatoria extenderán los plazos comprometidos unos meses más para un mejor desenvolvimiento del proceso.

“Estamos pensando en unos tres meses de ajuste del cronograma”, señaló Enith Carrión, viceministra de Electricidad y Energía Renovable (E) de Ecuador.

Y explicó que esa decisión se tomará con la visión de “poder ajustar los documentos, que las empresas puedan revisarlos, pueda haber una pequeña ronda de preguntas y respuestas nuevamente y ya puedan preparar con mayores elementos de juicio una oferta económica que vaya en beneficio del Estado”.

Aquello ya se realizó con el bloque de ciclo combinado de gas natural que transita una etapa paralela para su concesión.

En específico, el Bloque de 500 MW de ERNC tenía previsto la apertura de las ofertas técnicas el 28 de octubre de 2022 y la apertura de ofertas económicas el 28 de diciembre del 2022. De modo tal que la adjudicación se realice a más tardar el 18 de enero del 2023.

Con la nueva actualización de calendario, los oferentes tendrán una ventana más de tiempo para preparar sus ofertas y que los ganadores se anuncien a mediados del año 2023. 

Contemplando aquello, Enith Carrión adelantó que actualizarán el capítulo de expansión de la generación del Plan Maestro de Electricidad aplazando unos meses la entrada en operación de las centrales renovables que resulten adjudicadas y plantearán adiciones de nuevos proyectos en carpeta.

“Esperamos tener en estos próximos meses la actualización (…) Vemos prefactible algunas iniciativas de hidrógeno verde que aprovechen como fuente primaria la energía eólica o la energía solar fotovoltaica”, reveló.

Acceda a todos los comentarios de la viceministra de Electricidad y Energía Renovable (E) de Ecuador en el video de la entrevista que brindó en exclusiva para Energía Estratégica. 

La anterior gestión de Iván Duque se había propuesto que, desde el 2018 –año de asunción- al 2022, alcanzaría a los 2.500 MW de energías renovables.

Si bien el objetivo no fue cumplido, pudo elevar la potencia instalada de renovables inicial, que se encontraba en los 50 MW, a los 880 MW, entre grandes y pequeñas plantas eólicas y solares fotovoltaicas.

Según el exministro de Minas y Energía, Diego Mesa, para finales de este año esos 880 MW podrían alcanzar el objetivo inicial de Gobierno pasado: los 2.500 MW, si es que los proyectos en construcción entraran en operación.

Del mismo modo, indicó que al 2023 podría incorporarse otros 2.000 MWp más, alcanzando aproximadamente los 4.500 MWp a finales del próximo año.

En diálogo con Energía Estratégica, Zarruk Gómez, Presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de la Energía (CCEnergía), destaca que por las señales que ha dado el nuevo Gobierno de Gustavo Petro es probable la continuidad hacia la expansión de las renovables, y que Colombia llegue a su objetivo máximo: ser carbono neutrales al 2050.

Sin embargo, Zarruk advierte que deberán trabajar sobre un factor que es clave no sólo para la expansión de proyectos renovables, sino para el desarrollo de líneas eléctricas que permitan el despacho de la energía limpia que pudieran generar estas plantas, será estandarizar el proceso de consultas previas.

“Necesitamos que las consultas se vuelvan más operativas, con capacidad de decisión rápida, por parte de autoridades y comunidades”, sostiene el referente de CCEnergía.

Explica que al día de hoy este proceso de negociación entre las empresas y las comunidades “se prolonga unos tiempos muy largos” lo que reciente el desarrollo de proyectos.

Es por ello que para el dirigente será fundamental que se debata una Ley de Consultas Previas que fije reglas claras y beneficie proporcionalmente a ambas partes: las empresas y las comunidades. “Necesitamos reglamentar las consultas para q sean más efectivas, respetando derechos constitucionales”, observa Zarruk.

El dirigente cuenta que aún no se han reunido con el equipo de la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, pero que están en gestiones.

Cabe indicar que muchos de los emprendimientos adjudicados en subastas de renovables se encuentran paralizados debido a no poder avanzar en consultas previas.

El caso emblemático es la línea eléctrica en 500 kV Colectora, que recorrerá 475 kilómetros desde el centro-norte de La Guajira hacia el centro-sur del Cesar. La obra tenía que entrar en operaciones en 2022 pero se fue postergando y ahora la fecha se inclina hacia el 2024.

Esto sucede porque Grupo Energía Bogotá, empresa que lleva a cabo el proyecto, requiere de acuerdos con más de 200 comunidades para montarlo. Han logrado acercamientos con unas 140 a pesar de la pandemia del COVID. Pero restan otras 70 para concluir con este procedimiento.

Congreso

El próximo 5 y 6 de octubre, CCEnergía desarrollará su VIII Congreso, denominado ‘El impacto de la transición energética en la economía’.

AGENDA ACADÉMICA VIII CONGRESO CCENERGIA (DESCARGAR).

TotalEnergies, el gigante del petróleo y el gas francés que se rebautizó y transformó en una firma multi energética a principios del año pasado, planea seguir el camino de la transición y las renovables. E incluyó a Argentina en su estrategia a largo plazo. 

Rubén Nasta, gerente de Nuevos Negocios del cono sur de la compañía, reconoció que poco a poco virarán hacia mayores negocios vinculados a las energías limpias, principalmente la eólica, solar y biomasa, y la producción de hidrógeno verde. 

“La visión al 2050 es que sólo el 25% de las ventas del grupo provenga del oil & gas; mientras que el 50% será de renovables y el restante 25% de lo que llamamos nuevas moléculas, donde entra el hidrógeno, el sustainable aviation fuel y otros combustibles”, aseguró durante un evento en Buenos Aires. 

Y justamente, el H2 es “uno de los puntos más importantes” para lograr cero emisiones, a tal punto que desde TotalEnergies destinarán cerca de 800 millones de dólares por año en proyectos de hidrógeno verde. 

Total Eren analiza la viabilidad de proyectos de hidrogeno verde en Centroamérica y el Caribe

¿Por qué? El especialista reconoció que apuntan a “ser líderes tanto en renovables como en el mencionado vector energético” y que, para ello, uno de los pasos será el desarrollo de emprendimientos de H2 de gran escala. 

“Actualmente estamos evaluando siete países para ver dónde se ubicará una planta de H2, y Argentina está incluido. Es decir que es uno de los países estratégicos que se analizan porque tiene un gran potencial en hidrógeno verde y azul”, afirmó. 

Asimismo, el gerente de Nuevos Negocios del cono sur de la compañía afirmó que buscan continuar aumentar su participación en el mercado renovable de la región y que “a la empresa le encantaría hacerlo en Argentina”, país en el que ya cuenta con una planta solar de 30 MWp (Caldenes del Oeste) y dos los proyectos eólicos “Vientos los Hércules” y Malaspina, de 97,2 y 50,4 MW respectivamente.

Por lo que, bajo esa misma línea vaticinó que “TotalEnergies quiere aumentar 1 GW de potencia en Latinoamérica”, donde ya posee 670 MW de activos renovables en funcionamiento en distintos puntos, con presencia activa con oficinas en Argentina, Brasil y Chile, además de que meses atrás se confirmó su llegada a República Dominicana. 

“Estamos listos para seguir creciendo y ojalá podamos hacerlo. Tenemos una oportunidad en Latinoamérica”, concluyó Rubén Nasta. 

El Gobierno de Quintana Roo anunció la segunda fase del Programa de Implementación de Energía Limpia en el estado, ahora para Playa del Carmen, lo que permitirá a empresas tener acceso, a través de Banverde, a financiamiento para la instalación de paneles solares, con lo cual disfrutarán de seis meses de electricidad gratis y luego ahorros de hasta 20 por ciento en su pago mensual.

El programa, dirigido a usuarios comerciales e industriales, contempla un fondo de 15 millones de dólares para la instalación de sistemas fotovoltaicos que al operar permiten ahorros de hasta 20 por ciento en comparación con la facturación actual, además de que la vida útil del equipo puede alcanzar hasta 30 años.

El Secretario de Ecología y Medio Ambiente del estado, Efraín Villanueva Arcos, destacó este programa “no solamente porque nos va a hacer más competitivos, sino también porque corresponde a esta visión de ser más sustentables, más respetuosos con el medio ambiente”.

Además, subrayó que acciones como esta ayudan a cumplir metas nacionales de reducción de emisiones y atención al cambio climático.

“Le estamos dejando a la próxima administración elementos muy importantes para que se continúe en este esfuerzo para avanzar en la transición energética”, agregó.

Entre los beneficios del programa están:

1.- Seis meses de energía gratis.

2.- Sin inversión inicial para instalar el equipo.

3.- Incluye la operación y el mantenimiento.

4.- Al terminar el contrato, los usuarios quedan como propietarios del sistema.

Otros beneficios son que cliente sabe cuánto pagará por su energía durante todo el contrato, si los sistemas solares no producen la energía prometida se devuelve la diferencia, además de que el comercio y la industria reducen emisiones, se suman al cuidado al medio ambiente y avanzan en la transición a un México sustentable.

El Gerente Comercial de Proyectos del Sur de Banverde, Bruno Rosas, expuso que Quintana Roo es un estado con mucho potencial y ha crecido en capacidad instalada. “Ha sido uno de los tres mejores estados en los últimos dos años en inversión y desarrollo de estas tecnologías, instalando energías limpias”.

Destacó las diversas ventajas de los sistemas que instala Banverde, entre ellas la tarifa fija que permite al usuario saber cuánto pagará cada mes, lo que permite ahorrar y tener un mejor control de gastos.

Durante el acto, que se realizó en el Salón “Leona Vicario” del Palacio Municipal de Solidaridad, en la ciudad de Playa del Carmen, la presidenta municipal Roxana Lili Campos Miranda, envió un mensaje y agradeció que este municipio fuera elegido para hacer el anuncio del Gobierno del estado y Banverde.

Agregó que de esta manera se brinda la oportunidad de una transición energética y se impulsan soluciones financieras para clientes comerciales e industriales.

Entre los invitados estuvo el vicepresidente de la Región Sureste y presidente de la Comisión de Turismo de la Asociación Nacional de Consejos Empresariales Regionales, Lenin Amaro Betancourt.

Engie México concluyó la fase de construcción de lo que será su proyecto fotovoltaico más grande en el país, denominado Nueva Xcala y que tendrá una capacidad nominal de 200 MW y generará 486,313 GWh anuales. 

Así la firma francesa da un gran paso en el proyecto que está ubicado en el Ejido San Antonio Calpulalpan, estado de Hidalgo, tras haber iniciado su desarrollo en el año 2018. Y el mismo contará con 4860 módulos fotovoltaicos policristalinos de 345 Wp cada uno, 72 inversores de 3.34 MW, además del equipo necesario para su buen funcionamiento.

“Me siento privilegiado de dirigir los esfuerzos de un equipo de profesionales comprometidos con los objetivos globales del grupo de acelerar la transición energética y poner a disposición de más mexicanos energía limpia y competitiva”, manifestó Brice Clemente, director general de Renovables México de la compañía, a través de sus redes sociales. 

Y de este modo, Engie suma más capacidad renovable a su portafolio en el país, alcanzando aproximadamente 1.2 GW de potencia instalada en el año que celebra un cuarto de siglo promoviendo el acceso a energía segura y asequible para el desarrollo y bienestar de México y los mexicanos, con más de mil millones de dólares en inversión.

Mientras que a nivel mundial suman 100.3 GW de capacidad instalada de generación (incluyendo todas las fuentes de energía). Pero a partir de nuevos desarrollos renovables y almacenamiento en Latinoamérica se acercan al objetivo de 50 GW renovables para el 2025 y 80 GW al 2030.

Sumado a que para ese último año mencionado, también prevén tener 4 GW de potencia renovable dedicada a la producción de hidrógeno verde. 

Aunque en el caso particular de México, restará saber si la compañía logrará obtener los permisos correspondientes para este nuevo parque solar, puntualmente el de generación de energía eléctrica de la Comisión Reguladora de Energía y el de interconexión del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). 

Por qué, Engie es una de las tantas empresas extranjeras a las que la CRE impidió operar plantas de generación renovable. Problema que no es ajeno a todo el sector, dado que denegó solicitudes fotovoltaicas y eólicas por más de 2 GW de varias empresas, tan sólo en lo que va del año. Hecho que, de persistir, incrementaría los costos de las renovables. 

Vestas Wind Systems A/S, empresa danesa especializada en el diseño, fabricación, mantenimiento, venta e instalación de aerogeneradores a nivel mundial, anuncia la incorporación de Adrian Weyand como nuevo director senior de service para los mercados de Argentina, Bolivia, Chile, Perú y Uruguay, además de country manager de Chile.

Con la incorporación de Weyand, profesional con casi 10 años de experiencia en mercados como Asia Pacífico, Europa y ahora Latinoamérica; Vestas reafirma su compromiso en la región como un mercado estratégico y refuerza el acompañamiento a sus clientes para generar y desarrollar proyectos rentables y competitivos en los mercados locales.

“Latinoamérica es un mercado con alto potencial de crecimiento, ya que su geografía beneficia ampliamente al desarrollo de energía eólica, sumado al interés compartido con nuestros partners en optimizar y transformar la matriz energética vigente por una renovable”, confía el flamante directivo, en diálogo con Energía Estratégica.

Y agrega: “Chile es un mercado muy competitivo. Las posibilidades de avanzar en energía eólica y el futuro con el hidrógeno verde, convierten al país andino en un foco clave para el desarrollo de nuevas oportunidades comerciales”.

Además, indica que con el centro de distribución en Santiago, la logística y la seguridad de la operación para Chile, Perú y Bolivia “demuestra el interés y compromiso con la región en apostar al crecimiento e impulsar las transformaciones energéticas que dichos mercados requieren brindando siempre el mejor servicio y con la tecnología líder que Vestas representa a nivel mundial”.

Consultado sobre los objetivos comerciales se está proponiendo Vestas en estos países, Weyand reafirma el compromiso en “dinamizar los proyectos actuales y futuros a través de un sistema integrado de servicios que permita responder en tiempo y forma las necesidades actuales, anticipar las futuras e identificar nuevas alternativas de llevar adelante los desafíos que cada parque eólico de Latinoamérica sur encara tanto en onshore como en offshore”.

Cabe señalar que, tras obtener un título como Economista en la universidad de Augsburg -Alemania- en 2012, Weyand hace su ingreso en el mismo año a Vestas. Desde entonces, ha forjado su experiencia en la industria de energía eólica en los mercados de Europa, Asia Pacífico, fijando residencia en Singapur por cerca de cinco años.

Vestas cuenta con 10,7 GW de capacidad eólica instalada en América Latina, con 3.200 aerogeneradores distribuidos en 19 países de la región.

Miles de aerogeneradores ya instalados en países como Brasil, México, Argentina, Chile, República Dominicana, Perú y Colombia están generando energía sostenible en este momento.

Y su nueva estructura ayudará a impulsar aún más el crecimiento en una región prometedora, en línea con el propósito global de acelerar la transición energética y apoyar el desarrollo de una economía baja en carbono.

El marketplace Plataforma Energía informó que están en curso tres procesos licitatorios de compra de energía, que sumados acumulan un volumen de más de 80 GWh/año, correspondiente a suministros eléctricos para las compañías Coca-Cola Embonor, Clínica Alemana y Hortifrut.

“A las empresas suministradoras les atrae asociarse con clientes de marcas destacadas y entregarles servicios que van más allá del suministro eléctrico. En este caso, se trata de tres empresas sólidas, de gran reputación, caracterizadas por la excelencia e innovación. Sin duda captarán el interés de los oferentes”, adelantó Pablo Demarco, gerente comercial de Plataforma Energía.

En el caso de Coca-Cola Embonor, se trata de una solicitud por 40 GWh/año, para un periodo de cuatro y ocho años, tendiente a abastecer sus instalaciones ubicadas en las comunas de Arica, Concón, Talca y Temuco, que cuentan con contrato de cliente libre hasta junio de 2023.

Además de sus dependencias en las comunas de Iquique y Talcahuano, donde operan como clientes regulados que podrían pasar a ser clientes libres en octubre de 2023.

Este proceso tuvo fecha de recepción de preguntas hasta el pasado martes 30 de agosto y su fecha de cierre está fijada para el lunes 26 de septiembre a las 18:00 horas.

Un segundo proceso en marcha corresponde al impulsado por Clínica Alemana, correspondiente a una solicitud de suministro eléctrico por 38 GWh/año para un periodo de dos, cuatro y seis años.

El objetivo es licitar el abastecimiento para sus instalaciones ubicadas en las comunas de Vitacura, Colina, Lo Barnechea y Valdivia, que cuentan con contrato de cliente libre hasta marzo de 2023.

Este proceso registró como fecha límite para la recepción de preguntas el lunes 29 de agosto, en tanto, su fecha de cierre está programada para el jueves 22 de septiembre, a las 18:00 horas.

En tanto, para Hortifrut, la solicitud de suministro comprende 3 GWh/año, por un periodo de dos, cuatro y ocho años, destinado para abastecer mediante energía renovable a sus instalaciones ubicadas en las comunas de Gorbea, Santa Fe y Río Negro, que cuentan con contrato de cliente libre hasta diciembre de 2022, proceso que cerrará el próximo martes 6 de septiembre a las 18:00 horas.

“Nuestro constante foco en la digitalización e innovación ha permitido implementar exitosos procesos de contratación de energía y gestión de riesgos de manera efectiva y eficiente, asegurando una relación virtuosa entre suministradores y clientes finales”, destacó Demarco.

Asimismo, el gerente comercial de Plataforma Energía enfatizó: “Animamos a los oferentes a efectuar sus mejores esfuerzos en cada uno de los procesos y tener muy presente los plazos de oferta. Son excelentes oportunidades”.

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.

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

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

PARTICIPAR

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

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

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

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

INSCRIPCIÓN

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

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

Días atrás, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) autorizó la modificación de algunas condiciones de centrales renovables en México. Hecho contradictorio a las últimas tendencias del organismo, dado que fueron más los rechazos hacia proyectos privados que los aprobados en el último tiempo. 

Sin embargo, existen más de 40 emprendimientos a partir de fuentes renovables que aún aguardan que la CRE les apruebe el permiso de generación de energía eléctrica, que incluye tanto parques eólicos, solares, bioenergéticos o pequeñas centrales hidroeléctricas. 

Según se desprende de información publicada en la web oficial del gobierno, hay precisamente 44 proyectos a la espera, los cuales suman 4172.02 MW de capacidad, se reparten a lo largo de varios estados del país e incluso, algunos pedidos datan del 2019. 

La mayor parte de esa potencia proviene de plantas fotovoltaicas, dado que se registran 26 solicitudes por un total de 2651.62 MW. Aunque cabe aclarar que se contemplan tanto centrales de baja, mediana y gran escala, ya que el rango de capacidad va desde 1.68 MW hasta 443.52 MW, siendo este último una de CFE Generación III en Sonora. 

Por el lado de las ocho peticiones eólicas (dos corresponden a la misma firma), todas superan los 30 MW de potencia, la mayoría se encuentra en entidades federativas linderas con el Golfo de México (sólo uno se ubica en el centro del país) y  acumulan exactamente 1401,75 MW. 

El ranking en cuanto a megavatios a la espera por el permiso de generación de energía eléctrica lo completan las 7 plantas bioenergéticas, con 86,32 MW, de los cuales 80,99 MW son de biomasa y los restantes 5,33 MW de biogás. 

Mientras que las pequeñas centrales hidroeléctricas son tres y la capacidad asciende a 32,33 MW. De esos proyectos, dos pertenecen a la sociedad anónima “Generación Enersi” (13 MW y 12.93 MW ubicados en Colima y Guerrero, respectivamente), en tanto que el otro es de la empresa productiva del estado (6.4 MW en Yucatán).

A continuación, el detalle de las más de 40 solicitudes renovables:

MW
Solicitante
Ubicación
Tecnología
Mes de presentación solicitud

198
Parques Eólicos de San Lázaro
Tamaulipas
Eólica
diciembre 2019

30
Discovery Management
Yucatán
Eólica
marzo 2020

30
Discovery Management
Yucatán
Eólica
marzo 2020

173.25
Energía Verde Alterna
Zacatecas
Eólica
octubre 2020

120
Eólica Dzilam
Yucatán
Eólica
agosto 2021

330
Energía Sierra Juárez
Baja California
Eólica
febrero 2022

400,5
Desarrollo Pich
Campeche
Eólica
marzo 2022

120
Eólica Dzilam
Yucatán
Eólica
marzo 2022

120
EDM SF1
Quintana Roo
Solar
octubre 2020

19.98
Masso Energía
Sinaloa
Solar
noviembre 2020

27
Parque Soalr 4EB
Coahuila
Solar
diciembre 2020

100
Recursos Solares PV de México II
Sonora
Solar
diciembre 2020

30
Eje Verde Fotovoltaico Sustentable
Quintana Roo
Solar
diciembre 2020

99
Sunmex Renovables
Sonora
Solar
diciembre 2020

100
Alten Energías Renovables México Once
Hidalgo
Solar
enero 2021

122.47
174 PG Solar III
Puebla
Solar
enero 2021

10.02
Santo Domingo Solar
Baja California Sur
Solar
enero 2021

191.29
México Lindo Solar PV II
Coahuila
Solar
enero 2021

93.24
Kuantum Solutions
Nuevo León
Solar
febrero 2021

240
Iscali Solar
Campeche
Solar
marzo 2021

90
Atlacomulco Solar
México
Solar
marzo 2021

22.4
Next Energy de México
Nuevo León
Solar
marzo 2021

1.68
Aligntech de México
Chihuahua
Solar
mayo 2021

22
GCC Solar Samalayuca
Chihuahua
Solar
mayo 2021

90
Planta Solar Torreón
Zacatecas
Solar
junio 2021

300
Parque Solar Durango
Durango
Solar
junio 2021

89
CGS Solarmex I
Zacatecas
Solar
julio 2021

1.8
Promotora VA
Guanajuato
Solar
julio 2021

124
La Sauceda Solar
Guanajuato
Solar
agosto 2021

165
Ecoplexus
Guanajuato
Solar
octubre 2021

90.35
Tai Mazatlán
Sinaloa
Solar
enero 2022

443.52
CFE Generación III
Sonora
Solar
enero 2022

4.2
Audi México
Puebla
Solar
febrero 2022

54.67
Next Energy del Centro
Aguascalientes
Solar
junio 2022

13
Generación Enersi
Colima
Hidroeléctrica
junio 2021

12.93
Generación Enersi
Guerrero
Hidroeléctrica
junio 2021

6.4
CFE Generación III
Yucatán
Hidroeléctrica
mayo 2022

2.85
ENC Zapopan
Jalisco
Biogás
noviembre 2019

1.06
Energía Renovable de Cuautla
Morelos
Biogás
diciembre 2019

1.42
Servicios Integrales en Reúso de Agua
Chihuahua
Biogás
agosto 2021

1.99
Nisa Energy
México
Biomasa
diciembre 2020

74
Tampico Renewable Energy
Tamaulipas
Biomasa
diciembre 2020

2.5
Agroindustrial Uumbal
Chiapas
Biomasa
octubre 2021

2.5
Ingenio el Mante
Tamaulipas
Biomasa
diciembre 2021

La Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía) le pidió al Gobierno nacional, en cabeza del Ministerio de Minas y Energía, tomar medidas urgentes que permitan el pronto ingreso al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de la energía limpia que genera las renovables.

La entidad aseguró que la demora en el procedimiento de conexión de nueva capacidad de generación de energía limpia como la eólica y solar, sea a la red de transmisión nacional o de distribución, es uno de los principales cuellos de botella que tiene hoy la transición energética en Colombia.

Advirtió que esta situación genera retrasos y limita el largamente esperado alivio en el cargo por las restricciones, componente de la tarifa que recientemente ha alcanzado un mayor costo que inclusive el componente de transmisión.

Cabe destacar que el componente de restricciones de la tarifa eléctrica es un costo variable para cada mes, que está relacionado con la generación de seguridad que se define según criterio de XM para preservar la estabilidad del sistema y, es mayor en la medida que los proyectos de expansión tanto de transmisión y de generación se demoran en entrar en operación.

Esta generación de seguridad normalmente no es eficiente y es más costosa para los usuarios porque depende de tecnologías más ineficientes o recursos más costosos no competitivos como el gas importado, por ejemplo.

Sandra Fonseca, directora Ejecutiva de Asoenergía, aseguró que también contribuye al problema la falta de un proceso de consulta previa efectivo y eficaz que pueda ser preciso y claro en sus tiempos.

“Como gremio representante de los usuarios no regulados, consumidores de energía eléctrica y gas natural, aún se observa un panorama alejado de las metas trazadas en generación y en la mayoritaria composición de las energías renovables en la matriz energética del país”, indicó.

Y agregó: “Las inversiones que se requieren para llegar a cumplir las metas establecidas vienen en general de capital privado, con recursos crecientes estimados teniendo en cuenta el crecimiento del dólar y a la inflación que incrementa el precio de los insumos”.

“Por esto, no sólo es necesaria la entrada de los proyectos que se han asignado, sino la continuación de proyectos claves y relevantes de gran escala”, concluyó.

Por otra parte, en el Informe Sectorial No. 28 de Asoenergía, se advierte que al cierre del gobierno anterior, el país completó 25 granjas solares, 2 parques eólicos, 10 proyectos de autogeneración a gran escala y más de 3.000 proyectos solares fotovoltaicos de pequeña autogeneración, los cuales suman en total una capacidad instalada de 880 megavatios (MW) en operación, y cuyas inversiones se estimaron en cerca de 3,1 billones de pesos.

La meta inicial trazada por la Nación de superar los 2.500 MW de capacidad instalada para finales del año 2023 está demorada (con lo que se tiene en el momento solo se ha cumplido con el 22% del objetivo), y los proyectos faltantes requieren recursos por cerca de $8,68 billones en inversiones.

El balance genera inquietud, ya que, si se quiere cumplir con la expansión prevista entrando entre los años 2025 a 2026 con una capacidad esperada en plantas solares y parques eólicos de 4.500 MW, que representarían el 15% de participación de las energías limpias en la matriz de generación del SIN, el total de inversiones necesarias ascenderían a cerca $15,81 billones.

En esa línea, la directora Ejecutiva de Asoenergía afirmó que si se proyecta que el 30% de la matriz de generación del SIN sea exclusiva para las fuentes de energías renovables no convencionales, que representarían cerca de 9.000 MW de capacidad instalada, los requerimientos de inversiones superarían los $30 billones.

