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En lo que va de agosto se destacan la presentación de tres mega proyectos de energías renovables en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). En conjunto totalizan 885 MW y una inversión de 1.117 millones de dólares.

El día 11 de agosto fueron radicados dos de ellos. Por un lado, 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.

El otro emprendimiento es 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.

Finalmente, el podio lo cierra 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.

El Ministerio de Minas y Energía (MME) finalmente canceló la Subasta de Nueva Energía A-6 (LEN), como resultado de varias medidas en curso, como la propuesta de apertura del mercado, la ampliación de la generación distribuida y el descuento de las usinas de Eletrobras.

«Así, las distribuidoras de energía no declararon la necesidad de comprar energía eléctrica para la Subasta A-6 de 2022», aseguraron desde el gobierno brasileño.

«La medida representa un ahorro administrativo y de recursos para los agentes privados, en la medida en que el evento se limitaría a revelar que, si bien existe oferta de proyectos, no existe demanda de contratación en el entorno regulado», agregan.

Y cabe recordar que dicha convocatoria registró 545 proyectos eólicos por 21590 MW de capacidad, 99 centrales hidroeléctricas por 1675 MW, 18 de biomasa por 1003 MW, 51 de gas por 31689 MW y otros 9 emprendimientos de residuos sólidos urbanos por 176 MW de potencia.

Las medidas fueron tomadas con base en las Ordenanzas del MME N° 41, de 14 de abril de 2022, y N° 47, de 12 de julio de 2022, que versan, respectivamente, sobre los lineamientos y la sistemática necesaria para la implementación, el 16 de septiembre de 2022 , de las Subastas de Nuevas Energías “A-5” y “A-6”, en 2022.

Pero por otro lado, el país ratificó la Subasta A-5 de este año y envió los precios máximos propuestos por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) y aprobados por el Ministerio de Minas y Energía.

Por lo que todo está encaminado para que dicha LEN A-5 se realice el 16 de septiembre de 2022 y el suministro de energía comience el 1 de enero de 2027.

El almacenamiento de energía en baterías sigue ganando terreno en diversos mercados de la región y tras la asunción de Flavia Royón como nueva Secretaria de Energía y su vinculación con la industria del litio, podría pensarse que Argentina tome un mayor rol en el tema y se desarrolle el mercado del storage, siguiendo los pasos de países vecinos como Brasil o Chile. 

Juan Pablo Prieto, gerente de Proyectos en ROCSA Energías Renovables, dialogó con Energía Estratégica y comparó el panorama entre Argentina y Brasil, además de las alternativas que podrían surgir en ese camino de la transición energética. 

“Brasil y Argentina tienen muchas diferencias por las condiciones que ofrecen. Pero en el primero de ambos, las cuestiones de mercado están más claras y también la presión es más baja, lo que permite un negocio más fuerte en movilidad y el almacenamiento estático de energía, ya sea para las empresas o residencias”, explicó. 

“Más allá de la cantidad de población entre ambos países, Brasil da un significado claro de que su mercado está muy potenciado. Mientras que la regulación es empujada por el ámbito privado junto a organismos estatales, además que se sinceraron muchos de los impuestos referidos a la importación de productos vinculados al almacenamiento de energía y la generación fotovoltaica”, agregó. 

Para ponerlo en números, Brasil ya superó el millón de instalaciones de generación distribuida solar – tope de hasta 5 MW – y acumula una capacidad instalada de poco más de 12 GW, lo que representa más del 67% de la potencia fotovoltaica total.

En tanto que Argentina posee 916 usuarios-generadores que suman 15,37 MW instalados y conectados a la red, lejos de lo estipulado en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático debido a diversas dificultades e incertidumbres del mercado, como por ejemplo dificultades para la importación de los sistemas, que no son considerados bienes de capital

Y a ello se debe añadir que hay un gran margen de diferencia entre los costos del kWh, lo que deriva en que el retorno de inversión también sea mayor para el caso argentino y menor para el país que preside Jair Bolsonaro. Según lo que explicó el especialista, “en Brasil las tarifas no tienden a la baja y rondan USD 0.20 por kWh, pero en Argentina no debe llegar a USD 0.04 por kWh”.

La incorporación de almacenamiento en Brasil sumaría más de 6 GW solares al 2030

Por otro lado, Juan Pablo Prieto también se refirió a cómo puede afectar un mayor interés en la explotación del litio en el plano nacional, teniendo en cuenta que el norte Argentino posee gran potencial de dicho mineral. 

“Para explotar el litio de forma eficiente y sea productivo para el crecimiento del país, debe haber claras condiciones de mercado. Y eso no se logra únicamente con un cambio de autoridades, por lo que si Argentina no se decide a generar las condiciones óptimas para que ese recurso se explote y traiga un crecimiento, el mercado tiene otras soluciones”, planteó. 

¿Qué tipo de alternativas? “Por ejemplo, varias empresas del mundo y algunas de Brasil se enfocan en el reparo y reúso de esas baterías ya existentes, bajo el concepto de economía circular, que permite tener una segunda aplicación, como puede ser el uso estático de las baterías para residencias o empresas”, detalló el gerente de Proyectos en ROCSA Energías Renovables.

México atraviesa varios retos para la implementación de nueva capacidad renovable y mayor participación en la matriz energética del país. Ya sea desde cambios regulatorios, falta de subastas de largo plazo o incluso la insistente respuesta negativa de la Comisión Reguladora de Energía para obtener permisos de generación. 

Frente a ese panorama, María José Treviño, country manager de Acclaim Energy, explicó lo que podría ocurrir si no se revierte la situación y brindó algunas recomendaciones para el sector industrial que pretenda apostar por las energías renovables en México. 

“Uno de los retos es la falta de inversión en infraestructura y energía disponible. Actualmente vemos proyectos de subestaciones (SE) de cómo aprovechar y generar beneficios de SE subutilizadas de inversión que muchos privados están haciendo”. 

“Y a raíz de que no se están otorgando permisos de gran escala, posiblemente se incrementarán los precios de las renovables en un futuro próximo debido a la oferta y demanda”, afirmó durante un webinar realizado por Acclaim Energy en conjunto con la Comisión de Energía de Tamaulipas. 

Puede leer: Más de 850 MW renovables no podrán generar energía en México por decisión de la CRE

Con eso quiso decir que existe una capacidad limitada de tales recursos, ya que sólo hay poco más de 15 GW operativos (7.3 GW eólicos y 8.1 GW solares) y tampoco se prevén nuevas inversiones eólicas por tres años (sólo algunas fotovoltaicas), por lo que se necesita entender cómo se comporta la oferta y la demanda, cómo está la política energética y, a partir de ahí, la estrategia a corto, mediano o largo plazo. 

Otro concepto al que consideró importante es aquel referido a los contratos de autoabasto y la incertidumbre que lo rodea, ya que es una alternativa tan criticada por la actual administración de López Obrador y puesta en duda a través de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica. 

“Muchas empresas contemplan el autoabasto porque están comprometidos a plantas de generación no renovables y buscan migrar hacia energía más limpia, por riesgo regulatorio y por competitividad en precios”, sostuvo. 

“Y si bien el año pasado vimos aumentar los costos de esta alternativa de generación, sigue habiendo oportunidad de costo. E incluso para los parques eólicos y solares de autoabasto es un muy buen momento para migrar al mercado eléctrico mayorista”, agregó. 

“O mismo evaluar transicionar una parte de su permiso al MEM ya que existe disponibilidad finita de este tipo de generación y la demanda es creciente en el mercado, donde realmente pueden participar los usuarios calificados”, continuó. 

Las soluciones fotovoltaicas multiescenario de Solis fueron lanzadas oficialmente a nivel mundial, lo que ayudará a los clientes a encontrar soluciones más rápido.

4 soluciones fotovoltaicas para cumplir con los requisitos de aplicación en escenarios múltiples.

Con 17 años de experiencia en inversores de cadena, así como sólidas relaciones comerciales en canales globales y tecnologías innovadoras, las soluciones fotovoltaicas multiescenario de Solis incluyen soluciones para sistemas de almacenamiento de energía, plantas de energía residenciales, plantas de energía C&I y plantas a gran escala. Los diagramas del sistema de solución multiescenario le darán una idea de cómo funciona la energía fotovoltaica y aseguran que el cliente logre los siguientes objetivos en cada escenario:

Residencial: Autogeneración, autoconsumo, excedentes a la red.

C&I: Generación de energía de alta eficiencia, control dual del consumo de energía.

Utilidad: Operación y mantenimiento inteligente, Sistema amigable.

Almacenamiento de energía: Energía verde neutra en carbono, nunca sin energía.

Elija libremente los modelos que más le convengan para una vida carbono neutral.

En la página del producto, puede ver la información detallada de los inversores actualmente en venta, también puede ver los aspectos más destacados de los productos, así como la hoja de datos, el manual de instalación, el certificado y el video de instalación.

De acuerdo con los diferentes escenarios de aplicación que desee, Solis se combinará con el costo del ciclo de vida, la conveniencia de la instalación del sistema, el costo de construcción, el costo de operación y mantenimiento y otros factores para brindarle la mejor solución para la central eléctrica.

Las soluciones de energía inteligente multiescenario de Solis se han utilizado en ubicaciones de alto perfil en todo el mundo, incluida la Expo de Shanghái (Shanghai, China) y en la Torre Eiffel (París, Francia), junto con otros proyectos domésticos y comerciales líderes que han sido ampliamente reconocidos por el mercado.

Solis está implementando productos a largo plazo con una visión internacional, insistiendo en un servicio de clase mundial, ubicando a los clientes como nuestra máxima prioridad y desarrollando tecnología para impulsar al mundo con energía limpia.

Solis está construyendo gradualmente un ecosistema de energía limpia, creando sistemas fotovoltaicos sostenibles a través de 4 soluciones fotovoltaicas principales, creando valor continuamente para los clientes, reduciendo continuamente el LCOE, acelerando el proceso de paridad de red global y creando una tierra verde sin carbono.

Enel Green Power inició la construcción del parque solar Fundación, uno de los 11 proyectos adjudicados en la tercera subasta de contratos de largo plazo convocada por el Ministerio de Minas y Energía en octubre de 2021.

Con una capacidad instalada de 132,2 megavatios en corriente directa (MWdc), este proyecto le entregará a Colombia alrededor de 227 GWh/año durante el periodo 2023-2037.

“Con los contratos a largo plazo que nos fueron adjudicados, Fundación se convertirá en una fuente de protección para el Sistema Interconectado Nacional (SIN) ante las contingencias del mercado o los cambios climáticos como el Fenómeno de El Niño”, declaró Eugenio Calderón, gerente de Enel Green Power en Colombia y Centroamérica.

Para la ejecución de este parque ubicado en el municipio de Pivijay, Magdalena, la Compañía invertirá cerca de $109 millones de dólares e instalará más de 244.800 paneles solares en un terreno de 237 hectáreas. De esta forma, se estima la contratación de aproximadamente 370 personas durante el pico constructivo del proyecto.

Cabe destacar que este anuncio se suma al reciente inicio de construcción de Guayepo I & II (486,7 MWdc), el complejo fotovoltaico más grande de Colombia, cuyo desarrollo también está a cargo de Enel Green Power.

“Actualmente tenemos cerca de 1.100 MW renovables en construcción en Colombia y alrededor de 60 MW en Centroamérica, lo que significa que nuestra capacidad verde en la región superará los 5.000 MW en los próximos tres años. En este camino de crecimiento, invertiremos alrededor de $3 billones de pesos en el mismo periodo, para seguir expandiendo y fortaleciendo nuestro portafolio de energías limpias”, puntualizó Calderón.

Enel Green Power, línea de negocio de Enel, encontró en Panamá la oportunidad para desarrollar un proyecto altamente innovador en el parque solar Madre Vieja, complejo que la compañía está desarrollando en Progreso, Chiriquí. Se trata de Maverick, una iniciativa desarrollada con la empresa australiana 5B, que consiste en la instalación de más de 2.600 módulos preinstalados y precableados, y que aportarán 1.17 megavatios pico (MWp) de los 30.85 MWp totales del parque.

Maverick es el primer proyecto, con este tipo de tecnología, que el Grupo Enel construye en el mundo. La decisión de implementar el piloto en Madre Vieja se tomó a raíz de su ubicación, avance (próximo a finalizar construcción) y enfoque en sostenibilidad.

“Nos sentimos orgullosos de que Panamá sea el primer país, dentro del Grupo Enel, en realizar un proyecto tan innovador y eficiente, como lo es Maverick. Estamos seguros de que esta solución será clave para el desarrollo de más proyectos de este tipo alrededor del mundo. Una vez Madre Vieja entre en operación, tendremos más de 100 MWp renovables a través de nuestros parques solares, consolidándonos como aliados estratégicos de la transición energética, el desarrollo sostenible y la descarbonización”, sostuvo Maximilian Winter Bassett, gerente país de Enel en Panamá.

Tecnología con ventajas operativas

Al trabajar con módulos preinstalados y precableados, se ofrece una reducción del tiempo de instalación, pues agiliza la labor de ingeniería, el suministro y la construcción de estas instalaciones montadas en el suelo. En Panamá la labor de montaje de los módulos duró solamente una semana. A esto se suman la flexibilidad y facilidad de relocalización, en caso tal de que sea requerido.

A su vez, la tecnología del proyecto aumenta considerablemente el nivel de seguridad en su despliegue -uno de los pilares estratégicos de Enel Green Power y 5B-, ya que la cantidad de vehículos y personal en el sitio se reduce considerablemente.

Eden Tehan, cofundador y gerente internacional de 5B, señaló que esta iniciativa es de suma importancia para su empresa porque “es el primero que le estamos entregando a Enel Green Power, que es una de las compañías de energía verde más grandes del mundo. No nos cabe duda de que nuestra tecnología 5B Maverick tendrá un impacto global y cambiará las reglas del juego en el desarrollo de los proyectos fotovoltaicos”.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó el miércoles 3 de agosto, el Informe Preliminar de Licitaciones de Suministro Eléctrico correspondiente al año 2022 (descargar).

Allí se establece una proyección de la demanda eléctrica de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional para el período 2022-2042, junto con analizar la necesidad de contratar nuevo suministro en el corto y largo plazo.

El informe estima una demanda de los clientes regulados de 30.181 GWh a nivel de los puntos de compra en el sistema de transmisión nacional y proyecta una tasa anual de crecimiento promedio para los próximos 10 y 20 años de 2,8% y 3,6%, respectivamente.5836

La finalidad del Informe de Licitaciones es poder determinar los requerimientos de contratos de suministro para abastecer los consumos de los clientes regulados, los cuales deberán ser obtenidos a través de nuevas licitaciones públicas.

Según lo indicado en el documento, se aprecia la necesidad de realizar nuevas licitaciones de corto plazo para contar con mayor suministro contratado al año 2027.

“Para el largo plazo, es decir, a partir del año 2028, se aprecia un déficit neto de contratación relevante, el cual requiere de la realización de licitaciones de largo plazo”, advierten desde la CNE.

Y señalan: “El informe prevé la necesidad de contar con nuevos contratos de suministro licitados para 2028, incluidos los volúmenes de corto plazo que se liciten con inicio en 2027, por un volumen de 5.908 GWh”.

Tanto las empresas distribuidoras como generadoras, junto a las Instituciones y Usuarios Interesados inscritos en el Registro respectivo, pueden realizar observaciones técnicas al mencionado informe, hasta el jueves 25 de agosto.

Una vez atendidas cada una de las observaciones formuladas y habiendo actualizado los parámetros técnicos de las variables que explican la variación en la demanda eléctrica de los clientes regulados, junto a otras adecuaciones que se requieran, se publicará el informe final correspondiente, a más tardar el día 30 de septiembre.

Cabe mencionar que la CNE debe elaborar anualmente este Informe, en el marco de la preparación de antecedentes para dar inicio a los procesos licitatorios que correspondan.

Las necesidades de suministro determinadas para cada empresa distribuidora se establecen considerando que éstas deben disponer permanentemente del suministro de energía que les permita satisfacer el total del consumo de sus clientes sometidos a regulación de precios.

Una vez establecidos los requerimientos contratación adicionales, la Comisión deberá diseñar, coordinar y dirigir la realización de procesos de licitación para satisfacer los consumos de sus clientes sometidos a regulación de precios.

Luis Abinader, presidente de República Dominicana compartió ayer, 16 de agosto, su balance de gestión tras los primeros dos años de gobierno y las energías renovables estuvieron presentes en el discurso del primer mandatario.

“En cuanto a la generación eléctrica hemos autorizado la mayor expansión de energías renovables de nuestra historia”, introdujo.

En números, aquello significaría un aumento de 692 MW distribuidos en 12 proyectos renovables en diferentes regiones del país. De los cuales, unos 250 MW ya se encuentran en operación comercial y el resto, de acuerdo a declaraciones del presidente Luis Abinader, se estarían inyectando a la red a finales del 2023.

«En materia energética pasamos del 9% de la capacidad instalada en renovables a sobrepasar el 13% y llegaremos al 19% en 2023″, reforzó en redes sociales Antonio Almonte, ministro de Energía y Minas de la República Dominicana.

Sobre estas alternativas de generación, Abinader resaltó a la tecnología solar y destacó haber otorgado contratos de concesión para la construcción de instalaciones por una capacidad 4 veces mayor que los apenas 162 MW con los que se encontró en agosto del 2020.

Ahora bien, sobre licitaciones evitó referirse a una eventual incorporación de energías renovables a este mecanismo y subrayó los alcances de los procesos convocados para gas natural. 

“Para asegurar el abastecimiento presente y futuro de energía eléctrica hemos realizado dos licitaciones y tenemos una tercera en proceso. Una de las licitaciones fue de urgencia de 400 MW que estará generando a partir de septiembre de este año y la segunda de 800 MW en Manzanillo-Montecristi, incluye la construcción de la primera terminal de almacenamiento y distribución de gas natural en la región norte del país. La que se encuentra en proceso de licitación añadirá cuando se culmine otros 800 MW más a la red”, aseguró Luis Abinader subrayando que su administración de gobierno adicionará 2000 MW de capacidad a partir de gas natural.

Aquella apuesta al gas junto a las concesiones de energías renovables como solar, eólica, biomasa e hidráulica permitirían al país permitirían cubrir el aumento de la demanda previsto por el alto crecimiento de la economía que viene registrando el país.

En concreto, se espera que la economía dominicana crezca entre un 5 y un 5.5% este 2022, según datos del Fondo Monetario Internacional (FMI) y proyecciones del Banco Central de la República Dominicana.

La Agencia de Inversiones de Neuquén (ADI NQN) sigue interesada en las renovables y avanza con varios proyectos a partir de distintas fuentes de generación, que se desarrollan a través de distintos mecanismos.

Tras lanzar el llamado a Manifestaciones de Interés para la construcción y explotación del proyecto Eco Parque Centenario, central bioenergética que tendrá de 10 y 14 MW de capacidad, la entidad se también se enfoca en la geotermia, la hidroeléctrica y la energía solar, a la par que espera por la obtención de un PPA con la Secretaría de Energía. 

José Brillo, presidente de la Agencia de Inversiones, le explicó a Energía Estratégica que ya comenzaron los estudios sociales y ambientales de un proyecto geotérmico en Domuyo, el cual demorará cerca de un año y será financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo. 

“Mientras que en la segunda parte de este año, también con financiamiento del BID, haremos la diagramación de una perforación que estará cerca de Aguas Calientes, al pie de Domuyo, para instalar una central piloto de 5 MW para conectar a la línea eléctrica que desarrollaremos”, afirmó.

El financiamiento de la infraestructura eléctrica también fue solicitado al BID y, junto a la construcción del proyecto geotérmico, la inversión será de aproximadamente USD 35.000.000. 

Asimismo, Brillo señaló que ya avanzaron un 60% del parque multipropósito Nahueve, que consiste en una central hidroeléctrica de 4,6 MW de potencia, sumado a que en las próximas semanas tendrán listos los 2070 paneles fotovoltaicos del P.S. El Alamito. 

“Luego quedarán algunas obras eléctricas de vinculación y la planta de transformación que llevarán unos días más. En tanto que para la ampliación, la idea es trabajar con un cashflow que permita extender el proyecto. Y una vez que lo hayamos terminado, lo habremos pagado”, aseguró.

Cabe recordar que dicha ADI-NQN ya se presentó al Mercado a Término (MATER) con dicha planta solar, solicitando prioridad de despacho ya que posee un acuerdo con la justicia provincial para que sus edificios sean alimentados a partir de energía renovable.

Y a su vez que espera por que en algún momento se le asigne de prioridad de despacho en el MATER, la Agencia de Inversiones de Neuquén también aguarda por la obtención de un contrato de compra-venta de energía (PPA) 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)”, concluyó el presidente de ADI. 

Enith Carrión, subsecretaria de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica en el Ministerio de Energía y Minas de Ecuador, participó del webinar “La Generación Distribuida en el Contexto Latinoamericano” organizado por la Cámara Boliviana de Electricidad (CBE).  

Allí, fue consultada por la hipótesis de «La espiral de la muerte» que indica que en la medida que vaya surgiendo generadores distribuidos, la actividad del distribuidor iría en detrimento porque los costos de operación y mantenimiento serían pagados por menos consumidores.

Al respecto, Enith Carrión consideró que en Latinoamérica eso sucedería solo en un escenario en el que la generación distribuida no esté normada y el distribuidor deberá poder cobrar para poder subsistir.

“Cuando no está normado es el problema. Si a medida que va creciendo la generación distribuida, una distribuidora tiene más personas que pagan un peaje proporcional que le toca por los costos  de operación, mantenimiento y administración de la red, no hay problema”, señaló.

Y subrayó: “La generación distribuida no tiene que ser vista como la enemiga de la distribuidora”. 

Durante su exposición, Carrión explicó que en Latinoamérica la capacidad instalada de generación distribuida ha crecido de manera exponencial en los últimos diez años sin ir en contra de la actividad de distribución.

De 16 MW registrados en 2012, hoy superan los 16 GW, siendo Brasil el país que más contribuye con más de 12 GW instalados a julio de 2022.

Si bien Ecuador contribuye aún tímidamente a este crecimiento desde 2018 a partir de la Resolución arconel 042/18 y Reglamento ARCONEL 003/18, la entrada en vigencia en 2021 de las regulaciones ARCERNNR-001/2021 y ARCERNNR-002/2021 generaron expectativas positivas de un mayor despliegue de estas alternativas de generación con energías renovables.

En concreto, la ARCERNNR-001/2021 establece las disposiciones para el proceso de habilitación, conexión, instalación y operación de  sistemas de generación distribuida basadas en fuentes de energía renovable para el autoabastecimiento de consumidores regulados.

Mientras que la ARCERNNR-002/2021 establece las condiciones técnicas y comerciales a cumplirse con respecto al desarrollo y  operación de centrales de generación distribuida, de propiedad de empresas que sean  habilitadas por el Ministerio Rector para ejecutar la actividad de generación.

En ese escenario, desde la óptica de Carrión, una normativa actualizada y ajustada a cada mercado impediría un crecimiento desenfrenado y garantizaría un crecimiento sostenible en el tiempo.

Finalizando, con su intervención, la subsecretaria de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica de Ecuador destacó: “La espiral de la muerte no es el concepto. Nada trata de ir en contra de nada”.

A modo de ejemplo, consideró que así como la solar no es mejor que la eólica y son complementarias, el sector eléctrico puede poner un límite a la penetración de generación distribuida para que esta sea complementaria a la actividad de la distribuidora.

“No hay que considerar que la generación distribuida es la que acabará con la distribución. No es verdad”, concluyó.

Brasil no para de impulsar la transición energética y la incorporación de energías renovables: posee más de 17 GW de capacidad solar instalada, lo que representa el 8,5% de la potencia operativa de la matriz eléctrica del país. 

Y si bien la mayor cantidad de esa capacidad proviene de más de un millón de conexiones en generación distribuida (récord en la región), la energía fotovoltaica centralizada también mantiene un ritmo de inversiones a la alza. 

A tal punto ese tipo de generación alcanzó inversiones por más de R$ 252 mil millones, según las estimaciones de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), a partir de los 64,4 GW de potencia otorgada. 

Y de esa inversión, las grandes usinas ya operativas (5,3 GW) trajeron a Brasil más de R$ 27,3 mil millones y más de 158000 puestos de trabajo desde 2012 a la fecha. Es decir que el resto del negocio previsto por ABSOLAR corresponde a centrales que aún no entraron en operación y aquellos que todavía no iniciaron construcción. 

Tan sólo desde finales de mayo del corriente año a la fecha, Energía Estratégica dio a conocer varios proyectos fotovoltaicos e híbridos por casi 2 GW de potencia, tanto para la generación de energía eléctrica como la producción de hidrógeno verde, como por ejemplo la iniciativa de Unigel o las pruebas del parque solar de Noenergia. 

También puede leer: Voltalia prepara un nuevo clúster solar renovable de 1,5 GW en el sureste de Brasil

Asimismo, durante la Subasta de Energía Nueva A-4 (LEN) de Brasil, la primera del año de este tipo, se adjudicaron cinco usinas que utilizarán módulos fotovoltaicos, las cuales suman una capacidad de 166,06 MW (garantía física de 39,8 MWmed), a R$ 178,24 por MWh para el suministro de energía eléctrica entre 2026-2040. 

Por lo que, tras un relevamiento de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE), todos los proyectos solares y eólicos ya contratados en las LEN añadirán casi 6000 MW de potencia al sistema eléctrico de Brasil. 

Mientras que la inversión destinada a la construcción de esas centrales será del orden de R$ 34 mil millones y será aplicada por empresas que apuestan cada vez más por el potencial de generación de energía renovable del país.

Monto que podría aumentar en caso que se designe más potencia fotovoltaica en la Subasta de Energía Nueva A-5, ya que se presentaron 1345 emprendimientos de esta tecnología inscriptos, que en total suman 55822 MW de suministro. En tanto la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) ya confirmó más de 30 GW disponibles en las redes de transmisión para los emprendimientos de la convocatoria. 

Hace poco más de diez días atrás, se inauguró en Chiapas la primera granja solar fotovoltaica del estado, denominada “Bosques Verdes Río Florido”, que consta de 925 paneles fotovoltaicos, bajo la modalidad de venta total de la energía. 