Fonseca advirtió que se tendría en cuenta ese monto “sin contar con la efectividad en el desarrollo de la infraestructura, que depende de la eficiencia de los desarrolladores y la certeza de la conexión de cada proyecto, para operar en las fechas oportunas de entrada en operación estimada de los proyectos”.

Vivimos en un mundo globalizado, donde acontecimientos que ocurren a nivel internacional pueden repercutir directa e indirectamente afectando el desenvolvimiento de los mercados.

El sector energético latinoamericano no fue ajeno a los aumentos en los costos de los combustibles, la escasa disponibilidad de materias primas, las demoras en fletes marítimos y demás retos que sucedieron tras las crisis por coronavirus.

El conflicto Rusia-Ucrania acentuó aquello a principio de año, llevando a Europa a desarrollar un plan para sustituir el gas ruso y ahora a enfocarse en llevar a cabo una «reforma estructural» en el mercado eléctrico europeo tras los altísimos precios registrados.

Desde la República Popular de China también llegaron noticias este año que podrían tener sus efectos en el suministro de componentes de la industria de energías renovables en el resto del mundo. Y es que la carrera por el hidrógeno verde y los objetivos de soberanía energética llevaron a que el país asiático aumente su demanda local para elevar la producción energética nacional y encaminarse hacia la neutralidad del carbono al 2060.  

“La demanda en China y en Europa sí puede afectar los tiempos de fabricación y entrega para Latinoamérica, mas no disminuir, si no todo lo contrario”, confió a este medio Sergio Rodríguez Moncada, Service Manager para México y resto de Latinoamérica de Solis.

“Hemos aumentado nuestra capacidad de producción de 5GW a 40 GW en menos de 3 años, lo que nos prepara para satisfacer la demanda de energía solar a nivel internacional”, aseguró, indicando que, como fabricante, Solis busca más mercados en donde ofrecer y posicionar sus productos.

Ahora bien, consultado acerca de las barreras macroeconómicas de países de la región que alteran sus proyecciones de ventas para el 2023, el referente de Solis indicó:

“Cambios de gobierno en varios países que vienen generando incertidumbre política/regulatoria, la inminente recesión en varios mercados y la alta inflación pueden ser los retos a enfrentar para el 2023”.

¿Cuáles son los países de América Latina con mayor inflación en 2022? Según los últimos datos disponibles de la inflación interanual, Venezuela y Argentina son los países con mayores aumentos de precios, registrando hasta la fecha 139% y 46%, respectivamente. Seguidos por Chile (13.1%), Costa Rica (11.48%), Paraguay (11.1%), Honduras (10.9%), Nicaragua (10,37%), Colombia (10.21%), Brasil (10.07%) y Uruguay (9.56%) completando los 10 países más comprometidos de la región. 

Sin embargo, en su análisis Sergio Rodríguez Moncada puso el acento en las oportunidades que generarán las renovables -y en concreto la solar fotovoltaica- en estos países, y observó: “la demanda de energía se mantiene en crecimiento constante y justamente, la energía solar viene siendo una gran solución ecológica/competitiva que ayuda a aliviar los retos anteriores”.

Vestas Wind Systems A/S, empresa danesa especializada en el diseño, fabricación, mantenimiento, venta e instalación de aerogeneradores a nivel mundial, anuncia la incorporación de Adrian Weyand como nuevo country manager de Chile y director senior de service para los mercados de Argentina, Bolivia, Chile, Perú y Uruguay.

Con la incorporación de Weyand, profesional con casi 10 años de experiencia en mercados como Asia Pacífico, Europa y ahora Latinoamérica; Vestas reafirma su compromiso en la región como un mercado estratégico y refuerza el acompañamiento a sus clientes para generar y desarrollar proyectos rentables y competitivos en los mercados locales.

“Durante los últimos 10 años, el desarrollo de la energía renovable ha permitido que se consolide como un sector competitivo y determinante en las economías locales por el crecimiento y diversificación de las matrices energéticas. Desde mi rol en Vestas, buscaré potenciar los ejes de nuestro compromiso desde el área de servicios: favorecer el desarrollo y la puesta en marcha de nuestros proyectos en cada mercado, responder a las necesidades actuales y anticiparnos a los desafíos y oportunidades futuras de los parques eólicos en los mercados de Argentina, Bolivia, Chile, Perú y Uruguay.” comentó Adrian Weyand, country manager de Chile y service senior director para la región de Sur LatAm en Vestas.

Tras obtener un título como Economista en la universidad de Augsburg -Alemania- en 2012, Adrian hace su ingreso en el mismo año a Vestas. Desde entonces, ha forjado su experiencia en la industria de energía eólica en los mercados de Europa, Asia Pacífico, fijando residencia en Singapur por cerca de cinco años. Vestas cuenta con 10.7 GW de capacidad eólica instalada en América Latina, con 3,200 aerogeneradores distribuidos en 19 países de la región. Miles de aerogeneradores ya instalados en países como Brasil, México, Argentina, Chile, República Dominicana, Perú y Colombia están generando energía sostenible en este momento. Y su nueva estructura ayudará a impulsar aún más el crecimiento en una región prometedora, en línea con el propósito global de acelerar la transición energética y apoyar el desarrollo de una economía baja en carbono

Como parte de su enfoque de sustentabilidad, minimizar el impacto ambiental y mantener la productividad a largo plazo de la tierra cultivable es una las prioridades para Viterra Argentina. En línea con esta política, se firmó un acuerdo de abastecimiento de energía renovable para sus plantas de Viterra y Renova.

Mediante este convenio, en los próximos meses se comenzará a utilizar más del 60% de energía eólica en Renova Timbúes y Quequén; y en 2023 se continuará con esta transformación energética incrementando el uso de este recurso sustentable a un 80%, aplicándolo también para las plantas de Daireaux, Quequén, Puerto Galván y Renova San Lorenzo.

Para 2027 calculan un ahorro total de 540.000 MWh de energía no renovable, lo que equivale al consumo de aproximadamente 35.000 hogares y una disminución de 162.000 toneladas de CO2, según los datos suministrados por Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista del país.

“Estamos orgullosos de transitar este camino hacia un modelo de energía sustentable, que nos permite proteger al medio ambiente y a las comunidades al mismo tiempo que garantizamos el continuo desarrollo de nuestras operaciones.” Comentó Alejandro Mc Guire, COO de Viterra Argentina.

Por medio de esta decisión, Viterra continúa reforzando su compromiso con un modelo de negocio sostenible que les permita impactar positivamente en el medio ambiente, así como también en la salud y bienestar de las comunidades donde operan.

En 2021 la compañía fue una de las 13 empresas del sector en firmar el acuerdo de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP26) para terminar con la deforestación y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas con nuestra cadena de suministro.

Abastecimiento:
La energía contratada de Pampa Energía, proviene de sus parques eólicos Pampa Energía II, ubicado en Bahía Blanca y Pampa Energía III, situado en Coronel Rosales, ambos de 53,2 MW de capacidad instalada. La ampliación de este acuerdo en marzo de 2023 y hasta 2028 será posible gracias a la expansión del Parque Eólico Pampa Energía III que, una vez finalizadas las obras,
aportará 134,2 MW de energía renovable al sistema nacional, con una inversión de más de 120 millones de dólares. La energía que demandaran las plantas de Renova y Viterra será en promedio de 11MW, equivalente a 21 MW de potencia instalada.

YPF Luz proveerá un 20% de la energía, en una primera etapa, desde el parque eólico Manantiales Behr, ubicado en Chubut. El Parque Eólico Manantiales Behr tiene 30 aerogeneradores y una capacidad instalada de 99MW, equivalente al consumo de 144.000 hogares. En una segunda etapa, la Compañía abastecerá a Viterra desde el Parque Solar Zonda, el primer parque solar de la compañía, cuya inauguración se estima para comienzos de 2023. El Zonda estará ubicado en el departamento de Iglesia, provincia de San Juan y tendrá una capacidad instalada de 300MW. La energía que utilizarán las plantas de Viterra y Renova equivale a 10 MW de potencia instalada.

Enfocados en el recambio tecnológico de la matriz energética, la promoción de la cultura de la eficiencia energética y la iniciativa “Cero Combustibles Fósiles en las Islas Galápagos”, la Empresa Eléctrica Provincial Galápagos, ELECGALAPAGOS S.A, adscrita al Ministerio de Energía y Minas, ha impulsado varios proyectos de inversión en el año 2022. Hasta julio, se han invertido USD 2.463.886 en diversos proyectos, beneficiando a aproximadamente 35.000 habitantes. 

Expansión y repotenciación de redes de distribución, adquisición de equipos analizadores de redes, implementación del Sistema Comercial SAP/CIS CRM, colocación de medidores inteligentes, adquisición de cuatro carros canasta y la puesta en marcha del proyecto Microred San Cristóbal, son algunos de los proyectos que ELECGALAPAGOS ha ejecutado en lo que va del año.

“Además de la inversión que realiza ELECGALAPAGOS en el fortalecimiento y mejoramiento del sistema eléctrico de la provincia, también trabajamos de la mano con el Ministerio de Energía y Minas para impulsar la generación de energía a través de fuentes renovables, el Sistema Microred San Cristóbal, es el mejor ejemplo de este trabajo conjunto” mencionó el Presidente Ejecutivo de la entidad, Kevin Cruz.

La obra antes mencionada se gestionó por el Gobierno Nacional, en cooperación con el Gobierno de Corea del Sur, bajo la modalidad de cooperación no reembolsable con un presupuesto de USD 7 millones.

El proyecto se compone de un parque que cuenta con 3.000 paneles solares, 1 megavatio pico (MWp) y un sistema de almacenamiento de energía en baterías de 2,2 megavatios hora (MWh). Beneficia a 8.000 ciudadanos de la zona y contribuye al fortalecimiento de la matriz energética de la provincia de Galápagos, ya que reducirá el consumo de 133.000 galones de diésel/año, evitando la emisión de 997 toneladas de CO2 anuales.

Pan American Energy prepara un nuevo proyecto renovable en la Patagonia, precisamente en un yacimiento petrolífero argentino ubicado entre las provincias de Chubut y Santa Cruz. 

Marcos Bulgheroni, CEO de la firma, confirmó este nuevo hito para la compañía y, durante un evento energético, detalló que “la empresa está diseñando un parque eólico de 150 MW en Cerro Dragón”. 

Y cabe recordar que en dicha zona, PAE cuenta las centrales eólicas Norte III y IV, ambos desarrollados junto a Genneia, que entraron en operación a principios del año pasado, con una capacidad de 140 MW. 

Sumado a que, a finales del 2018, la empresa puso en marcha el P.E Garayalde, ubicado en la provincia de Chubut a unos 200 kilómetros de Comodoro Rivadavia, con una potencia instalada de 24.15 megavatios y capacidad para satisfacer el consumo eléctrico anual de más de 20.000 hogares. 

Asimismo, el especialista reconoció que poseen la ambición de alcanzar entre 1 y 2 GW renovables como negocio en Latinoamérica, teniendo en cuenta que, bajo sus palabras “Pan American Energy tiene que saltar a la segunda fase de las energías limpias, lo que significa encontrar la solución energética líquida para exportar al mundo, como el hidrógeno y el metanol”. 

Por lo que desde PAE también analizan que dicho emprendimiento eólico produzca hidrógeno o amoníaco verde, cuentan con agua, viento e infraestructura ya en base para realizarlo, según afirmó Bulgheroni. 

Además, la firma fundada en 1997 tras la fusión entre Amoco (BP) y Bridas, lleva adelante un parque eólico Novo Horizonte, de 423 MW de potencia que se ubicará en el estado de Bahía, Brasil. E incluso, a mediados de este año, se asoció con Vestas para el suministro e instalación de 94 aerogeneradores V150-4,5 MW para la central. 

¿Cuándo estará listo? “Esperamos ponerlo en marcha a fin del 2023 o inicios del 2024”, manifestó el empresario. Pero el proyecto no se quedará en esa etapa, sino que ya se planifica una ampliación de prácticamente el 80% de la capacidad inicial prevista. 

“Con la fase N° 2, expandiremos el P.E Novo Horizonte a 750 MW, con una adición solar (es decir que será una planta híbrida), con lo cual vemos un área muy interesante en la generación eólica”, aseguró el CEO de Pan American Energy. 

Esta semana se llevó a cabo la reunión informativa del proceso de Licitación Abierta PEG-4-2022 con enorme confluencia del sector público y privado.

El Hotel Real Intercontinental de Guatemala fue el escenario elegido para la cita a la que asistió el Ministro de Energía y Minas, Alberto Pimentel Mata, y representantes de las distribuidoras Energuate y EEGSA. 

Según comunicaron responsables a cargo de esta edición durante la reunión informativa, las principales características de la licitación son:

> La contratación de 235 MW de potencia garantizada para el cubrimiento de la demanda firme de los usuarios del servicio de distribución final, conforme los contratos por Diferencias con Curva de Carga, Contrato de Opción de Compra de Energía, establecidos en la Norma de Coordinación Comercial N° 13 del AMM.

> Plazo de contratación será de hasta 15 años a partir del 1 de mayo del año de inicio de suministro. En específico, a partir del 1 de mayo de 2026, el 1 de mayo del 2027 o el 1 de mayo del 2028, dependiendo el tipo de generadora y oferta que realice.

“Hay mucho interés en esta cuarta licitación abierta, procesos que han demostrado ser pilares fundamentales de la estabilidad en el sector”, expresaron desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER). 

Al respecto, es preciso recordar que este mecanismo impulsado a partir del Plan de Expansión de Generación (PEG) no es nuevo, ya que en 2010, 2011 y 2013 se realizaron las ediciones anteriores.

Ahora bien, esta Licitación Abierta PEG-4-2022 guarda grandes oportunidades para ofertas de energías renovables a partir de centrales nuevas o existentes.

En los pliegos, en sintonía con lo aprobado en las resoluciones CNEE-267-2021 y CNEE-118-2022, continuaría el requerimiento de adjudicar como mínimo el 50% de energías renovables y un máximo del 100% del requerimiento de potencia (entre 235 MW a 117.5 MW), siempre que se minimice el costo total de compra de potencia y energía.

Para esta edición, los contratos en juego son: Contrato por Diferencias con Curva de Carga, el Contrato de Opción de Compra de Energía y/o Contrato de Energía Generada. Siendo este último el que se destaca para para energías renovables variables, ya que el compromiso que se tiene es directamente por entregar la energía que se produce y no con una potencia firme comprometida.

Bajo este esquema las renovables tendrán una limitante de 40 MW de potencia instalada mediante la modalidad de contrato de energía generada y un tope adicional de 40 MW  de potencia garantizada para tecnología geotérmica.

Así se evaluarán las ofertas renovables en la licitación a largo plazo en Guatemala

El Negociado de Energía ordenó dar paso a un nuevo proceso de Solicitudes de Propuestas (RFP) para una nueva central de ciclo combinado CCGT. Así lo estableció mediante Resolución y Orden comunicándolo a la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y a través suyo a la Autoridad para las Alianzas Público Privadas (P3).

El proyecto estimado en 302 MW deberá ser de combustión dual para gas natural e hidrógeno o ser convertido para quemar hidrógeno, en cualquier lugar de Puerto Rico.

“Si bien el énfasis en la adquisición competitiva de la orden aprobada del Plan Integrado de Recursos (IRP) está en los recursos de almacenamiento de energía solar fotovoltaica y de batería, el Plan de acción modificado no excluye el uso de procesos competitivos para obtener nuevos recursos térmicos a gas u otros recursos que exijan explícitamente la adquisición competitiva para reemplazar la generación a diésel más antigua”, argumentó el Negociado. 

La decisión de incorporar una central de ciclo combinado no tomó por sorpresa al mercado. Si bien mediante distintas Mociones y el Plan Integrado de Recursos, se concluyó que la AEE no apoyaba la inclusión de una nueva unidad de ciclo combinado a gas en Palo Seco para 2025, desde el año pasado se barajaba la posibilidad de reubicarlo cerca de la planta de vapor de San Juan.

De allí que la AEE en el último año brindó nuevos informes sobre el estado de desarrollo de los estudios del nuevo proyecto concebido en otra localización y finalmente en el mes de agosto de 2022 se determinó dar curso a los trabajos preliminares para determinar los costos y el cronograma de disponibilidad de una nueva unidad impulsada por combustible fósil y/o almacenamiento de energía en Palo Seco.

En principio, esta nueva central de ciclo combinado se plantea para gas natural e hidrógeno o, de ser viable, ser convertida sólo a hidrógeno ya que la Resolución y Orden publicada por el Negociado de Energía contempla que para el año 2050 el hidrógeno utilizado deba ser hidrógeno verde. 

Aquellas decisiones no deberían ir en detrimento de las metas de transición energética que se fijó Puerto Rico. El Plan de Acción Modificado sigue manteniendo directivas para retirar las plantas de combustibles fósiles una vez que la capacidad renovable y el almacenamiento de energía necesarios para reemplazar las plantas de combustión estén en línea.

Por lo pronto, las térmicas que se deberían retirar en los próximos cinco años se encuentran en San Juan, unidades 7, 8, 9 y 10; en Palo Seco, unidades 3 y 4; y en Aguirre, unidades de vapor 1 y 2 y Aguirre CC, unidades 1 y 2.

Hasta tanto, ¿cómo avanzan las renovables? Con demoras. Tras casi veinte meses después de la fecha original en la que debió publicarse el primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía, el mecanismo aún no ha concluido ni adjudicado el total requerido previsto en 1000 MW de potencia solar; 500 MW de capacidad para el almacenamiento de 2,000 MWh de energía o equivalente.

Aunque ya la AEE anunció que calificaron un total de 844 MW solares y 200 MW de BESS en el “tranche 1” y ya avanzó con los primeros PPOA con las Compañías de Responsabilidad Limitada (LLC) que fueron oferentes, aún restan algunas aprobaciones del Negociado de Energía y Junta de Control Fiscal para que esos proyectos puedan empezar a ejecutarse.

Aquello fue aplazando aún más los siguientes tramos de RFP. Por lo pronto, el “tranche 2” abrió para al menos 500 MW de energía solar fotovoltaica (o recurso renovable equivalente de energía) y al menos 250 MW (2,000 MWh o equivalente) de almacenamiento de energía en baterías. Y casi en paralelo lo seguirá el “tranche 3” aún sin detalles adicionales sobre la capacidad que pretende adjudicar.

Tras esa sucesión de hechos, el Negociado reforzó la necesidad de estudiar los costos de la central motivo de este artículo y dar inicio de un proceso competitivo para concretarla: 

“Dado el patrón de deficiencias y demoras en la finalización por parte de la AEE del Proceso de RFP del Tramo 1, y sin un sitio para la nueva planta de ciclo combinado propuesta [en Palo Seco], el Negociado de Energía DETERMINA que por precaución, existe la necesidad de determinar los costos y marco de tiempo de disponibilidad de una nueva turbina de gas de ciclo combinado, para medir las tendencias actuales del mercado para los costos de los recursos y compararlos con los costos del despliegue continuo de recursos de energía solar fotovoltaica y de batería, aunque se retrase, para alcanzar los objetivos establecidos en el IRP aprobado para cumplir los objetivos de la política pública de energía y servir a los mejores intereses de los clientes de electricidad”, justificó.

Trina Tracker anunció haber alcanzado en agosto 1GW de pedidos a nivel mundial para su sistema de control inteligente SuperTrack. Los proyectos están distribuidos en 10 países en América Latina, Asia y Europa. Este hito no solo representa la aceptación de la tecnología madura del sistema de control inteligente Trina Tracker en el aumento del rendimiento energético, sino que también demuestra que Trina Tracker tiene una capacidad sólida y estable para la producción comercial.

El sistema de control inteligente es un método popular utilizado para los sistemas de seguimiento solar, ya que puede aumentar significativamente el rendimiento energético de los módulos solares en condiciones de baja irradiación y reducir los efectos de sombra en terrenos complejos.

Con 25 años de experiencia en I+D de módulos solares y desarrollo de proyectos solares, Trina Tracker desarrolló sus tecnologías patentadas en «modelo bifacial» y «modelo de mini sombreado», que sienta las bases para los algoritmos STA y SBA. Estos juntos darán como resultado una generación de energía adicional de hasta un 8%, en comparación con el sistema de seguimiento solar estándar. Desde que TrinaTracker lanzó su SuperTrack de primera generación en enero de 2021 y su generación mejorada en mayo de 2022, ha sido la tecnología de seguimiento inteligente líder en la actualidad.

Con un mayor desarrollo del proyecto solar de servicios públicos, la restricción de la tierra es un nuevo desafío para la mayoría de los desarrolladores, más proyectos necesitan construirse en terrenos complejos. La pérdida de energía debido a las sombras de fila a fila en terrenos irregulares se ha convertido en una preocupación común. Además, los escenarios altamente difusos no se analizan completamente para los potenciales de producción de energía.

Sun Kai, director de I+D de tecnología de seguimiento inteligente de TrinaTracker, dijo: “La solución inteligente de TrinaTracker está diseñada para resolver ese problema. Creo que la solución TrinaTracker, que incorpora una estructura confiable, tecnología de seguimiento inteligente y SCADA inteligente de operación y mantenimiento, puede personalizar soluciones óptimas para diferentes escenarios de aplicación”.

Mientras el G20 se reúne en Bali esta semana para el Foro de Inversión en Transiciones Energéticas, coorganizado por la Presidencia del G20 de Indonesia e IRENA, es vital que los responsables políticos actúen para garantizar que las directrices de inversión, como las taxonomías verdes, y los sistemas de permisos para las energías renovables sean adecuados para promulgar la transición energética.

Esta declaración conjunta de los principales sectores de las energías renovables del mundo subraya la necesidad de actuar con urgencia para facilitar un rápido cambio de la inversión hacia las energías renovables. Esto puede lograrse a través de dos áreas de acción a corto plazo:

Establecer directrices sólidas sobre la taxonomía verde que garanticen un orden de mérito para la inversión pública/privada en proyectos energéticos. Esto puede servir para movilizar la inversión en proyectos de energía renovable a gran escala que puedan apoyar la salida de la crisis energética y estén en consonancia con los objetivos energéticos, de seguridad y climáticos.
 Acelerar la concesión de permisos para proyectos eólicos y solares a escala de red, mediante procedimientos de convocatoria abierta para las solicitudes de proyectos y una serie de medidas rápidas. De este modo, los proyectos de energía eólica terrestre, eólica marina y solar en fase de desarrollo, que ascienden a casi 1.000 GW en todo el mundo, podrán construirse rápidamente en los próximos 3 años.

Ben Backwell, director general de GWEC, dijo: «Es fundamental que los gobiernos tengan claro qué tecnologías son compatibles con la consecución de los objetivos climáticos globales en las taxonomías verdes, ya que éstas proporcionan señales de inversión vitales para las empresas y los inversores de todo el mundo. Aunque reconocemos que los gobiernos pueden tener que respaldar inversiones específicas en activos de generación de combustibles fósiles para hacer frente a los actuales cuellos de botella energéticos, es vital que tales inversiones se consideren medidas de contingencia a corto plazo y que evitemos encerrar más emisiones de carbono. Incluir los combustibles fósiles que producen emisiones en las taxonomías verdes sólo enturbiará las aguas, enviará señales contradictorias a los inversores y dificultará que alcancemos colectivamente nuestros objetivos de cero emisiones».

Gianni Chianetta, consejero delegado de GSC, dijo: «Prolongar la transición conlleva costes muy elevados, como estamos viendo. Ha llegado la hora de una estrategia de salida de los combustibles fósiles. Los responsables políticos del G20 pueden y deben tomar medidas coordinadas y decisivas para facilitar la autorización de proyectos renovables y orientar los recursos hacia tecnologías limpias como la solar y la eólica, capaces de generar energía segura a precios más bajos para todos.»

La obra entregará una solución a los problemas de abastecimiento y de restricciones de transmisión en periodos de coincidencia de alta demanda y altas temperaturas que se registran en esa zona.

La Comisión Nacional de Energía (CNE), en virtud de lo establecido en el artículo 102 de la Ley General de Servicios Eléctricos, mediante la Resolución Exenta N°657, autorizó la ejecución de las obras de transmisión del proyecto “Sistema de Almacenamiento Subestación Nueva Imperial”, el cual considera el uso de baterías en la zona sur del Sistema Eléctrico Nacional.

La conexión del proyecto, a cargo de la empresa Sistema de Transmisión del Sur (STS) se justifica por cuanto entregará una solución a los problemas de abastecimiento y de restricciones de transmisión en periodos de coincidencia de alta demanda y altas temperaturas que se registran en esa zona.

“Este sistema deberá emplazarse en el interior de los terrenos de la subestación Imperial y deberá tener una capacidad de 5,2 MW de potencia nominal con una capacidad de almacenamiento que no exceda los 26 MWh”, precisa la Resolución de la CNE.

Adicionalmente, el sistema deberá contar con “todas las características que hagan posible su operación y conexión al sistema, tales como un conjunto de baterías, paneles de inversión, transformador elevador, unidad de gestión, operación y monitoreo, entre otras”, agrega el documento.

Y suma que “se deberá considerar la habilitación de un paño en 23 kV en la Subestación Imperial que permita la conexión y correcta operación del sistema de almacenamiento de energía”.

La obra deberá ser construida y entrar en operaciones en un plazo de 20 meses, es decir en el primer semestre de 2024.

El Secretario Ejecutivo (s) de la CNE, Marco Antonio Mancilla, destacó la autorización de esta obra, “por cuanto va en línea con el fortalecimiento en la seguridad de la operación del sistema de transmisión, mediante la incorporación de nuevas tecnologías, como se indica en la Agenda de Energía 2022-2026”.

Durante el XIX Congreso Regional Colombiano de Petróleo, Gas y Energía 2022, organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) en Cartagena, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, reiteró que el proceso de transición energética que acelerará este Gobierno no pondrá en riesgo la independencia y la soberanía energética del país.

“Desde el Gobierno reconocemos la importancia del sector de hidrocarburos para el país y es por eso que los invitamos a que se sumen a este proceso de transición justo, gradual, intensivo en conocimiento y seguro con el cual lograremos convertir a Colombia en una potencia mundial de la vida”, remarcó la funcionaria.

Y sostuvo: “Vamos a fortalecer la investigación, la ciencia y la tecnología para la industrialización y el aprovechamiento de todas las oportunidades alrededor de la transición energética”.

La funcionaria resaltó que el proceso de transición será intersectorial, por lo que se trabajará en conjunto con otras carteras como el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, el Ministerio de Transporte, el Ministerio de Vivienda y el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo; con el fin de impulsar tres aspectos fundamentales:

La movilidad eléctrica y sostenible.
La inversión extranjera y la consolidación de una industria local de la transición.
Un uso eficiente y responsable de la energía.

Vélez Torres también recordó que el Ministerio de Minas y Energía es de puertas abiertas y reveló que se llevará a cabo una gran mesa de diálogo y conversación nacional en la que estarán involucrados el sector privado, los gremios, las comunidades y todos los actores del sector energético, para determinar la hoja de ruta a seguir para lograr una transición energética social, justa y exitosa.

Reuniones con líderes del sector

Durante su visita a Cartagena, la Ministra Vélez Torres visitó el proyecto piloto de generación de hidrógeno verde que tiene Ecopetrol en la Refinería de Cartagena.

En medio del recorrido la Ministra resaltó el potencial que tiene Colombia para ser uno de los principales exportadores latinoamericanos de hidrógeno verde en el mediano plazo.

“El hidrógeno verde es el futuro de la energía en el mundo. Gracias a los importantes recursos naturales que tiene Colombia en el viento, el agua y la luz del sol, el país tiene una ventaja competitiva que le permitirá ser uno de los principales actores del mercado del hidrógeno verde en el futuro”, destacó Irene Vélez Torres.

La funcionaria también se reunión con el Presidente de Promigas, Juan Manuel Rojas Payán, con quien sostuvo una conversación enfocada en el potencial que tiene el país con el hidrógeno verde, pues esta compañía también tiene un piloto de generación de este energético ubicado en Cartagena.

La Ministra culminó su agenda con una reunión con el Alcalde de Cartagena, William Dau, y con el Gobernador de Bolívar, Vicente Blel, con quienes se tocaron temas de interés regional como el precio de las tarifas de energía y la prestación de los servicios en la Costa Caribe.

Alfredo Solar Pinedo, Gerente General de Atlas Renewable Energy para Chile, asumió durante el mes de agosto un nuevo rol en el gremio.

En la última sesión de consejo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), fue elegido como Director de la asociación, lugar que ocupará hasta octubre de 2023.

Alfredo fue presidente de la asociación renovable durante dos periodos consecutivos, entre 2010 y 2016 y se había mantenido en el consejo de ACERA como Past President.

Atlas se honra de ser parte de tan prestigiosa asociación gremial y por contar con nuestro Gerente General como Director de la misma, muestra del liderazgo de Alfredo Solar en la industria y del compromiso de la empresa en impulsar la adopción de energías limpias en Chile.

Alfredo Solar Pinedo es Ingeniero Civil de la Universidad de Chile, y desde el 2017 forma parte de Atlas. Anteriormente, fue gerente general de Sunedison, gerente general de Acciona Energía Chile S.A. y, previamente, fue gerente de proyecto de la obra Autopista Concesionada Américo Vespucio Sur y se desempeñó también como socio y gerente de empresas en los rubros de la construcción y consultoría.

Es conocido en la industria por su amplia trayectoria en las energías renovables y por su desempeño liderando en el sector.

YPF Luz seguirá apostando por las energías renovables en Argentina a partir del Mercado a Término, donde ya es una compañía habitué que se presenta e incluso recientemente fue asignado con prioridad de despacho para su parque eólico Levalle I (38 de 64,5 MW solicitados).

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y aseguró que “la estrategia está enfocada en continuar en el MATER”, para lo referido al desarrollo de proyectos renovables.

“Siempre fue nuestro plan. Pero lo interesante es que la industria cree cada vez más en ese segmento y se incorporan otras empresas a un mercado competitivo. Por lo que tenemos que ser muy eficientes en el camino de seguir potenciando el MATER”, agregó.

La compañía se dedicó a la generación de energía eléctrica a partir del 2013, rápidamente se posicionó como actor relevante del sector en el país, a tal punto que ya suma más de 350 MW adjudicados en el Mercado a Término.

La primera asignación de prioridad de despacho la consiguió en la convocatoria de 2017 que abrió el MATER, precisamente con el parque eólico Manantiales Behr de 99 MW. Seguido de ello llegaron 175 MW de la central eólica Los Teros a lo largo de todo 2018, la planta solar El Zonda I (53 de 100 MW) y el reciente proyecto Levalle I. 

A lo que se debe agregar el parque eólico Cañadón León, que cuenta con 29 aerogeneradores instalados es y que fue el primer proyecto RenovAr de YPF Luz, al cual se destinan 101,52 MW de potencia para provisión de CAMMESA, mientras 21,15 MW se destinarán al Mercado a Término.

Ante ello, la firma planea seguir aumentando su participación renovable y “liderar ese sector”, con el desafío de encontrar capacidad de transporte, ya que, según planteó Mandarano, “porque hay lugares donde el recurso natural es menor y los costos de la energía suben, por lo que se debe pensar cómo hacer para aprovechar mejor los recursos con más infraestructura”.

¿Cuáles son los próximos pasos?

La empresa ya está construyendo El Zonda I, su primera planta solar. Pero según reconoció el CEO, “a partir de ahí, el objetivo es seguir desarrollando y construir el parque fotovoltaico más grande de Argentina con más de 300 MW”. Hecho que dependerá de la capacidad de transporte disponible.. 

“Además, estamos con el proyecto eólico adjudicado en la última convocatoria del Mercado a Término, el cual deberíamos empezar a construir antes de fin de año, ya que la fecha comercial inicial comprometida es el 27 de julio de 2024”, concluyó Martín Mandarano. 

Se trata de una de las primeras grandes inversiones corporativas anunciadas tras la Ley de Reducción de la Inflación (IRA), un paquete de políticas de 430.000 millones de dólares destinado a combatir el cambio climático que el presidente Joe Biden firmó como ley este mes.

La IRA incluye nuevos créditos fiscales para productos solares fabricados en Estados Unidos, apoyando el objetivo del presidente Joe Biden de descarbonizar el sector eléctrico para 2035 con tecnologías de energía limpia fabricadas por trabajadores estadounidenses.

El anuncio supone un cambio de rumbo para el mayor fabricante de paneles solares de Estados Unidos, que a principios de este verano dijo que era poco probable que construyera su próxima fábrica en Estados Unidos debido a la falta de apoyo federal.

«Creemos que con la IRA tenemos una base de política industrial duradera, por la que hemos estado abogando durante mucho tiempo, que es integral en su fundamento y que permitirá a la industria solar en su conjunto», apunta el presidente ejecutivo Mark Widmar en una llamada con los periodistas.

First Solar dijo que invertirá 1.000 millones de dólares en una nueva fábrica en el sureste del país que comenzará a funcionar en 2025. La empresa tiene previsto seleccionar la ubicación a finales de este año.

También destinará 185 millones de dólares para ampliar la producción en Ohio, donde tiene dos instalaciones y está construyendo una tercera.

Se espera que las ampliaciones creen 850 puestos de trabajo y eleven la plantilla total de la empresa en EE.UU. a 3.000 personas.

Las acciones de First Solar subieron más de un 2% a 124,22 dólares en el Nasdaq tras el anuncio.

Marsh, el corredor de seguros y consultor de riesgos líder en el mundo, anunció el lanzamiento de la primera solución de seguros y reaseguros de su tipo que brinda una capacidad dedicada para proyectos de energía de hidrógeno verde y azul nuevos y existentes. Desarrollado por Marsh en colaboración con las aseguradoras Liberty Specialty Markets, parte de Liberty Mutual Insurance Group, y AIG, el mecanismo proporciona hasta 300 millones de dólares de cobertura por riesgo para las fases de construcción y puesta en marcha de proyectos de hidrógeno en todo el mundo.

Se estima que la inversión en iniciativas de hidrógeno verde y azul superará los $150.000 millones de dólares estadounidenses para 2025, ya que los operadores de energía tradicionales, los gobiernos y las industrias difíciles de reducir compiten para cumplir con sus obligaciones de reducción de carbono. Sin embargo, a los operadores les ha resultado particularmente difícil asegurar una provisión adecuada del mercado de seguros para estas tecnologías nuevas y emergentes.

La solución de Marsh está respaldada por un panel de aseguradoras globales con calificación A, liderado por AIG y Liberty Specialty Markets. Brinda capacidad hasta $300 millones de dólares por riesgo y está estructurado de manera flexible para permitir a los clientes, desde pequeños operadores hasta organizaciones multinacionales, elegir cobertura para la fase de construcción o puesta en marcha, o una póliza de riesgos combinados que se extiende al primer año de operaciones.

Además de brindar opciones de transferencia de riesgos para daños a la propiedad en las fases de construcción y operación, la instalación incluye seguro de carga marítima, interrupción del negocio, responsabilidad general frente a terceros y retraso contingente en la puesta en marcha.

“La solución de Marsh es un desarrollo importante para la industria de seguros que ayudará a acelerar la transición energética global hacia las energías renovables”, comentó Andrew George, Director Global de Energía de Marsh. “A medida que la industria mundial del hidrógeno, especialmente el hidrógeno verde, crece rápidamente para satisfacer la demanda, la instalación reducirá la complejidad de asegurar las opciones de transferencia de riesgos para operadores de todos los tamaños y aumentará la confianza de los inversores y prestamistas para lograr los
ambiciosos plazos de sus proyectos”.

“Marsh continúa realizando importantes inversiones para respaldar la diversificación de los sistemas de energía y está desafiando a los mercados de seguros para que sigan el ritmo de la industria y mejoren los enfoques y las opciones de gestión de riesgos. Estamos comprometidos a trabajar con los inversores en todas las fases de sus proyectos, para apoyar sus objetivos de transición energética”.

Lesley Harding, Directora Global de Energía de Liberty Specialty Markets, dijo: “Estamos encantados de colaborar con Marsh para llevar esta solución al mercado. Este es otro ejemplo de cómo Liberty proporciona experiencia técnica líder en la industria para evaluar, cuantificar y suscribir riesgos tecnológicos emergentes. Nuestra ambición es ser el socio asegurador estratégico para los clientes comprometidos con la transición energética”.

James Langdon, Director de Energía y Construcción de AIG Reino Unido, dijo: “En AIG estamos ansiosos por elevar el estándar de la industria, por lo que colaboramos de manera proactiva con nuestros socios para diseñar soluciones de seguros nuevas e impactantes en apoyo de las necesidades cambiantes de nuestros clientes. Esta solución innovadora es una de las muchas iniciativas en las que estamos trabajando con nuestros clientes y socios corredores en apoyo de la transición energética y nuestros compromisos de cero emisiones netas”.

Growatt fue clasificado como el proveedor de inversores residenciales número 1 a nivel mundial por segundo año consecutivo, según IHS Markit. Y, tras un nuevo récord de envíos de inversores fotovoltaicos, la empresa planea fortalecer su marca como líder en los segmentos de generación distribuida en Latinoamérica.

Para lograrlo, uno de los mercados con mayores proyecciones de crecimiento para la compañía en esta región es Colombia. Al respecto, Eduardo Solis Figueroa, gerente de mercadeo para la región latinoamericana de Growatt advirtió: “Colombia va a crecer en materia fotovoltaica y autos eléctricos”.

Es así que la empresa ha reforzado su estrategia de negocios para el mercado colombiano ofreciendo no sólo inversores fotovoltaicos on-grid, almacenamiento aislado e híbrido, sino que además están incursionando con cargadores conectados vía nube con inversores fotovoltaicos Growatt para un aprovechamiento solar en la carga de vehículos eléctricos para este país.

Ahora bien, su fuerte son -y planean que sigan siendo- los inversores. Por eso, desde la compañía indicaron que reforzarán alianzas estratégicas con partners que les permitan un mayor volumen de envíos de inversores para el sector residencial, comercial e industrial de Colombia y el resto de la región.

“Vamos a ser la marca número uno de generación distribuida”, adelantó Eduardo Solis Figueroa, compartiendo sus pronósticos para el 2023 enfocados al mercado colombiano.

¿Qué expectativas tienen con el nuevo gobierno en Colombia? ¿Qué próximo hito esperan lograr? ¿Qué perfil de empresa ven compatible con sus objetivos de mercado? Son algunas de las preguntas que responderá el referente de Growatt durante su participación en el próximo evento de Latam Future Energy.

PARTICIPAR

Todos los interesados en acceder a más precisiones sobre los objetivos de Growatt en la región están invitados a asistir al «Solar, Wind and Hydropower Virtual Summit» que se realizará el próximo 8 y 9 de septiembre bajo modalidad on-line y gratuita.

Así mismo, aquellas empresas en Colombia interesadas en explorar sinergias y nuevos negocios con este fabricante líder del mercado, podrán conectar con referentes de esta empresa durante el próximo encuentro presencial que ofrece Latam Future Energy en Bogotá (ver más).

Rafael Galue, director ejecutivo de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), lidera el diseño de una Guía Empresarial para Autoconsumo con el objetivo de explicar el proceso para la obtención de los permisos necesarios para la aprobación de  proyectos de conexión a red.

La Guía se encuentra en instancias finales de elaboración por parte de un grupo de profesionales egresados del Programa de Formación Gerencial en Energía Solar que dicta la Cámara en conjunto con el IESA (Instituto de Estudios Superiores de Administración) y la Empresa Pass SA, dedicada a proyectos de automatización y sistemas solares en Panamá.

«Queremos contribuir a mejorar los procedimientos para instalaciones de autoconsumo, a fin de incentivar el crecimiento de nuestro sector», señaló Rafael Galue.

Y detalló en exclusiva para Energía Estratégica: “La guía de trámites consistirá en establecer una serie de procedimientos administrativos, que irán desde formularios para completar, checklist eléctrico de alcaldía y bomberos, así como los procedimientos con las distribuidoras”. 

Por lo pronto, esta iniciativa ya fue presentada ante las empresas agremiadas y otros interesados durante la segunda edición del conversatorio «Hablemos de Energías Renovables».

El próximo paso es su presentación oficial a la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) para ser aprobada en Junta Directiva. De ese modo, podría ser un documento gremial que se socialice oficialmente a todos los miembros del CAPES.

Al respecto, el tutor principal en la elaboración de esta guía empresarial adelantó a Energía Estratégica que de aprobarse su incorporación, esta Guía podrá significar un gran valor agregado para las empresas agremiadas a CAPES, que buscan claridad y celeridad en la implementación de los procedimientos requeridos para la interconexión de nuevos sistemas fotovoltaicos a la red de distribución.

Finalizando, Rafael Galue señaló la importancia del trabajo realizado hasta el momento por los 4 profesionales idóneos que contribuyeron en la elaboración de la guía e invitó a todos los interesados en contribuir a sumarse a este tipo de iniciativas que se diseñan en pos del crecimiento de las energías renovables en Panamá.

Panamá incrementa las instalaciones de autoconsumo con fuentes nuevas, renovables y limpias

Ecuador avanza en sus planes de transición energética con foco en energías limpias. De acuerdo a cifras del Balance Energético Nacional 2021, la capacidad instalada para generación eléctrica aumentó 68,6% en la última década, pasando de 5.181 MW a 8.734 MW entre 2011 y 2021.

Si bien sólo el 2,3% corresponde a Energías Renovables No Convencionales (ERNC), el porcentaje se podría incrementar por la adición de nuevos proyectos de energías limpias al 2030 contemplados en el Plan Maestro de Electricidad.

Para brindar mayores precisiones sobre el avance de este mercado en materia de energías renovables, Enith Carrión, Viceministra de Electricidad y Energía Renovable (Encargada) del Ministerio de  Energía y Minas del Ecuador, compartirá su análisis y proyecciones de mercado.

Su participación podrá verse en vivo en las redes sociales de Energía Estratégica a partir del día viernes 2 de septiembre a las 8 am (hora de Quito).

Las declaraciones de Enith Carrión resultan centrales para comprender la coyuntura actual del sector eléctrico ecuatoriano y las acciones que Ecuador planea en política energética.

Desde hace más de 10 años, Carrión se desempeña en el ámbito público, habiendo realizado grandes aportes para la coordinación nacional y fiscalización eléctrica de proyectos renovables de la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP) y asesorando al Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables hasta ser concebido como Ministerio de Energía y Minas.

No se pierda la oportunidad de asistir a esta entrevista en vivo que se llevará a cabo en modalidad on-line, abierta y gratuita.

El momento es ahora. Ecuador transita una etapa clave para la firma de contratos de concesión de proyectos de energía renovable y afina la implementación de reglamentos para generación distribuida.

Así mismo, avanza en el Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales de 500 MW con proponentes que delinean sus ofertas técnicas y económicas para presentar a fin de año, por lo que la claridad y transparencia de autoridades del Ministerio de Energía y Minas resulta crucial en estas instancias.

La primera edición de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento sorprende con un nuevo ganador. Se trataría de AES Puerto Rico a través de la figura de sociedad de responsabilidad limitada (LLC): Clean Flexible Energy. 

Según informó la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), tras finalizar las negociaciones con este proponente, han ejecutado cuatro PPOAs (Acuerdo de Operación y Compra de Energía) para 245 MW de proyectos solares junto a dos acuerdos de almacenamiento por 200 MW equivalentes (ver detalle).

Si bien aún resta que estos obtengan aprobación del Negociado de Energía y la Junta de Control Fiscal, la sucesión de hechos lleva a considerar que el visto bueno se podría lograr en este mismo año.

De esa manera, AES Puerto Rico se suma al listado de proponentes que lograron finalizar con éxito el “Trache 1”:

AES Puerto Rico, Alener, Canadian Solar, Ciro Group, Convergent, GCL, Sonnedix, Pattern y Yarotek estarían detrás de los próximos 844 MW de energía solar y 200 MW de almacenamiento que se adicionen en el archipiélago puertorriqueño.

En concreto, los 245 MW propuestos por AES Puerto Rico, a través de Clean Flexible Energy, corresponden a los proyectos: Salinas, Jobos, Naguabo A y Naguabo, de 120 MW, 80 MW, 25 MW y 20 MW, respectivamente. 

Estos acuerdos sobre los que avanzó AES lo comprometen a vender y poner a disposición exclusivamente de la AEE toda la capacidad, la Producción Eléctrica Neta, los Servicios Auxiliares y los Créditos Verdes de dichas instalaciones, y vincularlas con almacenamiento de energía conectada de forma independiente al sistema de red. De allí que, en lo que respecta a proyectos BESS (Battery Energy Storage System), AES obtuvo acuerdos para llevar a cabo dos proyectos de 100 MW equivalentes cada uno.

Puerto Rico publica borradores de ofertas para su segunda licitación de renovables y almacenamiento

Las renovables no paran en Chile. Sólo en el mes de agosto han ingresado a ‘calificación’ (próximos a obtener la aprobación) nueve proyectos de energía eléctrica, todos de fuentes limpias, que en conjunto suman 1.343,54 MW de nueva potencia, de acuerdo al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA).

Los emprendimientos, que son predominantemente solares fotovoltaicos (salvo uno que es eólico), motivarán inversiones por 1.591,7 millones de dólares.

Nombre
WEB
Potencia (MW)
Región
Comunas
Provincias
Titular
Inversión (MMU$)
Fecha de calificación

Parque Fotovoltaico Oxum del Tamarugal
Ver
319,6
Primera
Pozo Almonte
Iquique-Tamarugal
GENERADORA Y DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA OXUM SPA
326,4840
24-ago-2022

Nueva Central Solar Fotovoltaica Verbena
Ver
59,98
Cuarta
Illapel
Elquí-Limarí-Choapa
Verbena Solar SpA
64,2200
24-ago-2022

Parque Fotovoltaico Los Llanos Solar
Ver
190,275
Sexta
Malloa-San Fernando-Chimbarongo-Placilla
Cardenal Caro-Cachapoal-Colchagua
Los Llanos Solar SpA
167,0000
24-ago-2022

Rinconada Solar
Ver
50
Décimosexta
Chillán-San Carlos

Rinconada Solar SpA
50,0000
23-ago-2022

Modificación Proyecto Fotovoltaico Taruca
Ver
11,48
Decimoquinta
Arica
Arica-Parinacota
Taruca Solar SpA
12,0000
22-ago-2022

Proyecto Planta Solar Santa Isidora
Ver
9
RM
Calera de Tango
Chacabuco-Santiago-Talagante-Melipilla-Maipo-Cordillera
Planta Solar Santa Isidora SpA.
10,0000
22-ago-2022

Parque Fotovoltaico Celda Solar
Ver
369,2
Decimoquinta
Camarones
Arica-Parinacota
Colbún S.A.
450,0000
19-ago-2022

Parque Fotovoltaico El Bautizo
Ver
9
RM
Til-Til
Chacabuco-Santiago-Talagante-Melipilla-Maipo-Cordillera
SOLAR TI CUARENTA SPA
12,0000
18-ago-2022

Parque Eólico Faro del Sur
Ver
325
Duodécima
Punta Arenas
Ultima Espe.-Magallanes-Tierra Fuego-Antartida
Eólica Faro del Sur S.P.A
500,0000
11-ago-2022

Proyectos

Entre los emprendimientos de mayor envergadura se destaca el «Parque Fotovoltaico Celda Solar” (ver), presentado por Colbún, que se encuentra en estado de Admisión y, de poder avanzar, motivará inversiones por 450 millones de dólares.

El parque, que se emplazará en el sector de Pampa de Camarones, en la comuna de Camarones, considera una capacidad instalada máxima total de 421,9 MW -a través de más de 700 mil paneles fotovoltaicos bifaciales que captan energía por sus dos caras– (369,2 MWac).

Adicionalmente contará con un sistema de baterías de 240 MW por 5 horas, transformándolo en uno de los proyectos de almacenamiento más grande a nivel nacional.

Con una generación anual promedio de 1.100 GWh, Celda Solar equivaldrá al consumo de cerca de 345 mil hogares. Asimismo, la operación de esta planta solar permitirá evitar la emisión de más de 430 toneladas de CO2 al año, lo que representa el retiro de circulación de cerca de 115 mil automóviles en forma anual.

También el “Parque Eólico Faro del Sur” (ver), que se encuentra en estado de Calificación. Se trata de un proyecto de 325 MW impulsado por HIF y Enel Green Power, que se emplazará en la comuna de Punta Arenas, Región de Magallanes y de la Antártica Chilena.

Para su funcionamiento se instalarán 65 aerogeneradores, los cuales se distribuirán en una superficie predial total de 3.791 hectáreas aproximadamente. La inversión total de la obra requerirá de unos 500 millones de dólares.

El parque eólico considera una línea de transmisión subterránea de 33 kV y 12,1 kilómetros de longitud, que permitirá alimentar con energía renovable a la futura planta de eCombustibles que HIF Chile espera desarrollar al norte de la zona industrial de Cabo Negro, en Punta Arenas.

Asimismo, entre los proyectos a resaltar se encuentra el fotovoltaico Oxum del Tamarugal (ver), de 362,76 MWp (319,60 MWn), que motivará inversiones por 326,5 millones de dólares.

La obra se emplazará sobre un predio privado de 1.154 de la comuna de Pozo Almonte, Provincia del Tamarugal, y contará con 541.400 paneles fotovoltaicos de 670 W. Cada uno de estos paneles estarán montados sobre una estructura de soporte con seguidores solares a un eje, lo cual permite el aprovechamiento eficiente de la energía solar.

Finalmente, otro de los emprendimientos a destacar es el “Parque Fotovoltaico Los Llanos Solar” (ver), presentado en Admisión ayer 18 de agosto. El proyecto, promovido por EDP, motivará 167 millones de dólares de inversión.

Consiste en la construcción de una planta fotovoltaica de 207,860 MWp de potencia instalada (190,275 MWac de potencia nominal) y su respectiva conexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) según la opción de conexión que se escoja finalmente para dar solución a la necesidad de inyección al SEN.

Felipe Albornoz, presidente de JEMSE, le confirmó a Energía Estratégica que “los pliegos ya están listos”, pero desde la empresa aún se encuentran cerrando el proceso administrativo. Por lo que «en los próximos quince días ya estará publicada la convocatoria”. 

Licitación que será lanzada por segunda vez en el año debido a que, tras el anterior llamado de febrero, desde Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado se encontraron con algunos «problemas técnicos» que debían resolverse antes de avanzar con los proyectos. 

«Había incompatibilidades en las propuestas con respecto a lo firmado, por lo que se corrigieron todos esas diferencias para poder relanzar la licitación que consistirá en la construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento de los parques», aseguró Albornoz. 

Los mismos se realizarán según una preferencia basada en la necesidad energética de la zona y se repartirán de la siguiente manera: PI Perico (6 MW), Cannava (6 MW), Guerrero (12 MW), El Carmen (3 MW), Los Lapachos (6 MW), Caimancito (6 MW), Yungas (3 MW) y Chalican (6 MW).

Y la particularidad de esta iniciativa es que la energía generada en espacios geográficos contiguos será entregada en su totalidad al sistema distribuido e interconectado de Jujuy. Es decir que se evitará el uso de grandes estructuras de transporte y transformación. 

«Es importante para el país porque la metodología es distinta, no hay un modelo de concesión de parques a un privado para que los maneje y opere, y que una sociedad del estado quede con participación», agregó. 

De este modo, Jujuy se encuentra atacando varios frentes para impulsar las energías renovables en la provincia, ya sea desde el lado de la utility scale con la ampliación del Parque Solar Cauchari (esperan la firma del PPA para llevarlo a 500 MW), como así también con proyectos de baja escala como las microrredes distribuidas para asegurar el acceso a la electricidad no contaminante, el programa de Pueblos Solares, entre otras iniciativas. 

Desde la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) admitieron que se complica el ingreso de nueva capacidad renovable en Argentina si no se llevan a cabo nuevas inversiones en las redes de transmisión. 

¿Cuánto podría demorar ese proceso? Gerardo Amico, ingeniero electromecánico de CAMMESA, reconoció que “a lo mejor, en el plazo de tres años, un sistema de 500 kV puede estar construido desde el momento en el que se decide y se pone el contrato sobre la mesa”. 

“De todos modos, hubo casos de menor tiempo y otros que se estiraron bastante. Pero últimamente, por algún tipo de problema, puede que ese tiempo de tres años sea mayor. Mientras que en los sistemas de 132 kV, puede pensarse en 24 meses desde que se firma el contrato”, aseguró durante un evento en Hotel Hilton.

Ante esa situación, Gerardo Amico sostuvo que antes se podía prever y acompañar el proceso del sistema de transporte, debido a que la construcción central hidroeléctrica o térmica solía tardar de 4 a 6 años. Pero en el caso de los parques renovables, señaló que “en 15 o 20 meses ya puede iniciar la operación comercial, lo que hace que siempre le gane al transporte”. 