La construcción y obra la llevó a cabo la compañía HHGM, mientras que SUJIO representará ese parque de generación exenta, convirtiéndose en uno de los suministradores con mayor representación de esta alternativa en México, con un total de 13 centrales solares y de biomasa. 

Pero allí no se detendrán los planes de la firma, ya que el proyecto está ideado para llegar a un total de 2 MW a través de cuatro facetas de 500 kW cada una, según reconoció Carlos Aurelio Hernández González, CEO de SUJIO, en conversación con Energía Estratégica. 

“Asimismo, prevemos conectar entre 50 y 80 MW de potencia en los próximos tres años (entre el pipeline de clientes y propios de la compañía), que utilizarán diferentes tecnologías de generación (hidro, biomasa y FV) y se ubicarán en distintos sitios del país, como Jalisco, Guanajuato y Chiapas, donde vamos con todo”, agregó. 

De este modo, buscarán la democratización de la energía limpia y que más inversionistas vean la oportunidad de aprovechar estos modelos de negocio para optimizar sus consumos o inversiones y se involucren en el mercado eléctrico. 

“Tenemos mucho potencial de crecimiento y en 6 u 8 meses se puede inyectar energía. Mientras que las barreras de entrada son pocas, como por ejemplo con el distribuidor y CENACE, ya que nos tocaron regiones donde no había conexiones de generación exenta, por lo que es ir de la mano con ambas entidades para perfeccionar los procesos”, sostuvo el especialista  

Y cabe recordar que el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) estima que se alcanzarán entre 9179 MW y 13869 MW de capacidad instalada en GD para el año 2035, lo que significaría entre un 13% y un 19% de la participación de la matriz energética de México. 

Por lo que, la manera para seguir estimulando este tipo de proyectos y que las empresas produzcan su propia energía a partir de fuentes limpias sería fomentar los Certificados de Energía Limpia (CEL) o el lanzamiento del mercado de bonos de carbono. 

“Con esas dos herramientas puede haber mayores incentivos para que las PyMEs vean esta oportunidad y se democratice la generación distribuida”, concluyó Hernández González. 

Con el principal objetivo de fomentar el desarrollo de líneas de investigación sobre el sector de transmisión eléctrica y potenciar la formación de capital humano especializado en esa área, esta mañana se firmó un convenio de colaboración entre la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile (FCFM) y la Asociación de Transmisoras de Chile. 

El acuerdo, que regirá desde agosto de 2022 a julio de 2026, considera la implementación de un esquema de cooperación técnica y económica, en el que la Asociación efectuará aportes para el financiamiento de estudios de Doctorado en Ingeniería Eléctrica de esta Facultad, lo que beneficiará a un/a estudiante conforme a los criterios y requisitos académicos previamente establecidos en el reglamento de becas que regirá para este caso.

El director ejecutivo de Transmisoras de Chile, Javier Tapia, afirmó: “La transmisión eléctrica cumple un rol fundamental como condición habilitante de la transformación energética que vivimos y que se acentuará en los próximos años. Poner atención en el desarrollo del sector dentro de las próximas décadas y planificar en el largo plazo nos parece un tema prioritario. Por eso vemos en este convenio, y en particular en el aporte para los estudios de doctorado, una tremenda oportunidad para analizar críticamente esos escenarios y ver de qué manera aportamos desde el desarrollo de las redes del futuro con innovación, seguridad y resiliencia, para beneficio de todos los chilenos”.

Por su parte, el decano de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la U. de Chile, Francisco Martínez, relevó la importancia de la formación del capital humano avanzado. “El proceso de transición energética es crucial para nuestro país y el mundo. Una sociedad que transite hacia la sostenibilidad en todos los ámbitos, especialmente en el energético, nos permitirá seguir avanzando en armonía con nuestro entorno, es por esto que la formación especializada es fundamental en ese camino urgente hacia la sostenibilidad y así lo entendemos y potenciamos en la formación de nuestras y nuestros estudiantes en la Universidad de Chile ”, señaló.

La firma de convenio se llevó a cabo en dependencias del campus Beauchef de la U. de Chile y contó con la presencia de representantes de ambas instituciones.

La firma del primer tramo del gasoducto Néstor Kirchner y los incentivos anunciados para el sector del oil & gas nuevamente abre un debate integral sobre algunos puntos vinculados a la matriz energética de Argentina y en qué posición se encuentra el país de cara al futuro de la descarbonización. 

Es por ello que, desde la Fundación Ambiente y Recursos Naturales (FARN), pusieron la mirada en la “falta de un plan concreto” relacionado con la transición hacia una matriz primaria que no dependa de los combustibles fósiles sino que posea mayor cantidad de energías limpias, siguiendo la tendencia internacional. 

“No hay un plan de transición energética ni sectorial para cumplir los compromisos ambientales de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Por lo tanto, todas las inversiones y acciones que se hacen en torno a la energía, responden a la coyuntura y no a una visión planificada que permita alcanzar los objetivos mencionados”, manifestó Santiago Cané, coordinador de asuntos legales de FARN, en diálogo con Energía Estratégica. 

“Hay un error de concepción, que es considerar el gas como una energía puente o un combustible que puede ser parte de un plan de transición. Pero no puede serlo, o no en este tipo de inversiones que, por el tamaño, apuntan a plazos muy extensos”, agregó. 

En consecuencia, el especialista planteó que si hace una década o quince años se hubiera enfocado la mitad de esas inversiones públicas, subsidios o beneficios impositivos en el desarrollo de energías renovables y descentralizadas, “no se hubieran perdido los millones de dólares que se perdieron importando gas” y la matriz ya estaría diversificada. 

“Esto quiere decir que no se dependería de un commodity internacional que varía su precio por situaciones en las que el país no tiene incidencia”, afirmó. 

Y desde la entidad añadieron que “la descentralización de la energía a la vez permite una reducción de la tarifa en el largo plazo, más allá de responder al incremento de la demanda que puede tener Argentina en el 2023”. 

Ante ese panorama, Santiago Cané sostuvo la necesidad de que se vuelvan a ser licitaciones públicas de renovables, tal como sucedió con el GENREN (se aprobaron un total de 895 MW en 2010) o el Programa RenovAr (más de 5 GW fueron adjudicados). Aunque sí aclaró que quizás se deberían revisar las condiciones para llevarlas a cabo. 

“Es imperioso porque hay que hacer la transición energética. Y la incentivación se hace a partir de una política pública determinada que establezca un programa para ello”, opinó.

“Asimismo, cuando la matriz energética de todo el mundo haya virado hacia energías más limpias y tecnologías más nuevas, Argentina en algún momento deberá hacer esa transición y necesitará el conocimiento y tecnología para ello, por lo que tendrá que importarlo. Cuando ahora tiene la posibilidad de ponerse a la vanguardia en el tema y ser quien exporte en el futuro”, concluyó.  

La Secretaría de Energía (SEN) se encuentra llevando a cabo reuniones clave para la expansión del parque de generación y transmisión.

En este mes de agosto, el secretario Erick Tejada ha acelerado las reuniones entre su equipo técnico y los de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), encabezada por Rafael Padilla.  

Algunos temas  claves abordados:

Pliego tarifario
Licitaciones futuras de energía
Caso Islas de la Bahía”, adelantó el secretario de Energía.

¿A qué licitaciones se refiere? Según aclaró durante una entrevista con Energía Estratégica, además de la licitación de 450 MW que ha quedado pendiente de convocar, desde el gobierno plantean llevar a cabo licitaciones paralelas para proyectos de energías renovables que ya tienen en carpeta de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Así mismo, en el marco de la implementación de la Política de Acceso Universal a la Electricidad para Honduras (PAUEH) desde el gobierno también impulsarán otras iniciativas que integren a las comunidades en los proyectos.

Según trascendió, la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente estaría colaborando en esa política energética y enfocándola a proyectos prioritariamente de energías renovables.

Sin ir demasiado lejos, la semana pasada en la agenda de los despachos de Ambiente y Energía se incluyó la visita a San Francisco de Opalaca (Intibucá) en donde hay avances importantes en su implementación, tal es así que junto a los intibucanos se pondrá en marcha un sistema híbrido muy pronto.

“Estamos impulsando un nuevo modelo energético que implique a las comunidades en la generación de energía”, adelantó Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía.

“El empoderamiento de las comunidades y la consulta libre, previa e informada son los primeros pasos para alcanzar la soberanía y la justicia climática”, adhirió Malcolm Stufkens, subsecretario de Ambiente de Honduras, durante su visita a Intibucá.

Allí también la Dirección General de Electricidad y Mercados (DGEM) junto al subsecretario Tomás Rodriguez, avanzaron en la socialización de nuevas iniciativas de gobierno tales como el proyecto de Ley de Electrificación Social de Honduras (LESH) que prevén también poder empezar a implementar a la brevedad, de aprobarse este mismo año.

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

La Empresa de Servicios Públicos URRÁ y el Consorcio Luxpower, anunciaron el inicio del proyecto Parque Solar Urrá 25MW, ubicado en el departamento de Córdoba en Colombia, el cual se conectará al Sistema de Transmisión Nacional (STN) para entregar su generación al Mercado de Energía colombiano a través de una línea de subtransmisión de 3.5 km de longitud 34.5KWh a la Subestación URRÁ 110kW.

Siendo el primer proyecto Utility de Urrá en la región, Parque Urrá 25MW contará tanto con módulos FV Vertex de Trina Solar, como con la solución de seguimiento inteligente de TrinaTracker.

La instalación estará optimizada con el novedoso sistema Supertrack, algoritmo que permite maximizar la energía desde un 3% hasta un 8% más, en comparación a los algoritmos tradicionales y el software SCADA (Control de Supervisión y Adquisición de Datos) Trina SmartCloud.

Entendiendo que el consumo promedio de un hogar colombiano equivale -según datos del Primer Balance de Energía Útil para Colombia- a 157kWh al año, el Parque Solar Urrá espera producir anualmente la energía equivalente al consumo de 250.000 hogares aproximadamente y mitigará la emisión de 900.000 toneladas de dióxido de carbono. Lo cual hoy representa la plantación de más de 11.272 árboles.

La inversión de este proyecto es de 17,6 millones de dólares ($76.058.498.700 pesos colombianos) y contará con 37.536 módulos Vertex bifaciales DE21GC.20 con una potencia que oscila entre 640W y 650W.

Mientras que los seguidores elegidos para este proyecto son el modelo Vanguard 2P que por su configuración ofrece alta estabilidad, con un sistema multidrive que entrega seguridad ante altas cargas de viento y que por su configuración permite instalar hasta 102 módulos por tracker.

La empresa especista Consorcio Luxpower decidió confiar en Trina Solar para su proyecto, ya que es la única empresa capaz de entregar una solución integral que incluye, módulos de alta eficiencia con celdas de 210mm, y trackers inteligentes que, gracias a su avanzado diseño, permiten generar un importante ahorro en el Balance de Sistema (BOS) de la planta.

La eficiencia y durabilidad de los trackers Vanguard 2P fue certificada mediante la prueba de túnel más extensa implementada en la industria solar, realizada por la principal consultora de ingeniería RWDI, que mediante exhaustivas pruebas en túneles de viento logró comprobar su resistencia ante cargas estáticas, dinámicas y aeroelásticas lo que puede garantizar su funcionamiento sin mediar las condiciones climáticas y diferencias de terreno.

Camilo Cogollo, director comercial en Luxim, comentó: “Siempre quisimos ofrecer un proyecto solar de alta eficiencia, que nos diferencie como empresa con la mejor calidad y aprovechamiento. Los trackers nos permiten seguir de manera eficiente el impacto de radiación solar que llega, siguiéndolo y aprovechando al máximo ante los cambios de clima que puedan presentarse”.

Respecto a por qué elegir a Trina Solar como proveedor de servicios para este proyecto el ejecutivo aseguró “desde siempre fue una opción sólida de nuestra presidencia contar con los servicios y acompañamiento permanente de Trina Solar.

Como empresa, Luxim comparte la pasión por el mejoramiento continuo, reducir significativamente el impacto ambiental, la innovación y soluciones de energías más limpias e inteligentes, en aras del desarrollo y la implementación de una nueva generación de colombianos con sentido ecológico.

Este será el primer proyecto colombiano en instalar seguidores de TrinaTracker, el cual se diferencia especialmente por el uso del sistema de seguimiento SuperTrack el cual, mediante el uso de inteligencia artificial, maximiza la generación con todo tipo de radiación: directa, difusa, y reflejada, para poder optimizar la bifacialidad de los módulos, además de evitar el sombreado que las distintas topografías generan en el proyecto.

A juicio del director comercial de Luxim la implementación de la tecnología Trina Tracker y sus módulos les permite “brindar seguridad, calidad y confiabilidad al proyecto, dando resultados acordes a las exigencias que propone el Gobierno Colombiano. La alta fiabilidad, el rendimiento y sobre todo el acompañamiento, nos ayuda a cumplir en menor tiempo”.

Alvaro García-Maltrás, vicepresidente para Latinoamérica y el Caribe en Trina Solar, destaca la importancia de la optimización y captura de datos para aumentar la capacidad de generación de los parques con sistemas inteligentes.

“Para nosotros es un gusto poder entregar soluciones integrales a la matriz de energías renovables de Colombia y toda la región. Sabemos que los nuevos desafíos de la industria van hacia la digitalización de los procesos que ayuden a disminuir las actividades presenciales en la operación y mantenimiento de una planta, por lo que incluir inteligencia artificial en los procesos, digitalizar las operaciones a través de la nube, y análisis de datos en tiempo real, es fundamental y en eso podemos decir orgullosamente que TrinaTracker en particular está marcando tendencia en el mercado”, expresa.

Juan González, gerente de ventas para TrinaTracker en Latinoamérica y el Caribe, explicó: “el diseño de nuestros trackers, maximiza el rendimiento energético de los módulos bifaciales, ya que su exclusivo sistema de control inteligente SuperTrack ajustará en tiempo real el mejor ángulo de seguimiento tomando en consideración tanto la radiación difusa como la directa a través de un algoritmo inteligente. Además, la planta solar de Urrá se ubica en un área montañosa, por lo que SuperTrack podrá controlar de forma independiente cada fila de rastreadores, para así mitigar la pérdida de energía causada por las sombras de fila a fila”.

El Proyecto adjudicado por la empresa Urra S.A. E.S.P. va de la mano con la iniciativa del gobierno colombiano de avanzar en el propósito de diversificar su matriz energética.

El Parque Solar Urrá representa un paso más en el camino hacia la transición energética, y un aporte a la producción de energías cada vez más limpias en nuestro país.

Según datos de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y el Ministerio de Minas y Energía, se estima que para antes de 2030 cerca de 10% del consumo energético en Colombia va a provenir de proyectos fotovoltaicos o solares.

Un grupo de legisladores nacionales y varios referentes vinculados a las renovables en Argentina, abrieron el primer debate del proyecto de ley de promoción del hidrógeno en la Cámara de Diputados de la Nación. 

Pamela Verasay, diputada nacional por Mendoza de la UCR e impulsora de la iniciativa legislativa, dialogó con Energía Estratégica y planteó que “debe haber un consenso entre todas las partes, transversal a los partidos políticos, como lo fue la ley de energías renovables y la de generación distribuida”. 

“Pero también se necesita un plan, porque no sirve de nada estimular energías de manera individual si uno no sabe a dónde va la economía ni si habrá infraestructura eléctrica disponible para ello”, aclaró. 

Es decir, una estrategia a largo plazo y conocer cuáles serán las herramientas legislativas que se podrán trabajar para que ese plan sea ejecutable y que permitan disminuir el costo nivelado del hidrógeno (LCOH) para que éste sea competitivo a nivel global. 

Ello teniendo en cuenta que varios países del mundo, entre ellos varios de la región como Brasil, Chile, Colombia o Uruguay, ya proyectan que pueden alcanzar un costo de producción cercano a 1,2 – 1,5 USD/kg de H2, bajo proyectos renovables de gran escala.

E incluso, en el caso uruguayo, este portal de noticias recientemente informó que el consenso político fue la clave para el desarrollo de la hoja de ruta del hidrógeno verde, a tal punto que el Gobierno actual y la oposición trabajaron con la mirada puesta en el 2040 a partir de un diálogo permanente y fluido. 

Mientras que para Argentina, la diputada nacional por Mendoza manifestó que “a raíz del debate sobre el H2 y resolver la falta de capacidad de transporte, también se trae a discusión el hecho de subir el objetivo de renovables al 2030”

“El hidrógeno ya es tema de agenda en varios partidos e incluso el sector privado está muy interesado. Por lo que se le pedirá a la Comisión de Energía para que ponga en tratamiento al proyecto de ley y se discuta la normativa”, aseguró Verasay.

Cabe recordar que la iniciativa aún no tuvo avances en la Cámara Baja pese a que ingresó en Diputados hace diez meses. ¿Por qué? Debido a la renovación del Poder Legislativo en el último año, la Comisión de Energía se conformó en los últimos días de mayo y posteriormente hubo un período de recesión. 

Fondos del BID

Por otro lado, la legisladora también se refirió a la línea de créditos por S$1.140 millones que lanzó el BID para para la descarbonización del sector energético de Argentina, a través de la ampliación y modernización de los sistemas de transporte de energía eléctrica.

Y la necesidad de tener una estrategia clara también se hizo presente, ya que, al igual que con el pedido de un plan para el hidrógeno, Pamela Verasay sugirió que se discute un régimen que “delimite” o “brinde algún sendero” de los fondos provenientes del BID. 

“Es necesario tener un norte, un plan hacia dónde y para qué será ejecutado concretamente”, sostuvo. 

Falta de liquidez, variación del tipo de cambio, incumplimientos de pago y cambios en las reglas de juego en el mercado son algunas de las situaciones de riesgo a las que continúan exponiéndose proyectos productivos en Latinoamérica.

El caso del sector energético en Centroamérica no es la excepción. Pero de acuerdo al país y tipo de proyecto se pueden realizar algunas previsiones para escudar las inversiones y disminuir la incertidumbre financiera.

Alejandro Gustavo Alle, director ejecutivo de The Network Company, compartió su lectura al respecto desde la perspectiva de bancos de inversión regionales enfocados en proyectos de energía e infraestructura.

«Financiar un proyecto en esta parte del mundo es difícil», introdujo el especialista en una entrevista con Energía Estratégica.

Pero advirtió que en lo relativo a nuevos PPAs se pueden hacer algunas consideraciones previas para evitar la complejidad y mitigar riesgos, evaluando primeramente el estado del offtaker, robustez de los contratos, estabilidad del mercado y la moneda de pago. 

“El Salvador tiene dos grandes bondades para viabilizar financiamiento para proyectos renovables con PPAs, una es que es un país dolarizado hace 21 años y otra que tu offtaker son empresas privadas muy sólidas que no van a defaultear un PPA”, consideró Alejandro Alle.

Y agregó: “No es fácil levantar dinero para un proyecto Greenfield pero que los proyectos tengan PPAs con distribuidoras solventes lo hace más fácil que en otros escenarios”.

En tal sentido, indicó que en El Salvador las distribuidoras eléctricas (AES y Delsur) brindarían mayor seguridad a inversionistas. Tal es así que The Network Company ya ha financiado a dos proyectos renovables (solar y mini hidro) con PPA asegurado con AES.

Ahora bien, según comunicaron recientemente desde AES, las distribuidoras en El Salvador no tienen planes de abrir nuevas licitaciones de suministro en el corto plazo. 

Poniendo en stand-by esa alternativa de contratos, en El Salvador se estarían evaluando próximos contratos BOT (Build-Operate-Transfer) para nuevos proyectos renovables junto al gobierno. En concreto, la actual administración tendría en carpeta al menos una central geotérmica para impulsar junto a la iniciativa privada.

“Todavía no está definido cómo lo harían pero se espera algún tipo de asociación público privada para nuevos proyectos”, consideró Alejandro Alle.  

Aquella alternativa también está siendo evaluada para nuevos proyectos en Honduras. Según adelantó a Energía Estratégica el secretario de Energía Erick Tejeda: “…en estos dos meses que siguen [trabajarán] en licitaciones paralelas que van a incluir tanto la parte de generación como transmisión (…) probablemente, tengamos que buscar asociaciones con inversionistas ya sean extranjeros o nacionales” (ver entrevista).

Se trataría de proyectos junto a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) adicionales a los 450 MW pendientes de licitar y que cada vez más se complica convocar.

Y es que el escenario de Honduras sería muy diferente al de El Salvador en lo vinculado a confianza a la ENEE como offtaker y robustez de sus PPA. Por lo que el financiamiento de proyectos sería aún más complejo que los precedentes.

En este mercado, The Network Company logró levantar capital, para una central hidroeléctrica con PPA firmado con la ENEE, a través de una multilateral de Centroamérica y un banco privado del vecino país de Guatemala. Sin embargo, según Allen, «financiar proyectos en este mercado es cada vez más un reto».

«Los bancos pidieron al proyecto que tuviera una reserva de un año para pagar el servicio de deuda (capital e intereses) independientemente si su cliente paga o no paga”, detalló.

¿A qué se debe? Es preciso remarcar que en Honduras, la ENEE acumula más de 13000 millones de lempiras pendientes de pago a generadoras eléctricas privadas, lo que envuelve con un manto de incertidumbre para nuevas inversiones en este mercado.

La situación se recrudece aún más por la renegociación de contratos que planteó la estatal a las generadoras y que modificará los precios y las condiciones comprometidas en contratos precedentes.

De mantenerse esas condiciones de mercado, Alejandro Alle considera que será dejar de apostar por proyectos greenfield que no involucren PPAs con el sector público y que una tendencia que podría darse «si se promociona más en la región» son los PPA privados vinculados a proyectos behind the meter comerciales e industriales, que podrían estructurarse a medida, en mejores condiciones y mitigando más riesgos.

Para dar cumplimiento al Plan Maestro de Electricidad, Ecuador está llevando a cabo distintas convocatorias para adjudicar concesiones para proyectos que le permitan ampliar su parque de generación y transmisión.

Tal es el caso de los Procesos Públicos de Selección (PPS) para el Sistema de Transmisión Nor-Oriental, en el caso de expansión de redes; y para generación, el PPS del Bloque de Ciclo Combinado de Gas Natural de 400 MW, el PPS del primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales de 500 MW y el PPS para el proyecto Hidroeléctrico Santiago de más de 2400 MW.

Solo la construcción del parque de generación vinculado a los primeros PPS antes mencionados requerirán una inversión de USD 1500 millones, correspondientes a un estimado de USD 623 millones para ciclo combinado y USD 875 millones para el bloque de ERNC, de acuerdo con proyecciones del gobierno.

Ahora bien, para la realización del megaproyecto hidro Santiago que apunta a ser el más grande del país se sumarían en distintas fases un total de USD 3000 millones.  Y, adicionalmente, si de hidroeléctricas se trata también está previsto el Proyecto Hidroeléctrico Paute-Cardenillo de 596,5 MW cuya construcción requeriría USD 1300 millones. 

Para hacer frente a tal cantidad de capital, ya se estarían evaluando múltiples fuentes de financiamiento para destinar a proyectos energéticos en Ecuador.

Erwin Pazmino, especialista de inversiones de Genera Max Capital, señaló a este medio que ya se han movilizado los primeros oferentes de licitaciones abiertas interesados en levantar capital en caso de resultar adjudicados.

“En términos de conversaciones hemos estado ya en contacto con algunos proyectos renovables que quieren financiamiento para pequeños proyectos y hasta para un grupo de fincas fotovoltaicas en el orden de los 100 MW”, señaló.

El especialista en inversiones que estuvo presente en Ecuador Open for Business 2021, explicó a Energía Estratégica que si bien los casos que está evaluando no son representativos del total de competidores de los PPS abiertos, desde hace más de un año hay una clara intención de desarrollar proyectos renovables y que estos encuentres apoyo financiero más allá de la banca local.

“Se abrieron muchas expectativas del Bloque de 500 MW desde aquel entonces. Ahora, está abierto el concurso y hasta octubre presentarán ofertas los que adquirieron las bases. De las 37, he conversado con cuatro de ellas. También hay mucho interés por los grandes proyectos hidroeléctricos”, confió a este medio.

Y reveló: “Como todavía están estructurando sus ofertas, las empresas están solicitando distintas combinaciones de instrumentos financieros y lograr un financiamiento a medida”.

Por lo pronto, las multilaterales serían las que estarían más dispuestas a adaptarse a este tipo de infraestructura de generación.

Ahora bien, entre otras alternativas que barajan algunas bancas de inversión, Erwin Pazmino indicó que se está conversando hasta sobre mix de Equity y Project Finance o Mezzanine que llevarían a complejizar más la estructuración e incorporarían a otros actores adicionales para el cierre financiero.

¿Qué se puede esperar tras las consultas de Estados Unidos y Canadá por la política energética de México? Esa es la gran pregunta que hoy en día se hacen desde diversos sectores de la economía del país que preside Andrés Manuel López Obrador. 

Y desde la industria energética plantearon que difícilmente México pueda argumentar algo en contra ya que está “claro” que cambió el rumbo en la materia y que las renovables perdieron terreno en el país. 

Raúl Livas, socio de EnergeA y ex coordinador de asesores de la Secretaría de Energía de México, señaló que el país “está parado en ese aspecto” y ve difícil que se puedan incorporar más energías limpias bajo la situación actual. 

¿Por qué? El especialista señaló durante un webinar que “para que se desarrolle la entrada de paneles solares y de renovables en general, se necesita que se reanuden las inversiones en la red eléctrica y en la forma de conducirla, que articula a los diferentes jugadores”.

Y cabe recordar que muchas de las inversiones en renovables se frenaron luego de la suspensión y posterior cancelación de las Subastas de Largo Plazo (SLP), pese a que durante las tres convocatorias de las mismas, se instalaron más de 5.8 GW eólicos y solares. 

Por lo que, sumando a que también se denegaron varios permisos de generación o modificaciones de nuevas centrales limpias, México vio cierto retroceso en la descarbonización e incluso el último PRODESEN ratificó que el país retrasará su transición energética por trece años. 

Aunque dicho documento sí planifica obras de transmisión y distribución por más de 2000 MVA para 2026 y 2027 (ver enlace), aunque lejos de lo que ya solicitó el sector para un mayor acompañamiento del crecimiento de la capacidad renovable y evitar apagones o dificultades en el servicio eléctrico.