“En consecuencia se necesita pensar en un sistema de transporte previo a tener todas las redes completas. Proceso que dependerá tanto de los estudios de impacto ambiental, autorizaciones, la decisión de quién pagará el sistema de transporte y cómo se financiará”, manifestó. 

Hecho que desde el sector energético reclaman desde hace años, debido a todos los contratos en stand by que fueron adjudicados en el Programa RenovAr y que no es demasiada la capacidad disponible en otros drivers de crecimiento para las renovables, como el caso del MATER. 

En dicho mercado, no hay megavatios asignables en la región Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y tampoco lo habría en la zona Centro – Cuyo – NOA, ya que en el último llamado se adjudicaron los 244 MW que habían disponibles hasta junio. Por lo que sólo restarían 215 MW en el Litoral y 216 MW en el Noreste Argentino. 

De todos modos, hace ya un mes atrás, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó una línea de crédito de US$1.140 millones a Argentina para la descarbonización del sector energético. Operación que apoyará, entre otros aspectos, un plan de acción con medidas específicas para el fortalecimiento y modernización de los sistemas de transmisión y así permitir mayor participación de las renovables. 

El ingeniero electromecánico de CAMMESA precisó que “parte de esas inversiones estarán destinadas a sistemas de 132 kV en las provincias, fuertemente relacionadas con el abastecimiento de la demanda de esas regiones”. 

Pero una vez que las obras se concreten, Amico afirmó que, “naturalmente la generación renovable podría aprovecharlas para exportar energía”. 

Y cabe recordar que ya se demostró el interés por construir parques de generación limpia en Argentina, a tal punto que se presentaron más de 14 GW en el llamado a MDI para proyectos renovables y de almacenamiento de energía del SADI que permitan reemplazar generación forzada con combustibles de alto costo. 

Exactamente fueron 491 emprendimientos de infraestructura, que suman un total de 14418 MW en múltiples zonas del país y tecnologías diversas como solar fotovoltaica, eólica, bioenergías, hidroeléctricas y hasta híbridos con almacenamiento o producción de hidrógeno. 

Río de Janeiro busca acelerar la transición energética y sostenibilidad en el estado y seguir explotando el potencial de las energías renovables, tanto para aquellos proyectos onshore como los ideados en aguas jurisdiccionales. 

El secretario de Estado de la Casa Civil de Río de Janeiro, Nicola Miccione, manifestó la importancia de que el Poder Ejecutivo establezca un “ambiente propicio” para las inversiones destinadas a instalar y operar parques eólicos en dicha entidad federativa y no perder las oportunidades que se presentan. 

“Queda mucho por hacer para la producción de energía verde y tenemos los mejores sitios para la generación fotovoltaica y otras matrices que aún no han sido acogidas por Río de Janeiro”, aseguró el funcionario durante un seminario organizado por la Secretaría de Estado de Desarrollo Económico, Energía y Relaciones Internacionales y del Instituto Némesis

Y bajo ese mismo marco, el subsecretario de Petróleo, Gas y Energía del estado, Daniel Lamassa, dio a conocer que los proyectos eólicos offshore suman una posibilidad de inversión de “más de 85000 millones de dólares y destacó que “Río de Janeiro está en el top 3 de lugares del país para impulsar la energía eólica marina”. 

Se tratan de nueve centrales en proceso de licenciamiento ambiental en el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA), por un total de 27498 MW de capacidad a instalar a partir de 1871 aerogeneradores. 

Los mega-emprendimientos tienen un amplio rango de potencia y van desde 1,7 GW hasta 5 GW, y corresponden a las firmas Neoenergia Renováveis, Equinor, Ventos do Atlântico, Bosford Participações, Prumo Logística, Blue Float Energy, TotalEnergies y Shell.

Pero como algunos de ellos se ubican en la misma zona o se interfieren entre sí, Lammasa reconoció que “no todos saldrán de la etapa de planificación» y acentuó en que aún se aguarda la regulación federal para avanzar en la estatal para garantizar la seguridad jurídica y atraer a las empresas e inversiones. 

Normativa que se encuentra bajo la nómina de proyecto de ley y que recientemente fue aprobado por la Comisión de Servicios de Infraestructura (CI) del Senado de Brasil. Aunque aún deberá pasar por la Cámara de Diputados, con tal de definir las reglas para el aprovechamiento de fuentes de generación offshore y sentar las bases del marco legal.

Además, en las próximas semanas se publicaría un decreto del Ministerio de Minas y Energía del país que indicará las principales reglas para hacer uso del mar, según informaron desde el sector días atrás, el cual aportará las primeras directrices para que un inversor posea la titularidad de la región fuera de la costa y pueda llevar a cabo sus estudios ambientales y sus proyectos renovables en aguas jurisdiccionales de Brasil. 

Y cabe aclarar que los emprendimientos en Río de Janeiro no son los únicos en el país. Si bien representa 16,22% de toda la capacidad en proceso de licenciamiento ambiental, en total existen 66 proyectos que acumulan 169441 MW de potencia en 11571 aerogeneradores. 

Lo que significa que, desde la anterior actualización de IBAMA a la más reciente dada en agosto de este año, se sumaron 12 proyectos y 36,1 GW de capacidad. 

Durante su visita a Cartagena, la Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, se reunió con el Presidente de Promigas, Juan Manuel Rojas, con quien conversó sobre distintos temas como la transición energética, hidrógeno verde y gas natural.

En medio de la conversación, el Presidente de Promigas resaltó el papel del gas natural en la transición energética, argumentando que ayuda a mitigar la pobreza energética y que provee bienestar multidimensional, monetario y ambiental.

Cabe destacar que la compañía transporta el 48 % del gas natural de Colombia p​or más de 3.200 km de redes de gasoductos propios y de transportadoras.

En esa línea, la ministra sostuvo que el Gobierno seguirá velando por la independencia energética mientras se lleve a cabo el proceso de transición hacia una matriz mucho más sostenible y amigable con el ambiente.

“Vamos a fortalecer la investigación, la ciencia y la tecnología para la industrialización y el aprovechamiento de todas las oportunidades y recursos disponibles alrededor de la transición energética. Este proceso de transición será justo, gradual y social, que contará con la participación real de las comunidades”, destacó Vélez.

En ese sentido, Rojas presentó el portafolio de nuevas soluciones de bajas emisiones que Promigas está desarrollando para contribuir con la descarbonización de la matriz energética colombiana.

En marzo de este año la compañía inauguró una planta piloto de hidrógeno verde en su Estación Heroica, en Cartagena, que en una primera fase producirá alrededor de 1.574 kilogramos al año y serán mezclados con gas natural. Esta generación limpia permitirá reducir la huella ambiental de la operación al evitar emisiones de 6 toneladas de CO2 al año.

Por otra parte, Promigás en mayo pasado firmó un memorando de entendimiento con el conglomerado japonés Sumitomo con el objeto de explorar y desarrollar el mercado de la movilidad a partir del hidrógeno.

El acuerdo se selló durante tres años, donde las dos compañías trabajarán conjuntamente en diagramar este potencial en Colombia e identificar oportunidades y retos para la producción, distribución y uso de este vector energético en el transporte terrestre.

Cabe señalar que hoy en el país se producen más de 130.000 toneladas de hidrógeno al año, pero es utilizado principalmente como materia prima. Promigas pretende desarrollar el mercado de hidrógeno como energético, pero para ello aún se necesita más regulación y mercado.

Del 23 al 25 de agosto, Intersolar South America, la mayor exposición y conferencia de la industria solar en Sudamérica, tuvo lugar en São Paulo, Brasil, con miles de visitantes en busca de soluciones avanzadas de energía renovable que puedan influir en el futuro energético del país.

La empresa es también el mayor proveedor mundial de inversores residenciales y de inversores para el almacenamiento de energía del lado del usuario*.

«Como proveedor líder mundial de soluciones de energía distribuida, Growatt cuenta con una amplia variedad de soluciones inteligentes y potentes para todos los escenarios de aplicación, desde la energía solar fotovoltaica, el almacenamiento de energía, la carga de vehículos eléctricos, la solución de energía portátil y mucho más», valora Frank Qiao, vicepresidente de Growatt.

La empresa presentó su última generación de inversores con capacidades que van desde 1kW a 253kW para plantas solares residenciales, comerciales e industriales (C&I) y a gran escala.

En particular, llamaron la atención sus nuevas innovaciones: el microinversor MLP 2000-HF, el inversor residencial de alta potencia MIN 7000-10000TL-X, el inversor trifásico C&I MAX 50-75KTL3-XL2 de 220Vac y el inversor trifásico C&I MAX 100-125KTL3-X LV de 380Vac.

El nuevo microinversor MLP 2000-HF de 2kW de Growatt, ideal para pequeños sistemas fotovoltaicos residenciales, cuenta con 4 MPPT y una corriente de string de 15A, lo que le permite trabajar bien con módulos de alta potencia con una alta eficiencia, y también permite a los usuarios ampliar rápida y fácilmente los sistemas fotovoltaicos a medida que crecen sus necesidades.

Para las aplicaciones solares residenciales, la empresa también expuso su inversor monofásico de alta potencia MIN 7000-10000TL-X para un mayor retorno de la inversión.

Growatt también presentó el nuevo inversor trifásico 220Vac C&I MAX 50-75KTL3-XL2, que cuenta con una alta corriente de string de hasta 22,5A, lo que lo hace compatible con módulos de alta potencia de más de 600W, así como el inversor trifásico 380Vac C&I MAX 100-125KTL3-X LV, que cuenta con 10 MPPTs y una potencia máxima de salida de 125kW, la más alta para un inversor de string de baja tensión.

El Gobierno de Gustavo Petro, a través del Ministerio de Minas y Energía, comandado por Irene Vélez, dio a conocer los resultados de la consultoría evaluación de alternativas de desarrollo de transmisión en La Guajira, donde se propone el desarrollo de una gran línea eléctrica (Colectora 2) con tecnología de punta.

La compañía adjudicataria de tal estudio, financiado por el Banco Mundial, fue la canadiense TransGrid Solutions (TGS).

Allí se proponen estrategias para el desarrollo y ejecución de Colectora 2, la cual será capaz de despachar alrededor de 3.000 MW de fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC) para 2032.

Y se traza dos objetivos. Por un lado, revisar las evaluaciones iniciales realizadas por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), comparar la tecnología HVDC y la tecnología HVAC para la incorporación de las ERNC adicionales en la región de La Guajira.

Por otro, evaluar diferentes opciones para la implementación de la tecnología HVDC incluyendo la especificación de diferentes desarrollos asociados, nodos de entrada y salida, nivel de voltaje, características y tipo de diferentes tecnologías HVDC con base en escenarios para el desarrollo de capacidad ERNC.

Cabe destacar que tanto la tecnología HVDC y HVAC permiten el despacho de mayor energía que las líneas convencionales.

En términos comparativos, Colectora 1, que en estos momentos está siendo ejecutada por Grupo Energía Bogotá, podrá integrar un total de 1.054 MW de generación eólica en la zona de La Guajira mediante líneas de transmisión de 500 kV CA hasta Cuestecitas.

El estudio que preparó TGS consta de 3 tareas:

Tarea 1 –ver-, consiste en la selección de transmisión HVDC o HVAC;
Tarea 2 –ver-, analiza la selección de tecnología HVDC;
Tarea 3 –ver-, hace hincapié en las consideraciones para la ejecución del proyecto.

Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía, aseguró que 15 contratos de energías renovables lograron preacuerdos con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Se trata de 13 generadoras solares y dos eólicas que se habían sometido a las Mesas de renegociación de contratos del subsector eléctrico y que, tras el vencimiento del plazo fijado el pasado 13 de julio, colaboraron a la resolución del conflicto.

“Instamos al resto de empresas  generadoras a sumarse al gran acuerdo nacional por el subsector eléctrico”, expresó en sus redes sociales el secretario de Estado en el Despacho de Energía.

¿Porqué se había demorado el acuerdo? Las autoridades de la ENEE habían rechazado las ofertas presentadas por generadores y los convocaron a realizar una nueva presentación en base a un precio de referencia de 0.11 centavos de dólar el kWh.

Aún no trascendió públicamente cuáles serían los nuevos precios y condiciones de contrato preacordadas por cada una de las partes, pero es de esperar que estos varíen proyecto a proyecto, ya que se tratan de generadoras con distintas dimensiones, tecnologías y años de inicio de operación.

Según adelantó el secretario Erick Tejada, los contratos que habrían aceptado este preacuerdo serían “modificados con mejor precio en común acuerdo”.

Aquellos ajustes de precios colaborarían a que la ENEE pueda salir adelante del déficit financiero en el que se encuentra. Ahora bien, las pérdidas no técnicas a las que aún se enfrenta la empresa estatal sería un gran pendiente por atender.

Otro asunto pendiente son las deudas de la ENEE con las generadoras. De acuerdo a los registros de asociaciones civiles y empresarias en Honduras se les adeudan más de 11 facturas de energía a los generadores, lo que a su vez torna crítica la situación financiera de los proyectos de generación que ya han cedido reducir los precios. 

De allí que el secretario Tejeda haya expresado que: “El compromiso del gobierno es pagar el total de la deuda a generadores en buen tiempo”. Y que aquel compromiso es el que habría “destrabado las negociaciones”, aseguró Tejada.

Río Negro identificó un potencial de desarrollo de hasta 935 MW en proyectos de energía renovable de media (menor a 10 MW) y baja escala (menor a 2 MW), a partir de la evaluación de la oferta, demanda de energía eléctrica (10.491.581 MWh/año), restricciones de infraestructura y generación de empleos, entre otras variables. 

La Fundación Bariloche y el gobierno provincial llevaron adelante el estudio y distinguieron que se requieren instalar de 351,4 MW a 468,6 MW de energía eólica para abastecer entre el 75% y 100% de la demanda eléctrica, respectivamente, bajo un factor de capacidad promedio de 45%. 

Lo que representaría una inversión mínima de USD 492.020.442 hasta USD 749.745.436, en el caso de mayor costo. Es decir que el rango de costo oscila entre USD 1400-1600 por kW instalado, según explicó Ignacio Sagardoy, investigador de la Fundación Bariloche. 

Cabe mencionar que para el aprovechamiento de esta tecnología, el proyecto se caracterizó a partir de turbinas comerciales que se encuentran en la provincia, de aproximadamente 3 MW de capacidad a 100 metros de altura. Mientras que la eólica de baja escala se presenta como una oportunidad para parajes aislados, donde el recurso se valuó a 10 metros de altura. 

Por el lado de los sistemas fotovoltaicos es donde se necesitaría mayor potencia operativa para suplir toda la demanda eléctrica, ya que, según los resultados presentados, se precisaría de 702,3 MW (75%) a 935,5 MW (100%), con un factor de capacidad entre 19 y 20%. 

Y el rango de inversión varía entre USD 650-850/kW, de modo tal que para instalar todo el potencial solar, el monto sería de USD 456.479.357 hasta USD 795.211.622 (Promedio de USD 526.706.950 a USD 701.657.313)

Mientras que por el lado de los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH), Sagardoy afirmó que “hay una oportunidad importante de triplicar la generación hidroeléctrica en servicio (39 MW) y llevarlo hasta 208,7 MW de capacidad”.

Aunque con la particularidad que el porcentaje de cobertura promedio sería del 70% a lo largo de todos los departamentos de Río Negro, dado que algunas obras de infraestructura eléctrica aún no se desarrollaron. 

Como consecuencia, la puesta en servicio de centrales preexistentes o repotenciación costaría cerca de USD 2000/kW. En tanto que para aquellos nuevos PAH, el rango oscila entre USD 4500-USD 6000 por kW, y USD 3000 para los proyectos multipropósito. 

Además, no sólo se tuvo en cuenta a emprendimientos destinados a la generación de energía eléctrica, sino también al abastecimiento térmico a partir de sistemas solares, donde se prevé que se necesitarán de 4141,9 a 5522,5 miles de metros cuadrados de colectores solares para el sector útil residencial, con un promedio de USD 400-600 por kW.  

“Y en algunos casos, son valores razonables de m2 por hogar para abastecer de agua caliente sanitaria, que están dentro del rango de los equipos que se consiguen a nivel comercial”, señalaron desde Fundación Bariloche. 

Estos resultados se enmarcan dentro del proyecto “Caracterización de los recursos y tecnologías de energías renovables para su aprovechamiento en media y baja escala en la Provincia de Río Negro” (Renova RN), presentado por el gobierno provincial. 

El mismo es el resultado de un relevamiento, identificación y mapeo de aprovechamiento de los distintos recursos renovables existentes en la provincia para la generación de energía eléctrica en media y baja escala, además de las oportunidades para el desarrollo de anteproyectos o proyectos, con el objetivo de de brindarle al estado una herramienta de gestión para direccionar políticas de inversión y desarrollo. 

Y cabe aclarar que se estableció con potencias de mediana y baja escala para “evitar” la barrera de la restricción existente en las líneas de transmisión. Es decir, aprovechar los recursos locales y abastecer la demanda puntual sin tener que hacer uso masivo de las redes de transporte.

Tres compañías compiten en la tercera licitación del año del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), destinada a obras de construcción y operación inicial de dos plantas de generación fotovoltaica con acumulación en las provincias de Salta y Catamarca. 

Aunque cabe aclarar que sólo dos de las firmas presentadas en la convocatoria ofertaron por ambos lotes. 

El lote N°1 correspondía a una mini red ubicada en Altos de Chorrillos, Salta, puntualmente para el futuro Complejo Astronómico “Ventana al Universo”, donde se estipuló un generador FV de 595 kWp como mínimo y, por lo menos, 3360 kWh de energía total “disponible” en bornes. 

La particularidad de este caso es que se planteó que la potencia del generador fotovoltaico deberá estar dividida en dos sub-generadores: sub-generador acoplado en CA al sistema LLAMA de 446 kWp y otro a QUBIC de 149 kWp 

Mientras que el lote N° 2 estaba orientado a la localidad Paloma Yaco, de la comunidad originaria diaguita, en la provincia de Catamarca. Y en este caso, se requería que el sistema solar tenga una potencia mínima de 70 kWp. En tanto que la energía total disponible de acumulación (considerando un DOD del 80%) debía ser de, al menos, 400 kWh. 

La primera cotización durante la apertura de sobres llegó desde SEMISA Construcciones. La empresa de San Luis ofertó un total USD 5.581.993,87 (más Impuesto al Valor Agregado), los cuales estaban repartidos en USD 4.736.729,44 (más IVA) para el lote N° 1 y USD 845.264,43 (más IVA) para el N° 2.

Multiradio SA también cotizó por ambas obras mencionadas anteriormente, con la diferencia que sí incluyó el IVA: USD 7.701.040,85 y USD 1.483.965,64 para el N°2, respectivamente, dando un total de USD 9.185.006,49. 

Por otro lado, MEGA SRL sólo presentó su propuesta para la mini red ubicada en Altos de Chorrillos, por exactamente USD 7.423.988,64 (no se aclaró si incluye el Impuesto al Valor Agregado). 

De este modo, sólo resta espera el dictamen por parte del gobierno nacional. Aunque es preciso mencionar que dicho proceso lleva cierta demora, dado que aún no se adjudicaron los ganadores de cuatro licitaciones realizadas desde diciembre del año pasado. 

Sumado a que, hace un mes atrás, recién se dieron a conocer las empresas vencedoras de LPN N° 3/2021 del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales

Sungrow, el proveedor líder a nivel mundial en soluciones de inversores fotovoltaicos y energía renovable, reveló que el acumulado de sus envíos a Latinoamérica alcanzó los 9 GW en la Intersolar South America 2022. Además, la compañía lanzó su inversor modular «1+X», el inversor de cadena de SG350HX, así como la innovación los sectores comercial y residencial, con lo que impulsa la transición energética, mejora la estabilidad de la red y la seguridad del suministro energético.

Liberar el potencial de la energía solar en Latinoamérica

Latinoamérica es una región prometedora en materia de energía solar. Sungrow lidera la trayectoria del crecimiento y el desarrollo del mercado con un nuevo récord de 9 GW en envíos, mientras que el hito local de 5 GW del año pasado aún está a la vista.

El impulso principal se da en Brasil, uno de los cinco principales prospectos para el mercado solar del mundo durante los próximos cinco años. Sungrow superó su acumulado de 6 GW en envíos a Brasil y desde 2019 ocupa el primer lugar en participación de mercado.

Mientras el futuro de la energía solar luce prometedor en regiones emergentes como Colombia y República Dominicana, Sungrow continúa contribuyendo a la reducción de las emisiones de carbono en estos países, ofreciendo productos y servicios de manera eficiente.

Innovación líder en el desarrollo solar distribuido y a gran escala

La innovación tecnológica desempeña uno de los roles clave en la consolidación de los logros alcanzados. Durante la exposición Intersolar, Sungrow lanzó su inversor modular «1+X», diseñado a la medida para aplicaciones a gran escala. El inversor modular «1+X» será líder en la próxima generación de desarrollo de plantas PV. El producto cuenta con una unidad individual de 1,1 MW como mínimo, y la capacidad máxima puede ampliarse hasta 8,8 MW al combinar ocho unidades. Según los requerimientos específicos de sus proyectos, los clientes pueden elegir desde 1,1 MW hasta 8,8 MW.

El inversor modular «1+X» redefine tanto el inversor «de cadena» como el «central». Asimismo, esta es una innovación revolucionaria que dará forma al futuro de la energía ya que incuba más posibilidades para diferentes partes interesadas.

También se presentó el SG350HX, un nuevo inversor de cadena de 1.500 V optimizado para los proyectos a gran escala en Brasil. El producto, está equipado con 16 MPPT y es compatible con módulos de alta potencia y sistemas de seguimiento. Estas características garantizan un retorno de la inversión incomparable para las partes interesadas al igual que el liderazgo en seguridad.

Además, se espera que la generación distribuida (DG) fotovoltaica en Brasil experimente una fuerte curva de crecimiento, en particular después de la aprobación y publicación oficial de una muy esperada ley en materia de DG (Ley n.° 14.300/2022) que indica más confianza, estabilidad y transparencia para el mercado. Entretanto, la creciente demanda plantea requisitos cambiantes para los inversores, incluida la compatibilidad con módulos de alta potencia y optimizaciones en cuanto a seguridad y rendimientos. Como resultado, Sungrow actualizó su serie de inversores comerciales de entre 25 kW y 110 kW, además del nuevo héroe residencial trifásico, el SG15/20RT-P2. Este portafolio de inversores prémium admite una corriente de operación más alta y es compatible con módulos de alta potencia También están equipados con una mejor protección de seguridad y son más cómodos de instalar, operar y mantener.

En preparación para impulsar el futuro

Como líder del mercado, Sungrow encabeza los envíos de inversores PV a nivel mundial con entregas por 47 GW en 2021, lo que demuestra un rendimiento global competitivo en los proyectos que suministra. Además de los compromisos en el sector PV, Sungrow también ofrece sistemas de almacenamiento de energía líderes en la industria para hacer frente a la volatilidad en intermitencia de las energías renovables, lo que garantiza un futuro sostenible en materia de energía limpia.

PowerTitan, el revolucionario sistema de almacenamiento de energía refrigerado por líquido, fue presentado en el lugar y captó mucha atención. Gracias a su tecnología optimizada de reducción de temperatura y al diseño inteligente de los controladores de clústeres, se espera que el PowerTitan les ofrezca más rentabilidad a las partes interesadas y asegure la competitividad en el mercado.

«2021 fue un año récord para Sungrow en Latinoamérica, ya que logramos un importante avance gracias a la continua dedicación y a las crecientes demandas en la región. Estamos listos para asumir más oportunidades y desafíos que tendrán lugar en estos vibrantes países latinoamericanos con soluciones de vanguardia, así como servicios profesionales y receptivos 24/7», sostuvo Ada Li, directora de Sungrow Latinoamérica.

Al hablar en profundidad sobre el futuro, Li afirmó que Sungrow contribuirá a la fabricación y operación ecológicas, y que participa en las iniciativas internacionales de sostenibilidad RE100 y EP100. Estos factores refuerzan su compromiso de utilizar energía 100 % renovable en toda la cadena de valor y mejorar la productividad energética en un 35 % para 2028. «Estamos ansiosos por ver un futuro con cero emisiones de carbono netas; eso es lo que promueve nuestro equipo y para lo que trabaja cada día», agregó Li.

En noviembre del 2020 Chile lanzó su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde. Uno de los hitos que se propone el plan es alcanzar lo 5 GW de electrolizadores en construcción o terminados al 2025; pero su objetivo al 2030 es elevar esa capacidad en 25 GW.

“Es una meta muy ambiciosa y para eso tenemos que tener primero la coordinación público-privada, porque el Estado tiene que ver con la regulación correspondiente, y nosotros –privados- tenemos que ver qué tecnologías se usan; también requerimos de financiamiento y de capital humano”, enumeró Erwin Plett, CEO de Low Carbon Chile y Secretario de H2 Chile.

En una entrevista para Latam Future Energy realizada a principios del pasado mes de julio en Santiago, Chile, el experto advirtió que no se trata de una meta fácil. “Vamos a tener que tener muchísimas personas especialistas en lo que es hidrógeno, que es un desafío muy bonito que se nos viene encima”, observó.

Pero indicó que se está yendo por el camino correcto. “El Gobierno ha entendido que se trata de una política de Estado y en los próximos cuatro años hay que ver de aterrizar la Estrategia”, contempló.

Y es que la apuesta de Chile por el hidrógeno renovable es muy ambiciosa. Según exfuncionarios del Ministerio de Energía de la gestión de Sebastián Piñera (fundadores de este programa) al 2050 la exportación de este energético sería equivalente a la del cobre, principal activo del país que el año pasado generó divisas por 53.424 millones de dólares.

Para Plett esa meta es alcanzable. Pero los sucesivos Gobiernos deberían contribuir para ese objetivo. “Tenemos que tener seguridad jurídica y confianza, si no, no se va a lograr. Y para ello necesitamos que se involucre el Estado, las personas y la sociedad”, sostuvo.

Y comparó: “El cobre se demoró 100 años en lograr eso –por el nivel de divisas en exportaciones-, y nosotros queremos hacerlo en sólo 30 años. Para eso se requieren obviamente de inversiones que, acumuladas al 2050, son 330 mil millones de dólares, número idéntico al PBI de Chile, lo cual no es menor”.

Medidas que contribuyen

Para ejemplificar el buen camino que está tomando la gestión de Gabriel Boric, el CEO de Low Carbon Chile destacó la creación del Coité Interministerial de Corfo, conformado por 9 Ministerios donde lo que se busca es la coordinación público-público. “Esta es una muy buena instancia para que se coordinen los Ministerios”, resaltó.

Para Plett, este Comité deberá, entre otras cosas, generar un acercamiento de estos proyectos de hidrógeno verde, que son de gran envergadura, con las comunidades, que muchas veces son resistentes a lo nuevo.

“El ministro de Energía aclaró que con estos proyectos no se le llevará dinero a las personas que vivan en cercanías, sino que van a contar con una mejora del entorno, puestos de trabajo, posibilidades de capacitarse. Esto es un win-win para todos”, resaltó.

El Centro de Exportación e Inversión de la República Dominicana (ProDominicana) y la Superintendencia de Electricidad (SIE) acordaron articular sus esfuerzos para la puesta en marcha de la Ventanilla Única de Inversión de la República Dominicana (VUIRD), con el fin de facilitar los trámites, permisos, licencias y procedimientos necesarios para la instalación de nueva Inversión Extranjera Directa (IED) en el país.

Con rúbrica del acuerdo, ambas entidades manifiestan su intención de coordinar acciones para que los inversionistas encuentren en la República Dominicana una plataforma que le permita tramitar todas sus solicitudes de forma eficiente. A la vez, buscan reducir duplicidades de esfuerzos, ofrecer claridad en los servicios y garantizar la agilidad en la instalación de IED:

“La VUIRD se convertirá en un puente ágil entre la voluntad del inversionista y la instalación de la inversión extranjera. Y lo más importante, con este enfoque nos acercamos a pasos agigantados a una política sostenible de intercambio comercial”, dijo Biviana Riveiro, directora ejecutiva de ProDominicana.

Es importante destacar que la Inversión Extranjera Directa alcanzó la suma de US$1,870.9 millones dólares entre enero y junio de 2022, para una expansión de 8.0 % respecto al mismo período de 2021. A su vez, este valor representa un crecimiento de un 20% en comparación con el mismo período del año 2019 (prepandemia) y se estima llegaría a US$3,500 millones al finalizar el año.

De su lado, Andrés Astacio Polanco, superintendente de Electricidad dijo que, con este acuerdo, la SIE se compromete a colaborar de manera estrecha, brindando todo el apoyo necesario, para una implementación exitosa de esta Ventanilla Única de Inversión, con el firme objetivo de que ésta se convierta en una herramienta ágil y confiable en beneficio de los inversionistas, garantizando fluidez, seguridad, transparencia y eficiencia en todos los procesos.

La Ventanilla Única de Inversiones es un sistema administrativo y tecnológico habilitada con la finalidad de integrar en una sola plataforma digital e interconectar todos los trámites, permisos, registros, certificaciones, licencias, no objeciones, vistos buenos o cualquier otro tipo de aprobación requerido ante las diversas instituciones gubernamentales o municipales para proyectos de inversión conforme a lo establecido en el Decreto No. 626-12. La VUIRD está gestionada por una coordinación interinstitucional en la que intervienen 17 entidades públicas.

El pasado 20 de agosto, la flamante ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, se reunió con la plana de SER Colombia

“Fue una reunión muy positiva. Si bien fue protocolar, se abordaron varios temas del sector. Nos encontramos con una visión optimista en lo que se pueda venir con las renovables”, confía Germán Corredor, director ejecutivo de la entidad, en diálogo con Energía Estratégica.

El ejecutivo señala que, entre los temas de agenda de relevancia, SER Colombia le expresó a la ministra la preocupación por el avance de proyectos de energías renovables, que hoy se encuentran parados en vistas de resoluciones de consultas previas.

Mismo problema con el que cuenta la mega línea Colectora, que recorrerá casi 500 km para llevar la energía limpia desde La Guajira al centro del país. No obstante, previamente debe contar con el visto bueno de decenas de comunidades. Hasta tanto, más de 1 GW eólicos de ese departamento no podrán despachar su energía.

En esa línea, Corredor cuenta que se le planteó esta dificultad a Vélez. “La ministra tomó nota y nos pidió que le enviáramos la lista de proyectos que tienen estas dificultades; cosa que hicimos”, indica Corredor.

Es conocido que la gestión de Gustavo Petro llega con el objetivo de empoderar a las comunidades, por lo que será un desafío cómo podrán resolverse la tensión entre el desarrollo de proyectos de energía limpia con la negociación por los terrenos para tal fin.

“Es claro que este es un tema que este Gobierno deberá abordar próximamente”, opina Corredor.

Por otra parte, consultado sobre la posibilidad de que el Gobierno lance una nueva subasta de renovables, el ejecutivo de SER Colombia señala que ese no fue un tema del que se haya hablado directamente, pero que por la buena predisposición por avanzar en este tipo de fuentes de energía, es posible que ocurra.

“Yo creo que están evaluando si es posible lanzar una (convocatoria). No creo que sea una medida que esté definida pero seguramente lo están analizado”, sopesa Corredor.

Y remata: “Es muy positivo encontrarnos con un nuevo Gobierno que pretende continuar y acelerar políticas a favor de las energías renovables y la transición energética”.

Ayer se desarrolló el lanzamiento de la Agenda de Energía 2022-2026, la cual trazará los lineamientos que llevará a cabo el Gobierno de Gabriel Boric en materia energética.

Durante su intervención, el ministro de Energía, Claudio Huepe, 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”.

Se trata de un “nuevo modelo de desarrollo que nos permita construir una sociedad más justa en armonía con nuestro entorno, que sea sostenible y que tenga a las personas en el centro de su quehacer”, enfatizó el funcionario.

En esa línea, resaltó que uno de los ejes será la “creación de una nueva industria que se proyecte a los objetivos del Siglo XXI como un ejemplo de sostenibilidad: la industria del hidrógeno verde”.

Enfatizó no sólo en el potencial de descarbonización de este energético, sino en la posibilidad de aumentar la matriz productiva y la generación de empleo de calidad.

Cabe destacar que este respaldo del ministro se da en el contexto del anunció de la firma de un memorándum de entendimiento con el puerto más grande de Alemania, con miras a la exportación de hidrógeno verde.

Se trata del Puerto de Hamburgo, acceso por donde ingresará a los mercados alemanes el energético renovable producido en Chile.

Cabe resaltar que este nuevo acuerdo se suma a otros memorándum celebrados con el Puerto de Rotterdam y con el de Amberes también con fines de exportación de hidrógeno verde desde Chile a Europa.

Por otro lado, Hupe se refirió a la incorporación de las poblaciones más marginadas al acceso de la energía.

En esa línea, el ministro ratificó el objetivo que se propuso el Presidente Boric de instalar 500 MW nuevos de Generación Distribuida durante su período de Gobierno.

En ese sentido, desde la industria renovable esperan que el Gobierno dé nuevas señales para fomentar la industria, como elevar el máximo de 300 kW por conexión de Netbilling a 500 kW.

Toda la industria de las energías renovables está invitada al nuevo evento de Latam Future Energy, una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

Se trata del «Solar, Wind and Hydropower Virtual Summit«, un encuentro que se llevará a cabo en modalidad gratuita el 8 y 9 de septiembre.

ASISTIR

Mientras que la primera jornada abordará el presente y futuro de la energía solar e hidroeléctrica -analizando cómo optimizar el LCOE y mejorar la rentabilidad de estos proyectos-, la segunda jornada tendrá un enfoque interesante destinado a abordar en profundidad a la energía eólica.

Uno de los paneles destacados del bloque eólico abordará «El rol de la innovación tecnológica para proyectos de máxima eficiencia». El mismo se llevará a cabo de 10 am a 11 am y contará con la participación de destacadas empresas del sector.

En concreto, confirmaron su participación:

Farid Mohamadi – Jefe de Ventas para Colombia, Centro América y el Caribe – Enercon

Albert Sunyer – Managing Director Mexico & Colombia – Nordex

Diego Blixen – Cofounder & CEO – Renovus

Martha Sandia – Business Development and Strategy Director LATAM – Stork

Y estará moderando el diálogo de alto nivel entre las empresas: Guido Gubinelli, periodista del medio de noticias internacional Energía Estratégica.

Y entre los temas que allí se abordarán se destacan las nuevas tecnologías disponibles tanto en componentes constitutivos de los aerogeneradores, como en mediciones de recurso y soluciones para la interconexión con el sistema. 

PARTICIPAR

Consulte la agenda y regístrese para acceder a mayor información sobre el evento en la web oficial de Latam Future Energy.

“Estamos convocando a todos los actores del sector para tener una mirada de desarrollo respecto de la matriz energética de nuestro país que involucra tanto al sector de hidrocarburos como a las energías renovables” manifestó la secretaria de Energía, Flavia Royon, en su disertación ante el Foro Nacional de Energía y Minería.

En su cuarta edición, el encuentro tuvo como eje el lema “Los deberes del desarrollo” y contó con la participación de la máxima autoridad en materia energética, quien repasó las potencialidades de las diversas áreas que conforman el sector energético en nuestro país.

En su discurso, Royon hizo hincapié en la necesidad de trabajar en forma coordinada con el sector privado la planificación energética, para poder “constituir a la energía en un vector competitivo que genere energía a precios accesibles para todos los argentinos”.

La secretaria exhortó a los actores de la cadena energética a “avanzar en la discusión de la eficiencia energética y de cómo poder acceder de manera competitiva a la energía, también para la industria”.

A su vez, en el marco del debate acerca de la transición energética, destacó el impulso de la Secretaría a las energías renovables, y sus posibilidades de integración con el desarrollo del litio en las provincias del norte del país.

En este sentido, indicó que “Estamos trabajando en transición energética y en energías renovables porque nuestro país tiene en su sector energético una totalidad”.

En la comprensión del sistema energético argentino como un conjunto donde todas las áreas pueden contribuir al potencial del autoabastecimiento, Royon valoró positivamente el vínculo recíproco entre la industria minera y la del gas y el petróleo.

Al respecto, consideró: “El sector del oil y gas tiene mucho know-how para transferirle al litio y, a su vez, el litio es un elemento que se impone en la agenda de la transición energética junto con las energías renovables y encuentra a nuestro país con muchas oportunidades de negocio, por eso tenemos que desplegar todo nuestro potencial para poder capitalizarlo”.

Este foro fue organizado por Grupo de Líderes Empresariales (LIDE) y contó con paneles dedicados a las energías renovables, al rol del litio en la transición energética y a la actividad hidrocarburífera.

Entre los participantes se destacaron: Pablo Tarca (director General TRANSENER – TRANSBA); Santiago Sacerdote, (gerente General Y-TEC. YPF Tecnología); Andrés Gismondi, (country Manager de Argentina y Sales Director South Cone VESTAS); Ignacio Celorrio, (presidente de Lithium Americas Corp,); Ernesto López Anadon, (presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas); Javier Rielo, (director del Cono Sur Total Energies); Ricardo Markous, (CEO Tecpetrol) y Oscar Sardi, (director General TGS).

YPF Energía Eléctrica SA (YPF Luz) anunció hoy el resultado de colocación de las Obligaciones Negociables Clase XI y XII, dólar linked, por un total de US$100.000.000 entre ambas.

La demanda del mercado superó ampliamente las expectativas con ofertas por más de USD280 millones, más de dos veces y media el monto de financiamiento buscado, confirmando la confianza de los inversores en la compañía.

Las Obligaciones Negociables Clase XI se emitieron por un total de US$15.000.000 con vencimiento a 24 meses y con una tasa de interés de 0%. El precio de suscripción fue sobre la par, lo que implica una tasa de -4%.

Por su parte, las Obligaciones Negociables Clase XII se emitieron por un total de US$ 85.000.000 con vencimiento a 48 meses y con una tasa de interés del 0%.

El financiamiento será destinado a capital de trabajo y refinanciación de obligaciones negociables en circulación.

Detalles de la emisión:

• Cantidad de órdenes recibidas: 376
• Monto de las órdenes recibidas: US$ 285.674.815
• Valor Nominal de emisión: US$ 100.000.000

Los bancos y entidades financieras que participaron como colocadores en la emisión fueron:

Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U., Banco Santander Argentina S.A, Banco Macro S.A., Banco Supervielle S.A., BNP Paribas Sucursal Buenos Aires, Macro Securities S.A., Industrial and
Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U., SBS Trading S.A., Allaria Ledesma & Cía S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., TPCG Valores S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Banco Patagonia S.A., y Nación Bursátil S.A.

La información para inversores se encuentra disponible en https://www.ypfluz.com/Inversores/HechosRelevantes

Adicionalmente, el sector industrial consumió un 17% del total de 2021, mientras que el sector residencial representó un 14%.

En lo referente a la producción de energía eléctrica, en 2021 un 80,1% de la generación eléctrica en el país provino de fuentes renovables, mientras que un 18,8% provino de fuentes fósiles y un 1,1% de interconexión eléctrica.

El BEN es un documento oficial elaborado por el Ministerio de Energía y Minas en conjunto con el Instituto de Investigación Geológico y Energético (IIGE), que muestra datos a través de la interelación de la información primaria energética y la socioeconómica, esto da como resultado indicadores sobre consumo de energía por habitante y por sectores productivos, exportaciones energéticas, el uso de energías renovables, emisiones de gases de efecto invernadero, entre otros.

Sobre este documento el Ministro de Energía y Minas, Xavier Vera Grunauer, mencionó en su presentación que: “Resulta fundamental, poner a disposición de la ciudadanía información precisa y
confiable sobre las principales tendencias de producción, transformación, consumo y emisiones del sector energético” y agregó: “Es indispensable ejecutar una planificación futura del sector energético para lo cual se requiere de estadísticas completas y oportunas, para beneficio de los ecuatorianos”.

El BEN es una importante herramienta para la planificación del país y constituye un aporte fundamental del Gobierno Nacional para articular la política pública y definir los escenarios nacionales en cuanto a los temas energéticos, este documento contiene información que puede ser utilizada como fuente de consulta o línea base para futuros estudios e investigaciones en los sectores estratégicos y está disponible al público en el siguiente enlace: https://bit.ly/BEN_2021

La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, dio a conocer las primeras impresiones sobre el posicionamiento que tendrá hacia el desarrollo de las renovables, el petróleo y el gas, y su futuro en la matriz energética del país. 

Frente a un auditorio de más de cincuenta personas, muchas de ellas vinculadas con la transición energética, la funcionaria focalizó en el sector hidrocarburífero y dio tenues señales sobre las iniciativas que impulsarán una mayor participación de las energías limpias. 

Entre ello, manifestó que Argentina cuenta con una realidad energética “privilegiada” y anheló que las renovables se desarrollen de manera tal de “garantizar, a toda la población, el acceso y la disponibilidad para su crecimiento”. 

A la par que señaló que “un pilar clave para asegurar el autoabastecimiento y el suministro de energía, confiable, para las generaciones futuras está dado por el diseño y compromiso de las renovables en el país”. 

Hecho que, sumado a la segmentación y sinceramiento de tarifas, parece un claro gesto de cara a la evolución de la generación distribuida en Argentina, que todavía no ha visto un gran despliegue a comparación de otros países de la región, ya que sólo hay poco más de 15 MW instalados bajo la ley N° 27424. 

“Argentina tiene los recursos naturales y estamos confiados que el sector renovable es una gran oportunidad de desarrollo”, aseguró Royón. 

Sin embargo, desde el lado de proyectos de mediana y gran escala no brindó mayores indicios más allá de un paneo sobre la convocatoria a las manifestaciones de interés para proyectos renovables y de almacenamiento de energía en el SADI que permitan reemplazar generación forzada con combustibles de alto costo.

Si bien reconoció el interés dado en dicho llamado, donde se presentaron 491 proyectos por 14418 MW de capacidad, la salteña eludió hablar de cómo continuará este proceso. 

Por lo que aún se desconoce si a futuro se llevarán a cabo licitaciones que permitan construir al menos una parte de esa potencia renovable o qué mecanismos se fomentarán para cumplir con los objetivos de la ley 27191. 

Incluso, momentáneamente tampoco se conoce si habrá nuevas obras de transmisión que permitan evacuar la generación en caso de que se planifique una convocatoria concreta, ya que, a la fecha, Argentina no cuenta con demasiada capacidad de transporte. Tema que ha sido mencionado en reiteradas ocasiones por diversos especialistas del sector. 

Hidrógeno

El H2 también fue uno de los focos del discurso de la secretaria de Energía durante un evento llevado a cabo en el Hotel Hilton, a tal punto vaticinó que “se está trabajando en materia regulatoria, a fines de propiciar su incorporación paulatina a la matriz energética nacional”. 

Aunque, en este caso, no aclaró si se dará un mayor impulso al hidrógeno verde o si, en primera instancia, será el H2 azul el que tome un mayor protagonismo debido a todo el desarrollo vinculado con el gasoducto de Vaca Muerta. 

Lo que sí quedó claro es que, de este modo, el Poder Ejecutivo sigue trabajando en un propio proyecto de ley de hidrógeno, tal como lo hacía la Secretaría de Asuntos Estratégicos, antes de los últimos cambios de gobierno. 

Multisolar presentará los últimos inversores fotovoltaicos, baterías, bombas solares y tableros eléctricos disponibles para el mercado argentino.

Lo harán esta semana en el marco de la tercera edición de la Expo de Eficiencia Energética Argentina que se llevará a cabo en el Centro Costa Salguero (CABA) del 25 al 27 de agosto desde las 13 a 20 h.

Los productos que distribuye y comercializa Multisolar se destacan por su calidad y garantía de empresas líderes en la industria global como Growatt, SMA, Suntree, Pylontech, Victron, Voltronic y muchos más.

Para demostrar la robustez y fiabilidad de estos componentes clave para sistemas de generación renovables, el equipo técnico y comercial de Multisolar estará presente en los stand 429 y 434 de la exposición para exponer destacados productos.

Desde la compañía adelantaron a Energía Estratégica que en la línea de inversores de Growatt estarán presentando:

Inversor Growatt SPF5000ES (12KG) + Batería HOPE 4.8 ( 45KG)

Inversor Growatt SPF3000TL HVM-48 + Batería ARK 2.5 ( 25KG) 

Inversor Growatt MIC2000TL-X ( 8KG)

Inversor Growatt MOD3000TL-X ( 13.5KG)

Así mismo, aclararon que también habrá Totems enfocados a mostrar compatibilidades de distintas marcas, como ser el Totem preparado para Voltronic junto a Pylontech y Blue Carbon, el de SMA + Victron, y combinaciones de otras marcas más.

Se invita a todos los interesados en conocer el detalle de su oferta disponible en el país a asistir de manera presencial y gratuita a los stand 429 y 434 del Centro Costa Salguero.

Aquellos que no puedan asistir de manera presencial, pueden acceder a mayor información sobre los productos que distribuye y comercializa Multisolar en su web ofocial: https://www.multisolar.com.ar/

Según previsiones del Coordinador Eléctrico Nacional, entre el 20 al 25% de la matriz eléctrica de Chile debería estar constituida por Concentración Solar de Potencia (CSP) al 2050, cuando se alcance la Carbono Neutralidad.

En esa línea al año 2028 tendría que haber dentro de la matriz entre 700 y 800 MW adicionales de CSP en operación, estiman desde la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP).

En esa línea, desde la entidad confiaban en que podría haberse adjudicado en la pasada Licitación de Suministro el proyecto de CSP Likana, que cuenta con una capacidad de 690 MW.

Cerro Dominador, promotor del proyecto, ofertó 50 dólares por MWh para cada bloque de la subasta, con 177 GWh/año para el 1-A; 758 GWh/año para el 1-B; y 115 GWh/año para el 1-C.

Sin embargo, el emprendimiento quedó fuera ya que el precio de reserva impuesto por la Comisión Nacional de Energía (CNE) fue de 41 dólares por MWh para el bloque 1-A (para suministro entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs) y el bloque 1-B (para suministro entre las 8:00 hrs y las 18:00 hrs); y 45,5 dólares por MWh para el bloque 1-C (para suministro entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs).

A pesar que el Gobierno dio una posibilidad para que los proyectos reformulen sus ofertas y puedan quedar por debajo de esos precios máximos, Likana optó por no hacerlo.

“Para ojos de una persona inexperta puede decir que para el valor que propuso Grupo Cerro para Likana, bajarse 5 dólares puede ser fácil, pero no es así”, aseguró Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo ACSP.

Y argumentó: “Es un proyecto que tiene las concesiones de uso onerosas otorgadas, los permisos ambientales otorgados, está en el proceso de obtención de financiamiento, por lo que 4 o 5 dólares, pueden significar 200 o 300 millones de dólares, no conozco el flujo, pero es mucho dinero y mucho el riesgo”.

En esa línea, el directivo opinó que las autoridades no percibieron la realidad del mercado, puesto que propusieron un precio de reserva muy bajo y no acorde a la situación actual del mercado.

Explicó: “No nos adjudicamos ni nosotros ni las empresas grandes del sistema. Se hizo una oferta responsable, en la cual se consideraron valores al día de hoy, sin embargo, la autoridad adjudicó a proyectos renovables variables con algún medio de almacenamiento que todavía queremos ver en concreto una carta abierta”.

En esa línea, Sepúlveda señaló: “Esperamos que las autoridades entiendan que necesitamos una matriz estable, flexible que entregue estabilidad, tal como lo hace la Concentración Solar de Potencia”.

De acuerdo a la CNE, a finales de este año o principios del próximo debería lanzarse una nueva Licitación de Suministro. ¿Una oportunidad para Likana?

Llega un nuevo evento virtual para el sector energético renovable. En esta oportunidad, Latam Future Energy presenta el «Solar, Wind and Hydropower Virtual Summit«, un encuentro que se llevará a cabo en modalidad gratuita el 8 y 9 de septiembre.

Serán dos días en los cuales más de 40 empresas compartirán las últimas novedades de la industria y debatirán sobre nuevas oportunidades de negocios en América Latina y el Caribe.

En la primera jornada, se pondrá foco en el portafolio de proyectos de grandes actores regionales, el rol de la innovación tecnológica, cómo optimizar el LCOE de los proyectos y mucho más.

ASISTIR

Entre los bloque de debate confirmados, a las 11:10 am (GMT-5) se convocó a referentes empresarios del sector privado a un Panel para analizar Las Claves de la competitividad del sector solar: Nuevos desarrollos, Tecnología, construcción y O&M.

Dicho Panel será guiado por la moderación de Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación del Grupo Energía Bogotá.

PARTICIPAR

Y las empresas GreenYellow, Solis, First Solar, Power Electronics y Astronergy confirmaron conformar parte del mismo.  En su representación, asistirán:

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

Sergio Rodríguez–Service ManagerLatinoamérica–Solis

Rafael Pareja–Director Fotovoltaico–GreenYellow

Héctor Núñez – Director Comercial LATAM – Power Electronics

Marisol Neira – Central Latin America’s Head of Sales – Astronergy Solar

REGISTRO GRATUITO

Consulte la agenda y regístrese para acceder a mayor información sobre el evento en la web oficial de Latam Future Energy.

InterEnergy Group fue seleccionado como finalista de los Premios Responsible Business Awards 2022 de Reuters Events, por sus iniciativas sostenibles en los sistemas de generación energética.

La empresa calificó entre 700 postulantes en las categorías Net Zero Transition y SDG Pioneer Award por sus proyectos CEPM Zero y la red de cargadores eléctricos Evergo, respectivamente. Se trata de productos desarrollados en el plan de 10 años para la transición a la producción de energías completamente limpias.

CEPM Net Zero Transition es parte de una estrategia que en principio busca la instalación de 600 megavatios (MW) de nuevas plantas 100% renovables, descarbonizando sus procesos.

InterEnergy también se destaca por desarrollar Evergo, una línea de cargadores eléctricos instalada en países como Panamá, Jamaica y República Dominicana, promoviendo un modelo de movilidad sostenible y una solución para suplir energía de forma eficiente convirtiéndose en la red más grande de la región.

Esta es la segunda vez que InterEnergy Group es seleccionada como finalista en los Premios de Negocios Responsables de Reuters Events, afianzando su compromiso con desarrollo de soluciones sostenibles en el Caribe y América Latina que buscan ayudar a los países de la región, con especial atención a los Pequeños Estados Insulares en Desarrollo.

Desde 2009, los premios a las empresas responsables de Reuters Events son los líderes en el mundo en los sectores de las empresas sostenibles. Los premios se centran no sólo en estrategias innovadoras de sostenibilidad, sino también en generar un impacto en la sociedad, los negocios y el medio ambiente, proporcionando un nuevo modelo para las empresas en el siglo XXI.

La instancia denominada World Energy Café, y que contó con el apoyo de Enel Chile para su realización, cumplió su versión número 17. En las dos sesiones previas de este año, fueron invitados Claudio Huepe y Nicolás Grau, titulares de las carteras de Energía y Economía, respectivamente.

En el encuentro, la ministra Rojas enfatizó el compromiso del gobierno por impulsar una “transición socioecológica justa”, proceso participativo que busca diseñar un modelo de desarrollo que se haga cargo de la crisis climática, ecológica y también la desigualdad. “Lo que queremos finalmente es bienestar para las personas. El país necesita inversión. El sector energético es fundamental para avanzar en nuestras metas de descarbonización desde una mirada integral” expresó.

Respecto a la generación de proyectos en los territorios, los que a veces son resistidos, la autoridad manifestó como prioridad la participación temprana de las comunidades para impulsar proyectos que consideren sus necesidades, disminuyendo la conflictividad socioambiental.

“Creo que hay un problema de confianza. Las personas necesitan saber que son escuchadas y que sus dichos son tomados en cuenta y que tienen un impacto”, comentó la secretaria de Estado.

“Sobre la instalación de proyectos en los territorios, es claro que se necesita analizar la normativa actual y hacer los cambios que correspondan más allá del sistema de evaluación de impacto ambiental. Por ejemplo, se debe mirar al ordenamiento territorial para que se sepa de ante mano dónde se puede o no instalar un proyecto y serán las regiones las que decidan cómo quieren desarrollarse. Esto permitiría dar certeza a la inversión, mejoraría la democracia y disminuiría la conflictividad”, dijo.

En cuanto a la participación de Chile en la próxima COP 27 (7 al 18 de noviembre en Sharm el-Sheikh, Egipto), Maisa Rojas comentó que se realizarán varios anuncios en el marco de la implementación de la Ley Marco de Cambio Climático, así como la elaboración del proyecto para reducir las emisiones de metano y hacerse cargo de los residuos orgánicos, los cuales representan el 58% de la basura que se genera en los hogares.

Promoviendo la electrificación

En la bienvenida de la cita, el gerente general de Enel Chile, Fabrizio Barderi, expresó que “los desafíos de la transición energética justa tienen que ser abordados por todos los actores involucrados. Como Enel estamos comprometidos con la colaboración público privada porque nos permite avanzar en objetivos comunes como son descarbonizar la matriz energética y promover la electrificación. Solo así podemos hacer frente a la urgente crisis climática en beneficio de todos los chilenos”.