De todos modos, Raúl Livas aseguró que habrá una fuerte presión sobre la red por parte de Estados Unidos, principalmente por la entrada “tan fuerte” de la movilidad sustentable, la cual necesitará de una infraestructura para abastecer esa demanda en el futuro. 

“Cuando comience la conversión hacia vehículos eléctricos en el país, habrá presión para que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) inviertan en la gestión de cómo articular todas estas cosas”, sostuvo

“También en cómo se conectará el almacenamiento de energía, tanto para automóviles como para la generación eléctrica, además del uso de paneles solares para producir hidrógeno verde y electricidad para atender las horas fueras de pico. Tecnologías que serán esenciales en Estados Unidos”, concluyó

Antonio Almonte, ministro de Energía y Minas, juramentó y posesionó este lunes a Andrés Astacio quien fue designado como superintendente de Electricidad y presidente del Consejo Administrativo SIE mediante el decreto 429-22 emitido por el presidente Luis Abinader.

Durante sus palabras en el acto de juramentación, Astacio se comprometió a hacer cumplir las leyes y las normativas relacionadas con la regulación del sector eléctrico dominicano y el mejor funcionamiento del mismo.

¨El servicio público hay que entenderlo, no como privilegio sino como compromiso con nuestro país y nuestras familias. Trabajaré para seguir logrando que los dominicanos tengan acceso a un servicio eléctrico estable, constante y sostenible en el tiempo¨, expresó.

Desde agosto 2020 hasta la fecha, Astacio se desempeñaba como vicepresidente ejecutivo del Consejo Unificado de las empresas distribuidoras de electricidad, Edeeste, Edenorte y Edesur.  Es un profesional del derecho con maestría en economía y regulación de servicios públicos mención energía, con especialidad en derecho administrativo, negociación y estrategia de conflicto.

Adicionalmente, a lo largo de su carrera en el sector eléctrico, la cual inició en el año 2001, ha acumulado vasta experiencia en el área de regulación económica aplicada al sub-sector eléctrico. Tuvo una participación activa en el proceso de negociación, redacción y aprobación de las modificaciones a la Ley General de Electricidad de la República Dominicana.

Puerto Rico podría confirmar esta semana la adjudicación de nuevos contratos en el marco el primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento.

Y es que, tras la adjudicación de los primeros 9 contratos a proyectos solares (430.1 MW), la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE/PREPA) ha continuado en negociaciones con proponentes adicionales para garantizar que se pueda cubrir una mayoría de la potencia que se puso en juego en esta convocatoria.

Es preciso recordar que para el denominado «tranche 1» el Negociado de Energía (NEPR/PREB) requirió que la AEE buscara adquirir al menos 1000 MW de energía solar fotovoltaica (o recurso renovable equivalente a la energía) y al menos 500 MW (2000 MWh o equivalente) de almacenamiento de energía en baterías.

A través de una moción radicada por la AEE/PREPA se sometió al NEPR/PREB 4 Acuerdos de operación y compra de energía (PPOA) adicionales por 109.37 MW, como parte del proceso del RFP Tranche 1. Y, como parte de la narrativa del documento, también se planteó continuar con negociaciones de PPOAs con otros proponentes.

En concreto, según precisó la AEE en su moción, las negociaciones se estaban dando (hasta la semana pasada al menos) con dos proponentes y con cada cual se abordarían particularidades específicas:

«Uno de estos proponentes recientemente volvió a participar en las discusiones de precios después de indicar inicialmente que no podía cumplir con los objetivos de LCOE«.

«El otro continúa evaluando la interconexión, la fijación de precios y los problemas relacionados con el proyecto BESS«, señala el documento que fue presentado electrónicamente el pasado jueves ante la Oficina del Secretario del Negociado de Energía

Al respecto, es preciso indicar que mientras uno incluiría en su oferta sólo proyectos de generación renovables, el otro tendría oferta vinculada a generación o oferta vinculada para almacenamiento.

Según pudo saber Energía Estratégica, este otro proponente estaría negociando por 4 proyectos solares que suman 245 MW y dos proyectos adicionales de baterías standalone que totalizan 200 MW.

Mayores detalles podrían conocerse esta misma semana, ya que este viernes 12 de agosto sería la fecha límite para someter los PPOA adicionales de estos proyectos pendientes de aprobación. Ahora bien, no es de público conocimiento si se solicitará una prorroga debido a que la AEE ha continuado interactuando con estos proponentes hasta el jueves pasado al menos cuando fue la publicación de la moción de la AEE.

Confidencialidad de los proponentes

En aquella moción, la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE/PREPA), a través del despacho de abogados Díaz & Vázquez, solicitó al Negociado de Energía que tenga en cuenta que dada la naturaleza continua de estas negociaciones- la presentación por parte de la AEE/PREPA de PPOAs adicionales ejecutados y sus copias son confidenciales, hasta que el proceso de adjudicación y adjudicación sea definitivo.

Entonces, restará aguardar a la finalización del proceso, para conocer oficialmente no sólo los detalles técnicos y propuestas económicas de cada oferta, sino también los compromisos asumidos en contrato y la personería de estos proponentes en caso de resultar adjudicados.

Este año deberían presentarse las ofertas del Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales de 500 MW en Ecuador.

Los oferentes ya están alistando los sobres ofertas técnicas y económicas para el 28 de octubre y 28 de diciembre, respectivamente. Sin embargo, uno de ellos compartió una consideración que podrían llevar a que -por pedido del sector privado- se otorgue una prórroga a la esos hitos:

“Hay mucho interés en el Bloque 500 MW. Vemos que hay posibilidades de que la selección sea exitosa pero se debe formalizar toda la parte contractual previa para eliminar la incertidumbre”, dijo -a título personal- uno de los participantes que sigue en carrera de este PPS.

Según pudo saber Energía Estratégica, esta advertencia sería compartida por al menos seis empresas entre las 37 que siguen en carrera dentro de esta convocatoria.

Inclusive se aseguró a este medio que algunos participantes ya habrían solicitado demorar la entrega de sobres comprometidos en las bases de licitación.

De acuerdo con lo que se comunicó a este medio, aquella situación estaría ligada a la incertidumbre que generan las demoras en los contratos de proyectos que fueron adjudicados años atrás y que deberían construirse en Loja, Manabí y Galápagos.

“Se está demorando bastante la firma de los contratos de concesión de Villonaco (II,III), El Aromo y Conolophus. Entiendo que son temas que se terminarán por resolver, pero la inestabilidad social, los cambios en las autoridades y las demoras en las negociaciones llevan a que al día de hoy no estén listos”. 

Aquello ya había sido advertido con el exministro de Energía y Minas, Juan Carlos Bermeo Calderón, quien -en conversación con este medio (ver entrevista)– había confirmado que las negociaciones no se habían cerrado aún, hasta abril de este año al menos, en lo vinculado a los contratos y fideicomiso.

De allí que, hasta tanto no se den a conocer avances concretos en la concesión de los proyectos adjudicados previamente, algunos participantes de la nueva convocatoria no verían claro continuar con un proceso que no les asegure propios contratos.

“La firma de los tres proyectos ya adjudicados dará mucha más tranquilidad y eliminará la incertidumbre de la parte contractual, sobre todo para inversores extranjeros”, consideró el participante consultado.

Se avecinan meses determinantes para la convocatoria de bloques renovables en Ecuador 

Sergio Massa, nuevo ministro de Economía de la Nación, dio a conocer cómo seguirán algunas políticas energéticas del país, entre ellas el programa de segmentación de tarifas por el cual se dejará de subsidiar a cuatro millones de usuarios y que, para los otros diez millones de hogares que sí solicitaron el subsidio, habrá un tope en los 400 kW y se promoverá el ahorro por consumo.

Este último dato fue el más novedoso de las medidas que se implementarán en el inicio de su gestión, por lo que nuevamente surgió el interrogante de cómo impactará en el avance de las renovables en Argentina, considerando que también podrían disminuir las importaciones de gas natural. 

Ante ello, Paulo Farina, ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, conversó con Energía Estratégica y reconoció que el anuncio del titular del Palacio de Hacienda “tiene cierta lógica”, pero que “se deben sostener los criterios a mediano y largo plazo, y allí entra la discusión de la generación distribuida”. 

“Si hay una perspectiva de tomar en serio un consumo racional de la energía, será un puntapié fuerte para la distribuida, tal como se ve en Brasil y Chile, y con la misma lógica de que existe crecimiento de GD en aquellas provincias donde hay una tarifa más cara”, aseguró. 

“Es una bola de nieve. Quizás no sea del 50-100% constante, pero una vez que se mantenga el ímpetu, puede ser importante como el famoso objetivo de 1 GW a futuro”, agregó. 

De todos modos, planteó que en algunas provincias del país hay distintos precios por bloques de energía, que aumentan su coste a partir de los 400 kW de consumo. Por lo que, al instalar un sistema fotovoltaico (con o sin almacenamiento) y se inyecta energía a la red, el ahorro será del incremento marginal, es decir, del adicional que se le tendría que comprar a la red. 

“Si a alguien que consume 400 kW o tenga la tarifa subsidiada, quizás ahora no le convenga invertir ahora en un sistema de generación distribuida. Pero la gran discusión empieza por aquel usuario que ya tenga ese incentivo en los bloques crecientes de precio, para bajar el costo de su energía promedio porque reemplaza el bloque más caro”, explicó Farina. 

Y para el auge de la GD, el especialista consideró que será “clave” la generación distribuida comunitaria/colectiva. Aquella alternativa que permite que varios usuarios sean dueños de una o varias fuentes de generación de energía renovable y que ya se implementa en Córdoba o Santa Fe (este caso bajo ERA Colaborativo), por ejemplo. 

¿Por qué tanta importancia? El ex subsecretario de Energía Eléctrica sostuvo que “habrá un despegue cuando a un tercer actor que comparte los beneficios, se le fije un precio en el cual no pague más de lo que recibe de la distribuidora, o cuando se sepa cuánto se le paga a la red y cuánto se le pasa de precio a quien se le venda la energía”.

La Agencia de Energía del Estado de Puebla (AEEP) avanza con la incorporación de energías renovables en distintos sectores de la entidad federativa, principalmente impulsando la generación distribuida y los sistemas solares de bombeo de agua. 

Ermilo Barrera, director general de la AEEP, conversó con Energía Estratégica y detalló que una de las principales iniciativas que se avecinan antes del cierre del año está enfocada en la instalación de paneles fotovoltaicos en los techos de diversas escuelas del estado. 

“Haremos una inversión a lo largo de 30 escuelas de 23 municipios de Puebla, bajo el modelo de generación distribuida y eficiencia energética, además de realizar talleres y capacitaciones a padres, alumnos y cuerpos docentes”, aseguró. 

“El proceso ya pasó la etapa de factibilidad técnica y de viabilidad. Y entre las 30 escuelas habrá una potencia instalada de poco más de 500 kW. Empujamos muy fuerte con este proyecto y la idea es iniciar las instalaciones ya este mismo año, para lo cual se hará una convocatoria pública”, agregó. 

De este modo, dicha entidad federativa sumará capacidad a los 35.98 MW ya instalados en GD (últimos datos oficiales publicados por parte de la Comisión Reguladora de Energía) y poco a poco se ampliarán los 200 MW solares operativos que se destinan a la generación eléctrica. 

Asimismo, desde la Agencia de Energía prevén impulsar los sistemas fotovoltaicos de bombeo de agua para riego en el campo poblano, para lo cual aún se encuentran diseñando el programa de inversiones.

“Hay un potencial enorme. Vemos una solución optimizará el uso del agua en el campo, ya que tenemos zonas muy secas, sobre todo en el sur de Puebla, por lo que está la intención de intervenir con sistemas más eficientes, sumado que, para los pequeños productores, es complicado pagar las facturas eléctricas”, explicó Barrera. 

Iniciativa que va en línea a los últimos acontecimientos de la entidad, dado que recientemente invirtió MXN 1,700,000 en un equipo de bombeo solar en la localidad de San Lorenzo Joya de Rodríguez, Tepeaca. 

Dicho proyecto beneficiará a 1800 habitantes, reduciendo el costo de la factura eléctrica en un 55% y obteniendo ahorros cercanos a MXN 10,000,000 en 25 años. Por lo que es un emprendimiento “gustaría replicar” en otros municipios del estado, a tal punto que ya identificaron diez zonas que manifestaron la necesidad de bombeo de agua potable. 

“Momentáneamente queremos medir bien los resultados de la instalación hecha y, a partir de ahí, hacer un programa de inversión más amplio para el próximo año”, concluyó el director general de la AEEP.

«La respuesta correcta a la actual crisis energética y geopolítica es acelerar la transición energética», dijo José Donoso, Presidente del GSC, al inaugurar el seminario web del GSC «¿Acelerará la crisis energética los compromisos hacia la descarbonización del mix energético?», celebrado en cooperación con Worldwide Carbon Price (WCP) el 27 de julio.

La sustitución de los combustibles fósiles por fuentes de energía renovables no sólo es clave para encaminar al mundo hacia el objetivo de cero emisiones en 2050 y limitar los peores efectos del cambio climático, sino también para lograr la seguridad energética internacional, como han puesto de manifiesto la invasión de Ucrania por parte de Rusia y la presión ejercida sobre Europa con sus suministros de gas.

Sin embargo, continuó Donoso, «una transición exitosa requiere respuestas estructurales a los retos a los que se enfrentan los países de todo el mundo y no medidas ilógicas e incoherentes como la inclusión del gas natural y la energía nuclear en la taxonomía verde de la UE».

Una de las medidas urgentes que se necesitan es garantizar la igualdad de condiciones para las energías renovables, pero los combustibles fósiles se siguen incentivando enormemente en las economías mundiales.

Así, mientras los precios de la energía se disparan debido a la volatilidad del gas natural y el petróleo, los gobiernos emplean recursos públicos para mitigar a corto plazo las facturas de los consumidores

. Los gobiernos, especialmente en los países que dependen en gran medida de las importaciones de gas natural ruso, también están buscando fuentes alternativas para abastecerse de cara al invierno y también están planificando nuevas infraestructuras como regasificadores y gasoductos.

«Estos proyectos -comentó Michele Governatori, coordinador del Comité Científico de la WCP– no estarán listos para el próximo invierno, y si aumentamos la capacidad de electricidad renovable para llegar a la red cero en 2050, el riesgo es crear activos varados que difícilmente se amortizarán». Una cuestión que afecta a toda Europa».

Una transición a medio-largo plazo hacia las renovables puede llevar a los países a la seguridad energética al tiempo que se reducen y estabilizan los precios de la energía.

«Aunque las políticas decisivas de fijación de precios del carbono no se consideren tan necesarias en este momento, dada la actual conmoción del mercado -explicó Governatori-, los escenarios futuros para apoyar una transición energética global deberían incluir instrumentos de fijación de precios del carbono, que planteen una señal de precios adecuada y programable al mercado energético que promueva una descarbonización suave y segura.»

De hecho, «el aumento continuado del precio del gas natural actuará básicamente como un impuesto sobre el carbono a medio plazo», afirmó Gianni Silvestrini, Director Científico del Club de Kioto, que se muestra optimista ante algunos de los efectos a corto plazo de la crisis actual, como el aumento del número de personas que instalan sistemas renovables para reducir sus facturas energéticas, la mayor penetración de instrumentos de eficiencia energética como las bombas de calor, los debates en países como Alemania e Italia para aumentar la generación de electricidad renovable de forma significativa. De hecho, ahora se espera que la demanda de gas hasta 2025 sea menos de la mitad de lo previsto anteriormente por la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

La AIE también ha propuesto medidas que la UE podría aplicar este año para reducir las importaciones de gas de Rusia en más de un tercio, incluyendo en su estrategia el almacenamiento de energía y las acciones de flexibilidad en el lado de la demanda. «Son buenos resultados, pero deberíamos ir mucho más rápido», dijo Silvestrini.

Lograr la igualdad de condiciones para las energías renovables es un reto también en EE.UU. -señaló Gregory Wetstone, Presidente y Director General del Consejo Americano de Energías Renovables-, donde, a pesar de otro buen año para la energía solar, los incentivos para las tecnologías de energía limpia se desvanecen cada vez más, mientras que los combustibles fósiles siguen recibiendo un gran apoyo.

En medio del aumento de la inflación, las preocupaciones por la cadena de suministro y los problemas de política comercial que se espera que ralenticen el ritmo de la transición -dijo Wetstone- es muy necesaria una legislación a favor de las renovables. «La necesidad es clara y la tecnología está ahí, así que lo que nos falta es el impulso político global y realmente no hay excusa para no avanzar«, concluyó.

El nuevo proyecto de ley de 370.000 millones de dólares presentado recientemente como parte de la Ley de Reducción de la Inflación de 2022 es, sin duda, una buena noticia, ya que representaría la mayor financiación para el clima jamás vista en EE.UU., pero aún debe ser aprobado por el Senado y la Cámara de Representantes en pleno. El plan supondría unas inversiones muy necesarias en energías renovables, eficiencia energética y tecnologías verdes, y garantizaría una reducción del 40% de las emisiones de CO2 para 2030 en comparación con 2005.

La reacción social ante el aumento de los precios de la energía y la inflación general va a ser grande, explicó Natalia Fabra, catedrática de Economía de la Universidad Carlos III de Madrid, destacando los riesgos de depender únicamente de un mercado energético a corto plazo.

«Las renovables empujan los precios de la electricidad hacia abajo, cerca de los costes marginales, y sin una planificación adecuada, cubrir los costes medios de inversión será cada vez más difícil», dijo Fabra. Por ello, es necesario un mejor diseño del mercado que tenga en cuenta también las necesidades a largo plazo y las características de las renovables, acoplando los mecanismos de fijación de precios a corto plazo con instrumentos de contratación a más largo plazo, como las subastas, para que los proyectos renovables sean atractivos para los inversores y más competitivos.

«La demanda de electricidad varía rápidamente, por lo que necesitamos un mercado líquido que se ajuste en tiempo real, pero esto no significa que tengamos que remunerar cada fuente de energía a corto plazo», dijo Fabra, cuestionando un enfoque tecnológicamente neutro. Sin embargo, concluyó, «los mercados estables a largo plazo no van a surgir de forma espontánea, necesitamos reguladores activos y buenas normas de contratación, y tenemos que entender que la contraparte de esos contratos de renovables a largo plazo somos todos, porque somos todos los que nos beneficiaremos de ellos».

«La mejor solución es una combinación de diferentes tecnologías como el almacenamiento de energía -que a gran escala ya es más barato que las plantas de gas-, el hidrógeno verde, los interconectores, los sistemas innovadores de respuesta a la demanda. Los gobiernos se centran con demasiada frecuencia en acciones a corto plazo, mientras que aumentar la ambición de descarbonización a medio y largo plazo y emplear los mecanismos de mercado adecuados puede proporcionar seguridad a los inversores y a los consumidores», dijo Gianni Chianetta, director general de GSC, al cerrar el seminario web.

YPF Luz, la autopartista japonesa Toyota Boshoku Argentina y la textil japonesa Sewtech Argentina, firmaron un acuerdo por 5 años para abastecer al 80% de su demanda con energía renovable, equivalente a 4.600 MWh/año y al consumo de 1.270 hogares.

En la firma del acuerdo estuvieron presentes Jorge Ravlich, gerente de Negocio Eléctrico de YPF Luz; Mariana Iribarne, gerente de Relaciones Institucionales de YPF Luz; Isao Kanazawa, presidente de Toyota Boshoku Argentina; Pablo Racciatti, General Manager de Totoya Boshoku Argentina y Daniel Miravalle, presidente de Sewtech Argentina.

“Toyota Boshoku Argentina ha encontrado en YPF Luz a un aliado fundamental en su objetivo de alcanzar un impacto neutro en materia de huella de carbono. Nuestro próximo paso es lograr este tipo de acuerdos con nuestra cadena de proveedores”, destacó Pablo Racciatti, General Manager de Totoya Boshoku Argentina.

“Para Sewtech Argentina, la firma de este convenio es un hito fundamental para el logro de nuestro objetivo de alcanzar el status de Carbono Neutral en nuestra operación. La utilización de energía verde permitirá, a su vez, la electrificación de otras actividades, reduciendo aún más la huella de carbono”, manifestó Daniel Miravalle, presidente de Sewtech Argentina.

“Es un orgullo ser un aliado estratégico de Toyota Boshoku y Sewtech en el cumplimiento de su estrategia de sustentabilidad y ampliar nuestro alcance como proveedores de energía renovable para la cadena de valor de Toyota Argentina”, destacó Jorge Ravlich, gerente de Negocio Eléctrico de YPF Luz.

YPF Luz proveerá la energía 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 100MW en su primera etapa. La energía que utilizarán Toyota Boshoku y Sewtech equivale a 1,5 MW de
potencia instalada.

En 2015, Toyota asumió el desafío de alcanzar la neutralidad en carbono antes de 2050 en todo el ciclo de vida de sus productos, por eso el enfoque de cero emisiones contempla también a toda su cadena de valor. La estrategia que se apoya en el Desafío Ambiental de la compañía tiene como objetivo hacer que todas sus plantas de producción sean neutrales en carbono para
2035.

YPF Luz y Toyota Argentina comenzaron su relación comercial en el 2018, con un acuerdo a 10 años por la provisión de energía 100% renovable para la planta de la automotriz en Zárate. YPF Luz provee la energía desde el Parque Eólico Manantiales Behr de 100MW de potencia, ubicado en Chubut, y del Parque Eólico Los Teros, de 175 MW de potencia ubicado en la localidad de Azul. La energía que utiliza Toyota equivale a 15,9 MW de potencia instalada, equivalente al consumo de 21.111 hogares.

Analistas del sector calculan que el 2022 finalizará con vertimiento solar y eólico cercano a los 2 TWh en Chile (ver artículo).

En una entrevista audiovisual para Energía Estratégica, en el marco del ciclo Protagonistas, Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile, advirtió que ese es un tema a entender de manera urgente y que para ello hace falta una mayor planificación a largo plazo de la expansión del sistema eléctrico.

“Hoy día estamos viendo con cierta preocupación la falta de una señal concreta y fuerte de qué es lo que se necesita: qué otras líneas grandes se necesitan, qué otros sistemas de almacenamientos, sistemas tecnológicos necesitamos”, indicó.

Consideró que, al mediano plazo, es decir, al 2030, tendrán que atenderse demandas como la tecnologización de redes, e automatismos y otras soluciones “que permitan aprovechar mejor lo que tenemos”.

En esa línea, propuso tres condiciones que deben cumplirse para que el sistema pueda robustecerse y mejorar la penetración y despacho de las energías renovables.

En primer lugar, una señal política un poco más fuerte respecto a la importancia de las redes como habilitantes del proceso de descarbonización, “principal condición para que la matriz energética verde pueda desarrollarse y llegar a los principales centros de consumo”, reconoció Tapia.

“No estamos viendo esta política pública y un Gobierno comprometido con el desarrollo de redes a futuro”, confió

Como segunda condición, el director ejecutivo de Transmisoras de Chile sugirió que se aceleren los permisos en Chile. “Se están demorando tres veces más de lo que dice la Ley”, lamentó.

Y graficó: “Un proyecto de transmisión se construye entre tres a cuatro años, pero en términos de permisos tenemos una demora de tres años más por lo menos, por lo que los proyectos se están demorando de siete a diez años”.

Como tercera condición para poder acelerar emprendimientos capaces de robustecer el sistema eléctrico, Tapia esgrimió una autocrítica: la necesidad de mejorar la relación de las empresas con el territorio.

“En eso estamos como asociación, elevando nuestra manera de trabajar, construyendo estándares comunes y una mejor relación con las autoridades locales y nuestras propias comunidades”, adelantó.

Y remató: “Entendiendo estas tres condiciones, y entendamos que este es un tema país, vamos a poder desarrollar transmisión de mejor manera y tener una red un poquito más potente, que es lo que está ocurriendo en todas partes del mundo”.

Por otra parte, el experto comentó la relación que tiene Transmisoras con el Gobierno, brindó la posición de la entidad respecto a que se incorpore almacenamiento a partir de baterías como complementariedad a la expansión de redes y habló sobre el mega proyecto Kimal- Lo Aguirre, que “ya está vendido”.

Exus Brasil Investimentos, filial de Exus Management Partners (Exus), líder en inversiones sostenibles a través de la excelencia operativa, ha anunciado un acuerdo para adquirir el 100% de las acciones de Riacho da Serra Energia S.A., y los activos relacionados con el proyecto, de Decal Renewables y Upside Value, sujeto a las aprobaciones regulatorias y otras condiciones precedentes.

Formado por 20 parques solares situados en Piauí -el epicentro del «cinturón solar» de mayor radiación de Brasil-, el proyecto tendrá una capacidad total instalada superior a 1GW ya concedida por ANEEL, la agencia reguladora de la electricidad de Brasil.

El proyecto supondrá una inversión de más de 3.500 millones de reales (650 millones de dólares) en el país, creará unos 2.500 puestos de trabajo directos e indirectos, aportará desarrollo a las comunidades implicadas, alimentará 950.000 hogares con energía limpia y reducirá aproximadamente un millón de toneladas de emisiones de CO2.

Con la interconexión también concedida, y los contratos para el uso del sistema de transmisión firmados con el operador nacional de la red, ONS, el clúster tiene licencia completa para comenzar la construcción.

La estructuración del proyecto se completará en dos fases, con el objetivo de alcanzar la explotación comercial en el segundo semestre de 2024.

Pedro Fragoso, socio de Exus Brasil, ha declarado: «Estamos encantados de haber conseguido un acuerdo para un proyecto muy importante en el contexto de la combinación energética de Brasil. Estamos orgullosos no sólo de suministrar energía verde a casi un millón de hogares, sino también de inyectar inversión en el país y en las comunidades locales, creando miles de nuevos puestos de trabajo y reduciendo significativamente las emisiones de CO2. Brasil cuenta con una asombrosa abundancia de recursos y oportunidades en materia de energías renovables, y estamos deseando desempeñar nuestro papel tanto en el crecimiento del sector nacional como en el impulso del viaje global hacia la energía neta cero».

Matteo Fedeli, director general de Decal Renewables, mencionó: «Ha sido un placer trabajar con el equipo de Exus hasta ahora y esperamos completar la transacción en los próximos meses. Estamos orgullosos de contribuir a la transición energética en el país y en el mundo, a pesar de las difíciles condiciones que afectan al sector.»

Enrique Sira, CEO de Upside Value, comentó: «Estamos muy satisfechos de haber completado el desarrollo de «Riacho da Serra Fase 1». Al igual que el resto de proyectos de la cartera de Upside, «Riacho da Serra Fase 1» ha sido concebido para aportar un gran impacto positivo en términos de generación de energía limpia, mitigación de CO2 y contribución al desarrollo económico y la creación de valor. Seguiremos desarrollando proyectos de alta calidad y asociándonos con los inversores y generadores adecuados para desempeñar nuestro papel en el desarrollo de la infraestructura de renovables y en la transformación de la industria de generación de energía en Brasil y en los países en los que operamos.»

Finergreen actuó como asesor financiero exclusivo de los vendedores, mientras que Tozzini Freire Advogados actuó como asesor legal. Veirano Advogados actuó como asesor legal de Exus Investimentos

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución 101 020 de 2022 (descargar), que fija los parámetros para que los comercializadores del mercado regulado puedan trasladar a sus usuarios el valor de la energía que estos puedan conseguir a través del mecanismo de Derivex.

“Con esta resolución se generan más incentivos para que vengan más generadores y comercializadores, especialmente los que atienden a la demanda regulada, porque van a poder trasladar sus precios a la tarifa”, destaca, Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, en diálogo con Energía Estratégica.

Actualmente Derivex celebra dos subastas por mes, donde generadores ofrecen bloques de energía, tanto mensuales como anuales, y los comercializadores ofertan por ella. Las de este mes se llevarán a cabo los días 10 y 24; no obstante, todavía no rige la resolución de la CREG.

Tellez explica que esto sucederá cuando Ecopetrol finalice el proceso de salida del negocio de comercialización de energía. Esto sucede luego de que la petrolera se haga de ISA.

Como ISA es dueña del 100% de XM, y XM posee el 40% de Derivex, por cuestiones legales Ecopetrol debe desprenderse de su empresa comercializadora de energía eléctrica (Ecopetrol Energía).

Este proceso se llevaría a cabo en septiembre, calcula Tellez en base a diálogos que mantuvo con Ecopetrol.

Las ventajas de participar en Derivex

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Sergio Massa, ministro de Economía, designó su equipo de trabajo para la Secretaría de Energía de la Nación: Flavia Royón tomará la posta de Darío Martínez, tras casi dos años de gestión del neuquino. 

Asimismo, estará acompañada por Santiago Yanotti como subsecretario de Energía Eléctrica  en lugar de Federico Basualdo; en tanto que Federico Bernal será el subsecretario de Hidrocarburos (sustituye a Maggie Videla Oporto) y Cecilia Garibotti subsecretaria de Planificación Energética (Gonzalo Soriano deja el cargo luego un efímero paso). 

¿Quién es la nueva secretaria de Energía? Royón en salteña, ingeniera industrial por la Universidad Nacional de Salta, MBA en el IAE Business School y diplomada en materias relacionadas a producción y gestión integral minera, negocios y metodologías ágiles.

Y hasta la designación actual a nivel nacional, ocupaba la titularidad de la Secretaría de Minería y Energía del Gobierno de Salta, a la par que presidía el Consejo Económico y Social de esa provincia.

Durante su gestión, estuvo muy vinculada con la actividad minera y el litio, teniendo en cuenta todo el potencial que posee Salta para la explotación de dicho mineral (conforma el triángulo del litio – junto a Jujuy y Catamarca – con Chile y Bolivia) y su uso para el almacenamiento de energía, entre otros empleos. 

En ese sentido, Flavia Royón también impulsó el Plan Provincial de Desarrollo Minero Sustentable, que promueve la modernización, la innovación y la sustentabilidad de la actividad minera. E incluso, en pasadas declaraciones públicas, manifestó que “en la Puna se puede hablar de una minería verde, con generación de energías renovables».

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

Asimismo, recientemente participó en la para trabajar sobre el Plan Federal III de infraestructura eléctrica, el desarrollo de Mercados Eléctricos Regionales, energías renovables e infraestructura de gas.

Pero esa no es su única relación con la industria energética, ya que se mantuvo quince años como empleada del Frigorífico Bermejo, que pertenecía Jorge Hugo Brito, fallecido fundador de Banco Macro y ex dueño de Genneia, empresa energética que lidera la generación renovable en Argentina, con el 18% del mercado total. 

Por el lado de Santiago Yanotti, flamante subsecretario de Energía Eléctrica, es abogado por la Universidad Nacional de Tucumán y también se desempeña como vicepresidente de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) desde julio del año pasado. 

Además, desde 2013, es director del Ente Único de Control y Regulación de los Servicios Públicos Provinciales de Tucumán ERSEPT y representante de Tucumán en el Consejo Federal de la Energía. Mientras que de octubre de 2020 a febrero de 2022 fue subsecretario de Coordinación Institucional en Energía de la Nación. 

Y su vinculación con las renovables ya tiene varios años: fue uno de los funcionarios que impulsó un proyecto de adhesión total a la ley de generación distribuida (Ley 27424) en Tucumán y de la creación de la “Liga Bioenergética”.

En tanto que bajo el cargo de subsecretario de Coordinación Institucional de Energía, Yanotti, también se vinculó con el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) y la extensión del crédito. 

“El PERMER es un programa muy importante, que nos va a permitir llegar a miles de argentinos y argentinas de todas las regiones rurales más vulnerables que tienen problemas de acceso a la red de energía”, señaló tiempo atrás. 

¿Qué piensa el sector sobre las nuevas autoridades?

Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina, señaló que los nombramientos de Flavia Royón y Santiago Yanotti generan “optimismo y expectativa porque se trata de protagonistas del sector”.

“Nos consta la formación y el conocimiento profesional de las nuevas autoridades en la matriz del sector, lo que facilitará mucho el diálogo sobre los grandes temas que nos ocupan y que ya son de su conocimiento”, sostuvo.

Y concluyó: “Nos entusiasma que la máxima autoridad en energía sea una mujer, con una muy sólida formación y expertise en el sector. Mientras que sobre Santiago, su paso por CAMMESA le da el plus de tener una mirada integral del sector eléctrico, y del trascendente rol que representan las renovables en el ámbito energético argentino”.

El ejecutivo dijo que esas inversiones se centrarían principalmente en la energía renovable, en un momento en que la compañía, formalmente conocida como Centrais Eletricas Brasileira SA, tiene como objetivo convertirse en la mayor empresa de suministros del mundo en la generación de energía limpia.

«Creo que Eletrobras podrá aumentar las inversiones muy rápidamente, ya que la empresa está bien desapalancada», dijo.

Ferreira, que anteriormente dirigió la entonces estatal Eletrobras de 2016 a 2021, fue elegido por el consejo de administración el viernes para volver al cargo ahora que la empresa ha sido privatizada, y tomará posesión del cargo el 20 de septiembre.

Cabe recordar que la firma eligió el viernes a su nuevo consejo de administración, un grupo de 11 miembros que establecerá la estrategia posterior a la privatización de la empresa, ya que los mercados esperan que se vuelva más flexible sin el control del Gobierno.

Entre los elegidos, según un comunicado al regulador del mercado de valores, están el ex director general de Petrobras, Ivan Monteiro, la ex funcionaria del Ministerio de Minas y Energía, Marisete Pereira, el miembro del consejo de administración de Petrobras, Marcelo Gasparino, y el ex director general de Equatorial Energia, Carlos Piani.

Sus mandatos durarán hasta 2025.

La medida marca un nuevo comienzo para la mayor empresa de suministros de América Latina, después de que el Gobierno del país redujera su participación en la compañía al 45% desde el 72% del capital con derecho a voto anterior, mediante una oferta de privatización de acciones por valor de 33.680 millones de reales (6.510 millones de dólares).

El proceso también fijó un límite máximo de derechos de voto del 10% en las participaciones individuales.

El nuevo consejo de administración se encargará de elegir un nuevo director general y de fijar la estrategia de la empresa para los próximos años.

“Este es un acontecimiento clave para la empresa”, dijeron los analistas de Itaú BBA a principios de esta semana.

“La compañía ya no está limitada por ser una empresa estatal, y el equipo directivo tendrá ahora mucha más flexibilidad para implementar los cambios que podrían convertirla en una de las mejores empresas de suministros del mundo”.

Según el comunicado de Eletrobras, Pedro Batista, de 3G Radar, fue elegido en la reunión para representar a los accionistas preferentes. Carlos Eduardo Pereira mantiene su posición como representante de los empleados.

El viernes de la semana pasada fue ratificado en el dictamen del Panel de Expertos N° 7-2022 la inclusión del proyecto “Nuevo sistema de control de flujo mediante almacenamiento Parinas–Seccionadora Lo Aguirre” (proyectos BESS -Battery Energy Storage System-) al Plan de Expansión del Sistema de Transmisión correspondiente 2021, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE).

En efecto, la obra será incluida en el proceso de los planes de licitación de la transmisión que ejecuta del Coordinador Eléctrico Nacional. Posee un valor de inversión referencial que alcanza US$211 millones.

Según la CNE, consiste en la instalación de un sistema de control con almacenamientos tipo BESS ubicados en las subestaciones Parinas y la Seccionadora Lo Aguirre, entre las regiones de Antofagasta y Metropolitana, con el objetivo de controlar el flujo de potencia por las líneas de 500 kV que conectan estas dos subestaciones.

De este modo, el proyecto (ver al pie las características) permitiría actuar coordinadamente ante contingencias en cualquiera de las líneas existentes entre ambas subestaciones, permitiendo un incremento, de entre 400 y 500 MVA, en la capacidad de transmisión.

Previo al pronunciamiento del Panel de Expertos, Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile, confió a Energía Estratégica que desde la entidad esperaban el fallo de este dictamen.

“Es importante que le metamos tecnología al sistema”, destacó el directivo, y observó al respecto: “Toda solución y tecnología que podamos meterle a la red en el corto plazo tiene que tener una componente también de largo plazo y contemplar los niveles de seguridad”.

No obstante, Tapia indicó que la empresa transmisora no puede participar en el negocio del almacenamiento puro por restricciones legales.

“Eso implica que sólo el segmento de generación pueda hacerlo. Pero para que eso se revierta existe un proyecto de Ley bien importante y deseamos que se apruebe lo más pronto posible, porque es una alternativa para participar en el almacenamiento, que es un complemento importante en lo que va a ser la transmisión”, consideró el experto.

Por su parte, Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo (s) de la CNE, destacó el impacto que traería consigo esta iniciativa en la operación del Sistema Eléctrico Nacional.

“Podría entregar un mejor uso en el sistema de transmisión, a través de la implementación de un automatismo con control de almacenamiento, lo que se complementaría con la operación de la línea en HVDC (corriente continua)”, observó.

Según la autoridad sectorial, esta tecnología “también reforzaría el control de tensión en el sistema, otorgando mayor seguridad frente al retiro de centrales a carbón y a la incorporación de energías renovables, siendo un paso hacia la descarbonización de la matriz energética”.

Otro aspecto que resaltó el Secretario Ejecutivo es que el proyecto “viene a fortalecer los niveles de flexibilidad en la operación del sistema eléctrico, mediante el uso de la electrónica de potencia, para responder a contingencias en las líneas de transmisión, además de ser una condición habilitante para la descongestión en el transporte de la energía eléctrica”.

“La mayor integración de almacenamiento va en línea con el actual proceso de transición energética que vive el país, aumentando la eficiencia de las instalaciones de transmisión”, cerró Mancilla.

Características del proyecto

Además, la iniciativa considera los equipos necesarios para la conexión en configuración interruptor y medio en el patio de 220 kV en la S/E Parinas en una de las posiciones disponibles que resultan de la obra “Ampliación en S/E Parinas 500 kV (IM) y 220 kV (IM)”, además de considerar los equipos necesarios para la conexión en configuración interruptor y medio en el patio de 220 kV en la S/E Seccionadora Lo Aguirre en una de las posiciones disponibles.

De acuerdo con lo indicado en el Informe definitivo del Plan de Expansión de la Transmisión 2021 de la CNE, el equipamiento de almacenamiento a utilizar debe contar con una capacidad de, al menos, 500 MVA/125 MWh en cada subestación, además de la posibilidad de realizar control de tensión en sus respectivos puntos de conexión, mediante el intercambio de potencia reactiva (inyección u absorción, según corresponda).

Adicionalmente, esta obra permite aumentar la capacidad de transferencia por el sistema de transmisión, sin tener que recurrir a la forma tradicional de intervenir o, incluso, de construir líneas de transmisión, lo cual implica normalmente importantes complejidades territoriales, ambientales, de plazos y de riesgos que se reducen notablemente con este proyecto.

Asimismo, se señala que este equipamiento deberá ser diseñado y dimensionado para una operación de, al menos, 10 veces al año, indica el informe.

El proyecto también incluye todas las obras, modificaciones y labores necesarias para la ejecución y puesta en servicio de las nuevas instalaciones, tales como adecuaciones en los patios respectivos, adecuación de las protecciones, comunicaciones, SCADA, obras civiles, montaje, malla de puesta a tierra y pruebas de los nuevos equipos”.

En las respectivas bases de licitación del Coordinador se podrán definir otros requisitos mínimos que deberán cumplir las instalaciones para el fiel cumplimiento del objetivo del proyecto, tales como espacios disponibles, capacidad térmica, cable de guardia, reservas, equipamientos, entre otros”, indica el Informe.

La Comisión de Industria, Comercio, Turismo y Cooperativismo, estamento que preside la diputada Jazmín Narváez (ANR-Central), aconsejará ratificar la sanción inicial del proyecto de ley “Que regula el fomento, generación, producción, desarrollo y la utilización de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables, no convencionales, no hidráulicas”.

Cabe recordar que dicho proyecto había sido rechazado en la Cámara de Senadores. Por eso, Diputados ahora intentan reactivar la iniciativa con vistas a promover un régimen de inversiones en el sector.

La reunión de la fecha estuvo encabezada por el legislador Edwin Reimer (ANR-Boquerón), quien explicó que el objetivo es desarrollar el mercado de la energía eléctrica no hidráulica es «prácticamente inexistente en nuestro país”.

La idea es que un ente particular pueda instalar equipos y producir, utilizar y comercializar energía a través de la ANDE.

Brasil sigue batiendo récords de la región en cuanto a la instalación de capacidad fotovoltaica. Superó la marca histórica de 17 GW operativos entre proyectos de utility scale y los sistemas de generación distribuida. 

El segmento de la autogeneración domina el mercado con más de 11,9 GW de potencia instalada, lo que equivale a más de 63 mil millones de reales en inversiones y más de 356000 empleos acumulados desde 2012. 

Mientras que los parques solares de gran escala también tuvieron un leve crecimiento durante el mes pasado, ya que pasaron de 5,09 GW a 5,3 GW operativos, según los recientes datos que compartió la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR). 

Un dato no menor es que la capacidad instalada creció en 3 GW en tan sólo cinco meses, de febrero a julio para ser precisos, siendo que 1 GW se puso en marcha únicamente en los últimos treinta días, lo que permitió que la generación solar ocupe el 8,4% de la matriz eléctrica del país (+0,3 a comparación de junio). 

Pero este crecimiento no se estancará en esos números, dado que la distribuida tendrá un mayor impulso a partir de que el gobierno nacional publicó, en el Diario Oficial de la Unión, el texto de la sanción de la Ley N° 14.300/2022, la cual establece el marco legal para la generación propia de energía renovable. 

Y gracias a ello, se permitió la construcción de diversas usinas de micro (hasta 75 kW) y mini generación (más de 75 kW) una al lado de la otra, además de la posibilidad de que los usuarios se enmarquen bajo obligaciones incentivadas, Régimen Especial de Incentivo al Desarrollo de Infraestructura (REIDI) o Fondos de Inversión de Participación (FIP). Dos medidas que fueron vetadas anteriormente. 

“Esto significa que el marco legal de generación propia ya está completo y, con eso, cualquier consumidor que desee producir su propia energía puede hacer uso de esas disposiciones. Aunque aún se aguarda que se regule la ley y se actualicen la resolución de la normativa N° 482”, aseguró Bárbara Rubim, vicepresidente de generación distribuida de ABSOLAR. 

Asimismo, existen otros 56 GW solares que ya fueron reservados por las autoridades energéticas del país y que están en proceso de construcción (o bien todavía no iniciaron las obras), mayormente adjudicadas en diferentes licitaciones que se llevaron a cabo en el último tiempo. 

Entre ellos cinco usinas fotovoltaicas, por 166,06 MW, que fueron adjudicadas en la Subasta de Energía Nueva A-4 (LEN por sus siglas en portugués). Pero se espera que la LEN A-5 designe más potencia fotovoltaica, pese a que las hidroeléctricas tendrán prioridad. 

En dicha convocatoria hay 1345 proyectos solares inscriptos, que suman 55822 MW de suministro y la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) ya confirmó más de 30 GW disponibles en las redes de transmisión para los emprendimientos de la subasta. 

Genneia, la compañía que lidera la generación de energías renovables en el país, anunció la compensación de sus emisiones efectuadas durante 2021 en su sede administrativa. De este modo, y por cuarto año consecutivo, canceló un total de 1.857 toneladas de gases de efecto invernadero al ambiente con Certificados de Reducción de Emisiones (CER) emitidos por el Parque Eólico Rawson.

La huella neutralizada por Genneia contempla las emisiones de todo el personal asignado a la sede central, los viajes aéreos y terrestres correspondientes a compromisos laborales, el consumo de energía eléctrica y los materiales de oficina.

A través de la medición y reducción de cada proceso, para llevar las emisiones de dióxido de carbono al mínimo posible, las emisiones de la compañía fueron compensadas de manera responsable en línea con su política de sustentabilidad vinculada a la disminución de gases de efecto invernadero.

“Esta acción se enmarca en una estrategia global que asume la compañía frente a susemisiones, procurando reducir al máximo posible su generación, alineando su inventario al Protocolo Internacional GHS, contando con una verificación externa independiente y acompañando el crecimiento del segmento renovable en línea con el compromiso hacia una transición energética sostenible”, sostiene Carolina Langan, Jefa de Sustentabilidad de Genneia.

La compañía participa activamente en el mercado de Bonos de Carbono facilitando la herramienta de los CER en el país. De este modo, ha permitido que empresas como Natura y Banco Galicia puedan neutralizar su huella de carbono. Además colaboró con los eventos Argentina Impacta, Córdoba Open ATP 250, TEDxRíodelaPlata, la Final de la Copa Argentina de 2021, el Coloquio de IDEA, entre otros, para que puedan cancelar sus emisiones.

Por su parte, desde el 2021, la compañía incorporó Certificados de Energía Renovable (I-REC), un tipo de certificado que funciona como “garantía de origen” y permite a los usuarios finales de todo el mundo hacer afirmaciones fiables sobre el origen de la energía que utilizan. Son instrumentos de gran utilidad para quienes deseen mitigar sus impactos asociados al consumo de energía de origen fósil y compensar su huella de carbono.

En este sentido, Genneia es uno de los principales emisores de ambos instrumentos y ha realizado importantes operaciones con empresas de diferentes sectores.

“Como empresa comprometida con el medioambiente y las energías limpias, entendemos que este es el camino a seguir para hacer del planeta un lugar más sustentable. Estas acciones nos permiten visibilizar la importancia de implementar prácticas amigables con el medio ambiente y dar respuestas concretas e inmediatas a la crisis climática mundial que nos encontramos atravesando”, concluyó Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia.

Hitachi Energy anunció que firmó un Memorando de Entendimiento (MoU) con H2 Green Steel para combinar la electrificación, la digitalización y el hidrógeno apoyando la descarbonización de la industria del acero.

H2 Green Steel, una start-up industrial sueca, tiene la misión de acelerar el mayor cambio tecnológico de la industria siderúrgica mundial mediante la eliminación de casi todas las emisiones de dióxido de carbono (CO2) del proceso de producción de acero. Está planeando construir su primera planta de acero libre de fósiles en Boden, Suecia, junto con una planta de electrólisis a escala gigante para la producción de hidrógeno verde.

El Memorando de Entendimiento describe una colaboración que se basa en 3 pilares:

1) la inversión de capital de Hitachi Energy en H2 Green Steel;

2) productos y servicios de Hitachi Energy que se necesitan para construir y mejorar la infraestructura eléctrica para alimentar la producción de acero y las plantas de electrolizadores a gran escala;

3) acero verde para ser utilizado en la fabricación de los productos de Hitachi Energy, una vez que H2 Green Steel comience la producción.

Durante la última década, la expansión de la producción de acero ha aumentado la demanda total de energía y las emisiones de CO2¹, lo que contribuye a aproximadamente el ocho por ciento de las emisiones globales de carbono industriales del mundo.

Comenzando con la planta en Boden, H2 Green Steel aprovechará las capacidades de Hitachi Energy para optimizar la cadena de valor de los clientes para planificar, construir, operar y mantener la infraestructura de energía que incluye TI y tecnología operativa (OT). La producción de acero en Boden utilizará hidrógeno verde en lugar de carbón en un proceso totalmente integrado que utiliza la digitalización de extremo a extremo, lo que reduce hasta un 95 por ciento las emisiones de CO2 en comparación con la siderurgia tradicional. Esto equivaldrá a retirar 3 millones de autos al año de la carretera.

«Lograr la neutralidad de carbono a nivel mundial requiere esfuerzos de todas las industrias para acelerar la transición energética a través de colaboraciones», dice Johan Söderström, Director de Europa, Medio Oriente y África de Hitachi Energy.

«Esta colaboración con H2 Green Steel es un ejemplo pionero de cómo estamos trabajando juntos y creando beneficios adicionales para nuestros clientes. Estamos apoyando el proyecto de electrificación de H2 Green Steel y, al mismo tiempo, podemos asegurar acero verde para nuestros productos, lo que está en línea con nuestro Propósito: Avanzar en un futuro de energía sostenible para todos», agregó.

«La asociación que hemos establecido con Hitachi Energy se ve reforzada por una inversión de capital en H2 Green Steel. Los socios con los que elegimos trabajar necesitan compartir nuestros valores, comprometerse realmente a cumplir con el Acuerdo de París y trabajar estrechamente para aprovechar las fortalezas de los demás. En Hitachi Energy encontramos eso, así como su larga historia, amplia experiencia y ofertas innovadoras», dice Henrik Henriksson, CEO de H2 Green Steel.

Tras dar a conocer a los ganadores del primer tramode Solicitudes de Propuestas (RFP), Puerto Rico retoma los anuncios vinculados con la segunda edición.

En esta oportunidad, Accion Group, coordinador independiente del denominado “RFP Tranche 2”, aseguró que hoy -lunes 8 de agosto del 2022- abrirá el registro para una nueva reunión informativa sobre el proceso.

A través de un nuevo aviso en la plataforma oficial del “tranche 2” se adelantó que el encuentro se llevará a cabo en modalidad on-line el viernes 12 de agosto de 2022 a la 1:00 p. m., hora estándar del Atlántico (AST).

Respecto a la inscripción, se aclara que primero es preciso registrarse en el sitio web de PREB-IC para acceder a la inscripción de la nueva reunión informativa. Luego de compartir su intención de asistir y 24 horas antes del inicio, recibirán los detalles de acceso por correo electrónico.

Durante la reunión el coordinador prevé analizar las actualizaciones que se han realizado en el proceso de solicitud de propuestas del tramo 2 y compartir información complementaria que pueda ser pertinente o de interés para las partes interesadas, incluidas las actualizaciones y la orientación de LUMA.

El periodo de consultas o propuestas para la RFP y los contratos resultantes ha finalizado; por lo que, la participación activa de eventuales oferentes del proceso resulta importante en esta nueva instancia.

Es preciso recordar que el “RFP Tranche 2” está abierto a la participación de proyectos de energías renovables, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP) interesados en adjudicar contratos PPOA (Power Purchase and Operation Agreement) a largo plazo.

Entre los principales temas a revisar se encuentran los costos de los estudios de interconexión de los proyectos, los puntos de interconexión disponibles, entre otros detalles en los contratos.

Por lo pronto, para este Tramo 2 se prevé adjudicar al menos 500 MW de capacidad de Recurso de Energía Renovable y al menos 250 MW (1,000 MWh) de capacidad de Recurso de Almacenamiento de Energía con una duración efectiva de cuatro horas. No obstante, aquellos números podrían ser superiores, entendiendo que en el “tranche 1” no se cubrió toda la potencia requerida.

Estas son las grandes ganadoras de la primera licitación renovable de Puerto Rico

El municipio de Tres Arroyos, al sur de la provincia de Buenos Aires, avanza en la realización de un parque solar de baja escala, con la mirada puesta en ampliarlo en los próximos años, por lo que ya dejarán toda la infraestructura eléctrica preparada para ello. 

La central comenzará con una etapa de 70 kW, con la proyección de alcanzar los 300 kWp. Además,  está enmarcado dentro del proyecto del Polo Educativo, de 36 hectáreas aproximadamente, donde se están construyendo los edificios educativos de la ciudad y que concentre todos los niveles de formación. 

“Físicamente está emplazado al lado de formación laboral, donde se dictan carreras vinculadas con las renovables. Y dentro de ese proyecto, surgió la idea de abastecer de energía renovable todo el consumo del Polo y a su vez tener una herramienta educativa”, explicó Bernabé Mammeo, jefe del departamento de Electrotécnica Tres Arroyos. 

“Esa energía generada, se inyectará en media tensión, para lo cual se está construyendo una subestación y, mediante un convenio con la distribuidora local, se hará una compensación de la energía consumida por los edificios del Polo Educativo”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Ante ello, el especialista reconoció que podría pensarse algo similar a la generación distribuida comunitaria, pese a que posiblemente no coincida el pico de demanda aquel pico de generación.

De todos modos, para que eso suceda, el municipio deberá esperar que la provincia de Buenos Aires reglamente la adhesión a la Ley Nacional N° 27424, la cual se espera para octubre-noviembre de este año, según pudo averiguar este portal de noticias. 

Es decir, que la publicación de la reglamentación podría coincidir con la puesta en marcha del parque solar de Tres Arroyos, hecho que está previsto para los próximos meses del 2022. 