Se acaba de anunciar un acuerdo de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) renovable más importante de Colombia.

Enel Colombia cubrirá las necesidades de energía eléctrica para las plantas y cervecerías de Bavaria, a partir de febrero de 2024.

Las compañías firmaron un acuerdo por 15 años para abastecer con energía renovable no convencional a siete cervecerías, dos malterías y una planta de etiquetas ubicadas en diferentes ciudades del país, a partir de febrero de 2024.

La energía renovable que utilizará Bavaria para producir el 100% de sus cervezas será generada en la primera etapa del parque solar Guayepo I & II, centrales que suman 486,7 MWdc y estarán ubicadas en Ponedera, Atlántico.

Esta primera fase (Guayepo I), contará con una capacidad instalada de 221 MWdc de los cuales el 50% estará dedicado al suministro para la Cervecera, es decir, alrededor de 250 GWh/año de energía.

Durante la conferencia de prensa, Sergio Rincón, presidente de Bavaria, indicó: “Desde 2024 produciremos el 100% de nuestras cervezas utilizando energía renovable. Seguiremos acompañando las celebraciones futuras de miles de colombianos recargados con la mejor energía”.

Sostuvo que el plan de la compañía era que ese suceso llegara en 2025, pero que a través de este contrato el objetivo se adelantará un año.

No obstante, el ejecutivo deslizó que la cervecera continuará avanzando en contratos de energía limpia, ya que la compañía se propone ser carbono neutrales al 2040. “Esto quiere decir en todos los alcances, tanto directo como en la cadena de valor”, indicó.

Asimismo, destacó que estos 250 GWh/año de energía limpia que consumirá Bavaria para su producción evitará la generación de 10 toneladas de CO2 de emisiones anuales, equivalente a la energía que consume en un año un municipio de 170 mil habitantes, precisó.

Por su parte, Lucio Rubio Díaz, director general de Enel Colombia y Centroamérica, resaltó: “Estamos trabajando por la descarbonización de la economía y las energías renovables no convencionales son uno de los grandes pilares, contribuyendo a lograr una matriz energética equilibrada, más confiable, segura y eficiente”.

“El acuerdo logrado con Bavaria, que nos permitirá garantizar el suministro de energía con fuentes renovables, sin duda traerá grandes beneficios en el interés de mitigar el cambio climático, a través de la adopción de la innovación, la tecnología y la sostenibilidad en los procesos industriales”, aseguró.

El tiempo corre y aún hay Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) que desde marzo están esperando por la evaluación de la Comisión Nacional de Energía (CNE) sobre sus respectivas declaraciones en construcción para saber si podrán acogerse al régimen transitorio del Decreto Supremo 88 (DS88).

La preocupación del sector pasa por si finalmente la CNE no logre evaluar todos los proyectos y pronunciarse sobre cada uno antes del 8 de octubre, plazo límite que fijó el Gobierno para que los PMGD puedan acceder al sistema de precios estabilizados que concede el Decreto Supremo 244 (DS244), modificado ahora por el DS88.

“Estamos al límite de la fecha”, advierte Bárbara Yáñez Barbieri, presidenta de la Asociación Chilena de Energía Solar AG. (ACESOL).

Y explica: “Si la CNE hace devoluciones de carpetas a fines de agosto o principios de septiembre y tienen algún nivel de observación –a enmendar-, es muy corto el plazo para que los promotores puedan subsanarlas; y eso preocupa a los asociados”.

Por este motivo, ACESOL ya solicitó reuniones formales con la CNE y el Ministerio de Energía para saber qué podría suceder si las propias autoridades no llegan a revisar los proyectos.

Cabe aclarar que por el anhelo de ingresar a un régimen de precios estabilizado, en lugar del de bandas horarias que propone el DS88, presentaron declaración en construcción 435 PMGD en cuestión de pocas semanas, por alrededor de 2,5 GW.

“Nos consta que la CNE está haciendo todos sus esfuerzos para sacar adelante a los proyectos; sin embargo no dejamos de estar preocupados con que salgan las resoluciones«, enfatiza Yáñez en conocimiento del aluvión de promotores que introdujeron carpetas.

¿Y si no se llega a octubre?

El problema que advierte la titular de ACESOL es que muchos de los promotores de los PMGD que no obtengan el precio estabilizado por demoras que pueda darse desde la CNE, podrían no construir su proyecto.

“Hoy día los proyectos que estén con el DS244 son proyectos más atractivos, con flujos más estables, donde es más fácil acudir al sistema financiero para poder financiarlos y también el mercado está más alerta a estos proyectos para poder comprarlos”, señala Yáñez y remata: “Puede ser que un proyecto se pueda caer porque el valor de venta sea inferior”.

“Confiamos en que todo va a terminar con buenos resultados y que estos proyectos se van a poder desarrollar”, concluye la directiva deslizando la posibilidad de que la CNE consiga tramitar todos los proyectos antes de la fecha límite de octubre, o bien que el Gobierno logre extender plazos para la revisión de las carpetas.

Panamá registra avances importantes en materia regulatoria para el mercado eléctrico. Agentes del mercado saludan con satisfacción las modificaciones al reglamento de operación integrada del sistema interconectado nacional que se publicaron en junio de este año; entre ellas, las que incluyen la definición de sistemas de almacenamiento de energía basado en baterías (SAEb). 

Entidades como la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP), el Centro Nacional De Despacho (ETESA) e inclusive, la Secretaría Nacional de Energía a través de sus estrategias en torno a la Agenda 2030 y su Libro Blanco, lanzado recientemente, han trabajando en el tema preparando un terreno propicio para invertir en proyectos de acumulación energética.

Los ahora denominados SAEb, capaces de almacenar, inyectar y absorber energía de la red, permitirán compensar tensión y frecuencia del SIN, además de aportar diversos servicios auxiliares que ayudan a incrementar la confiabilidad del sistema y uso de los activos de un sistema interconectado nacional.

Su participación resulta crucial para dotar de estabilidad al sector en un escenario global donde las inversiones en energías renovables variables como eólica y solar se posicionan como la respuesta más competitiva y sostenible para afrontar los embates al sector eléctrico local provocados por conflictos internacionales que alteran las dinámicas de los mercados de energía y comercialización de hidrocarburos.

Sin embargo, y contemplando directamente los efectos de la Guerra de Rusia a Ucrania que terminan impactando en las economías de Latinoamérica, la variabilidad de los precios de los combustibles fósiles que provoca no puede ser el único catalizador para las inversiones ni de almacenamiento o energías renovables.

Al respecto, Félix Moulanier, abogado especialista en derecho de la energía, consideró:

“Debemos de crear una regulación que genere incentivos para impulsar sistemas de almacenamiento a gran escala”.

“Uno de los principales incentivos podrían ser licitaciones o actos concurrencias específicamente para este tipo de tecnologías con contratos a mediano y largo plazo que permitan tiempos de recupero de la inversión y de ganancias”, consideró.

Y agregó: “otros los incentivos importantes deberían provenir del marco regulatorio en materia de impuestos”.

Si bien, Panamá cuenta -a través de la Ley 37 del 2013– con incentivos para la construcción operación y mantenimiento de plantas fotovoltaicas, explorar un modelo de exención impositiva específica para sistema de almacenamiento a gran escala que brinden servicios auxiliares a la red, podría ser superador.

Al respecto, Moulanier opinó “creo que podemos ir mucho más allá, de forma más ambiciosa con los sistemas de almacenamiento”.

Y para explicarse en detalle, mencionó que hasta podría solicitarse una nueva modificación a la Ley 6 de 1997 -que define el marco regulatorio del mercado eléctrico panameño- y también incluir a los sistemas de almacenamiento de baterías como un agente del mercado más y viabilizar actos de concurrencia de este tipo de tecnología, brindándole oportunidades a la iniciativa privada y otros particulares que quieran formar parte de la transición energética aprovechando esta tecnología de acumulación energética.

XM tiene entre sus responsabilidades la planeación operativa del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y, para ello, una de las actividades que realiza es la verificación de los requisitos técnicos definidos en la regulación vigente para la entrada de los proyectos de expansión de generación y transmisión.

​De acuerdo a información de XM, durante los meses de julio y agosto ingresaron al SIN tres nuevos proyectos de transmisión.

“La entrada de nuevos proyectos se convierte en un hito fundamental, ya que con ellos no solo ganamos confiabilidad, sino mayor respaldo para la operación, lo que nos va a permitir operar un sistema más robusto en beneficio de los colombianos”, destacó Jaime Alejandro Zapata Uribe, gerente del Centro Nacional de Despacho de XM.

Los tres emprendimientos son los siguientes:

La declaración en operación del proyecto Segundo circuito Chinú – Boston 110 kV que hace parte del STR y aumenta la confiabilidad especialmente en Córdoba y Sucre.
La declaración en operación comercial del proyecto Refuerzo Costa Caribe mediante el cual será posible incrementar las transferencias de energía entre el interior del país y la costa Caribe, disminuyendo los riesgos de desatención de la demanda.
La declaración en operación de la subestación Sahagún 500 kV, que seccionó un circuito a 500 kV entre las subestaciones Cerromatoso y Chinú 500 kV y permitirá la conexión de nuevos proyectos de generación, especialmente de fuentes renovables no convencionales.

Proyectos de transmisión

Las redes del SIN son un conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, incluyendo las interconexiones internacionales, que transportan la energía desde las plantas de generación a las subestaciones de transformación y finalmente al consumidor final.

Este sistema está conformado por el Sistema de Transmisión Nacional, STN y los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y de Distribución Local, SDL.

Entre julio y agosto del 2022 han ingresado al Sistema 3 importantes proyectos en la región Caribe, los cuales se presentan a continuación:

El 13 de julio el operador de red Caribe Mar De La Costa (AFINIA), declaró en operación el proyecto Segundo circuito Chinú – Boston 110 kV que hace parte del STR.

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

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

La entrada de estos circuitos representa un aumento a la fortaleza en tensión de la red del área Caribe y se aumenta la capacidad de importación de potencia desde el interior del país al área Caribe a 2000 MW, disminuyendo el requerimiento de generación de las plantas térmicas de esta zona. Este proyecto ingresa al Sistema de Transmisión Nacional, STN.

El 6 de agosto Celsia Colombia declaró en operación el proyecto UPME 09 – 2019 Sahagún 500 kV, que seccionó un circuito a 500 kV entre las subestaciones Cerromatoso y Chinú 500 kV.

Inicialmente en esta subestación se conectará el proyecto de generación térmico a gas El Tesorito de 200 MW, que comenzó pruebas iniciales el 8 de agosto de 2022, para su posterior declaración en operación comercial.

Sin embargo, en un horizonte de 5 años se tiene contemplado que en esta subestación se conecten cerca de 1200 MW de nuevos proyectos de generación, 85% de ellos de plantas solares fotovoltaicas. Este proyecto hace parte del Sistema de Transmisión Nacional, STN.

El gobernador de Mendoza, Rodolfo Suárez, criticó duramente al presidente de la Nación, Alberto Fernández, por su demora para expedirse o laudar sobre el proyecto hidroeléctrico Portezuelo del Viento. Hecho que enterró todas las posibilidades de llevar a cabo la central. 

Tras vencerse el plazo administrativo por el cual dependía el emprendimiento, el gobernador mendocino apuntó que “una vez más el Gobierno Nacional demuestra su absoluto desinterés por Mendoza”. 

“Este gesto de desidia es grave, con fondos que ya se podrían haber usado y deberían estar produciendo empleo y futura generación de energía, para el crecimiento de la provincia. Está claro que el Gobierno Nacional nunca ha tenido intención de que Portezuelo se concrete”, sentenció a través de sus redes sociales. 

“Tampoco le ha importado facilitar los caminos para que Mendoza pueda utilizar los recursos, dilatando el laudo y por lo tanto, demorando un programa de desarrollo, indispensable en el contexto de crisis actual”, agregó. 

La central estaba prevista sobre el Río Grande, en el departamento de Malargüe, con una potencia de 210 MW y una generación anual estimada de 889 GWh, suficiente para abastecer a cerca de 130000 hogares, según datos del gobierno mendocino. 

Sin embargo, el reclamo conjunto de las provincias integrantes del Comité Interjurisdiccional del Río Colorado (a excepción de Mendoza) sobre un nuevo estudio ambiental (se presentó uno en 2019) para relevar el impacto del proyecto y la falta de una respuesta por parte de la máxima autoridad nacional, sepultaron los avances del emprendimiento. 

Pese a ello, Rodolfo Suárez vaticinó que se buscará avanzar en otras alternativas que “agilicen” la disponibilidad de los recursos de la provincia, puntualmente mediante “la realización de “otra obra hidroeléctrica mientras se resuelve la situación de Portezuelo del Viento”. 

De este modo, se prevé dar luz verde a los fondos con los que ya se cuenta, que rondan los 472 millones de dólares. “Y así generar un impacto positivo en la economía, que incentive el desarrollo y el empleo local”, sostuvo en su cuenta de Twitter en medio del reclamo hacia Alberto Fernández. 

Julio Cobos, actual diputado de Mendoza y quien en su momento firmó un acuerdo extrajudicial para la construcción de la presa (cuando fue gobernador provincial), también se sumó al reclamo por redes sociales y manifestó que “[Alberto Fernández] demuestra una desidia total en la resolución del laudo sobre Portezuelo del Viento demorando y poniendo trabas a la utilización de fondos que son de Mendoza.” 

¿Qué otras provincias esperan por una decisión gubernamental de Nación?

Jujuy está muy cerca de firmar el contrato que le permitirá ampliar la potencia del parque solar Cauchari hasta 500 MW (actualmente cuenta con 300 MW), tras varios años de interés en el proyecto.

Con financiamiento “ya cerrado”, se presentó la documentación en la Secretaría de Energía de la Nación y CAMMESA, por lo que aguardan la suscripción del PPA (Power Purchase Agreement) para dar inicio a la obra. Hecho que ya fue criticado por el gobernador de la provincia, Gerardo Morales, en la que cuestionó la dilatación de la firma del contrato y apuró al Gobierno preguntando irónicamente “a quién se debe invitar a la inauguración de la ampliación de Cauchari”. 

Por otro lado, la Agencia de Inversiones de Neuquén también espera por la obtención de un contrato de compra-venta de energía para la central eólica de Picún Leufú, de 100 MW de capacidad.

“La propuesta está siendo evaluada en la Secretaría de Energía y, quizás, los aerogeneradores provengan de IMPSA, ya que estamos viendo qué alternativas nos ofrecen. Mientras que el financiamiento provendría del Fondo de Garantía de Sustentabilidad (ANSES)”, reconoció José Brillo, presidente de la Agencia de Inversiones, en una entrevista pasada con Energía Estratégica. 

Perú inició las reuniones participativas del proyecto de ley denominado “Ley que Modifica la Ley N°28832, para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, el cual tiene como objetivo garantizar el abastecimiento “seguro, confiable y eficiente” del suministro eléctrico, y promover la diversificación de la matriz energética.

Iniciativa que, entre los principales puntos, prevé propone que los generadores con recursos energéticos renovables que no cuentan con respaldo de potencia firme se encuentren habilitados a suscribir contratos de suministro con clientes libres y distribuidores. 

También permite que los distribuidores diseñen una licitación para la compra de potencia y energía por separado, lo que fomentaría la contratación de bloques de energía a fin de que los generadores renovables participen en dichas convocatorias. 

“El proyecto busca cambiar la estructura de las licitaciones, para introducir bloques horarios y separar potencia y energía, lo que será muy positivo para el desarrollo de las energías renovables”, manifestó Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), en conversación con Energía Estratégica. 

Es decir que, al darle luz verde a las renovables en tales convocatorias “podrían disminuir los costos de la energía en el país” dada la eficiencia en ese aspecto que pueden brindar la eólica y la fotovoltaica. E incluso destacó que “esa reducción es uno de los elementos que sustenta esta iniciativa”. 

Pero para perfeccionar el proyecto, conforme a la regulación de Perú y a lo aprendido a través de licitaciones de países vecinos de la región, desde SPR sugieren que se adopte un régimen de contratación basado únicamente en energía, con potencia asociada, para acceder a usuarios libres. 

A la par que respaldan “la inclusión de la modalidad de licitaciones de largo plazo” y proponen que se asegure que un volumen “importante” de la demanda regulada sea cubierta por las licitaciones de dicha índole.

Aunque desde la asociación aclararon que “se debe preparar el sistema de transmisión, tanto a nivel operativo como de infraestructura, para recibir una alta participación de nuevas centrales renovables de manera adecuada y segura”.

“La evolución es hacia el esquema que implementó Chile para las licitaciones de sus distribuidoras, por lo que no hay mucho que analizar, aunque sí perfeccionar algunas cosas ya que nuestra regulación no es idéntica”, planteó Oviedo en diálogo con este portal de noticias. 

Por otro lado, entre los comentarios al proyecto de ley se incorpora la importancia de un proceso de Planificación Energética de corto, mediano y largo plazo (2030, 2040, 2050) multisectorial, que considere escenarios de proyección de oferta y demanda eléctrica, políticas medio ambientales y descarbonización, y objetivos de eficiencia energética del país, entre otras cuestiones. 

Y cabe recordar que el país cuenta con 5956,4 MW de potencia instalada entre centrales hidroeléctricas (5261,9 MW), eólicas (412,2 MW) y solares (282,3 MW), según el último reporte estadístico publicado por la Asociación Peruana de Energías Renovable.

Pero semanas atrás, Brendan Oviedo afirmó que “existe una capacidad proyectada de más de 8 GW”, además de “más de 9 GW” de proyectos energéticos renovables con solicitudes de pre-operatividad. 

Hitachi Energy anunció este año el lanzamiento de sus nuevos routers inalámbricos de la serie TRO600 con capacidad 5G, que están diseñados específicamente para ayudar a los clientes industriales y de servicios públicos a lograr una alta confiabilidad y resiliencia en operaciones críticas.

Con la integración de la tecnología 5G, los routers de la serie TRO600 de Hitachi Energy permiten una arquitectura de comunicación inalámbrica híbrida escalable, flexible y segura.

Una red híbrida combina a la perfección lo mejor de la telefonía celular pública y privada con la malla de banda ancha, todo gestionado a través de un único sistema de gestión de red.

Este enfoque unifica las comunicaciones de todos los dispositivos, asegurando una conectividad rápida, segura y confiable para cada necesidad operativa.

«En Hitachi Energy, estamos orgullosos de ser pioneros en dispositivos de comunicación habilitados para 5G para clientes industriales y de servicios públicos, asegurando la conectividad donde y cuando más importa», dijo Massimo Danieli, vicepresidente ejecutivo y director general de la unidad de negocios de Automatización de Red de Hitachi Energy.

Añadió: «5G es esencial en nuestro camino para descentralizar y descarbonizar el sistema energético y acelerar la transición energética. Con 5G, las empresas pueden expandir aún más un enfoque basado en datos para administrar de manera eficiente su demanda de energía y equilibrar la carga en la red».

«5G ofrece mejoras significativas en el rendimiento de la conectividad para el creciente número de aplicaciones móviles, remotas y al aire libre y casos de uso complejos dentro de la industria, el transporte, las ciudades inteligentes y la seguridad pública», dijo Chantal Polsonetti, vicepresidenta de Servicios de Asesoría en ARC Advisory Group.

«Dada su historia y liderazgo en la construcción y gestión de redes de energía y comunicación, Hitachi Energy está bien posicionada para ayudar a las empresas industriales a aprovechar el poder de 5G a medida que persiguen la transformación digital», agregó.

La integración de la conectividad 5G en la serie TRO600 garantiza una eficiencia óptima para múltiples casos de uso de clientes en ciudades inteligentes, petróleo y gas, minería, fabricación y aplicaciones de servicios públicos. Se espera que el alto rendimiento soportado impulse una mayor adopción de aplicaciones de realidad virtual, aumentada y video para ayudar a la eficiencia operativa y optimizar los procesos.

Mientras tanto, las telecomunicaciones de baja latencia (URLLC) permiten una mayor digitalización de la infraestructura operativa y la escalabilidad de las aplicaciones de control de misión crítica.

Por qué son importantes las redes híbridas

Las soluciones de conectividad híbrida de Hitachi Energy pueden proporcionar una combinación de tecnologías interoperables en una sola red de comunicación, lo que permite aplicaciones para dispositivos de borde, dispositivos móviles y redes de campo, que abarcan entornos desde urbanos densos hasta ultrarrurales. Un sistema híbrido puede garantizar comunicaciones industriales perfectas incluso cuando las opciones de conectividad específicas pueden no estar disponibles o verse obstaculizadas.

Además de la arquitectura inalámbrica híbrida, la serie TRO600 de Hitachi Energy proporciona un robusto backhaul cableado de misión crítica a través de una selección de interfaces gigabit ethernet y de fibra.

A medida que el número de dispositivos y aplicaciones que requieren conectividad en tiempo real crece exponencialmente, 5G ofrece velocidad, seguridad y confiabilidad sin precedentes, lo que permite a las empresas respaldar su crecimiento.

Se espera que desempeñe un papel vital en la ampliación masiva de Internet Industrial de las Cosas (IIoT) y aplicaciones de misión crítica para servicios públicos y otras industrias esenciales, donde la conectividad confiable puede aumentar la seguridad del personal, preparar la adopción de aplicaciones para el futuro y proporcionar una eficiencia operativa superior.

Con fecha del 16 de agosto pasado, un grupo de profesionales del sector energético le envió una carta (DESCARGAR) al ministro de Hacienda, Mario Marcel, donde se proponen cambios clave en el Impuesto Verde dentro del proyecto de Reforma Tributaria que se discute en el Congreso actualmente.

El objetivo es incentivar la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) del sector eléctrico a través de dos correcciones al impuesto a las emisiones.

En primer lugar, hace un llamado a incorporar el Impuesto Verde al Costo Variable para despacho por orden  económico de centrales.

Esto recae en que la reforma tributaria de 2014 incorporó un impuesto a beneficio fiscal, con el fin de gravar “las emisiones al aire de material particulado, óxidos de nitrógeno, dióxido de azufre y dióxido de carbono”, pero, para efectos de su aplicación, la misma ley estableció que el impuesto “no deberá ser considerado en la determinación del costo marginal instantáneo de energía, cuando éste afecte a la unidad de generación marginal del sistema”.

Esta disposición tiene como consecuencia que no se diferencien en el despacho las centrales con menores emisiones.

Al mismo tiempo, la ley incluyó una norma que obliga a todos los generadores que retiran energía para clientes a que paguen parte del gravamen, provocando que los generadores renovables que tienen contratos de suministro con clientes finales sumen más de 13 millones de dólares en pagos del impuesto verde, desde la vigencia de la norma hasta el balance correspondiente a la operación del año 2021.

La segunda solicitud es la definición de una trayectoria temporal para que el monto del impuesto verde alcance valores consistentes con experiencia internacional y los costos de emisiones de GEI.

Para esto -proponen- que se implemente la Ruta de Precio al Carbono  contenida en la “Estrategia de Instrumentos Económicos para la Transición Energética” del Ministerio de Energía, de  enero del presente año, para que en el período 2022-2025 el impuesto suba gradualmente a 15 dólares por tonelada de CO2 y, posteriormente, entre 2026 y 2030 alcance 35 dólares por tonelada de CO2.

Es importante señalar que la reducción de emisiones de la generación eléctrica ofrece una gran oportunidad para reducir las emisiones de otros sectores de la actividad económica del país a través de la electrificación.

Un ejemplo de esto es el sector transporte, que aporta actualmente con un tercio de las emisiones del sector de energía, principalmente provenientes de la quema de gasolina y diésel en sus motores y donde, por ejemplo, la sustitución del diésel por motorización eléctrica ya muestra positivos resultados en la movilización pública de superficie.

Sobre los firmantes

Se trata de un grupo de profesionales en el cual se incluyen profesores universitarios, investigadores, representantes de ONG, dirigentes gremiales, consultores, economistas, ingenieros, abogados y periodistas, que se desenvuelven en variadas instancias del quehacer nacional y a quienes nos une el común interés de que se implementen medidas reales para enfrentar la crisis climática que estamos viviendo a escala global.

Son: María Fernanda Aguirre; Matías Asún; Paloma Ávila; Manuel Baquedano; Nicola Borregaard; Arturo Brandt; Pilar Bravo; Jorge Canals; Benjamín Carvajal; Rodrigo Castillo; Max Correa; Luis Abdón Cifuentes; Annie Dufey; Carlos Finat; Angélica Flores; Javier García; Rodrigo García; Mónica Gazmuri; Alex Godoy-Faundez; Luis González; Karen González; Marina Hermosilla; Sara Larraín; Harold López; Diego Luna; Marcelo Mena; Sergio Missana; Rodrigo Moreno; José Luis Opazo; Gabriel Ortiz; Rodrigo Palma; Ignacio Rebolledo; Ana Lía Rojas; María Teresa Ruiz-Tagle; Ignacio Santelices; Enzo Sauma; Annika Schüttler; Cristián Sepúlveda; Felipe Sepúlveda; Alejandra Stehr; Carolina Urmeneta; Fernanda Varela; Sebastián Vicuña; Nicolás Westenenk; Bárbara Yáñez; Cristián Yáñez; y Carolina Zelaya.

El proyecto de «Ley para la Promoción e Implementación de una Economía de Hidrógeno Verde en Costa Rica» da pasos firmes en Costa Rica. En esta oportunidad, la Asamblea Legislativa someterá a segundo debate esta iniciativa bajo el número de expediente 22.392.

Desde el sector privado, compartieron con Energía Estratégica buenos augurios para su tratamiento y posterior votación.

“Hay buen clima de que se vote”, aseguró a este medio William Villalobos, CEO de Core Regulatorio.

Según explicó el especialista en derecho energético, de ser así pasaría a sanción y publicación por parte del actual presidente Rodrigo Chaves.

Aquello no es menor, ya que Costa Rica se posicionaría como uno de los primeros países de la región en tener legislación específica para la promoción de este vector energético, a diferencia de otros mercados donde aún se esbozan Hojas de Ruta que acercan a las estrategias para implementar en el corto, mediano y largo plazo.

Con la legislación no solo se daría lugar a regulación de la actividad sino también quedarían sentadas las bases de política pública para que los participantes del mercado impulsen nuevas iniciativas.