“Esperamos que cerca de fin de año ya esté en funcionamiento. Y la idea es que año a año acompañe el crecimiento del Polo Educativo, y en consecuencia, la capacidad de generación hará lo propio con la demanda creciente de los edificios”, aseguró Mammeo. 

“La disposición física y la subestación ya quedarán resueltas para la totalidad del parque, por lo que lo único que se deberían agregar son más módulos e inversores, con lo cual simplifica bastante el trabajo a futuro”, amplió. 

El caso de la central fotovoltaica de Tres Arroyos no será la única en la provincia con gestión municipal, ya que semanas atrás se inauguró el parque solar Loma Verde en Escobar. Aquel que posee 3700 paneles y 2,3 MWp instalados. 

Una tendencia que también se puede observar en otras regiones del país, como por ejemplo en Godoy Cruz (Mendoza) o la localidad neuquina de Cutral Co, entre otros tantos proyectos de esta índole que poco a poco ganan terreno en Argentina. 

El Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Minas y Energía y la Dirección General Marítima (DIMAR) publicó la Resolución No.40284 de 2022 que define el proceso mediante el cual los interesados en desarrollar proyectos de energía eólica costa afuera obtendrán los permisos temporales sobre las áreas marítimas destinadas a este tipo de proyectos y a su vez convoca a la primera ronda de asignación.

Desde el lanzamiento de la hoja de ruta de energía eólica costa afuera y del borrador de esta resolución, se recibieron más de 350 recomendaciones y comentarios de diversas instituciones, organismos y empresas que permitieron consolidar el acto administrativo para habilitar el despliegue de esta fuente de energía renovable no convencional.

La actual resolución plantea las reglas claras para la obtención de los permisos sobre áreas marítimas por medio de un mecanismo idóneo, abierto, justo y competitivo, lo que se traduce en un concurso transparente en el que todos los interesados en capacidad de hacerlo tendrán la oportunidad de participar.

“No nos detenemos en nuestro objetivo de dejarle al país una matriz energética diversa y con un marco regulatorio llamativo para el desarrollo de proyectos de energías renovables en el país. Tengo que agradecer al Banco Mundial, a la Agencia Danesa de Energía, a The National Renewable Energy Laboratory (NREL), a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) y a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que apoyaron el trabajo de más de un año por parte de MinEnergía y la DIMAR para hacer de este proceso una realidad. La energía eólica costa afuera es el futuro de Colombia, pues tenemos un potencial de 50 GW que es más de tres veces la capacidad de generación que tenemos actualmente en el país”, recalcó el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

DIMAR, que es la autoridad marítima nacional encargada de ejecutar la política gubernamental, velar por la seguridad integral marítima, proteger la vida humana en el mar, promover las actividades marítimas y el desarrollo científico y tecnológico de la Nación, será la responsable de adelantar el proceso de otorgamiento del Permiso de Ocupación Temporal y la posterior concesión, respecto de las áreas ya mencionadas a inversionistas con capacidad técnica y financiera.

Los permisos que se asignen en esta primera ronda permitirán a los inversionistas determinar la viabilidad de los proyectos y adelantar su licenciamiento, para luego continuar con el proceso de solicitud de concesión marítima e iniciar la construcción de los primeros parques eólicos costa afuera de Colombia.

La zona Caribe Central fue elegida por la DIMAR como el espacio en el que se desarrollará esta primera ronda. De manera que, son Bolívar y Atlántico los departamentos que serán protagonistas en la integración de la energía eólica costa afuera al país. Sin embargo, los beneficios de generación energía resultantes no son exclusivos de estos departamentos, puesto que estarán dirigidos al resto del territorio nacional.

La energía eólica costa afuera no solo producirá energía limpia, sino que su despliegue ofrecerá oportunidades de crecimiento económico y social asociado a la cadena de suministro y logística en su construcción y operación.

El paso siguiente será la designación del administrador del proceso y luego su ejecución. La adjudicación de la primera ronda se implementará durante doce (12) meses a partir de la publicación de los pliegos, es decir que en el segundo semestre de 2023 ya se contará con los resultados.

La Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP), implementó en su Centro de Investigación y Recuperación de Turbinas Hidráulicas y partes Industriales (CIRT), la nueva área para metalizado robotizado y así expandió su capacidad de servicios a sectores como: el petrolero, minero, siderúrgico, azucarero, cementero, de transporte y otros de la empresa pública y privada.

Con una inversión adicional de USD 2.2 millones, el nuevo sistema robotizado para metalizado, permite hacer recubrimientos de alta resistencia (con carburo de tugsteno) en superficies metálicas de rodetes, álabes, placas y de cualquier elemento expuesto al agua, incrementando de dos a cuatro veces más la vida útil del elemento intervenido.

Además, en estas instalaciones se realizan investigaciones y reparación de componentes de gran tamaño provenientes de todas las centrales hidroeléctricas operadas por CELEC EP y de varias empresas privadas que han confiado en los servicios de esta empresa pública estratégica.

El ministro de Energía y Minas, Xavier Vera Grunauer, oficializó la entrega del nuevo espacio y destacó que Ecuador avanza hacia la transformación tecnológica.

“Sin duda este hito es de entera satisfacción para el Gobierno Nacional y el Ministerio de Energía y Minas, no solo por ser una muestra del potencial tecnológico del país, también porque contar con este centro de recuperación de turbinas y partes industriales le representa al país un ahorro de más de USD 15 millones ya que este sistema incrementa la vida útil de los componentes de turbinas y partes industriales”, puntualizó la autoridad.

El CIRT cuenta con las áreas de ingeniería de recuperación, diseño y optimización, manufactura y recuperación, control de calidad y laboratorio, que lo hace único en el país y la región, manejado además por técnicos orgullosamente ecuatorianos.

El Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, participó en la Reunión Plenaria N° 161 del Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE) que se desarrolló en Paraná, provincia de Entre Ríos.

El espacio del Consejo Federal está compuesto por representantes de las 23 provincias argentinas y el distrito federal de Buenos Aires, y el objetivo es debatir de conjunto las políticas en materia de energía eléctrica que se desarrollan en cada jurisdicción.

“Para la Provincia de Buenos Aires es muy importante el espacio del Consejo Federal y del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF) porque son ambas herramientas necesarias e imprescindibles para planificar la política energética a nivel provincial y nacional”, señaló Ghioni.

El Subsecretario además subrayó: “Esta semana se inauguró una obra muy importante de alta tensión en General Villegas y hace poco menos de un mes se puso en marcha la finalización de otra obra estratégica que se encontraba paralizada en la localidad de 25 de mayo”.

La nueva Estación Transformadora está localizada en el cruce entre las líneas existentes de extra alta tensión 500 kV Ezeiza – Henderson y de alta tensión 132  kV Bragado – Saladillo, a las que se prevé añadir un nuevo tendido de alta tensión 132 kV, de 70 km de extensión, entre 25 de Mayo y Chivilcoy. Esta obra tendrá una capacidad instalada de transformación de 600 MVA, una de las mayores del país.

“La planificación y el desarrollo de esas obras se coordina regionalmente y el beneficio es directo sobre los vecinos y vecinas que tienen una mejora de la calidad del servicio de energía eléctrica”, agregó Ghioni.

Entre las obras eléctricas fundamentales próximas a finalizar se encuentra la que permitirá la interconexión Eléctrica en extra Alta Tensión (500 kV) entre las localidades de Bahía Blanca y Mar del Plata, mediante construcción de 444 km de línea de extra Alta Tensión y vinculación en Alta Tensión (132 kV) a Villa Gesell. Además como parte de esa misma obra se está construyendo una Estación Transformadora (ET) 500 kV en Vivoratá, Mar Chiquita.

En este momento, dentro de lo proyectado para la Provincia de Buenos Aires donde hay más de 200 cooperativas eléctricas, existen 25 proyectos de obras eléctricas que se realizarán con créditos del Fondo Especial para el Desarrollo Eléctrico del Interior (FEDEI). Estas obras también forman parte de la agenda de proyectos en el Consejo.

El CFEE es una institución federal, dependiente del Ministerio de Economía de la Nación, a través de la Secretaría de Energía. El objetivo de las reuniones plenarias que se organizan es pensar de manera conjunta las necesidades de las jurisdicciones respecto a lo técnico, legal, y económico/financiero relacionadas con la infraestructura de energía eléctrica.

En un contexto mundial tan desafiante a nivel energético y con una perspectiva a mediano y largo plazo que conduce necesariamente hacia la búsqueda y consolidación de nuevas fuentes de abastecimiento, los combustibles alternativos juegan un rol cada vez más importante y se convierten en una clave en el camino hacia la transición energética mundial. Este tipo de combustibles resultan imprescindibles para los sectores que no pueden abastecerse de energías renovables de manera directa. Los desafíos que este proceso conlleva son múltiples, pero también lo son las oportunidades, sobre todo para un país como Argentina, que cuenta con los recursos para convertirse en un actor clave en este nuevo escenario geopolítico en materia de energía.

Conscientes de esto, la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina) organiza un viaje de capacitación y negocios de forma presencial a Alemania del 18 al 23 de septiembre con foco en hidrógeno verde y biocombustibles, paraimpulsar el intercambio de know-how y experiencia en la temática, fomentar la cooperación y aumentar las posibilidades de negocio entre ambos países.

Perspectiva alemana.

Con el 52 % de demanda abastecida con energías renovables, en Alemania ya se ha puesto en marcha el fomento de los combustibles alternativos. En 2020, por ejemplo, el país europeo definió su estrategia nacional de hidrógeno. Por otro lado, Alemania ya cuenta con más de 10.000 plantas de biogás activas.

Dentro de su estrategia nacional, un pilar importante consiste en establecer cooperaciones internacionales, sin las cuales no podrá alcanzar sus objetivos. En este marco, se han destinado dos mil millones de euros a la formación de alianzas en todo el mundo y están previstas más inversiones.

Ante este escenario, Argentina se convierte en un socio estratégico para Alemania a medio y largo plazo. 

Potencial argentino.

La riqueza de los recursos renovables disponibles en Argentina crea oportunidades para que se convierta en un actor importante en la transición mundial hacia un suministro energético limpio y diversificado. El país tiene el potencial concreto de convertirse en líder mundial en la producción de hidrógeno verde para satisfacer la demanda local y de los mercados de exportación.

En 2050, Argentina podría establecerse y consolidarse en los mercados internacionales como proveedor de hidrógeno y biocombustibles más allá de su consumo interno. Para eso, se necesitará inversión, decisión, pero también formación e intercambio para contar con las herramientas y el conocimiento necesario para orientar correctamente los recursos hacia ese objetivo.

Por otra parte, en relación con estos combustibles, los conocimientos en estas temáticas serán cada vez más relevantes para los sectores de agricultura, ganadería, transporte, industria química, entre otras industrias de alto consumo energético.

Una oportunidad única de networking y formación.

El viaje de capacitación y negocios organizado por la AHK Argentina, invita a los participantes a sumergirse en la temática de los combustibles alternativos en uno de los países pioneros y a la vanguardia en la temática, a conocer in situ proyectos de referencia y a intercambiar conocimiento y experiencias con empresarios y expertos, para adquirir expertise de primera calidad y ampliar su red de contactos para impulsar el desarrollo de la temática en el país.

El programa incluye visitas técnicas a proyectos, reuniones con empresas del rubro, espacios de networking y charlas de expertos internacionales sobre las condiciones marco y tendencias de combustibles alternativos en Alemania.

Durante una semana los participantes recorrerán varias plantas de producción de biogás, biodiésel, motores de combustión de hidrógeno y biocombustibles, baterías y celdas de combustible. También conocerán autobuses y estaciones de servicio de hidrógeno, visitarán diferentes centros de investigación y aprenderán sobre certificaciones de sostenibilidad para biocombustibles.

Destinatarios.

El viaje es abierto para cualquier persona individual o representante de empresas que quiera adquirir expertise alemán en una de las temáticas más relevantes de los tiempos actuales y ampliar su red de contactos estratégicos. El programa, traducción simultánea y logística en Alemania están financiados por el gobierno alemán, quedando a cargo de los participantes únicamente los costos de vuelo y estadía.

Accedé al programa completo y más información: https://www.ahkargentina.com.ar/actualidad/news-details/combustibles-alternativos-para-aplicaciones-industriales-y-el-transporte

La Administración Nacional de Electricidad (ANDE) de Paraguay presentó el borrador del Pliego de Bases y Condiciones para interesados en adquirir energía eléctrica en extra alta tensión para uso final en el territorio nacional. 

El bloque de potencia disponible alcanza los 1000 MW, lo que representa prácticamente un cuarto de la demanda máxima máxima atendida por el sistema eléctrico paraguayo, según informaron desde el organismo. 

Mientras que los puntos de entrega serán en las barras de las subestaciones Ayolas e Yguazú, ambas de 500 kV. Aunque cabe mencionar que la segunda de ella está siendo construida y que se espera esté lista en las próximas semanas. 

El lote de la SE Ayolas será de hasta 400 MW que podría estar disponible desde enero del año próximo; en tanto que la subestación Yguazú se dividirá en dos lotes de 300 MW cada uno (utilizables a partir de abril 2023), totalizando así los 1000 MW disponibles a licitar. 

Y durante la audiencia pública en la que se presentó el borrador del pliego, las autoridades de ANDE detallaron que el plazo de venta del suministro será a partir del año 2023 y finalizará el 31 de diciembre de 2028, sin posibilidad de prórroga. 

¿Cuándo se publicará el pliego definitivo? Entre septiembre y octubre del corriente año, lo que oficialmente iniciará el proceso de licitación pública internacional. Aunque, el tiempo también dependerá de la cantidad de las consultas o sugerencias que se les deba responder a los usuarios interesados. 

Asimismo, Francisco Escudero Scavone, jefe de la División de Estudios Energéticos de Administración Nacional de Electricidad, mencionó que la estructura tarifaria aún se encuentra en estudio, pero se considera una tarifa binomial diferencial en dólares. 

“Eso significa que tendríamos conceptos de potencia y energía contratada en punta de carga, como así también capacidad y energía en períodos fuera de punta de carga y los correspondientes excesos”, explicó. 

Además, ANDE también prevé que el usuario que desee acceder a dicha capacidad, deberá hacerse cargo de la infraestructura eléctrica necesaria para el transporte y transformación de la energía. Es decir, modificar o ampliar la red de ANDE desde las subestaciones ya existentes hasta las del propio usuario. 

A su vez, aquellos adjudicatarios, deberán presentar una garantía bancaria por el 5% del valor anual del contrato y con validez hasta el 31 de diciembre del año previo al año de inicio de suministro de energía. 

Y cabe recordar que a principios de año, ANDE informó que el 100% de la energía eléctrica que genera es «limpia y renovable» tras la  inauguración de las obras de electrificación de la localidad de Bahía Negra, con energía generada por centrales hidroeléctricas de Paraguay, la cual posee una capacidad de producción de aproximadamente 60.000 GWh/año.

Con la presencia del gobernador de la Provincia de Entre Ríos, Gustavo Bordet, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo, en su carácter de presidente del Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), inauguró por teleconferencia el 160° plenario del Consejo, que se desarrolla en Paraná, y anunció el lanzamiento del Plan Federal de Transporte Eléctrico III, aprobado recientemente por Resolución N° 593/2022 de la Secretaría de Energía.

“Para que no se retrase la implementación de este Plan tan necesario para el sistema eléctrico a nivel nacional y para cada una de las provincias, en el contexto internacional y doméstico actual, junto con el secretario Darío Martínez evaluamos y concretamos la posibilidad de financiar el Plan Federal con recursos propios de la Secretaría y así garantizar el inicio de las obras”, anunció Basualdo y añadió: “es una buena noticia en el marco de un proceso que venimos desarrollando para la reactivación de las obras de ampliación de transporte, que habían sido detenidas durante el gobierno anterior y que hoy estamos terminando y avanzando a buen ritmo”

El Plan Federal, cuya elaboración técnica se dio en el marco del Consejo Federal, prevé la realización de obras por 1.100 millones de dólares en zonas postergadas de cada una de las provincias y apunta a permitir la integración de proyectos de generación eléctrica por fuentes renovables, que tienen dificultades para incorporarse al sistema por falta de capacidad de transporte.

En el mismo sentido, el subsecretario se refirió a los avances en el proyecto AMBA I, también priorizado por el gobierno nacional, y lo definió como “una obra muy importante, no solo para el Área Metropolitana de Buenos Aires, sino para todo el país, porque va a permitir tener mayor potencia de transformación y dará mayor confiabilidad a todo el sistema interconectado”.

Además, celebró la exitosa convocatoria a manifestaciones de interés para reemplazar generación contaminante con fuentes de energías renovables en todo el país, en el marco del proyecto Mercados Eléctricos Regionales: “Obviamente esto va a redundar en una mejor relación del sistema con el medio ambiente, dado que estamos dejando de quemar combustibles fósiles”, sostuvo.

Estuvieron presentes en el acto el presidente del Comité Ejecutivo del CFEE, Ing. Miguel Ángel Cortez, los representantes de todas las provincias ante el Consejo, la secretaria de Energía de Entre Ríos, Silvina Guerra, y otras autoridades provinciales y municipales.

A su turno, el gobernador Bordet dio la bienvenida a los consejeros de todas las provincias: “La energía representa para el futuro algo clave y central en el desarrollo de los países y nuestras provincias no son ajenas a ello. El hecho de tener esta discusión con una mirada federal, abarcativa del país que expresa y representa este consejo federal, es importante para planificar, para poder tener información compartida y que luego eso se traduzca en tomas de decisiones apropiadas para lograr un buen rumbo en materia energética. Desde nuestra provincia, nos van a encontrar trabajando con un fuerte compromiso federal de poder realizar un aporte a todo el sistema energético nacional para poder generar las condiciones para que la energía sea un bien que llegue a todos los ciudadanos de manera justa y equitativa en todo el país”.

HIF Chile y Enel Green Power Chile (EGP) anunciaron el ingreso del Estudio de Impacto Ambiental del proyecto parque eólico Faro del Sur al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de la Región de Magallanes y la Antártica Chilena.

El proyecto, que contempla la instalación de 65 aerogeneradores de última generación, tendrá una capacidad de 325 MW y requerirá una inversión de US$ 500 millones. Además, 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.

“Este joint venture con EGP nos permite dar un paso decisivo para el futuro de los eCombustibles a base de hidrógeno verde y, con ello, apoyar nuestro objetivo de avanzar en la descarbonización del planeta. Con la energía limpia de Faro del Sur podremos alimentar nuestra primera planta a escala industrial de combustibles carbono neutrales en Chile, cuya tramitación ambiental se iniciará en los próximos meses”, dijo el presidente de HIF Global, César Norton.

Por su parte, Fernando Meza, responsable de Desarrollo de Negocios Renovables de Enel Green Power, comentó que, “estamos construyendo una mirada al futuro, que nos va a permitir como Enel y HIF poder descarbonizar a través del hidrógeno verde aquellas industrias, sectores económicos y también comerciales a los que hoy no podemos llegar con la electricidad. Chile tiene una gran capacidad para ser uno de los líderes a nivel mundial en este proceso y para nosotros como Enel, esto viene a ser una extensión en nuestra búsqueda de la descarbonización”.

De manera inédita en Latinoamérica, Faro del Sur considerará un sistema de detención aerogeneradores, asistido por radar. Este equipo permite detener el giro de las turbinas en situaciones específicas ante la presencia de aves y su uso permitirá acumular información para alimentar el sistema e identificar cada vez con más precisión situaciones de riesgo.

Se estima que, a contar de la obtención de la Resolución de Calificación Ambiental, la construcción del parque eólico tomará cerca de 24 meses. Esta etapa generará un promedio de 310 puestos de trabajo, con un peak de 600 plazas. En la fase de operación, en tanto, se requerirá de un promedio de 34 operarios directos.

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil dio a conocer los márgenes de capacidad disponible para las Subastas de Nuevas Energías (LEN) A-5 y A-6 de 2022, que se realizarán  el viernes 16 de septiembre de este año. 

Según el documento compartido por EPE, existen poco más de 30 GW disponibles para la LEN A-5, repartidos entre la región sur (11095 MW), sureste y medio oeste (3989 MW) y noreste y norte (15230 MW). 

Río Grande do Sul acapara prácticamente el 60% de potencia utilizable de las redes de transmisión de la región sur del país, hasta 6605 MW (230 en líneas de 69 kV, 3750 MW en 138 kV y 2625 MW en 525 kV).

Las conexiones de Mato Grosso do Sul y Goiás (20 MW en 138 kV y 2280 MW en 230 kV), Paraná (550 en 138 kV y 840 MW en 238 kV), Santa Catarina (780 MW en 138 kV) y Mato Grosso do Sul (470 MW en 138 kV y 100 MW en 230 kV) completan el listado de dicha zona. 

Por el lado de las regiones sureste y medio oeste, la capacidad disponible se reparte entre Sao Paulo (90 MW son en 88 kV, 365 MW en 138 kV y 90 MW en 230 kV), Minas Gerais (330 MW en 138 kV), Río de Janeiro (100 MW en 138 kV), Mato Grosso (14 MW en 69 kV, 220 MW en 138 kV y 50 MW en 230 kV) y Goiás (335 MW en 69 kV, 355 MW en 138 kV, 1540 MW en 230 kV y 500 MW en 500 kV)

Mientras que la potencia del norte y noreste de Brasil se dividen de la siguiente manera:

Bahía: 190 MW en 69 kV, 540 MW en 138 kV, 1670 MW en 230 kV y 1325 MW en 500 kV.
Alagoas: 450 MW en 500 kV.
Pernambuco: 210 MW en 69 kV, 985 MW en 230 kV y 430 MW en 500 kV.
Paraíba: 1000 MW en 230 kV y 800 MW en 500 kV.
Rio Grande do Norte: 400 MW en 500 kV.
Ceará: 5430 MW (600 MW en 230 kV y 4830 MW en 500 kV).
Piauí: 900 MW en 230 kV.
Maranhão: 660 MW en 230 kV y 200 MW en 500 kV.

Y cabe recordar que en la Subasta de Nuevas Energía A-5, los proyectos solares fueron los más interesados, dado que se inscribieron 1345 parques fotovoltaicos por 55822 MW de suministro; seguido por la energía eólica, con 574 centrales de generación que tendrían una capacidad de 23156 MW. 

Un escalón más abajo se encuentran las hidroeléctricas (91 ofertas – 1516 MW), la biomasa (18 – 1003), el biogás y carbón mineral, introducido por primera vez como categoría propia (6 centrales por 1328 MW), y los proyectos a partir de residuos sólidos urbanos (10 plantas – 180 MW). 

Asimismo, para la LEN A-6 habrá 36704 MW disponibles, ya que gran parte de la capacidad aprovechable extra a comparación de la LEN A-5, proviene de la región sureste y centro oeste, principalmente de Río de Janeiro (10,9 GW).

Aunque la Subasta A-5 seguramente ocupará una parte de esa potencia disponible en las redes de transmisión, ya que se llevará a cabo en primer turno del 16 de septiembre. 

Y es preciso mencionar que las centrales ganadoras deberán iniciar el suministro de energía eléctrica en 2027 para el caso de la A-5 y 2028 para el llamado A-6.

El nuevo ministro de Economía, Sergio Massa, evitó responder acerca de la continuidad de Darío Martínez al frente de la Secretaría de Energía de la Nación, un área clave para ordenar las cuentas fiscales, pero que todavía no tiene confirmación acerca de quienes lo acompañarán en esta “responsabilidad” que le toca afrontar. 

Ante la pregunta por la definición de quiénes ocuparán los cargos, el flamante titular del Palacio de Hacienda no negó ni afirmó posibles cambios que renueven el gabinete de trabajo del área energética nacional, sino que planteó que a partir de hoy se seguirá con la presentación del equipo. 

Por lo que el ex intendente de Tigre no despejó los rumores que circularon durante los últimos días respecto a la permanencia del neuquino. 

Siguiendo con la agenda energética del país, el nuevo ministro de Economía hizo hincapié en que Argentina tiene la oportunidad de transformarse en un “gran jugador” en la energía y los minerales, sólo se enfocó en el litio, el shale gas y shale oil, y la promoción de los hidrocarburos mediante un decreto de necesidad y urgencia. 

“También se licitará el segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner, porque estamos convencidos de que el desarrollo de la matriz energética es una parte importante del futuro de la economía argentina”, aseguró. 

Es decir que ni siquiera mencionó a las renovables, pese a que, cuando fue candidato a presidente, se posicionó a favor de la sustentabilidad e incluso ratificó el rumbo de la Ley 27.191 hacia 2025: “Necesitamos que el 20% de la energía tenga origen en energía renovable”.

Por lo que parece ser un cambio de rumbo a comparación de las primeras declaraciones de Silvina Batakis, en las que habló de incentivar renovables y el almacenamiento de energía, cuando en su momento asumió como titular del Palacio de Hacienda. 

Es por ello que no queda claro la política energética que tomará el país, más allá de que se dejará de subsidiar a cuatro millones de usuarios y que, para los otros diez millones de hogares que sí solicitaron el subsidio, se promoverá el ahorro por consumo, con el tope de subsidio puesto en 400 kW de consumo. 

Aunque Sergio Massa también se encargó de aclarar que en los próximos días seguirán con más decisiones de esta índole, por lo que habrá que esperar a que, ya en funciones, despeje los interrogantes acerca del rumbo decidido y sobre quiénes liderarán el área de Energía de Argentina. 

El Acuerdo Gubernativo 180-2022 que califica al “Hidrógeno Verde” como recurso renovable permitirá que impulsores de nuevos emprendimientos con este vector energético accedan a los beneficios contemplados en la Ley de incentivos para el desarrollo de proyectos de energía renovable.

Aquello podría dar a lugar no sólo a próximos desarrollos de hidrógeno verde a partir de electricidad ya disponible en Guatemala sino también motivar nuevos proyectos de generación.

“Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable es de gran satisfacción observar cómo el país apertura nuevas oportunidades que propician espacios para contar con combustibles ambientalmente amigables y responsables con nuestro planeta, esto es parte de la transición que asumimos”,  señaló José González Solé, presidente de la Junta Directiva de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

Actualmente, Guatemala cuenta con una capacidad instalada de 4,111.54 MW, siendo 3,381.03 MW la capacidad efectiva. De aquellos megavatios disponibles, 1753 MW, un poco más de la mitad (51,9%) corresponde a energías renovables.

De allí, el Plan de Expansión del Sistema de Generación contempla elevar el parque de generación actual e incorporar cerca de 2000 MW renovables al 2050 alineando sus objetivos a los reducciones de emisiones en el marco del Acuerdo de París.

Ahora bien, con la incorporación del hidrógeno verde al sistema energético guatemalteco, aquellas cifras podrían encontrar variaciones y aumentar aún más las proyecciones de ampliación del parque de generación limpia.

«Desde AGER siempre reconocemos, valoramos y apoyamos todas aquellas iniciativas que contribuyan con la sostenibilidad en el largo plazo y el cuidado de nuestro medio ambiente«, agregó José González.

Según indicaron fuentes oficiales a este medio, el próximo paso será trabajar en estudios específicos para luego elaborar una estrategia nacional.

Por lo pronto, el sector privado ya ha avanzado en modelados de escenarios de transición energética que contemplan el despliegue de nuevos proyectos de hidrógeno verde.

En concreto, empresas como Deloitte y Enel han avanzado en análisis generales y particulares, e incluso compartido white papers sobre hidrógeno verde con algunas consideraciones preliminares.

Entre ellas, se remarca como importante que en el desarrollo normativo que se elabore para el hidrógeno contemple «los aspectos necesarios desde la óptica de medio ambiente para el desarrollo de este tipo de proyectos, incluyendo perfiles de impacto asociados a las diferentes tecnologías de producción durante el ciclo de vida del proyecto, para tener en cuenta en procesos de licenciamiento ambiental y sus términos de referencia, así como las medidas de mitigación de impacto».

Antai Solar ofreció un webinar gratuito en colaboración con Energía Estratégica. Allí, se explicó como logran con optimización del layout, compatibilidad con otros componentes, respaldo de pruebas de túnel de viento, controlador de inteligencia artificial y tecnología de Antai, se puede maximizar la generación y reducir costos.

Pía Vasconcello, Technical Sales Manager de Antai Solar, fue una de las disertantes de este encuentro. Durante su participación señaló cómo la empresa trabaja en elaborar un diseño a medida de los requerimientos de sus clientes.

Sobre la tecnología, subrayó que todas sus soluciones son de fácil instalación, compatibles tanto con robots de limpieza como con módulos fotovoltaicos disponibles comercialmente (inclusive los bifaciales), ofreciendo para todos ellos un ángulo de seguimiento de +-60 grados.

Por su parte, Nicolás Anselmo, gerente de ventas para Latinoamérica de Antai Solar, adelantó en exclusiva que la empresa planea abrir durante el año 2023 un nuevo warehouse concebido como un almacén para el depósito de sus productos  en la región. Aquello sería en respuesta a las solicitudes de la demanda local.

«En Antaisolar nos ajustamos a las necesidades de los clientes. Muchos nos han planteado que sería muy eficiente hacer un delivery de nuestros productos y que no tengan que pasar por procesos de embarque y amplio traslado”, argumentó Nicolás Anselmo.

Aquello repercutirá favorablemente en los tiempos de entrega de productos para clientes de la región. Según explicó el referente de la empresa, mientras que en las condiciones actuales los tiempos de entrega involucran dos meses y medio entre fabricación, traslado y llegada al sitio, contar con un almacén con el stock óptimo les permitirá efectuar las entregas en el periodo de una semana.

¿Qué productos tienen disponibles en la región? ¿Qué diferencias de peso y precio hay entre un tracker exterior y uno Far Interior? ¿Cuánto ruido emiten los motores? ¿De cuánto es el consumo de energía del controlador? Son algunas de las preguntas que respondieron en vivo los referentes de Antai Solar en la región.

Acceda a los testimonios completos y reviva todo el webinar en redes sociales de Energía Estratégica.

En el último directorio de Transmisoras de Chile se formalizó el ingreso de ENGIE Energía Chile, a través de su filial Edelnor Transmisión S.A., como parte de la asociación gremial que agrupa a las principales empresas de transmisión eléctrica, las cuales construyen, operan y mantienen la mayor parte de la infraestructura de transmisión del país. 

Edelnor Transmisión opera un total de 243 km de líneas de transmisión y 6 subestaciones nacionales, que forman parte de los importantes activos en esta materia de su controlador ENGIE en Chile, tercer operador de transmisión en el país con 2.413 km de líneas y 24 subestaciones. 

“La incorporación de ENGIE Energía Chile, a través de su filial Edelnor Transmisión, es una muestra de confianza en la labor que como Transmisoras estamos llevando a cabo, no solo para poner la transmisión en el centro del debate público, sino también —y de modo más importante— para hacer que ella sea una buena noticia para las comunidades con las que nos relacionamos, motivación que comparten todas las compañías que forman parte de nuestra asociación”, afirmó el director ejecutivo de Transmisoras de Chile, Javier Tapia. 

Por su parte, Demián Talavera, Head of Operations de la GBU Networks para Chile, Perú y Colombia de ENGIE, destacó: “Es una muy buena noticia la incorporación de Edelnor Transmisión, y a través de ella, de ENGIE Energía Chile, a la asociación. Para continuar la transformación energética es clave contar con un sistema de transmisión sólido, por lo que esperamos contribuir junto con la asociación en el desarrollo de la infraestructura acorde a los cambios que requiere la descarbonización del sector”, señaló. 

Desde su creación en septiembre de 2020, la Asociación de Transmisoras ha venido trabajando para aportar al desarrollo sostenible de nuestro país, relevando el rol fundamental del sector como condición habilitante para la descarbonización de la matriz energética y la necesidad de desarrollar los proyectos cumpliendo con los más altos estándares socioambientales. 

En la actualidad, las empresas socias de Transmisoras están presentes a lo largo de todo el territorio nacional, desde Arica a Chiloé, con más de 16 mil kilómetros de líneas, similar a la distancia existente entre Chile y Japón.

En conjunto, cuentan con más de 100 subestaciones, la totalidad de las líneas en 500kV y más de 1.000 colaboradores directos, además de las miles de personas que trabajan de forma indirecta en las operaciones y proyectos.

Con la expedición de la ley 1715 de 2014, modificada por la ley 2099 de 2021, y la resolución 40045 de 2022 del Ministerio de Minas y Energía, se habilitó al FENOGE para promover y financiar proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía, principalmente aquellas de carácter renovable, y Gestión Eficiente de la Energía, con recursos reembolsables.

En la sesión No. 40 del Comité Directivo del Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), se aprobó el primer mecanismo de financiación con recursos reembolsables que permitirá incentivar el desarrollo de proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE), mediante operaciones de fondeo a entidades financieras que faciliten la financiación de estos y la multiplicación de los recursos del Fondo.

Con este propósito, se firmó con la Financiera de Desarrollo Nacional (FDN) un convenio de cooperación para el desarrollo de sinergias, actividades y espacios conjuntos con el objetivo de promover el desarrollo y financiamiento de proyectos en el sector energético, que fomenten y promocionen las Fuentes No Convencionales de Energía y la Gestión Eficiente de la Energía.

“Es de gran importancia este convenio con FENOGE, el cual va en línea con nuestro propósito de apoyar la estructuración y financiación de proyectos de infraestructura sostenibles, así como fortalecer la diversificación de la matriz energética colombiana”: anunció el presidente de FDN, Francisco Lozano.

De esta forma, el FENOGE complementa su rol de estructurador y ejecutor de iniciativas en FNCE y de Gestión Eficiente de Energía (GEE), con su rol de multiplicador de recursos, de acuerdo con su objeto, con el fin de incrementar el número de actores y disponibilidad de recursos para el desarrollo del mercado, obteniendo rentabilidad de sus operaciones a través de la financiación de iniciativas con recursos de carácter reembolsable.

“Con la estructuración e implementación de los mecanismos de inversión y financiación con recursos reembolsables, buscamos el desarrollo de instrumentos financieros especializados para dinamizar el mercado de las FNCE y la GEE”, resaltó la directora ejecutiva del FENOGE, Katharina Grosso.

Y destacó que esto “se enmarca en el objeto del Fondo, brindando a los gestores de proyectos en estas líneas, recursos con condiciones favorables que permitirán atraer mayor cantidad de capital al sector, lo que se puede traducir en el cierre financiero de proyectos de FNCE y GEE y el logro de los beneficios asociados a estos”.

Las operaciones de fondeo son mecanismos de financiación destinados a entidades financieras, como: bancos comerciales, bancos de desarrollo, entre otros, para que los recursos sean usados en la financiación de proyectos.

La estructuración de cada operación de deuda se realizará a la medida del proyecto o potenciales proyectos a ser financiados. Esta contará con condiciones favorables de financiación para permitir el cierre financiero de los proyectos.

El Fondo no desplazará ni competirá con el financiamiento potencial de las entidades financieras, pues con estos mecanismos se complementará la oferta, mediante la generación de sinergias con aquellas, mejorando las condiciones de financiación favoreciendo el cierre financiero de los proyectos.

Latam Future Energy presenta un nuevo evento online con líderes del sector energético de Latinoamérica. En esta oportunidad, la iniciativa se denomina: «Solar, Wind and Hydropower Virtual Summit», por su enfoque en tres tecnologías clave para diversificar de manera sostenible a las matrices energéticas de países de la región.

La cita será el 8 y 9 de septiembre bajo modalidad on-line y gratuita, con la intención de democratizar el acceso a información relevante sobre el sector energético renovable. No se pierda la oportunidad de asistir.

INSCRIPCIÓN

En línea con el compromiso de Latam Future Energy por impulsar la transición energética en la región mediante la generación de espacios de dialogo de alto nivel fueron invitados como disertantes distintos tomadores de decisión del sector público y privado en la región.

Por el lado del sector privado, participarán empresas de renombre internacional tales como Atlas Renewable Energy, Ecoppia, Enercon, GreenYellow, Growatt, First Solar, JA Solar, Renovus, Solis, Soltec, Soventix Caribbean, Stork y Sungrow.

Altos referentes de estas empresas debatirán sobre las claves de la competitividad, nuevos desarrollos e innovación tecnológica.

Algunos ponentes confirmados:

Victoria Sandoval–Sales Manager Mexico–JA Solar

Eduardo Solis Figueroa–Latam Marketing Manager & Product Specialist–Growatt

Gonzalo Feito–Director Andean Region–Sungrow

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

Sergio Rodríguez–Service ManagerLatinoamérica–Solis

Rafael Pareja–Director Fotovoltaico–GreenYellow

Farid Mohamadi–Head of Sales & After Sales North LatAm–Enercon

Diego Blixen–Cofounder & CEO–Renovus

Martha Sandia–Business Development and Strategy Director LATAM–Stork

Santiago Mussa – Sales Director para América – Ecoppia

PARTICIPAR

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

Inicia la cuenta regresiva para conocer las ofertas del Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales de 500 MW en Ecuador.

Restan sólo 3 meses y tanto el sector público como el privado se preparan para la definición. Según indicó a Energía Estratégica uno de los oferentes de esta convocatoria la subasta sigue el pie y se mantienen en alto las expectativas por el número de competidores.

Es preciso recordar que tras la adquisición de derechos de  participación, son 37 las empresas que aún siguen en carrera en el PPS de 500 MW de ERNC (ver más).

Además de jugadores locales, el Ministerio de Energía y Minas comunicó que también hay competidores provenientes de Argentina, Chile, China, Colombia, Corea del Sur, El Salvador, Francia, España, Honduras, México, Panamá y República Dominicana.

Entre aquellos oferentes, algunos expresaron a este medio algunas incertidumbres sobre la estabilidad del sector energético ecuatoriano que vivió su etapa más gris durante los meses de junio y julio de este año 2022.

El aumento del precio de los combustibles alrededor del mundo afectó duramente a la cartera energética. Mientras en las calles avanzaban las protestas sociales, puertas adentro la administración de Guillermo Lasso reorganizaba su política energética e hidrocarburífera a la vez que nombraba nuevas autoridades para guiar el Ministerio de Energía y Minas.

Aquello no fue tomado positivamente por el sector empresario de las energías renovables que ya había mantenido reuniones con el ministro y viceministros de la cartera energética y eléctrica precedentes.

“Claro que el cambio de autoridades molesta un poco”, señaló a Energía Estratégica uno de los oferentes del PPS de ERNC.

Ahora bien, a la fecha el nuevo ministro y el viceministro de Electricidad y Energía Renovable no habrían anunciado modificaciones a la convocatoria del primer Bloque de ERNC; por lo que, desde el sector empresario confían que se respetarán los plazos comprometidos para dar cumplimiento al Plan Maestro de Electricidad.

“Esperamos que todo vaya encaminado y tener todo listo para octubre para entregar las ofertas”, adelantaron. 

En concreto, será posible preparar las ofertas hasta el 28 de octubre de 2022, fecha en la que está prevista la apertura de ofertas técnicas; mientras que la apertura de ofertas económicas se extiende al 28 de diciembre del 2022.

De respetarse las fechas previstas en calendario, la recomendación del Ministerio es anunciar la adjudicación a más tardar el 18 de enero del 2023. 

Por lo pronto, las autoridades ecuatorianas avanzan con nuevas medidas amparadas en la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (LOSPEE). Entre ellas, el ministro de Energía y Minas, Xavier Vera Grunauer, dio curso a 9 medidas de eficiencia energética aplicables en el ámbito nacional, intersectorial e interinstitucional que estableció como objetivo principal alcanzar la optimización en el uso y consumo energético en los sectores relacionados con la oferta y demanda de energía.

Panel de Expertos falló a favor de la Comisión Nacional de Energía (CNE) en la incorporación al Plan de Expansión de la Transmisión 2021 del Proyecto de Almacenamiento con Baterías (BESS).

El dictamen mantuvo en el Plan de Expansión 2021 el proyecto “Nuevo sistema de control de flujo mediante almacenamiento Parinas–Seccionadora Lo Aguirre”, a la vez que amplió el alcance la obra “Ampliación en S/E Parinas”, incorporándole una nueva unidad de transformación.

El 29 de julio de 2022, el Panel de Expertos emitió el Dictamen N°7/2022, sobre el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión correspondiente al año 2021, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE).

De las 14 materias discrepadas, las que abarcaban un total de 17 obras de expansión, el Panel dictaminó a favor de la Comisión en 11 de ellas, mientras que le dio la razón a la discrepante en una de las materias discrepadas. En tanto, la Comisión previamente se había allanado a lo solicitado en dos materias.

De esta forma, el Plan de Expansión 2021 quedará conformado por un total de 41 obras, totalizando un monto de inversión referencial de US$547 millones, lo cual implica un aumento de US$8,9 millones respecto al plan inicial contenido en el Informe Técnico Final, que se sometió a discrepancias.

Con ello, la CNE deberá emitir el Informe Técnico Definitivo, incorporando el resultado del dictamen, para lo cual cuenta con 15 días hábiles.

Proyecto BESS

El dictamen del Panel falló a favor de la CNE, dictaminan la mantención en el Plan de Expansión 2021 del proyecto “Nuevo sistema de control de flujo mediante almacenamiento Parinas–Seccionadora Lo Aguirre” (Proyectos BESS, por sus siglas en inglés Battery Energy Storage System).

Además, uno de los dictámenes amplió el alcance la obra “Ampliación en S/E Parinas”, incorporándole una nueva unidad de transformación.

Esto fue destacado por el Secretario Ejecutivo (s) de la CNE, Marco Antonio Mancilla: “Esta es una de las obras nuevas más relevante del Plan 2021, incorporando almacenamiento mediante baterías, siendo una tecnología que va en línea con los objetivos de carbono neutralidad, además de aumentar los niveles de transmisión segura en la operación del sistema y de enfrentar situaciones de estrechez en este segmento”.

Este proyecto contempla una inversión total de US$211 millones. Consiste en la instalación de un sistema de control con almacenamientos tipo BESS ubicados en las subestaciones Parinas y Seccionadora Lo Aguirre.

El proyecto deberá ser capaz de controlar el flujo de potencia por las líneas de 500 kV que conectan estas dos subestaciones, actuando de manera coordinada ante contingencia simple en cualquiera de las líneas existentes entre ambas subestaciones, de manera tal de permitir un aumento de entre 400 y 500 MVA de capacidad de transmisión en régimen permanente, a través del corredor de 500 kV señalado precedentemente.

Ecoppia, líder en soluciones de limpieza de módulos, tiene una presencia activa en proyectos solares emblemáticos alrededor del mundo.

En Latinoamérica, cuenta con casos de éxito a nivel operativo y comercial en plazas estratégicas de la región, tales como México (Akin Solar – 130 MW) o Chile (Andes Solar – 12 MW).

En atención al gran despliegue de nuevos proyectos solares fotovoltaicos en gran escala y pequeños medios de generación distribuida (PMGD) principalmente en el norte chileno, la empresa ha enfocado sus esfuerzos en este atractivo mercado.

Para compartir mayores precisiones al respecto, José Carlos Montoro Sánchez, gerente de ventas para Europa, África y las Américas en Ecoppia, asistió al evento Latam Future Energy Southern Cone Summit realizado en Santiago de Chile.

Durante su participación en el panel “Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas para parques solares en el Cono Sur”, el referente empresario detalló cómo es posible alcanzar un 1.5% más de rentabilidad con el aprovechamiento de robots de Ecoppia en activos solares (ver más).

Además, en una entrevista exclusiva en el marco de Latam Future Energy explicó cómo Ecoppia promueve a través de su tecnología una mayor gestión ambiental, energética y económico-financiera de las centrales de generación fotovoltaica en las que opera.

“Uno de los valores más importantes que generan los sistemas de limpieza autónoma de Ecoppia es evitar el consumo de grandes cantidades de agua para limpiar parques solares”, introdujo José Carlos Montoro Sánchez indicando que sus robots prescinden de agua para realizar las tareas de mantenimiento.

Luego, señaló que otros de los valores que generan los sistemas de Ecoppia a través de una limpieza efectiva están directamente ligados al aumento de la performance de la planta.

“Generan mucho valor al cliente a nivel financiero y a nivel de TIR del proyecto”, dijo el referente de Ecoppia, refiriéndose a la tasa interna de retorno que podrían mejorar los dueños de activos al optar por sus soluciones en la etapa de O&M.

Acceda a las declaraciones completas de este referente empresario en el canal de YouTube de Latam Future Energy, donde podrá revivir el evento Latam Future Energy Southern Cone Summit y la entrevista exclusiva de José Carlos Montoro Sánchez, gerente de ventas para Europa, África y las Américas en Ecoppia.

La Agencia de Inversiones de Neuquén lanzó un llamado a Manifestaciones de Interés para la construcción y explotación del proyecto Eco Parque Centenario, el cual prevé un sistema de gestión integral de tratamientos de residuos sólidos urbanos y la producción de energía a través de la biomasa. 

José Brillo, presidente de ADI NQN, conversó con Energía Estratégica y reconoció que la propuesta de la central bioenergética varía entre los 10 y 14 MW de capacidad, aunque esperan tener “la mejor generación eléctrica”. 

El Eco Parque se realizará en un terreno de 58 hectáreas en la localidad de Centenario, una de las ciudades más grandes de la provincia que se ubica a pocos kilómetros de la capital. Y de este modo, sería la quinta fuente de generación que abordarán desde la Agencia de Inversiones tras tener proyectos eólicos, solares, geotérmicos y pequeñas hidroeléctricas. 

“La biomasa nos interesa mucho. Y con este proyecto, catorce municipios neuquinos tendrán lugar para el Eco Parque, los cuales serán Neuquén, Plottier, Centenario, Vista Alegre, Villa El Chocón, Senillosa, Añelo y El Chañar. Mientras que luego invitaríamos a participar a algunos municipios de Río Negro”, aseguró Brillo.

“Y primero hacemos una convocatoria MDI porque queremos que participen los que tengan la mejor tecnología y apuntamos a la valorización energética de los residuos, que genere la menor disposición final de residuos en el lugar, con las menores emisiones posibles”, agregó

Asimismo, la central tendrá alrededor de tres playas de transferencia, donde se hará una pre-clasificación de los residuos para luego trasladarlos a la planta de tratamiento. En tanto que ya existe un preacuerdo con el Centro de Investigación y Asistencia Técnica a la Industria (CIATI) para tener una verificación continua de las emisiones de gases de efecto invernadero. 

Para todo ello, la inversión estimada es del orden de USD 40.000.000, que estará totalmente a cargo de inversores privados, de acuerdo al proyecto elaborado por ADI NQN y consensuado con los municipios, mediante un contrato de concesión, por un plazo de 20 años.

El adjudicatario del proyecto deberá construir a su costo y riesgo la planta de tratamiento y disposición final de los residuos sólidos urbanos; 2 (dos) estaciones de transferencia ubicadas en Plottier (Zona Oeste) y Lindero Atravesado (Zona Norte), el relleno sanitario para el material de rechazo y la infraestructura de transporte de los residuos desde las ET hasta la planta de tratamiento. 

¿Cómo recuperará su inversión el concesionario? Según se detalla en la web oficial de ADI NQN, será mediante los ingresos que reciba por la comercialización de los productos obtenidos, y por el pago de un canon de concesión que los municipios abonarán mensualmente.

La recepción de propuestas estará abierta hasta las 11:30 horas del lunes 7 de noviembre del corriente año en el Centro Administrativo Ministerial. Y la apertura de sobres se realizará una hora más tarde. 

El próximo domingo 7 de este mes, el presidente de Colombia, Iván Duque, entregará el mando presidencial a Gustavo Petro. Desde el sector de las energías renovables esperan que con este cambio de Gobierno haya continuidad en las políticas vinculadas al sector.

“Hoy hay plantas solares conectadas al SIN –Sistema Interconectado Nacional-con una capacidad efectiva de 414,81 MW. Igualmente, hay plantas eólicas conectadas al SIN con una capacidad efectiva de 38,32 MW”, resaltó Diego Mesa, ministro de Minas y Energía.

Y enfatizó: “Adicionalmente hay plantas solares de autogeneración a pequeña escala y recursos distribuidos solares por cerca de 426 MW”. En suma, aseguró que este Gobierno finalizará con un total de más de 880 MW renovables operativos.

“El Gobierno pudo masificar las energías renovables, multiplicando en 30 veces la capacidad instalada de generación de energía por medio de estas fuentes que había en 2018 (28Mwp)”, resumió Mesa.

Y consideró: “Sin lugar a dudas la principal política pública del presidente Duque fue la transición energética”.

En esa línea, el titular de la cartera energética anticipó que, si se sumaran los proyectos en construcción que se han impulsado desde la gestión de Duque, el volumen de capacidad llegaría a los 2.500 MW al finalizar el año, triplicando la cifra actual.

Y sumó que al 2023 podría incorporarse otros 2.000 MWp más, alcanzando aproximadamente los 4.500 MWp a finales del próximo año.

“La transición energética se hizo realidad en este gobierno. En tres subastas multiplicamos por 100 veces la capacidad de energía solar y eólica”, resumió Mesa.

Hitos

Además, señaló que durante el Gobierno han puesto en marcha pilotos de producción de hidrógeno verde, geotermia y biomasa forestal.

“Adjudicamos la primera subasta de almacenamiento de energía con baterías en América Latina”, recordó, en virtud del proyecto de 45 MW que adjudicó Canadian Solar en el Atlántico.

Asimismo, el funcionario recordó: “Dejamos el marco normativo y fiscal más atractivo para inversión en renovables y tecnologías limpias del continente (Ley 2099 de transición energética, CONPES, Ley de Crecimiento)”.

Y remató: “Acompañamos a Ecopetrol en su transformación, convirtiéndose en el principal auto-generador solar del país y pionero en nuevas tecnologías y lucha contra cambio climático, además de entregar los mejores resultados financieros de la historia de la empresa”.

La Administración Nacional de Electricidad (ANDE) firmó un contrato para la construcción de su primer parque solar on-grid, en la localidad de Bahía Negra, departamento de Alto Paraguay, con la particularidad que podrá operar como un sistema aislado con respaldo en baterías o conectado a una futura red eléctrica. 

La central tendrá una potencia de 700 kWp y un banco de baterías por poco más de 2 MWh de para la autonomía, más otros 528 kWh de reserva (total de 3048 kWh).

Además, incluirá la construcción de redes de media y baja tensión, transformadores de distribución y sistemas de iluminación pública.

Y todo el proyecto tendrá una inversión aproximada de 15.700 millones de guaraníes (alrededor de 2.3 millones de dólares), el cual será financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo. 

Mientras que la energía producida por el parque fotovoltaico beneficiará a 250 familias del pueblo originario Yshyr de Puerto Esperanza. Precisamente a las viviendas, escuela, centro de salud, iglesia, centro deportivo, planta de bombeo de agua y servicios de Alumbrado Público, según detallaron las autoridades de ANDE. 

“De esta manera, iniciamos el proceso de la diversificación de la matriz energética, consolidando al Paraguay como líder mundial en generación eléctrica 100% limpia y renovable”, aseguró Félix Sosa, presidente de la Administración Nacional de Electricidad de Paraguay, en un posteo en sus redes sociales. 

Estos son los proyectos de generación y almacenamiento que podría licitar Paraguay en 2022

Cabe recordar que la ejecución de este tipo de obras se enmarca en el “Proyecto de Rehabilitación y Modernización Integral del Complejo Acaray”.

A la par que el Parque Solar Puerto Nueva Esperanza es uno de los tantos emprendimientos para los que la institución autárquica convocó a licitación pública internacional, como parte del Plan Maestro de Generación y Transmisión (2021 – 2040). 

Dicho estrategia a corto, mediano y largo plazo busca promover el uso de las energías renovables no convencionales para atender el crecimiento de la demanda del Sistema Interconectado Nacional, para lo cual se prevé ampliar el parque de generación del país con 60 proyectos energéticos. 

Y no es menor la fuerte apuesta por proyectos fotovoltaicos ya que según National Renewable Energy Laboratory (NREL), del gobierno de Estados Unidos, Paraguay cuenta con un potencial de energía solar de 1.112.221.024 MWh/año; mientras que la máxima densidad de irradiación directa normal y horizontal es de 1800 kWh/m2 en las regiones centrales y noreste en el Chaco Paraguayo, potencial que serviría para suplir de energía eléctrica a localidades aisladas de la zona.