¿Esto motivará nuevas inversiones renovables? El exdiputado Erwin Masis impulsor de este proyecto de ley advirtió meses atrás a este medio que aquello dependerá de cómo el país facilite e incentive la actividad. Un gran punto de oportunidad se abriría vinculado a recursos energéticos distribuidos renovables.

¿Qué valores de LCOH podrán lograr los proyectos de h2v? Estudios preliminares han concluido que Costa Rica podría estar demandando 611 kton de H2 por año en escenarios promedios al 2050.

De allí, Villalobos consideró que partiendo de datos de LCOE a nivel de diversas fuentes renovables variables (eólico y solar) se proyectan costos nivelados de hidrógeno en donde los escenarios más optimistas al 2050 presentan costos de entre 1,24 y 1,45 USD/KgH2.

En línea con el carácter social del Gobierno de Gustavo Petro, el Ministerio de Minas y Energía, comandado por Irene Vélez, está convocando a los Operadores de Red a presentar planes, programas y/o proyectos de normalización de redes eléctricas en las áreas de su influencia, para la adjudicación de recursos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas (PRONE).

El fin del proceso es legalizar el acceso al servicio de energía eléctrica y adecuar las redes a los reglamentos técnicos vigentes, de usuarios de barrios subnormales situados en municipios del Sistema Interconectado Nacional.

En efecto, hasta el próximo viernes 2 de septiembre, los interesados podrán realizar observaciones, comentarios y propuestas al proyecto de resolución (ver) diligenciando el formulario para recepción de comentarios, el cual debe enviar conservando el formato editable al correo electrónico pciudadana@minenergia.gov.co

De acuerdo al proyecto de resolución, “los usuarios que residen en barrios subnormales, certificados por la administración municipal, en su mayoría residen en viviendas que reciben energía eléctrica a través de redes construidas de forma inadecuada, sin cumplimiento de las normas técnicas y con materiales inapropiados, lo que constituye un riesgo para quienes integran la comunidad, tanto en sus vidas como en sus bienes”.

“Esta situación impacta negativamente el indicador de pérdidas de las respectivas empresas distribuidoras”, advierte.

Y considera: “Según el artículo 1º de la ley 1117 de 2006, el programa de normalización de redes eléctricas – PRONE tiene como objetivos la legalización de usuarios y la adecuación de las redes a los reglamentos técnicos vigentes en barrios subnormales, situados en municipios del Sistema Interconectado Nacional (SIN)”.

Cabe indicar que los Barrios Subnormales están definidos como “el asentamiento humano ubicado en las cabeceras de municipios o distritos que reúne los siguientes requisitos:

Que no tenga servicio público domiciliario de energía eléctrica o que éste se obtenga a través de derivaciones del Sistema de Distribución Local o de una Acometida, efectuadas sin aprobación del respectivo Operador de Red;
Que no se trate de zonas donde se deba suspender el servicio público domiciliario de electricidad, de conformidad con el artículo 139.2 de la Ley 142 de 1994, las normas de la Ley 388 de 1997 y en general en aquellas zonas en las que esté prohibido prestar el servicio;
Certificación del alcalde Municipal o Distrital o de la autoridad competente en la cual conste la clasificación y existencia de los Barrios Subnormales, la cual deberá ser expedida dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha de la respectiva solicitud efectuada por el Operador de Red».

Horacio Rodríguez Larreta, jefe de gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA), planteó la necesidad de seguir fomentando la transición energética en el país para lograr una mejor inserción del país en el mundo. 

“La mayoría de los países necesitan abastecerse de energía, alimentos, productos derivados de la minería, lo cual Argentina tiene de sobra”, aseguró durante un evento.

Y con ello no sólo se refirió a Vaca Muerta, sino también al potencial del país en las energías renovables, el hidrógeno verde y el litio, donde se posee una de las mayores reservas de todo el planeta. 

“Tenemos que seguir dándole potencia a las renovables, a las que se les dio mucho impulso en el gobierno de Mauricio Macri. Porque el mundo va hacia energías más limpias y necesita de nuestra energía. Y en ese esfuerzo, el valor del litio de los últimos dos años también muestra la necesidad que hay”, manifestó. 

Durante la gestión Macri (2016-2019) se llevaron a cabo varias licitaciones públicas de renovables a través del Programa RenovAr (inició en 2016) y se promovió el Mercado a Término (MATER) a mediados del 2017.

Por lo que entre dichos años entraron entraron en operación comercial sesenta parques de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, que se ubican en dieciséis provincias del país y totalizaron 1758,54 MW de potencia instalada.

Aunque también es preciso recordar que la inestabilidad macroeconómica de aquel entonces, la disparada del riesgo país y el incremento del dólar también pusieron en stand by la continuidad de muchos proyectos asignados. 

A tal punto que este gobierno, en poco más de dos años que lleva al frente del país, debió resolver los contratos truncados tanto del MATER (Res. SE 551/21) del Programa RenovAr (Res. SE 742/21 y 1260/21), y no avanzó en nuevas licitaciones públicas de emprendimientos de mediana y gran escala, más allá de la convocatoria a Manifestaciones de Interés que cerró semanas atrás. 

Pero de darse un consenso en el plano político y retomar el fomento a los recursos energéticos de Argentina, Larreta sostuvo que el país tendría la posibilidad de convertirse en un proveedor confiable, sostenibles en el tiempo de estos productos”. 

“Pero eso requiere una estrategia que apunte a mejorar la calidad de vida de los argentinos, a dar previsibilidad. Por lo que creo que un programa de inserción internacional del país en el mundo debe tener la estabilización de la economía como uno de sus pilares para abrir mercados, atraer inversiones y sostener negocios en el tiempo”, destacó.

“Con las energías, el litio y las industrias tecnológicas podemos apuntar a duplicar las exportaciones en un mandato de gobierno, pero sólo es posible si logramos el equilibrio fiscal”, concluyó. 

Rafael Velazco Espaillat presentó su renuncia a la Superintendencia de Electricidad (SIE) hace poco menos de un mes.

Mediante una carta al presidente Luis Abinader, Velazco agradeció el honor de haber ocupado la presidencia del ente regulador y fiscalizador del sistema eléctrico dominicano.

Nada se supo en aquel entonces sobre los motivos que lo llevaron a declinar el cargo y retornar al sector privado como consultor de Raveza Associated & Services, la empresa que forjó allá por el 2011.

Para profundizar sobre este y otros temas, Rafael Velazco brindó una entrevista exclusiva para el ciclo “Protagonistas”, una iniciativa de Energía Estratégica de la que participan actores clave del sector energético renovable regional.

En esta charla íntima con Gastón Fenés, director periodístico de este medio internacional de noticias, Rafael Velazco hablará de su vida personal y su presente profesional, así como de sus motivaciones, trayectoria en el mercado eléctrico y porvenir.

Y como exsuperintendente de Electricidad de República Dominicana hablará sobre su legado en regulación energética, retos en transmisión, el rol del gas y horizontes de negocios para energías renovables y almacenamiento.

Acompañe Rafael Velazco Espaillat, actualmente consultor de Raveza Associated & Services, en esta nueva iniciativa.

Su participación podrá verse en vivo este miércoles 24 de agosto en las redes sociales de Energía Estratégica. El acceso es libre y gratuito sin inscripción. Se invita a todos a activar el recordatorio en el video para recibir una notificación cuando inicie la transmisión. No se lo pierda.

Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables de Argentina, recibió la visita de Sergio Uñac, Gobernador de San Juan; Roberto Gattoni, Vicegobernador de San Juan; Leopoldo Soler, Intendente de Ullum; Jorge Espejo, Intendente de Iglesias y un importante grupo de autoridades de la provincia.

La comitiva fue recibida en el Parque Solar Ullum por directivos de Genneia: Jorge Pablo Brito, accionista y miembro del board; Francisco Sersale, miembro del board; Cesar Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO y otros miembros del management de la compañía. Durante la recorrida, se conversó sobre la operación del Parque Solar Ullum, de 82 MW de capacidad instalada, compuesto por 279.000 paneles solares, y sobre la experiencia que acumuló durante los 3 años desde su puesta en marcha.

Además, allí se está construyendo el nuevo Centro de Operación y Mantenimiento para las operaciones solares de la empresa en Ullum. Asimismo, los funcionarios y directivos conocieron los avances de la obra del nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, situado junto a los parques Ullum I, II y III, que tendrá una capacidad instalada de 78 MW, equivalente al abastecimiento de energía de 50.000 hogares.

El Gobernador Uñac destacó la ampliación de la matriz productiva de San Juan y aseguró que «el Estado debe ser un facilitador de situaciones». En ese sentido, destacó al sector privado por trabajar y sumar actividades. Además, respecto a las energías renovables, consideró que San Juan es la provincia con mayor cantidad de parques solares y la que más energía le brinda al Sistema Nacional.

En este sentido, la construcción de Sierras de Ullum empleará a más de 400 personas de manera directa y contará con 150 mil paneles solares bifaciales, de última tecnología, que toman la energía directa del sol y además absorben el reflejo del suelo, aumentando en un 6% la generación. De este modo, ambos parques conformarán uno de los principales conjuntos solares del país, superando los 160 MW de potencia instalada.

«El desarrollo económico, respeto al medioambiente e inclusión son los tres ejes en los que trabajamos. Creemos en el sector privado y por eso los apoyamos con líneas de crédito para acompañarlos. El de San Juan es un Estado que está muy cerca de los empresarios y sus problemas tratando de resolverlos aportando soluciones”, aseguró Uñac.

“Estamos muy orgullosos de recibir en nuestro Parque Solar Ullum al gobernador de la provincia y a su equipo. El trabajo que viene realizando San Juan para potenciar las inversiones en materia de energía solar es un ejemplo y desde Genneia apostamos a seguir creciendo en San Juan, liderando este mercado para continuar apoyando la transición energética, el ahorro de divisas, descarbonizando la industria y generando empleo local”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

Por su parte, Jorge Brito afirmó: “Desde Genneia queremos destacar el trabajo que viene realizando San Juan para potenciar las inversiones en materia de energía solar. Sabemos que contamos con el respaldo de la provincia para seguir creciendo en la región. Todo esto es posible gracias a la articulación entre el sector público y privado”.

En esta línea, con el foco puesto en continuar manteniendo su vocación de liderazgo y seguir potenciando las inversiones en la provincia, Genneia anunció recientemente la adjudicación del Parque Solar Tocota III, de 60 MW de capacidad instalada.

Así, San Juan contará con más de 220 MW de potencia operados por la compañía con inversiones que superarán 200 millones de dólares. Con los nuevos proyectos solares en San Juan, Genneia se perfila para superar 1 GW de capacidad instalada, un hito aún no alcanzado en el país, y habrá invertido más de 1400 millones de dólares en más de 20 proyectos para el 2023.

Así se manifestó la comisión legislativa tras analizar la ley nacional con autoridades del Ente Regulador de los Servicios Públicos (Enresp) de la provincia.

El proyecto de ley para que la provincia adhiera ya tiene media sanción de la Cámara de Diputados, pero por ahora no avanzará en el Senado.

La ley nacional que instituye el régimen para fomentar la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública fue sancionada en el año 2020.

Establece las condiciones para la generación de ese tipo de energía para el autoconsumo y para la eventual inyección de excedentes a la red. También declara de interés nacional la generación de energía de fuentes renovables.

Sin embargo, al analizar su contenido, los senadores salteños advirtieron «elementos que implican un avance del Estado nacional sobre derechos constitucionales propios de las provincias, por lo que consideraron que no es oportuno avanzar por el momento con el proyecto de adhesión», se informó desde el Senado.

Entre otros aspectos, se observó que en el capítulo IV la norma prevé que la autoridad de aplicación será designada por el Ejecutivo Nacional.

Será este funcionario el encargado de establecer normas técnicas y administrativas para la aprobación de proyectos de generación de energía eléctrica, se observó en el Senado local.

Además, se encargará de establecer las normas y lineamientos para la autorización de conexión a la red que será solicitada por el usuario y establecer requisitos y plazos, entre otros.

Por otro lado, del análisis se determinó que la ley nacional plantea la disminución del IVA en determinadas circunstancias a los fines de promocionar la generación distribuida de energía eléctrica, a partir de fuerzas renovables, pero que tal aprobación depende de la discrecionalidad de autoridades nacionales.

«Entendemos que la finalidad de impulsar el uso de energías renovables es loable y apoyamos dicha moción, pero la implementación de la ley en cuestión operaría en detrimento de las facultades provinciales de regular en materia energética. Depender de la voluntad de un funcionario nacional socava de lleno a la soberanía provincial», sostuvo el presidente de la Comisión de Minería, el senador Sergio Ramos.

El legislador agregó que ven conveniente que los legisladores nacionales modifiquen aquellos artículos que disminuyen la soberanía provincial para luego proceder a la adhesión por parte de las cámaras legislativas provinciales».

El titular del Enresp, Carlos Saravia, quien también es miembro del Consejo Federal de Energía Eléctrica, analizó que las inconsistencias aludidas por los senadores locales también fueron analizadas en el organismo federal.

Saravia dijo que el Consejo Federal recomendó al Congreso la modificación de la ley por entender que el marco regulatorio invade jurisdicciones provinciales.

Puerto Rico refuerza las reglas del juego para su segunda convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) de proyectos de energías renovables, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP).

Para ayudar a los desarrolladores a prepararse para ofertar en el “Tranche 2”, el Coordinador Independiente (Accion Group) proporcionó un borrador del formulario de oferta en línea que se utilizará en este mecanismo.

Así lo hizo tras pedido del Negociado de Energía de Puerto Rico para dotar de mayor claridad al mercado e implementar eficientemente las nuevas medidas.

¿Qué información es requerida? En principio, se requieren precisiones sobre el tipo de propuesta para completar la información del contrato.

Es así que se debe aclarar si la oferta está vinculada a un proyecto Utility Scale o Virtual Power Plant (VPP), el tipo de generación, ya sea INV (Inverter Based Generation) o ROT (Rotating Machine Generation), y tecnología, sea esta biogás, biomasa, geotermia, hidro, eólica, solar térmica,  solar fotovoltaica o solar fotovoltaica con almacenamiento, o almacenamiento independiente.

Luego, se solicitan detalles de los proponentes, información financiera y crediticia, así como el perfil del proyecto, las especificaciones de la instalación generadora, datos sobre interconexión y el precio ofertado por contrato.

Ahora bien, aquel es un borrador que aún debe ser aprobado por el Negociado de Energía de Puerto Rico, por lo que se prevé que sea dentro de las próximas dos semanas hasta que se publique el formulario definitivo.

Workshop Técnico 

Hasta tanto se publiquen los documentos finales, el Coordinador Independiente organiza un seminario web en calidad de taller técnico para aclarar dudas puntuales del “tranche 2”.

Durante el encuentro, LUMA también explicará el proceso y la metodología que utiliza para completar los estudios que realiza en la evaluación de propuestas.

El encuentro será el viernes 26 de agosto de 2022 a las 13 h (AST) y se invita a las partes interesadas a registrarse en la plataforma web oficial:https://prebrfp.accionpower.com/

Según adelantó Accion Group, los que se registren recibirán los detalles de acceso por correo electrónico 24 horas antes del Webinar.

La semana pasada, la flamante ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, se reunió con los principales gremios energéticos.

“Nuestro principal compromiso es que vamos a mantener un diálogo permanente con el sector privado para revisar asuntos que son cruciales en la transición energética”, aseguró la funcionaria ante Andeg, Asocodis, Andesco y Acolgen.

Y recalcó: “Este trabajo en conjunto es fundamental para asegurar que Colombia se convierta en una potencia mundial de la vida, con un sector energético responsable, riguroso y efectivo”.

Un día después de esa reunión, el 20 de agosto, Vélez se reunió con el directorio de SER Colombia. “El esfuerzo que estamos haciendo desde el Gobierno para masificar las energías renovables será integral para que ganemos todos. Definiremos cómo se puede fomentar la industria de manera global de las renovables en nuestro país”, sostuvo la funcionaria.

De este modo, la gestión de Gustavo Petro ratifica la continuidad de trabajo que viene haciendo Colombia para la diversificación energética.

En esa línea, Germán Corredor, director ejecutivo de SER Colombia, plasmó lo que para la entidad es la agenda a abordar: “Puntos como la consulta previa, el fortalecimiento de las instituciones, el acercamiento del sector ambiente al sector eléctrico, agilizar y mitigar riesgos en la conexión de los proyectos y, a eliminación de barreras para el despliegue de proyectos residenciales y comunitarios, entre otros, serán las acciones que nos ayudarán a conseguir estos objetivos”.

Además, Alejandro Lucio, director de la junta directiva, destacó los aportes que se han hecho como gremio, en el desarrollo efectivo de la construcción de la política pública para la incorporación de FNCER en la matriz eléctrica colombiana y otros puntos positivos. También resaltó que, por medio del trabajo conjunto, buscan que esta industria sea el motor de la economía colombiana.

Por otra parte, SER Colombia propuso hacer de La Guajira un ‘hub’ regional de energías renovables, la cual permitirá acelerar este proceso en el país. “Para que este sector sea justo e inclusivo requiere un trabajo articulado entre Gobierno, promotores y comunidades”, indicó Corredor.

Y la Ministra Vélez respaldó: «Este sector es el que el Presidente Petro y su Gobierno quiere impulsar, son ustedes nuestra prioridad y trabajaremos de la mano”.

Miradas

En conclusión, desde SER indicaron que contribuirían a la transición energética aportando: i) conocimiento; ii) experiencia; iii) inversiones de sus asociados; iv) capacidad e trabajo conjunto.

En tanto, la presidenta de Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), Natalia Gutiérrez, sumó: “Vamos a trabajar en conjunto por esa transición energética justa y estamos haciéndole la apuesta al país y al sector para llevar beneficios a todos los colombianos”.

De otro lado, el director ejecutivo de Andesco, Camilo Sánchez, habló de la importancia del trabajo conjunto entre empresas públicas, privadas, mixtas, el Gobierno y la región para el beneficio de las comunidades y el fortalecimiento del sector.

Otro aspecto relevante que se trató en la reunión fue el comportamiento de las tarifas de servicios públicos en algunas regiones del país, un tema que fue tratado en el marco de esta reunión y que hace parte de las prioridades a revisar por la Ministra y este Gobierno.

“Desde el Gobierno hemos escuchado las inquietudes de los alcaldes y de la ciudadanía en general por los elevados costos de las tarifas de energía en algunas zonas del país. Estamos analizando los procesos y formas en las que se calculan las tarifas, con el fin de lograr precios justos y asequibles para todos los colombianos”, concluyó la ministra Vélez.

Este lunes 22 de agosto es la fecha límite para que stakeholders confirmen su participación en la próxima reunión informativa sobre la Licitación Abierta PEG-4. 

Aquellos interesados en reservar un lugar para asistir deberán dirigirse de manera formal a la Junta de Licitación, mediante los correos electrónicos: dcarranza@energuate.com y jfigueroa@eegsa.net

Según adelantaron las distribuidoras Energuate y EEGSA, la reunión se llevará a cabo el día martes 30 de agosto de 2022 en modalidad híbrida, siendo el Hotel Real Intercontinental de Guatemala el escenario elegido para el intercambio en persona.

Dicho encuentro tendrá carácter exclusivo en su modalidad presencial. Al respecto, las distribuidoras aclararon que solo 2 representantes por empresa podrán asistir de manera presencial al salón reservado para tal fin.

Por otro lado, se recomienda a aquellos que requieran acceder a la transmisión en vivo en modalidad a distancia que también expresen su voluntad de asistir a los correos vinculados a la Junta de Licitación.

Reglas y Contratos en juego 

Si bien para adquirir las bases de Licitación Abierta PEG-4 se deberá pagar la cantidad de USD 10000, exceptuando los generadores distribuidos renovables quienes podrán acceder a los documentos por USD 3000, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) adelantó las características principales mediante los Términos de Referencia y aprobación de Bases de Licitación.

En aquellos documentos aprobados en las resoluciones CNEE-267-2021 y CNEE-118-2022, se indica que el objeto de este mecanismo es contratar potencia y energía eléctrica para el suministro de los usuarios del servicio de distribución final de distribuidoras de electricidad en Guatemala.

De allí que estén a cargo del proceso las empresas: Distribuidora de Electricidad de Occidente, Distribuidora de Electricidad de Oriente, y Empresa Eléctrica de Guatemala.

Aquellas ofrecerán contratos en dólares y por 15 años para cubrir el suministro a partir del 1 de mayo de 2026, el 1 de mayo del 2027 o el 1 de mayo del 2028, dependiendo el tipo de generadora y oferta que realice.

En líneas generales, se competirá por 235 MW bajo la premisa de que al menos el 50% de lo adjudicado sea a generación proveniente de tecnologías renovables.

Ahora bien, existen algunas particularidades de cuotas de participación dependiendo la oferta y el tipo de contrato. En detalle, los que podrán acceder los adjudicados serían: Contrato por Diferencias con Curva de Carga, el Contrato de Opción de Compra de Energía y/o Contrato de Energía Generada.

La Comisión de Servicios de Infraestructura (CI) del Senado de Brasil aprobó el proyecto de ley que busca regular la exploración y el desarrollo de la generación de energía offshore, ya sea eólica, solar o mareomotriz, tanto en el mar como en cualquier “cuerpo hídrico interno”, como por ejemplo, un lago. 

La iniciativa que fue presentada el año pasado deberá pasar por la Cámara de Diputados, con tal de definir las reglas para el aprovechamiento de dichas fuentes de generación. Aunque de este modo, ya se sientan las bases del marco legal que permita aprovechar el potencial energético en dicha materia. 

Elbia Gannoum, presidenta de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica), fue consultada sobre dicho tema durante un evento virtual y aseguró que “con ello se está preparando el mercado para la entrada de los parques eólicos offshore”.

“Además, tenemos un decreto del Ministerio de Minas y Energía del país que, en dos o tres semanas, brindará una ordenanza que indicará las principales reglas para hacer uso del mar”, agregó. 

Es decir, ello aportará las primeras directrices para que un inversor posea la titularidad de la región fuera de la costa y pueda llevar a cabo sus estudios ambientales y sus proyectos renovables en aguas jurisdiccionales de Brasil. 

“Los mismos tardan de dos a tres años, pero pronto estarán listos para hacer sus contratos. Y de este modo, Brasil está corriendo para ajustar su aparato regulatorio”, manifestó la máxima autoridad de la entidad fundada en 2002. 

¿De cuántos proyectos se habla? 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. 

Lo que significa que, desde la anterior actualización de IBAMA a la más reciente dada en agosto de este año, se sumaron 12 proyectos y 36,1 GW de capacidad. 

A ello se debe agregar que, durante la COP26, desde ABEEólica le confirmaron a Energía Estratégica que trabajan en una licitación de energía eólica fuera de la costa para el próximo año, dada la magnitud del interés existente. 

El rol en la matriz eléctrica

Brasil posee 812 parques eólicos onshore (más de 9200 aerogeneradores) y poco más de 22 GW instalados a lo largo de doce estados del país, siendo la segunda fuente de generación con mayor capacidad operativa de la matriz eléctrica (12%), sólo por detrás de las centrales hidroeléctricas (56,1% con 103 GW). 

Y se estima que este año volverá a ser récord, ya que se prevé terminar el 2022 con alrededor de 27 GW instalados, lo que significa un incremento de más de 5 GW a comparación del año pasado, principalmente por el crecimiento del mercado libre.

La crisis energética europea tiene a sus ciudadanos prácticamente apagando la luz y fijando sus aires acondicionados en 27 °C. Esta situación “se podría revertir a mediano y largo plazo acelerando la transición energética que requiere enormes inversiones del sector privado para electrificar la economía y descarbonizar el sector eléctrico”, indicó el Dr. David Robinson, Senior Research Fellow en Oxford Institute for Energy Studies (OIES).

En el contexto del Diálogo ACEN “Crisis del gas en Europa: impacto sobre la comercialización de energía”, el especialista agregó: “Sin embargo, para fomentar esta inversión, hacen falta cambios importantes en el diseño de los mercados eléctricos y en el marco del sector energético, en particular, para conseguir el apoyo y participación de los consumidores-ciudadanos”.

¿Cómo se acelera la transición energética? De acuerdo con Robinson, se debe acordar un nuevo diseño de mercado que garantice la seguridad del suministro eléctrico descarbonizado, evite intervenciones gubernamentales en el sector eléctrico que retrasan la transición y aumentan sus costos, y promueva el apoyo activo de los consumidores y la participación en los mercados de electricidad.

En este último punto, se requiere “empoderar a los consumidores para que puedan beneficiarse de participar en los mercados”, sostuvo.

Cuando los consumidores tienen la alternativa física de consumir su propia energía y hasta de desconectarse si el sistema es muy caro, continuó Robinson, no tienen el mismo poder que antes.

“Justamente el papel del comercializador nuevo es ayudar al consumidor a ser un actor, a ser competitivo porque si intentan subir los precios habrá competidores que ofrezcan algo más barato”, enfatizó.

Y observó: “Los consumidores también van a estar buscando contratos más a medio plazo para estar fijando sus costos y para no depender tanto de la volatilidad de los mercados mayoristas. En mi opinión, estamos en una situación en que suponer que habrá inversiones sin cambiar el diseño del mercado no creo que sea correcto”.

De acuerdo con el investigador del OIES, el monopolio de distribución y la comercialización no tienen los mismos incentivos.

Explicó: “Mientras el primero prefiere que los consumidores no estén activos y que solo paguen la cuenta, los comercializadores y agregadores apuestan porque el consumidor final sea activo a través de sus contratos no solo en la compra de energía, pero también en la venta de energía y de servicios complementarios en los mercados de congestión, de capacidad, de energía, etc”.

“Para que eso sea así, no solo los comercializadores deben tener acceso a estos consumidores pequeños, sino que también saber cómo agregarlos. Eso requiere que existan mercados donde tanto los consumidores como los comercializadores o agregadores puedan vender los servicios”, propuso.

Estimó que en el futuro tanto en la Unión Europea como en Gran Bretaña “y por qué no en Chile, el desarrollo de la comercialización, la agregación o comunidades energéticas a nivel local van a ser fundamentales”.

“Sería algo que falta ahora y que va a tener un impacto importante en los consumidores, no solo algunos beneficios para ellos o para el sistema, pero también para la transición energética”, cerró Robinson.

Quiebra de comercializadores en España

Por otro lado, Raúl Fernández, Director General Negocio Gas Natural en Factor Energía, la quiebra de algunas comercializadoras españolas se ha debido a la combinación letal de tres elementos que incluyen retrasos en los pagos, estrés en los flujos de caja y ausencia de coberturas.

“Estamos viendo un goteo cada mes de comercializadoras que no pueden resistir esos precios, pero especialmente lo más duro para ellas es el tema del working capital”, puntualizó el especialista.

Y explicó: “Si antes has comprado la energía a 20 €/MWh y la energía la compras semanalmente, qué ocurre, si el precio se pone a 100, la energía que tú tienes que comprar se multiplica por 5, es decir, la energía que tú tienes que financiarle al cliente que le facturas al cabo de 1 mes y medio se multiplica por 5”.

“Entonces si no tienes un pulmón financiero muy fuerte, te vas a la bancarrota simplemente porque no puedes financiar tus compras en el mercado. Esto ha provocado la quiebra de comercializadoras rentables y aquellas que no habían hecho sus deberes que no tenían las coberturas”, precisó.

Según Fernández, la competencia es súper buena y lo que han traído las energías renovables es un empoderamiento del consumidor especialmente en el autoconsumo, “eso es la gran revolución”, destacó.

“La transición energética debe evitar que en el mercado de la generación, especialmente en el eléctrico, haya una componente oligopolística que precisamente va en contra de esa competencia y que un factor, el autoconsumo, puede reducirlo”, aseveró.

Y concluyó: “Al final si todo va bien, la transición energética acaba con la fusión nuclear, es decir, las renovables y las fósiles acaban en un elemento que es la fusión nuclear y se evitarían estos serios problemas que estamos teniendo ahora”.

“Vamos a integrar más a Sonora con el norte, con los vecinos de Estados Unidos, desde luego con respeto a nuestra soberanía, pero sí se va a buscar que se integre más Sonora a la economía estadunidense a través del tratado comercial, y esto va a significar la llegada de más inversión para la creación de empresas, y si hay inversión hay empleos, y si hay empleos hay bienestar, y si hay bienestar hay paz social. Ese es el plan”, enfatizó el jefe del Ejecutivo federal.

Ante los presidentes municipales de nueve ayuntamientos de Sonora y cuatro de Chihuahua, que integran toda esta franja serrana y el gobernador sonorense, Alfonso Durazo, el presidente delineó el plan energético:

“Vamos a trabajar en todo lo que es la generación de energía eléctrica con plantas solares, lo mismo que estamos haciendo en (Puerto) Peñasco, pero no sólo una plana, sino con cinco para tener energía eléctrica renovable”.

Agregó que se aprovecharán las reservas de litio que hay en el estado, en particular para dirigirlas a la industria automotriz, ya que este metal alcalino es fundamental para fabricar baterías de los vehículos eléctricos.

Aunado a ello, se trabaja en la modernización del Puerto de Guaymas, se mejorará la infraestructura de las carreteras -en particular la que conecta ambos estados desde esta zona-, y se ha emprendido la modernización de los puntos aduaneros a fin de facilitar los pasos en la frontera con Estados Unidos.

“Hay una inversión importante para Nogales, Agua Prieta para San Luis Río Colorado, Sonorita “.

Se comprometió con los 13 municipios y con decenas de personas que se dieron cita en la plaza municipal de Rosario a sumar esfuerzos y hacer a un lado las banderas partidistas en beneficio del pueblo.

De ahí que los Programas del Bienestar continuarán en esta región de la sierra, incluido el programa para la entrega de fertilizantes gratuitos que en todo el país beneficiará a 2 millones de pequeños productores.

En ese sentido destacó una vez más la necesidad que el país produzca lo que consume en materia alimentaria y en energéticos. En este segundo punto, insistió que su gobierno ha rehabilitado las refinerías del país, construyó Dos Bocas y compró la de Dear Park, e inclusive “nos faltó un poco más de atrevimiento, era para no comprar sólo una, sino unas tres o cinco”, dijo.

La inversión total por parte de estas empresas en proyectos de ingeniería energética ascendió a 260.000 millones de yuanes durante el citado periodo, lo que supone un aumento interanual del 16,8 %, mientras que la inversión en proyectos de redes eléctricas aumentó un 10,4 % interanual hasta los 223.900 millones de yuanes.

A finales de julio, la capacidad total instalada de generación de energía de China era de unos 2.460 millones de kilovatios, un aumento del 8 % respecto a doce meses atrás.

Mega proyecto H2

Sinopec (China Petroleum & Chemical Corporation) planea producir 20.000 toneladas de hidrógeno verde al año una vez que la instalación esté terminada, mientras que la reducción prevista de las emisiones de CO2 es de unas 485.000 toneladas al año.

La construcción de la planta, situada en la región noroccidental de Xinjiang, costará unos 470,8 millones de dólares y los paneles solares ocuparán una superficie de más de 630 hectáreas.

El coste de la producción de hidrógeno en ella será de sólo 2,67 dólares por kilogramo, según informan los medios de comunicación chinos.

El gigante energético estatal anunció anteriormente que el proyecto abarcaría todo el proceso de producción y utilización de hidrógeno verde, desde la generación de energía solar, la transformación, la producción electrolítica, el almacenamiento y el transporte.

La instalación incluirá la planta de energía solar de 300 MW, una planta de producción de hidrógeno por electrólisis del agua, tanques de almacenamiento de hidrógeno y una tubería de hidrógeno, según informes anteriores.

El hidrógeno producido en la futura planta se suministrará a la vecina refinería de petróleo de Sinopec Tahe para sustituir al hidrógeno procedente del gas natural.

La diputada Nayeli Arlen Fernández Cruz, integrante del Grupo Parlamentario del Partido Verde Ecologista de México presentó un proyecto de decreto por el cual se podría ampliar el límite de la generación distribuida de 500 kW a 1 MW. 

Para ello se propone modificar el actual artículo N° 17 de la Ley a la Industria Eléctrica (LIE), por lo que, de aprobarse, las centrales eléctricas con capacidad menor a 1 MW no necesitarían un permiso de la Comisión Reguladora de Energía para generar energía eléctrica en el país. 

La iniciativa surge luego de que en abril de este año se rechazara la reforma eléctrica de López Obrador tras varios foros de debate realizados en la Cámara de Diputados. 

Pero a raíz de eso, la legisladora manifestó en su proyecto de decreto que “aún hay espacios donde se puede actuar en miras de cambiar el estado actual de las cosas a fin de mejorar las condiciones de acceso a electricidad más limpia y barata para un sector más amplio de la población”. 

Asimismo, planteó que, al abrir la posibilidad a la generación de electricidad “suficiente” para cubrir las necesidades de pequeñas comunidades aisladas, “se procura mejorar las condiciones necesarias para el desarrollo social y crecimiento económico de las mismas”. 

“Al respecto, vale la pena retomar la discusión del Foro 22A del Parlamento Abierto de la Reforma Eléctrica en donde se expresó de manera contundente, primero, la realidad que se vive en distintas partes del país, y, segundo, cómo es que la generación distribuida con límites más amplios, pero sin caer en dejar la puerta abierta al abuso como se hizo en el pasado, es parte de las soluciones que se pueden impulsar para cambiar la realidad de miles de mexicanos”, agrega su puesta. 

Justamente el tope actual de la GD en México fue mencionada, en reiteradas ocasiones, como una de las barreras para el desarrollo de las renovables ante la falta de incentivos para la gran escala, bajo el argumento de que aumentar el umbral a motivaría el interés de más actores del mercado. 

“La generación distribuida debería tener una reforma en papel para llegar a tener hasta 5 MW con un producto fast truck. Con ello se debería tener un permitting mucho más ágil para que todas las empresas piensen en ser calificados y ser generadores locales. El mundo va hacia ello”, había dicho Paolo Salerno, managing partner de Salerno y Asociados, meses atrás, antes que se debata la reforma eléctrica. 

Y si bien es cierto que el país ya suma 2031.25 MW en 270506 contratos de interconexión, según los últimos números publicados por la Comisión Reguladora de Energía (segundo semestre 2021), aún está lejos de los 12 GW que posee Brasil en este segmento.

Aunque cabe recordar que en el caso del país sudamericano, permite sistemas de hasta 5 MW y abrió el mercado a través de diversos incentivos y beneficios, a tal punto que acumula más de un millón de instalaciones solares en techos, fachadas y pequeñas parcelas. 

¿Qué opinan los expertos sobre la iniciativa? 

Víctor Ramírez, consultor independiente del sector energético, dialogó con Energía Estratégica y reconoció que “abre posibilidades a la industria que tiene demandas mayores a 500 kW para generar en sitio y bajar sus costos de energía”. 

“Pero de generalizarse sin distinción ni regular adecuadamente, podría llevar a que algunos generadores acaparen la generación en circuitos”, aclaró. 

Y ante la pregunta de qué podría pasar en el Congreso, el especialista apuntó que “es la tercera iniciativa que se presenta en ese sentido (todas rechazadas), pero no parece estar en el interés del grupo mayoritario, aunque es la primera vez que alguien del grupo lo presenta”.

Mientras que otras voces del sector le manifestaron a este portal de noticias que no creen que pase el proyecto de decreto, debido a que la mayoría de las propuestas de Nayeli Arlen Fernández Cruz fueron rechazadas en la Cámara Baja.

Flavia Royón, tras haber sido nombrada como secretaria de Energía de la Nación, fue ratificada como presidenta y directora titular de la Clase “A” de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A (CAMMESA). 

Este martes 18 de agosto, a pocos días de asumir la cartera energética argentina y de dar a conocer más detalles de la segmentación de tarifas, la funcionaria salteña oficialmente ya reemplazó a Darío Martínez en CAMMESA. 

Decisión de la Asamblea General que se da en virtud del estatuto de la empresa de gestión privada con propósito público, el cual en su artículo 5to dictamina que “las acciones Clase «A» sólo podrán ser propiedad del Estado Nacional – Ministerio de Energía y Minería de la Nación y/o autoridad que la reemplace o sustituya”. Esto quiere decir que el cargo de presidente lo ocupa siempre la máxima autoridad de Energía. 

“El directorio de CAMMESA tiene directores por todas las asociaciones y por Secretaría de Energía de la Nación. Los de SE son clase A, por defecto los otros serían B. Y lo único que significa es que tienen poder de decisión en caso de empate en una votación”, le explicaron a Energía Estratégica desde la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.

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

Asimismo, fue designado Carlos Gonzalo Soriano como Vicepresidente del Directorio, que tendrá dedicación exclusiva en su función; no podrá ser propietario ni tener interés relevante directo ni indirecto, en o con empresas que califiquen como actores del Mercado Eléctrico Mayorista, ni en sus controladas o controlantes. Soriano es contador público nacional y recientemente tuvo un fugaz paso como titular de la Subsecretaría de Planeamiento Energético de la Nación, ya que el tucumano reemplazó a Santiago López Osornio a mediados de julio de este año y dejó el cargo días atrás cuando fue sustituido por Cecilia Garibotti. 

CAMMESA y las convocatorias de renovables

Cabe recordar que recientemente CAMMESA dio a conocer que dio a conocer que se presentaron más de 14 GW en el llamado a manifestación de interés (MDI) para renovables y almacenamiento de energía del SADI que permitan reemplazar generación forzada con combustibles de alto costo.

Según una síntesis de la información recibida, son exactamente 491 proyectos, que suman un total de 14418 MW en múltiples zonas del país y tecnologías diversas como solar fotovoltaica, eólica, bioenergías, hidroeléctricas y hasta híbridos con almacenamiento o producción de hidrógeno. 

Y la mayoría de solicitudes corresponden a manifestaciones de interés de una capacidad menor a 90 MW, ya que se recibieron 453 MDI que cumplen con ese parámetro y que acumulan 6117 MW.

Además, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A lleva adelante las convocatorias del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), bajo el cual días atrás dio prioridad de despacho a 244 MW. Mientras que la próxima fecha límite para presentar las solicitudes es el día viernes 30 de septiembre del 2022,

¿En qué instancia se encuentra la renegociación de contratos?

El plazo para la renegociación de los contratos venció el pasado 13 de julio. Así lo establece la Ley Especial para Garantizar el Servicio de Energía Eléctrica como un bien público de Seguridad Nacional y un Derecho Humano de Naturaleza Económico y Social, aprobada el pasado 16 de mayo por la actual administración.

Las Empresas Generadoras presentaron sus propuestas de renegociación en el tiempo enmarcado por dicha Ley. Sin embargo, el 18 de julio después de la fecha límite para la renegociación las autoridades de la ENEE rechazaron las ofertas presentadas por los generadores.

Posteriormente las autoridades de ENEE convocaron a los generadores para ofrecer a los generadores un precio de referencia de 0.11 centavos de dólar el kWh.

¿Cómo lo recibieron las partes? 

En una buena negociación ambas partes ceden con el objetivo de que ambas partes sigan vivas, se necesitan unas a otras. Es por ello que se sientan a negociar la apertura a buscar mecanismos que permitan que las empresas sigan vivas entregando energía y la ENEE pueda salir adelante de este déficit financiero producto de años de no atender las pérdidas eléctricas es donde se encuentra la solución.

¿Cuál es principal tema de debate continúa en torno a la relación contractual entre la ENEE y generadoras privadas?

El principal tema son los contratos entre ENEE y las Empresas Generadoras en donde el principal objetivo de este ha sido brindar el suministro de energía a la ENEE para que pueda abastecer la demanda, pese a que el objetivo se ha cumplido a los generadores se les adeudan más de 11 facturas de energía y la situación financiera de los proyectos de generación cada vez se vuelve más crítica ya que es insostenible el seguir financiando el déficit de la ENEE.

Como generadores hemos con cumplido con proveer el servicio para el cual fuimos contratados, siempre apegándonos a las disposiciones de los contratos. Por lo que, con 11 facturas adeudadas la situación financiera de los proyectos limita las posibilidades de oferta de los generadores quienes ya tienen una alta carga financiera con sus acreedores y han caído en incumplimientos de pago.

¿Bajar el precio es la solución para «salvar a la ENEE»? 

Es importante mencionar que la incapacidad de pago de la ENEE se debe principalmente a las crecientes pérdidas técnicas y no técnicas, las cuales han empeorado en la última década. Cuando sumamos las pérdidas, el número coincide con el déficit histórico de la ENEE. ¿Qué empresa puede sobrevivir con más de un 30% de pérdidas?

¿Consideran que en el escenario actual un llamado a licitación podría ser contraproducente o favorable para el crecimiento del sector renovable en Honduras?

Para poder obtener la participación exitosa y competitiva de inversionistas locales o extranjeros se debe:

Garantizar la seguridad jurídica a los futuros inversionistas
Garantía de pagos al día para no afectar la viabilidad de los proyectos presentes y futuros
Una regulación clara y objetiva

Para determinar si es favorable o no debemos de preguntarnos ¿Qué de lo anterior se cumple en la actualidad? ¿Se tendrán suficientes ofertas a precios competitivos?

El principal efecto negativo que dejaría que la licitación se declarará desierta o que por emergencia se adjudicarán contratos a precios no competitivos sería que actualmente el país ya cuenta con déficit de generación, razón por la que en algunos lugares ya existen racionamiento y, si consideramos el crecimiento de la demanda actual, en muy poco tiempo podríamos tener un fuerte déficit de generación y la ENEE no sería capaz de abastecer la demanda.

Por otro lado, lo que se busca con licitar es que los ofertantes compitan y sea esta competencia la que determine el precio y no el estado. Honduras necesita de energía para suplir las actividades productivas, educativas y de salud del país. Sin embargo, no se puede obviar qué hay un problema por resolver con las pérdidas técnicas y no técnicas para que ENEE tenga la capacidad de poder capturar la liquidez necesaria para pagar la energía actual y futura.

Desde la AHPEE siempre motivamos a actores del sector publico y privado a cumplir con las disposiciones de la Leyes vigentes que regulan el sector, apoyar las incisivas del gobierno en pro de resolver el déficit financiero, porque es la única manera en la que podemos atraer la inversión en el país

La Licitación Abierta PEG-4 2022 llega tras nueve años de espera, ya que su predecesora, la «PEG-3», se llevó a cabo en el 2013.

Aquel detalle no es menor, ya que los precios de referencia para esta nueva edición considerarán los adjudicados en aquel entonces, pudiendo distorsionar los pronósticos de adjudicación.

¿De qué precios hablamos? Según se informó a Energía Estratégica, la PEG-3 registró US$ 109.38 MWh y US$ 97.74 MWh como precio monómico de compra en la convocatoria de 2013.

De acuerdo con los Términos de Referencia aprobados por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), la Junta de Licitación podrá considerarlos como criterio para evaluar a las nuevas ofertas ; ahora bien, también los pliegos aclaran que su análisis no debería ser limitativo a aquel valor por lo que participantes del mercado eléctrico esperan que no se exijan precios menores al 2013.

Al respecto, José González Solé, presidente de la Junta Directiva de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), introdujo a este medio lo que significaría para nuevos proyectos que se valoren aquellos precios de referencia.

“Consideramos que la licitación PEG-4 debe reconocer la inversión actual de las nuevas instalaciones. Poner precios de referencia de ejercicios anteriores resulta fuera de lugar, dado que las condiciones de esos años son distintas a las que hoy se están dando”, señaló el referente de AGER a Energía Estratégica.

Y agregó: “Es difícil identificar si esas condiciones las puede replicar un oferente en el actual proceso de licitación. Por lo que, se tiene que tener presente que las condiciones son completamente distintas a las condiciones de los procesos de licitación anteriores”.

Otra limitante sobre la que emitió comentarios José González Solé fue el tope de 40 MW, contemplado en el Anexo I Resolución CNEE-118-2022, para ofertas que participen bajo la modalidad de contrato de energía generada.

En concreto, González Solé expresó: “Lo que se identifica es la limitación del desarrollo de las energías variables a las que se les podría adjudicar este tipo de contratos, propiciando un límite en la oportunidad de incrementar la oferta en el parque generador con este tipo de tecnologías”.

Aquello resulta un gran reto para tecnologías como eólica y solar, ya que de acuerdo con el presidente de la Junta Directiva de AGER, para energías renovables variables se destaca el contrato por energía generada donde el compromiso que se tiene es directamente entregar la energía que se produce y no con una potencia firme comprometida.

Sin embargo, una ventana de oportunidad que se identifica para mejorar las ofertas para este tipo de contratos y hacer frente al reto de reducción de precios sería “combinar” la generación renovable a ofertar.

En tal sentido, González Solé agregó: “La PEG4 ofrece la oportunidad de combinar tecnologías variables nuevas con tecnologías renovables existentes que puedan garantizar potencia y puedan vender por contratos con curvas de carga”.

Así se evaluarán las ofertas renovables en la licitación a largo plazo en Guatemala

EcoFlow, empresa de soluciones de energía renovable y almacenamiento portátil, presenta modelos de baterías que resuelven las demandas más requeridas del mercado: más capacidad y autonomía.

En el caso del producto EcoFlow Delta Pro, se ajusta tanto a usuarios que requieren suministro portable para actividades al aire libre como para permitir el abastecimiento energético en hogares y oficinas durante largos apagones.

Cada unidad de Delta Pro, permite la entrada de 1600W de potencia solar fotovoltaica, quedando a decisión del usuario si utiliza paneles portables de EcoFlow, otros módulos de la industria que resultan compatibles y admitiendo hasta otras tecnologías como pequeños generadores eólicos.

Los beneficios de estas soluciones no se reducen sólo a la sostenibilidad que se puede lograr con su aprovechamiento sino también a la resiliencia e independencia energética que habilita el uso de equipos de EcoFlow. 

Al respecto, no es menor indicar que la capacidad de Delta Pro es ampliable de 3,6kWh a 25kWh abriendo un gran abanico de posibilidades para su uso por varias horas o días.

“Dependiendo del dispositivo que se conecte, puede durar hasta 2 semanas de funcionamiento hasta su siguiente carga. Además no hay que apagarlos y dejarlos descansar para volver a ponerlos en funcionamiento (…) En solo 1-2 horas las estaciones se recargan hasta el 80%”, señalan desde EcoFlow.

La combinación de dos de sus unidades portables con un concentrador de doble voltaje inclusive garantizan 7200 W de salida para ampliar las oportunidades de suministro eléctrico.

De acuerdo con la compañía “La estación Delta Pro es la más innovadora del mercado”, destacándose por su amplia capacidad, gran potencia de salida y menor peso.

Aquello permite alimentar dispositivos de alta demanda eléctrica ​​como refrigeradores y aires acondicionados, algo impensable hace unos años en soluciones portables que prescindan del uso de combustibles fósiles para su funcionamiento.

Ver más sobre EcoFlow Delta Pro

Ecoflow ampliará su red de distribuidores de energía renovable portátil en Latinoamérica

29 proyectos de energías renovables se destacan en Chile entre todos los que están avanzando y son la gran apuesta que contribuirá a la transición energética.

Se trata de tres proyectos de baterías en proceso de desarrollo, por 940 MW, y dos en vías de construcción, por 187 MW. Un total de cinco por 1.127 MW.

Nueve proyectos eólicos, por 2.969 MW, dos de los cuales están en construcción, por 922 MW; el resto en fase de desarrollo.

Seis solares fotovoltaicos por 3.564 MW, todos en etapa de desarrollo.

Y Likana, de Concentración Solar, de 690 MW en fase de desarrollo.

La mayoría de los emprendimientos se encuentra en la Región de Antofagasta: 13 por 6.982 MW. Los ocho proyectos restantes, por 1.368 MW, se encuentran en Araucanía, Arica y Parinacota, Atacama, Biobío, Coquimbo, Metropolitana y Tarapacá.

Proyectos de renovables y almacenamiento
Tipo
Región
Estado
Potencia

Sol del Loa – Baterías
Baterías
Antofagasta
Desarrollo
625

Parque Fotovoltaico Celda Solar – Almacenamiento
Baterías
Arica y Parinacota
Desarrollo
240

Andes IV
Baterías
Antofagasta
Construcción
147

Parque Eólico Wayra (zona de baterías)
Baterías
Antofagasta
Desarrollo
75

Virtual Reservoir II
Baterías
Metropolitana
Construcción
40

Likana
Concentración Solar
Antofagasta
Desarrollo
690

Proyecto Eólico Antofagasta
Eólica
Antofagasta
Desarrollo
794

Horizonte
Eólica
Antofagasta
Construcción
778

ERNC Híbrido Antofagasta – Eólico
Eólica
Antofagasta
Desarrollo
496

Parque Terra Energía Renovable – Eólico
Eólica
Antofagasta
Desarrollo
350

Renaico II
Eólica
Araucanía
Construcción
144

Amolanas Eólico
Eólica
Coquimbo
Desarrollo
117

Parque Eólico Don Álvaro
Eólica
Biobío
Desarrollo
114

La Cabaña
Eólica
Araucanía
Desarrollo
106

Eólica San Juan 2
Eólica
Atacama
Desarrollo
70

ERNC Híbrido Antofagasta – Solar
Solar
Antofagasta
Desarrollo
675

Sol del Loa
Solar
Antofagasta
Desarrollo
640

Pampa Unión
Solar
Antofagasta
Desarrollo
600

Pauna
Solar
Antofagasta
Desarrollo
572

Proyecto FV Elena
Solar
Antofagasta
Desarrollo
540

Jardín Solar
Solar
Tarapacá
Desarrollo
537

En conjunto, los emprendimientos motivarán inversiones por 19.851 millones de dólares.

Tipo
Construcción
Desarrollo
Suma total

Almacenamiento
449
1.746
2.195

Eólica
1.430
5.708
7.138

Solar FV + CSP
1.984
8.534
10.518

Hidrógeno verde
68
3.593
3.661

Total
3.931
19.581
23.511

Por otra parte, están avanzando siete grandes proyectos de hidrógeno verde que motivarán inversiones por 3.661 millones de dólares. Se trata de Haru Oni, Hyex, Faro Sur, Planta e-fuels Cabo Negro, Pauna Greener Future, Proyecto Andes, H2 CSP + PV Cerro Dominador. Sólo el primero de ellos está en etapa de construcción, el resto en desarrollo.

Proyectos de hidrógeno verde
Construcción
Desarrollo
Suma total

Haru Oni
68
 
68

Hyex
 
47
47

Faro Sur
 
500
500

Planta e-fuels Cabo Negro
 
1.000
1.000

Pauna Greener Future
 
540
540

Proyecto Andes
 
1.500
1.500

H2 CSP + PV Cerro Dominador
 
6
6

Total proyectos hidrógeno verde
68
3.593
3.661

La presentación de estos proyectos fue realizada el martes pasado por Generadoras de Chile y los principales ejecutivos de las empresas asociadas al ministro de Energía, Claudio Huepe, con quien mantuvieron una reunión.

La cita se enfocó en la importancia del sector para el desarrollo sostenible del país y la voluntad de sus asociados para comprometer inversión a corto y mediano plazo que requerirá el proceso de descarbonización, como también acordar un marco de colaboración público-privada para el desarrollo oportuno en la escala y velocidad que exige la transición energética.

Durante su intervención, el ministro de Energía valoró el trabajo público privado que permitirá avanzar en la transición energética justa en nuestro país.

“Este encuentro es muy relevante para el sector. Nos reunimos con las principales generadoras de Chile para trabajar en esa secuencia tan importante para el país como es la inversión, el crecimiento y el desarrollo. Es también lo que queremos llevar adelante como Ministerio”, señaló Huepe.

Y destacó: “Sabemos que este sector es fundamental tanto para el desarrollo nacional, como para el crecimiento económico, por lo tanto, hemos tratado una diversidad de temas que tienen que ver con cómo podemos trabajar conjuntamente en una articulación público-privada para tener mejores resultados”.

Por su parte, el presidente ejecutivo del gremio, Claudio Seebach, manifestó el compromiso de Generadoras de Chile a través de estos proyectos de inversión.

“Frente a este desafío, como representantes de la industria de generación eléctrica del país, hemos establecido un compromiso conjunto para avanzar en el desarrollo de una agenda de inversión efectiva en energías renovables, almacenamiento e hidrógeno verde en los próximos cinco años, con el objetivo de avanzar hacia la transición energética, reafirmar el retiro del carbón de la matriz productiva de forma sostenible”, enfatizó.

Al respecto, los líderes de las empresas generadoras enfatizaron en la necesidad de trabajar en políticas de colaboración público-privada que puedan aportar certeza al funcionamiento del sector energético, que faciliten la inversión, la competencia, el avance tecnológico y la innovación necesaria para impulsar el proceso.

A su vez, destacaron la importancia de avanzar en la promoción de condiciones habilitantes como una red de transmisión y almacenamiento robusta y oportuna, la agilización de los permisos, la predictibilidad regulatoria, el ordenamiento territorial, el diálogo temprano con las comunidades, y el fomento de las buenas prácticas de las empresas en el territorio.