Entró en vigencia el Acuerdo Gubernativo 180-2022 que califica al “Hidrógeno Verde” como recurso energético renovable. El documento publicado en el Diario Oficial de Guatemala expone además que se lo incluirá dentro de las denominaciones del artículo 4 de la Ley de incentivos para el desarrollo de proyectos de energía renovable.

Aquello le permitirá a propietarios de nuevos proyectos de hidrógeno verde gozar de beneficios tales como la exención de derechos arancelarios para las importaciones, incluyendo el Impuesto al Valor Agregado -IVA-, cargas y derechos consulares sobre la importación de maquinaria y equipo. Además de que por 10 años también podrán estar exentos del pago del Impuesto Sobre la Renta impuesto y el IEMA.

Si bien aún resta saber cómo se adecuarán los mismos en el reglamento que permite la calificación y aplicación concreta de los incentivos correspondientes, se prevé que estos se implementen en línea con lo ya establecido para tecnología solar, eólica, hidro, geotérmica, entre otras.

Potencial del hidrógeno verde para consumo local y exportación

“Poco a poco, Guatemala va avanzando en el camino hacia tener energía firme utilizando sus recursos renovables”, señaló Claudia Marcela Peláez Petz, directora en la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

En una publicación que realizó en redes sociales, la directora de la CNEE resaltó que esta medida dará lugar a una transición energética garantice una sostenibilidad de triple impacto.

Tal es así que aprovechó la oportunidad para mencionar que “los CAPEX de las solares y eólicas son cada vez más competitivos” y que su aprovechamiento para hidrógeno verde permitirá al país “dejar de depender de combustibles fósiles importados que están sujetos a las variaciones del exterior como la guerra de Ucrania”.

Así mismo consideró no sólo el alto valor productivo que tendrá para su uso local sino también para vender hidrógeno y sus derivados a otros países:

“Creo que esto es una excelente decisión y claramente redundará en el desarrollo de proyectos de H2 en el país, aportando firmeza a la energía renovable, y así como haciendo al país un potencial exportador de H2 hacia otras latitudes”.

Fotowatio Renewable Ventures, líder en el desarrollo de soluciones de energía sostenible y parte de Abdul Latif Jameel Energy,  se ha adjudicado 651 GWh al año en la subasta de renovables de Chile con una propuesta combinada de energía fotovoltaica y eólica.

FRV ha logrado un 12,4% de la energía requerida en la subasta celebrada en el país andino y que ha sido liderada por la Comisión Nacional de Energía (CNE). La cantidad adjudicada corresponde al 100% de la energía ofertada por parte de FRV.

En la subasta, que requería un total de 5.250 GWh al año, la firma ha sido adjudicataria de 31 sub-bloques de los 250 subastados para los 3 tramos horarios, lo que supone distribuir energía las 24 horas del día los siete días a la semana.

Manuel Pavón, Managing Director de FRV South America ha afirmado: “Se trata de un hito de gran importancia para FRV. Chile es un mercado por el que estamos apostando de manera decidida y con grandes planes de futuro, con esta adjudicación en la subasta esperamos poder seguir contribuyendo a la descarbonización del sector energético en Chile y a su independencia de otras fuentes de combustibles fósiles.”

Fady Jameel, Presidente Adjunto y Vicepresidente de Abdul Latif Jameel, ha declarado: «Esta adjudicación nos permitirá reforzar aún más nuestra presencia en Chile y seguir apoyando su impulso de las energías renovables para garantizar un desarrollo social y económico continuo para sus ciudadanos».

Considerando los MW adjudicados en la subasta, FRV espera tener en desarrollo y construcción un pipeline de más de 2,5 GW en Chile.

La Cámara Argentina de Energías Renovables elaboró un informe técnico acerca de la situación actual y futura de la capacidad de transporte eléctrico en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para la entrada en servicio de nuevos proyectos de generación renovables. 

Estudio que vio la luz dada la importancia de ampliar la capacidad del sistema de transmisión en Argentina para aumentar la participación de las energías renovables y lograr los objetivos establecidos en la Ley Nacional N° 27.191.

Dentro del análisis, CADER llegó a la conclusión de que se podrían incorporar más de 1500 MW renovables extras mediante la realización de obras de ampliación/reemplazo de equipos existentes y/o agregado de equipamiento adicional.

Es decir, aquellas que supongan un costo o complejidad inferior al de una nueva línea de transmisión de 500 kV, la cual requeriría millones de dólares y una planificación a largo plazo. 

Según la entidad que engloba a más de cien empresas del sector energético del país, en el Noroeste Argentino (NOA) se podrían sumar 505 MW de capacidad fotovoltaica: 

90 MW con el reemplazo TTII corredor 132 kV Tinogasta – V. Quinteros (Catamarca – Tucumán)
165 MW con un tercer transformador 500/345 kW – 450 en la ET Cobos
250 MW a partir de la repotenciación del banco de capacitores K1RE LEAT 500 kV de Recreo – Malvinas 

A eso se debe agregar un banco de capacitores en la conexión Cobos – Monte Quemado (Salta – Santiago del Estero), con el cual se aumentaría el límite de exportación del NOA a 1900 MW y, con ello, se permitiría el ingreso de 245 MW solares de los 505 MW. 

Por el lado del área Comahue – Gran Buenos Aires, CADER propone la repotenciación de capacitores de la línea de extra alta tensión Olavarría – Abasto. ¿Por qué? Con ella se podrían dar tres alternativas distintas, tanto para centrales hidroeléctricas (700 MW) o eólicas (de 427 a 630 MW) 

Asimismo, para el caso particular de la provincia de Buenos Aires, no habría mayores inconvenientes para incorporar cerca de 350 MW en aerogeneradores con dos obras de ampliación. 

La primera de ellas sería la sustitución de barras de la estación transformadora Miramar (132 kV), lo que abriría las puertas a 100 MW extras. Mientras que un tercer transformador de 300 MVA en la ET de Bahía Blanca haría lo propio con 250 MW. 

La región Centro del país no está exenta a un posible cambio de la infraestructura eléctrica existente. Aunque sólo sería el reemplazo de la bobina onda portadora de la LEAT 500 kV Arroyo Cabral – Rosario Oeste (Córdoba – Santa Fe), lo que daría lugar a 30 MW fotovoltaicos más en la ET Nogolí (132 kV).

Cabe destacar que tanto en la Patagonia como en la región de Cuyo no se agregaron obras de ampliación menores o intermedias debido a las características y limitantes particulares de dichas áreas.

De este modo, las obras propuestas por CADER podrían ser tomadas en cuenta para el futuro, más aún cuando el Banco Interamericano de Desarrollo aprobó una línea de crédito de US$1.140 millones a Argentina para la descarbonización del sector energético. 

Fondos entre los cuales se priorizarían inversiones para el fortalecimiento y modernización de los sistemas de transmisión localizados en distintas provincias del país, obras que permitan la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, mediante el aumento de la capacidad renovable, la reducción de pérdidas técnicas, y la eliminación de generación eléctrica a base de diésel.

Semanas atrás, Uruguay lanzó su Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde, con objetivos a corto, mediano y largo plazo, entre ellos aquel de alcanzar 20 GW renovables y otros 10 GW de electrolizadores al 2040. 

Metas que trascenderán al actual gobierno de Luis Lacalle Pou (presidente desde el año 2020) y seguramente a otros. Por lo que el consenso entre los diversos partidos políticos del país resultó fundamental para el desarrollo tanto de la hoja de ruta del hidrógeno como de la estrategia climática. 

Adrián Peña, ministro de Ambiente de Uruguay, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y reconoció que el Ministerio tuvo un rol activo en el diseño del documento H2U y que se tomó como base de un proyecto piloto interno de la gestión pasada. 

“Desde la administración de Tabaré Vázquez (2015-2020) hubo una visión que se mantuvo y se mejoró para el desarrollo del hidrógeno verde a nivel nacional. Y esto es escalar la idea que había originalmente”, afirmó.

“Para ello tuvo y tiene que haber consenso ya que se trata de una política nacional. Y si se hace memoria, la fortaleza de la primera transición energética radicó en lograr un acuerdo político para lograr avances”, agregó. 

De este modo, se aspira que haya una acumulación de medidas gubernamentales que vayan en la misma dirección para explotar el potencial de Uruguay en la materia y lograr un mayor rol a nivel mundial. Y no que cada gobierno venidero marque su propio libreto en el camino. 

Por lo que la mesa de trabajo del país se estructura a partir de un diálogo “permanente” y “fluido” con la oposición. “Hay reuniones con las bancadas de los partidos políticos y una conexión real de buen vínculo. Se trata de dar información y responder las preguntas que surjan”, detalló el ministro de Ambiente. 

Incluso, en los últimos días, el presidente Luis Lacalle Pou fue a la sede del principal del Frente Amplio en busca de apoyo para un proyecto de ley que presentará el Ejecutivo, sumado a que en reiteradas oportunidades se lo vio en fotos junto a diversos militantes e integrantes de la oposición. 

Hecho que ilustra el modelo de la convivencia democrática a poco más de dos años para que se lleven a cabo las  elecciones presidenciales y parlamentarias de Uruguay, previstas para finales de octubre del 2024. 

El S5-GC(50-60)K-LV pertenece a una nueva generación de productos trifásicos de 220V. Se trata de un inversor de cadena trifásico de baja tensión que actualmente es la unidad de potencia más grande del mundo.

Especialmente diseñado para grandes proyectos fotovoltaicos de red de baja tensión para reducir el LCOE. Incluye techo C&I, planta fotovoltaica a gran escala. Adopta un diseño MPPT de 6/8 para proporcionar un esquema de configuración más flexible con una menor tasa de impacto ambiental y una mayor eficiencia de generación. máx. 13 A por cadena adecuado para módulos fotovoltaicos bifocales, relación de sobre dimensionamiesto de CC/CA del 170 %, función de escaneo I-V inteligente remota y local.

“La energía solar mediante generación distribuida (residencial y pymes), que consiste en la producción de menos de 0,5 megavatios instalados, se multiplicó más de 8.000 veces en una década y este año se espera un crecimiento de al menos un 20%”, comenta Sergio Rodríguez, Service Manager para LATAM de Solis.

“Con el fin de satisfacer el rápido crecimiento del mercado mexicano, Solis diseñó a medida el inversor trifásico S5-GC(50-60)K-LV 220V. Los nuevos inversores S5-GC(50-60)K-LV de Solis están destinados a potenciar los sistemas fotovoltaicos en generación distribuida”.

“Solar Power México logró su objetivo de impulsar los negocios verdes y la transición a las energías renovables en la región del Bajío gracias a la participación de 70 expositores líderes nacionales e internacionales de la industria, donde cinco mil visitantes tuvieron acceso a los últimos avances tecnológicos relacionados con energías renovables y sustentabilidad, que en su conjunto ayudaron a generar $262 millones de pesos de negocio en sitio”, destacó Bernd Rhode, director de Hannover Fairs México (Hannover Fairs México, subsidiaria de Deutsche Messe, organizadora de Solar Power México)

Thorsten Hofmann, director de Solar Power México, dijo que la tercera edición de esta feria realizada por primera vez en León, Guanajuato, fue todo un éxito. Destacó que “En esta edición de Solar Power México se pudo continuar con el esfuerzo de montar un gran programa de más de 30 conferencias y talleres especializados para la industria fotovoltaica y de almacenamiento de energía”.

Stephen Miner, presidente de RE+ events (antes Solar Power Events), dijo que “a partir de la próxima edición, Solar Power Mexico + Storage llevará el nombre de Solar + Storage Mexico porque el evento busca evolucionar a la par del desarrollo mundial de las energías renovables, con lo que buscaremos que el mercado mexicano pueda adaptarse a las tendencias emergentes en esta industria, como el almacenamiento de energía”.

Solis se ha anticipado completamente la explosión del mercado de almacenamiento de energía en México y para eso lanzó el S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US durante la exhibición. El almacenamiento de energía es una solución ideal para ayudar a compensar una red eléctrica inestable, así como para protegerse de los precios de la energía en constante aumento.

Solis está comprometida con una visión global basada en la ingeniería centrada en el producto, colocando a los clientes en el centro de nuestras decisiones de desarrollo de productos más críticas para garantizar que desempeñemos nuestro papel en la transición hacia la energía limpia al ayudar a que sea más eficiente, segura y confiable.

El paquete de financiamiento de IFC respaldará el programa de préstamos del banco para proyectos climáticamente inteligentes, con un enfoque en edificios y construcciones verdes.

Además, aumentará la financiación para otros proyectos climáticamente inteligentes en todos los sectores, incluidos la agricultura, la vivienda y las energías renovables. El apoyo de IFC contribuirá a reducir las emisiones de CO2 del país: 7184 toneladas por año entre 2022 y 2027, más lo que se acumule posteriormente.

Este es el primer préstamo respaldado por el Programa Acelerador de Mercado para la Construcción Verde del Reino Unido (MAGC, por sus siglas en inglés), patrocinado por el Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial del Reino Unido con el propósito de ampliar los mercados de construcción verde al incentivar a los intermediarios financieros a desarrollar nuevos productos de financiación de la construcción verde en Colombia.

El Programa apoyará la ampliación de edificios ecológicos certificados con la certificación avanzada Excelencia en el Diseño para Mayores Eficiencias (Excellence in Design for Greater Efficiencies, EDGE). EDGE, una innovación de IFC, es un sistema mundial de certificación de edificios ecológicos.

La certificación ‘avanzada’ se otorga a edificios con ahorros de energía de al menos el 40 por ciento, en comparación con el ahorro del 20 por ciento para la certificación EDGE estándar.

Colombia se ha comprometido a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en un 51 % para 2030. Sin embargo, los sectores de uso del suelo, transporte y energía junto con la industria de la construcción generan alrededor del 85 % de los GEI.

La descarbornización de estos sectores es esencial para lograr los objetivos de cambio climático del país y cambiar hacia una economía baja en carbono.

“Desde BBVA estamos comprometidos con ayudar al cumplimiento de las ambiciosas metas ambientales que se ha fijado el país y en este sentido, buscamos impulsar de manera permanente la financiación sostenible en el país. Este crédito nos permitirá sumar recursos para continuar impulsando el cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (SDGs), como la construcción de ciudades y comunidades sostenibles. De esta manera, acompañamos a los colombianos en la transición hacia un futuro más verde e inclusivo”, afirmó Mario Pardo, presidente de BBVA en Colombia.

IFC también apoya a BBVA Colombia para alinear sus procesos internos de financiamiento verde con la recientemente lanzada Taxonomía Verde de Colombia, lo que convierte a esta colaboración en el primer préstamo verde de IFC en aplicar la taxonomía local.

El sistema define qué tipos de proyectos se consideran «verdes», brindando claridad al creciente número de inversionistas individuales e institucionales interesados en inversiones respetuosas con el medio ambiente.

Alicia Ferrer, líder de Nuevos Negocios para Grupo de Instituciones Financieras (FIG) de IFC para la Región Andina, expresó: “Una de las prioridades regionales de IFC en América Latina y el Caribe es abordar el cambio climático a través de la expansión de las finanzas verdes. En consonancia, el financiamiento de IFC promoverá una mayor sostenibilidad del mercado al respaldar una clase de activos verdes emergentes en el mercado local. Demostrará la viabilidad del financiamiento climático, motivando a otros actores a aplicar buenas prácticas de financiamiento verde y permitiendo el crecimiento verde en Colombia”.

En 2022, con el apoyo del Grupo del Banco Mundial, Colombia lanzó una taxonomía verde, lineamientos para la gestión de riesgos climáticos y normas de divulgación para asuntos ESG y climáticos. IFC también desempeñó un papel clave en la catalizar del mercado de edificios ecológicos. Como parte de estos esfuerzos estratégicos respecto al clima, este proyecto apoyará a uno de los bancos líderes en Colombia para ampliar las finanzas verdes en el país.

EcoFlow, empresa de soluciones de energía renovable y portátil, da pasos firmes en su misión de reinventar la forma en que el mundo accede a la energía. Por medio de la innovación con kits que integran tecnología solar y almacenamiento, garantizan electricidad más limpia, silenciosa, renovable, liviana y duradera.

Esta empresa jóven que se ha posicionado en los últimos cinco años en el mercado de Estados Unidos, Alemania y Japón, ahora busca ampliar su presencia en países de Latinoamérica.

“Para 2022 las expectativas son de USD 780 millones en el mercado global. Para 2022-2023 esperamos llegar a USD 20 millones en Latinoamérica”, reveló la empresa. 

Para lograrlo, desde EcoFlow señalaron a Energía Estratégica que están en búsqueda de cerrar acuerdos con más distribuidores en Latinoamérica.

“Buscamos empresas proveedoras de productos y servicios de energía, enfocados en ofrecer alternativas limpias y renovables. También empresas en el sector de actividades outdoor”, aseguraron.

Y es que, asegurarse energía sostenible, ininterrumpible y asequible tanto en las ciudades como en zonas rurales aisladas ha sido todo un reto que ha llevado a que cada vez más personas busquen ser autosuficientes energéticamente.

Como respuesta, los productos de EcoFlow han empoderado a personas y comunidades en más de 100 países a través de sus líneas de estaciones eléctricas portátiles DELTA y RIVER y otros accesorios ecológicos.

De toda su oferta disponible, se destaca la estación portátil Delta Pro, reconocida por la revista Times en 2021 como uno de los productos más innovadores del año en la categoría de sostenibilidad.

En concreto, esta batería ofrece 3.6 kWh y es expandible hasta 10.8kWh usando baterías extras o hasta 25kWh por medio del ecosistema de productos Delta Pro y el Smart home panel. 

Los interesados en acceder a más información sobre las soluciones que ofrece en la región y/o explorar nuevos negocios en conjunto pueden enviar un correo para iniciar el contacto con la empresa a: sales.rest@ecoflow.com

Hace instantes, la CNE reveló las mejoras en las ofertas de la Licitación de Suministro 2022/01, cuyo objetivo es adjudicar 5.250 GWh/año a fin de abastecer las necesidades de energía de los clientes regulados, por un período de 15 años a partir de 2027.

En definitiva, dos de los 15 participantes (ver empresas) realizaron mejoras en sus ofertas, por debajo del precio límite fijado por las autoridades.

La china Canadian Solar, con Zapaleri que ofertó en todos los bloques con un total de 210 GWh a 40,52 dólares por MWh, aumentó un poco su oferta teniendo en cuenta su valor máximo: a 42,4 dólares por MWh.

La que realizó una fuerte baja en sus ofertas respecto a la primera etapa es la española Opdenergy, a través de OPDE Chile. Redujo los precios de sus ofertas en el bloque 1-B, de 55 dólares por MWh a 39,3 dólares por MWh, donde puso en juego 203 GWh/año.

Con estas ofertas, se están ofertando 1.645 GWh/año, un 31,33% de todo lo licitado. Para el bloque 1-A, cuyo límite es 1.638 GWh/año, se ofertó 269 GWh/año; para el 1-B, cuyo objetivo a adjudicar es 2.310 GWh/año, se presentaron 1.163 GWh/año; y para el 1-C, cuyo límite es 1.302 GWh/año, se ofertó 213 GWh/año.

Ahora las ofertas se analizarán durante el fin de semana y se adjudicarán el próximo lunes 1 de agosto.

Precio límite (U$D/MWh)
41
41
45,5

Ofertas por bloque (GWh/año)

Bloques de energía
1-A
1-B
1-C
Promedio final

1-A (límite 1.638 GWh/año)
1-B (límite 2.310 GWh/año)
1-C (límite 1.302 GWh/año)
Total

OPDE CHILE SpA
55
39,17
55
49,72333333
OPDE CHILE SpA
0
203
0
203

Likana Solar SpA
50
50
50
50
Likana Solar SpA
0
0
0
0

Copiapó Energía Solar SpA
51,3
25,3
51,3
42,63333333
Copiapó Energía Solar SpA
0
139
0
139

Pacific Hydro Chile S.A.
–
28,4
–
28,4
Pacific Hydro Chile S.A.
0
148
0
148

PE Cancura SpA
48
48
48
48
PE Cancura SpA
0
0
0
0

PE Vergara SpA
48
48
48
48
PE Vergara SpA
0
0
0
0

Zapaleri SpA
40,9
40,9
45,4
42,4
Zapaleri SpA
66
92
52
210

Innergex Energía Renovable SpA
82,6
30
82,5
65,03333333
Innergex Energía Renovable SpA
0
129
0
129

Inversiones la Frontera Sur SpA
72
72
72
72
Inversiones la Frontera Sur SpA
0
0
0
0

FRV Development Chile I SpA
37,2
37,2
37,2
37,2
FRV Development Chile I SpA
203
286
161
650

wpd Malleco SpA
74,3
–
69,8
72,05
wpd Malleco SpA
0
0
0
0

Empresa Eléctrica Pilmaiquén S.A.
49,5
49,5
49,5
49,5
Empresa Eléctrica Pilmaiquén S.A.
0
0
0
0

Enel Generación Chile S.A.
49,4
49,4
49,4
49,4
Enel Generación Chile S.A.
0
0
0
0

Acciona Energía Chile Holdings S.A.
–
28
–
28
Acciona Energía Chile Holdings S.A.
0
166
0
166

Colbún S.A.
64
64
64
64
Colbún S.A.
0
0
0
0

Total
269
1163
213
1.645

Las que ya estaban en carrera

De acuerdo a las ofertas económicas que se habían presentado el 21 de julio pasado, de las 15 participantes, sólo seis habían logrado encontrarse por debajo de los precios máximos fijados por la autoridad de 41 dólares por MWh para el bloque 1-A; 41 dólares por MWh para el bloque 1-B; y 45,5 dólares por MWh para el bloque 1-C.

Éstas eran: La española Fotowatio Renewable Ventures (FRV), con la firma FRV Development Chile, que participa en todos los bloques con un total de 651 GWh a 37,19 dólares por MWh.

La empresa Gasco, a través de Copiapó Energía Solar, que ofertó en todos los bloques una suma de 315 GWh a 39,83 dólares por MWh.

Statkraft, bajo el nombre de Pacific Hydro Chile, que presentó sólo en el bloque 1-B 148 GWh a 28,44 dólares por MWh.

La china Canadian Solar, con Zapaleri que ofertó en todos los bloques con un total de 210 GWh a 40,52 dólares por MWh;

La española Acciona Energía que sólo en el bloque 1-B presenta 315 GWh a 27,99 dólares por MWh;

Y la norteamericana Innergex Renewable Energy, con la firma Innergex Energía Renovable, que había calificado en precio sólo en el bloque 1-B con 129 GWh a 30 dólares por MWh.

La Secretaría de Energía aprobó el procedimiento correspondiente a la Licitación Pública Nacional N° 3/2021 para la “provisión e instalación de 1.574 sistemas de bombeo solar para las provincias de Catamarca, Chaco, Córdoba, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Neuquén, Río Negro, San Juan y Tucumán».

En el artículo 2, se plantea la adjudicación del Lote N° 2 a favor de la firma FÁBRICA S.R.L por USD 226.617,23; el lote 3 por USD 676.402,78; el lote 4 por USD 1.106.458,86; el lote 5 por USD 644.781,87; el lote 6 por USD 680.383,81; el lote 8 por USD 909.248,39; el lote 9 por USD 812.254,75

En el artículo 7º se informa sobre el Lote N° 7, quedando a cargo de la firma SOLFLIX S.A. por la suma de USD 871.180,01. Y esta misma compañía se quedó con el lote 11 por USD 460.258,55.

«Declárase desiertos los Lotes Nros. 1 y 9 en virtud de que no se han recibido propuestas para los mismos», explica la Resolución 596/2022.

¿Qué horizonte de negocios identifica para energías renovables en El Salvador? 

El sistema eléctrico tiene una demanda máxima de más o menos 1000 MW. Y, entre lo que ya tenemos conectado y lo que se va a conectar en los próximos 12 meses, me atrevería a pensar que cerca de unos 350 a 400 MW solares están en distribución; mientras que, en transmisión tenemos como unos 220 MW entre eólica y solar.

Dicho eso, para un sistema de 1000 MW, el hecho de tener unos 600 MW eólicos y solares, es una cantidad bastante grande que no permite un mayor crecimiento en el corto plazo, sin que tenga consecuencias; como, por ejemplo, que existan vertimientos solares.

¿Ya están experimentando vertimientos?

Estábamos acostumbrados a tener déficit de generación en décadas de los 80s 90s, pero hoy estamos atravesando el problema opuesto que es el exceso de generación.

Desde hace dos años más o menos apareció este fenómeno que para nuestro mercado era nuevo y nos llevó a tener que apagar una planta solar en algunas horas.

¿Qué alternativas evalúan para resolver la problemática de vertimientos? 

Por lo pronto, una reglamentación que salió a principios de año dictamina la forma óptima de gestionarlo, de modo que la decisión sea transparente, más fácil operativamente y minimice la afectación de los generadores.

¿A quiénes apagan y porqué? 

Hay un criterio técnico y una lista de méritos para decidir a quién apagar primero y cómo se va a remunerar para que el curtailment sea al mínimo costo.

La geotermia, la biomasa a través de ingenios azucareros, la solar y eólica, todas las tecnologías son las que se consideran que deben aportar al vertimiento. Se deja por un lado a cualquier tecnología que fácilmente se puede apagar o encender como puede ser la térmica o incluso la hidro.

A partir de ahí, a través de un contraste de mercado de flexibilidad, se define por hora cuánta potencia apagar proporcionalmente a todos los generadores que participan, ejemplo un 10% sobre 40 MW que se necesite apagar. Ahora bien, ese 10% es un aporte financiero, no físico. Para no apagar 10% en cada planta, la lista de prioridad indica apagar a la generadora que va a tener menores costos de apagado o que va a perder menos dinero por su estructura de contrato. Si con la primera planta logro suplir esos 40 MW que el sistema necesita apagar, sólo se apaga esa máquina y los otros generadores que no apagaron sus máquinas compensan a la máquina que se apagó aportando más de su 10%.

Entonces es una flexibilidad financiera…  

Digamos que es un mercado 100% financiero en flexibilidad, pero lógicamente se debe apagar físicamente la generadora con menos costos para poder suplir lo que me está demandando el sistema eléctrico.

Para evitar continuar apagando centrales a cada hora, ¿cómo proponen solucionar la problemática de fondo? 

A mediano y largo plazo radica en la implementación de sistemas de almacenamiento que, siempre y cuando los costos lo permitan, puedan hacer más flexible al sistema eléctrico y que, por lo tanto, también optimicen la capacidad del sistema eléctrico para aumentar la penetración de energías renovables.

¿Están estudiando integrar el almacenamiento dentro del plan indicativo de licitaciones de AES? 

No se ha actualizado formalmente el plan indicativo de licitaciones. Antes hay que hablarlo con el regulador y puntualmente aún no lo estamos hablando.

¿Habrá lugar para más renovables en sus licitaciones? 

Por lo pronto y en los próximos cinco años no requerimos hacer ninguna licitación adicional porque el 50% exigido por decreto ejecutivo ya lo cubrimos con los contratos que tenemos vigentes.

Ahora bien, eso no significa que el gobierno no pueda cambiar la exigencia o que proponga que saquemos una nueva licitación de energías renovables con baterías que eleve de 50% a un 60% el porcentaje exigido. Esto puede estar a nivel de idea o conversaciones informales, pero no hay un avance puntual de una futura licitación.

¿Qué oportunidades habría para almacenamiento? 

Se ha estado trabajando a nivel de operador del mercado mayorista. Se ha contratado una consultoría para que analice y nos indique qué cambio reglamentarios habría que aplicar en el reglamento actual para introducir las baterías y eso dejaría el camino abierto a que se impulsen esos proyectos a riesgo propio o mediante licitaciones.

¿Concibe esos eventuales nuevos proyectos de almacenamientos independientes a las generadoras o serían nuevos proyectos híbridos de renovables y almacenamiento? 

La respuesta está en lo económico o en el precio de las baterías. Supongamos que el sistema eléctrico tiene todavía como proveer reservas de forma eficiente. Si partimos de esa premisa y me preguntas si prefiero adicionar 100 MW solares sin batería que van a causar un vertimiento de un millón de dólares al año, por poner un ejemplo, o si prefiero un nuevo sistema solar de 100 MW con baterías que no me va a aumentar el vertimiento, pero la batería me van a costar dos millones de dólares al año…. mejor me quedo sin la batería, si el costo del vertimiento es menor. Entonces, yo creo que la decisión dependerá de un análisis costo-beneficio en el momento de tener que dar una respuesta.

Una entrevista realizada el pasado 6 de julio, en el marco del evento físico de Latam Future Energy en Santiago, Chile, Cristián Sepúlveda, Gerente Ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), destacó: “La CSP está trabajando con los privados para la obtención de PPA”.

“Hay inversionistas que están mirando Chile, un país con condiciones inigualables, con una radiación solar sobre los 3.500 kWh por m2, que no existe en otro lugar”, resaltó el directivo acerca de la potencialidad de esta tecnología.

Sin embargo, advirtió que será muy importante la adjudicación en la Licitación de Suministro del proyecto Likana, en manos de Cerro Dominador.

“Likana tiene más que nunca más oportunidades de adjudicarse principalmente en los bloques nocturnos o a partir de las 6 de la tarde: de las 18 a las 23 y de las 24 a las 8”, indicó Sepúlveda ese 6 de julio, antes que se conocieran los precios de cada una de las ofertas y los valores máximos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Ahora se sabe (ver artículo) que los valores máximos establecidos por la CNE fueron de de 41 dólares por MWh para el bloque 1-A (para suministro entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs); 41 dólares por MWh para 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).

Likana, en cambio, ofertó 50 dólares por MWh para cada bloque, con 177 GWh/año para el 1-A; 758 GWh/año para el 1-B; y 115 GWh/año para el 1-C.

Hoy la CNE abrirá sobres de la Etapa 2 de la Licitación de Suministro, con posibles mejoras de las ofertas por parte de los contendientes. Restará ver si Cerro Dominador mejorará la oferta de Likana por debajo de los precios máximos establecidos y si esa baja es lo suficientemente competitiva para que el proyecto termine por ser adjudicado.

“Si no quedara adjudicado el proyecto Likana en la Licitación, tendremos que seguir trabajando con los privados, se va a demorar un poco más –el desarrollo de la CSP-, pero va a llegar. El tema es que no podemos seguir esperando”, observó Sepúlveda ese 6 de julio.

Apuesta de país

Durante la entrevista para Latam Future Energy, el Gerente Ejecutivo de la ACSP destacó que se están desarrollando reuniones multisectoriales lideradas por el Ministerio de Energía, específicamente con el área de capital humano, para aumentar los perfiles de competencia dentro de la CSP.

“Nosotros, como industria, ya teníamos nueve perfiles de competencia en la etapa de operación y mantención, donde hoy en día hay 52 personas capacitadas y trabajando en el proyecto Cerro Dominador”, recordó Sepúlveda.

Y reveló: “Lo que estamos buscando hoy día es levantar entre tres y cinco perfiles en el proceso de construcción, para instaladores de heliostatos, de traking de heliostatos y de lo que son los tanques de sales fundidas, que son sumamente importantes en el proceso de construcción”.

“Ya levantamos la solicitud junto a Chile Valora, Fundación Chile y el Ministerio (de Energía) y esperamos tener los perfiles a finales de este año o principios del 2023. Buscamos tener competencias que puedan hacer más atractivo invertir en CSP en Chile”, remató el directivo.

En esa línea, destacó que en Chile, según previsiones del Coordinador Eléctrico Nacional, entre el 20 al 25% de la matriz eléctrica de Chile debería estar constituida por CSP al 2050, cuando se alcance la Carbono Neutralidad.

Previo a ello, “según las autoridades –indicó-, al 2027/2028 tendría que haber dentro de la matriz entre 700 y 800 MW adicionales de CSP en operación. Por lo tanto, este es el momento en que necesitamos implementar CSP”.

Contó que se requieren de aproximadamente tres años de construcción más otros seis meses de sincronía con la autoridad de operación, es decir, el Coordinador, para que un proyecto esté operativo. “Por lo tanto estamos en el tiempo límite; no podemos seguir esperando más”, advirtió Sepúlveda.

“Necesitamos entregar estabilidad. Eso es lo que estamos buscando. Chile no puede cambiar los 8 GW que necesita para reemplazar las centrales a carbón sin tener estabilidad en la matriz. Sin duda la CSP, como tecnología capaz de generar energía de manera continua, síncrona, estable y flexible, la matriz no puede cambiar”, destacó el ejecutivo de la ACSP.

“Desde Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, nos complace anunciar que iniciamos la construcción de Guayepo I & II (486,7 MWdc), el parque solar más grande del país y de Suramérica”, resalta Eugenio Calderón, gerente de la compañía para Colombia y Centroamérica.

En diálogo con Energía Estratégica, el directivo indica que el emprendimiento, que se están emplazando en el departamento del Atlántico, “entrará en operación a finales de 2023 y tendrá la capacidad de producir alrededor de 1.030 GWh/año, energía capaz de suplir las necesidades de cerca de 770.000 habitantes”.

De acuerdo a datos de Enel Colombia, el parque solar contará con 820.600 paneles solares interconectados entre sí que abarcarán una superficie de más de 1.110 hectáreas (ha), un tamaño similar al de 2.000 canchas de fútbol. Además, supone una inversión superior a los 290 millones de dólares.

Consultado sobre cuál será el principal destino comercial de esta central fotovoltaica, Calderón indica: “Enel Colombia está presente en toda la cadena de energía eléctrica: generación, comercialización y distribución, por lo cual uno de los servicios que presta es la venta de energía que genera, a través de diferentes modalidades como PPAs, participación en subastas reguladas y/o privadas, negociaciones bilaterales”.

Por tanto, el proyecto podría participar de alguna subasta a largo plazo de energías renovables que pudiera lanzar el futuro Gobierno de Gustavo Petro, quien asumirá funciones el próximo 7 de agosto.

“Estamos comprometidos con aportarle confiabilidad al sistema energético del país”, destaca el directivo de Enel Colombia.

Y recuerda: “En ese sentido, hemos participado en las subastas de energía y de confiabilidad organizadas por las instituciones correspondientes y seguiremos explorando las oportunidades para presentarnos con las plantas que actualmente hacen parte de nuestro portafolio y aquellas que construiremos en un futuro”.

“Es importante recordar que, en la pasada subasta de contratos de largo plazo, convocada por el Ministerio de Minas y Energía en octubre de 2021, nos fue adjudicada la provisión de alrededor de 227 GWh/año durante el periodo 2023-2037, con el proyecto solar Fundación”, resalta Calderón.

El Gobierno de Argentina confirmó una serie de cambios en el gabinete nacional. La principal novedad se dio en la unificación de los Ministerios de Economía, Desarrollo Productivo y Agricultura, Ganadería y Pesca. 

A partir de ahora, la Secretaría de Energía de la Nación dependerá de esta nueva entidad que tendrá a Sergio Massa como nuevo “superministro”, en reemplazo de Silvina Batakis, Julián Domínguez y Daniel Scioli (los primeros dos pusieron su renuncia a disposición). 

«Tenemos que redefinir nuestra matriz energética y hacer lo que tenemos que hacer, sin miedo al lobby y las presiones, a los amigos del poder”, se posicionó Massa cuando era candidato a presidente.

En ese momento, rafiticó el rumbo de la Ley 27.191 hacia 2025: “Necesitamos que el 20% de la energía tenga origen en energía renovable”.

A decir verdad, como legislador nacional, no presentó proyectos de ley en este sentido. Sí lo hicieron varios de sus compañeros de ruta.

A los cambios en el gabinete se debe agregar que, horas antes, Gustavo Béliz presentó su renuncia como secretario de Asuntos Estratégicos, siendo éste último (junto con Matías Kulfas) quien estaba llevando adelante gran parte de la política vinculada al hidrógeno y la estrategia nacional al 2030. 

Dicho funcionario varias veces afirmó que desde Poder Ejecutivo ya trabajaban en un plan de acción y que presentarían un proyecto de ley nacional sobre el H2V. Hecho que finalmente no se consumó. 

¿Cómo impacta la salida? Juan Carlos Villalonga, ex diputado nacional y experto en temas energéticos, conversó con Energía Estratégica y señaló que, al tener fuera de gobierno a las personas que hacían movimientos sobre el hidrógeno, “se genera un interrogante y se refuerza la idea de fragilidad y discontinuidad”.

“El impacto no quiere decir que el día de mañana no pueda llegar alguien con mayor entusiasmo, pero hoy en día genera una señal de discontinuidad, ya que pareciera que queda en la nada” todo aquello que decía el Consejo Económico Social y Béliz”, agregó quien también es referente de la PlataformaH2 Argentina. 

De igual manera, planteó que no se ven políticas de estado que sean parte de un proceso que continúe esté quién esté en el cargo, sino más bien “promesas o hechos” que dependen de un funcionario. “Y lo del H2 es un síntoma de ello”, apuntó. 

Por otro lado, en lo que respecta a las energías renovables, estos acontecimientos previamente mencionados se dan en un contexto en el que el sector espera conocer cuántas Manifestaciones de Interés se le presentaron a CAMMESA y qué decidirá el gobierno con respecto a dichas propuestas para seguir impulsando la descarbonización y cumplir con los objetivos de la Ley N° 27191. 

Más aún cuando Silvina Batakis habló de incentivar renovables y almacenamiento de energía, tan sólo semanas atrás cuando asumió como titular del Palacio de Hacienda. Palabras que se podían tomar como de los últimos eventos vinculados con la transición energética y sostenibilidad en los que participó Guzmán o incluso aquellos organizados por diversas entidades gubernamentales durante la actual gestión. 

Mientras que al ahora ex Ministerio de Desarrollo Productivo se le había solicitado incluir a los paneles solares como bienes de capital, con el objetivo de destrabar algunos inconvenientes a los que se enfrentan las empresas del país al intentar importar los equipos fotovoltaicos. 

Por lo que, luego de la renuncia de Béliz (lo reemplaza Mercedes Marcó del Pont) y la reestructuración del gabinete nacional, se deberá esperar cómo se reordena la cartera energética del país y qué iniciativas tendrán prioridad en el futuro.

De acuerdo a información proporcionada por una fuente de gran conocimiento del mercado eléctrico, son 12 las empresas que están compitiendo en la Licitación de Suministro 2022/01, a través de 15 participantes.

Por un lado, se destacan tres empresas chilenas: Cerro Dominador, que compite bajo la firma de Likana Solar; Gasco, a través de Copiapó Energía Solar; y Colbún, que lo hace con su propio nombre.

Por otro lado, se destacan nueve internacionales. La australiana Pacific Hydro, compitiendo con los nombres de Pacific Hydro Chile, PE Cancura y PE Vergara.

La china Canadian Solar, con Zapaleri; la norteamericana Innergex Renewable Energy, con las firmas Innergex Energía Renovable e Inversiones La Frontera Sur.

Fotovatio (subsidiaria de la española FRV), con la firma FRV Development Chile; la alemana WPD, con WPD Malleco; la energética noruega Statkraft con Empresa Eléctrica Pilmaiquén; la italiana Enel, con Enel Generación Chile; la española Acciona, con Acciona Energía Chile Holdings; y otra española, Opdenergy, con OPDE Chile.

Como ya se informó, hasta el momento, de las 15 participantes, sólo seis han logrado encontrarse por debajo de los precios máximos fijados por la autoridad de 41 dólares por MWh para el bloque 1-A; 41 dólares por MWh para el bloque 1-B; y 45,5 dólares por MWh para el bloque 1-C.

Éstas son: FRV, que participa en todos los bloques con un total de 651 GWh a 37,19 dólares por MWh; Copiapó Energía Solar, que oferta en todos los bloques una suma de 315 GWh a 39,83 dólares por MWh; Pacific Hydro Chile, que presenta sólo en el bloque 1-B 148 GWh a 28,44 dólares por MWh; Zapaleri que participa en todos los bloques con un total de 210 GWh a 40,52 dólares por MWh; Acciona Energía que sólo en el bloque 1-B presenta 315 GWh a 27,99 dólares por MWh; y Innergex que califica en precio sólo en el bloque 1-B con 129 GWh a 30 dólares por MWh.

Estas ofertas presentadas en los distintos bloques suman 1.768 GWh/año, es decir, el 14,3% del volumen total licitado. Cabe recordar que entre los 15 participantes ofertaron 10.125 GWh/año, casi el doble de lo licitado (esto incluyendo las ofertas condicionadas).

Ahora resta que se celebre la segunda etapa de la subasta, que se desarrollará mañana viernes. Concluirá el lunes 1 de agosto, cuando las autoridades de la Comisión Nacional de Energía (CNE) den a conocer los ganadores de esta subasta que tiene por objeto adjudicar 5.250 GWh/año a fin de abastecer las necesidades de energía de los clientes regulados, por un período de 15 años a partir de 2027.

Las firmas más cercanas a mejorar precios son las ofertas de Cancura y Vergara ambos con ofertas a 48 dólares por MWh; luego le siguen las de Enel Generación Chile con 49,37 dólares por MWh y Empresa Eléctrica Pilmaiquén con 49,5 dólares por MWh.

Cabe indicar que estas cuatro compañías representan más de la totalidad de la energía licitada: 5.859 GWh/año. Y es que Enel sola presentó ofertas por 5.250 GWh/año.

El uso de terrenos para el despliegue de centrales de gran escala está siendo cuestionado por distintos actores en Puerto Rico. Multisectoriales, entidades de gobierno y legisladores han puesto en duda la masividad de estos proyectos en tierras con alto valor productivo agrícola.

Sin ir demasiado lejos este mes la senadora Ana Irma Rivera lassén, portavoz del Movimiento Victoria Ciudadana, compartió aquella premisa a las autoridades del Negociado de Energía (NEPR) durante una vista pública efectuada en el Senado (ver).

“Tenemos serias preocupaciones sobre dónde se plantan estos proyectos si son terrenos de fincas cultivables. Tenemos mucho interés en eso. Cuando lo sepamos haremos las preguntas pertinentes”, adelantó.

Esa declaración se suma a otras expresadas por organizaciones multisectoriales que sin oponerse a las políticas de transición energética que promueve la actual administración de gobierno, llaman a verificar el destino de nuevos proyectos de gran escala.

Haciéndose eco de aquello, desde la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) expresaron con preocupación que estos cuestionamientos e incertidumbre que se genera en torno al uso de tierras sería contraproducente para el avance de autorizaciones y permisos de proyectos ya aprobados en el sector energético.

“Puerto Rico tiene que lograr una racionalización fundamental basada en sus prioridades como país sobre el tema de uso de terrenos”, observó Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en SESA.

Y subrayó: “Necesitamos que los requisitos se expongan claramente”; ya que la falta de certeza y alineación entre organismos públicos sobre los permisos de usos de terreno ya estaría afectando no solo a algunos proponentes que han logrado PPAs en el “tranche 1” de Solicitudes de Propuestas (RFP) sino también proyectos anteriores que todavía no lograron autorizaciones.

Desde la óptica del referente de SESA, no hay barreras técnicas que impidan un despliegue sostenible de proyectos de energía solar utility scale: «las soluciones tecnológicas están todas ahí«, aseguró.

Consultado sobre posibilidades en agrovoltaica o plantas solares flotantes, observó que, si bien son soluciones tecnológicas positivas, su viabilidad es más baja no sólo porque la tecnología para ejecutar estos proyectos sobre agua o altura encarecen los costos que hoy demostraron su alta competitividad en suelo, sino que además requerirían de medidas de seguridad extremas ante las inclemencias climáticas que suele enfrentar la isla.

“Pondría agrovoltaico en todos lados, en contexto agrícola y hasta urbano. Pero no hay que olvidarse de los costos que esto implica y las barreras de financiamiento que aún existen”, expresó Rúa-Jovet, y desarrolló:

“Digamos que Puerto Rico pone una nueva obligación de que para que se apruebe un proyecto deba tener determinadas características que permita el uso de tierras para el sector agro. Primeramente, tendría que ser prospectiva la obligación y no retroactiva, pero además debería garantizar que estos proyectos pasen el cedazo de costo accesible en que puso la Junta de Control Fiscal”.

“Si la Junta de Control Fiscal da una señal de que el precio que va a aceptar por PPAs será más o menos hasta US$ 0,10 kWh, cada vez que se añade algún nivel de ingeniería y de complejidad de un proyecto, que añaden costos adicionales, se deberán crear las condiciones para que se no pierda acceso al financiamiento”.

Brownfields to Greenfields

La ubicación de proyectos en terrenos impactados o terrenos contaminados también es una alternativa que podría abrirse para sortear la actual problemática por la ubicación de nuevos proyectos de energías renovables utility scale.

Sin embargo, también eso acarrearía un costo para los proyectos porque en aquellas zonas habría que realizar inversiones adicionales de remediación ambiental incluso antes de iniciar obras civiles, requiriendo más fondos y más tiempo para su realización.

Esta alternativa que ya se evalúa en Puerto Rico deberá continuar en debate. Por eso, el referente de SESA sugirió como prioritario “analizar todos estos temas desde los distintos niveles de complejidad y tener una discusión de alto nivel. Si así fuese, sonaría todo racional y totalmente válido, tanto para el inversionista como para el sector público y otras partes como grupos ambientalistas”.

La provincia de Buenos Aires trabaja en varias obras de infraestructura eléctrica, precisamente de cuatro líneas de alta tensión, con el objetivo de suplir la generación fósil y evitar la emisión de gases de efecto invernadero. 

Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y reconoció que todavía están en la etapa previa a la licitación y que serán nuevas líneas de refuerzo dentro de un plan de casi 700 millones de dólares. 

Las obras en cuestión se ubican conectarán los partidos de Guaminí, Carhué, Espartillar, Pigüé, Laguna Alsina, Casbas, Coronel Suárez, Necochea, Quequén, Vivoratá, Chivilcoy, 25 de Mayo y San Antonio de Giles. 

La línea Guaminí – Coronel Suárez consistirá en la construcción de una nueva Estación Transformadora (ET) de Alta Tensión “Guaminí” en la localidad de Guaminí de 132/33/13,2 kV de 2 x 30/30/20 MVA, más la construcción de 63 km de línea aérea de Alta Tensión en 132 kV simple terna.

Mientras que el proyecto Quequén – Coronel Suárez implica una estación transformadora 132/33/13,2 kV de 2 x 30/30/30 MVA, la ampliación de la actual ET de Quequén y su vinculación al sistema de alta tensión en 132 kV.

Lo mismo ocurrirá en la obra de Chivilcoy, con la particularidad de que para vincular la nueva ET Chivilcoy II al sistema de 132 kV se deberá construir aproximadamente 16.2 km de línea aérea en doble terna, hasta interceptar la LAT 25 de Mayo – Chivilcoy I. 

Asimismo, en San Andrés de Giles, la estación transformadora mejorará el abastecimiento a la localidad homónima y aquellas aledañas a través de la vinculación al sistema de transporte de 132 kV, lo que evitará tanto restricciones de demanda como la incorporación de generación térmica móvil para sostener el suministro energético.

“Los proyectos de infraestructura eléctrica tendrán un presupuesto total de casi mil millones de pesos argentinos, para los cuales se reflotó un viejo financiamiento internacional que estaba caído y se introdujeron otras seis obras para que las financie el Tesoro y trabaje el propio estado”, aseguró Ghioni.

“A lo que se debe agregar un banco de proyectos donde se implementa el esquema de las distribuidoras las construyen a partir del agregado tarifario, según explicó Ghioni en diálogo con este portal de noticias”, amplió. 

Y de igual manera, el subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires vaticinó que están viendo de financiar algún otro emprendimiento de esta índole con el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), aunque no brindó más detalles al respecto. 

De acuerdo al último taller de socialización llevado a cabo por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), hasta mediados de este mes, 15.322 MW en proyectos de energías renovables van en camino de realizarse, en virtud de la Resolución CREG 075.

“Si no se construyen, tendrán un costo monetario importante”, había advertido Christian Jaramillo Herrera, Director General de la UPME, teniendo en cuenta que las garantías son de 10 dólares por kW (a diferencia de 1 dólar por kW como marcaba el anterior marco regulatorio), pero que por retrasos en la Curva S se pueden hasta cuadriplicar, alcanzando los 40 dólares por kW.

Estos números que pueden parecer fríos, en el mercado están generando un movimiento importante. “Vemos una cantidad de proyectos interesante en generación centralizada que están buscando EPCistas. Hay una oportunidad enorme, donde llegan muchas solicitudes de cotización”, manifiesta Juan Camilo López, Gerente General de ERCO Energía, en diálogo con Energía Estratégica.

Y no es para menos. Hasta el momento ERCO cotizó proyectos renovables por más 850 MW. Más de cuatro veces lo del año pasado, cuándo sólo había cotizado 200 MW.

“Y cada vez crece más. Tenemos todos los días nuevas solicitudes de cotización para proyectos desde 10 hasta 100 MW, y esto dinamiza muchísimo el mercado”, resalta el directivo de la compañía de Ingeniería, Compras y Construcción colombiana, que en noviembre cumplirá 10 años.

Y es que, en virtud de la misma resolución, la UPME ya liberó 7.977,33 MW de generación (contabilizaos hasta mediados de este mes), número podría ampliarse a 8.440 MW totales a liberar etapa normalización, más otros 2.249 MW totales a liberar durante la etapa de implementación. Es decir, unos 10.689 MW.

Al crecimiento del mercado, también aparecen mayores empresas en Colombia. En ese sentido, López explica que uno de los retos para las compañías locales es competir contra las internacionales, de varias centenas de MW en su haber, números que a la hora de las licitaciones esos números pesan.

No obstante, López observa ventajas comparativas por ser local. “Conocemos la regulación, los entes, los operadores de red, la topografía, el manejo de comunidades, temas ambientales a detalle. Esto nos permite manejarnos de mejor manera y con plazos realistas”, destaca.

Y ejemplifica: “Muchas veces vemos licitaciones que salen con ofertas con plazos muy apretados de compañías que están incursionando en el país. Lo ven sencillo porque desconocen de tiempos que puede tomar una conexión, licencias”.

Alianzas y más mercado

Por otra parte, López indica que, para aumentar la competencia, están ampliando su estrategia. Confía: “Como EPCistas también tenemos que ver cómo agregamos valor en todas las partes de la cadena. Una forma es ir buscando desarrollos propios y ofrecer proyectos en COD: ya construidos”.

“Y es algo en lo que ERCO está incursionando ahora: ofertas de proyectos completamente terminados. Nosotros asumimos el riesgo de comprar un desarrollo terminado o para terminar de desarrollar, construimos y entregamos al inversionista un proyecto libre de riesgo. Creamos un nuevo modelo de negocios para esas empresas que no les gusta correr ese riesgo de construcción”, resalta.

Además, cuenta que no todo es competencia, sino que también hay alianzas con empresas internacionales. Cuenta que ERCO ya ha celebrado algunas: “Esto nos permiten jugar en cualquier mercado y nos da lo mejor de los dos mundos: La experiencia de grandes jugadores a nivel internacional de 1 GW instalado, con la experiencia local de una EPCista que probablemente conoce y tiene más personal propio en Colombia. Nosotros contamos con 250 empleados”, resalta López.

“Creo que este boom apenas comienza. Las proyecciones que se han dado por parte de la UPME y del Ministerio (de Minas y Energía) creo que van a ser ampliamente superadas y el apetito es muy grande”, resalta el directivo de ERCO

Devaluación e inflación, el principal enemigo del EPCista

Pero más allá de este crecimiento del mercado, López advierte un problema que no sucede sólo en Colombia, sino también en el resto de los países del mundo: La devaluación de las monedas respecto al dólar y la inflación en los precios en las materias primas. Esto está complicando los presupuestos.

“A ti te adjudican bajo unos precios, pero en cuestión de 10 o 15 días tu cotización puede quedar totalmente desfasada de precios. Y ese es un problema grandísimo de los EPCistas, porque comprometernos con fechas de ofertas es muy complicado y eso se traduce para quienes ofertan PPA de pesos por kWh”, cuenta.

Y concluye: “Se vuelve una cadena de que el que firmó un contrato PPA no puede permitir que se le suba la cadena de EPC porque es perder dinero. Pero el EPCista tampoco puede sostener una oferta que cambia de costos”.

Explica que “no hay una salida fácil a esta situación”. “Los EPCistas estamos o perdiendo márgenes en unos casos o perdiendo negocios que ya habíamos sido adjudicados (por revisación de contratos)”, lamenta.

En suma, sopesa que, por un lado, el volumen de proyectos aumenta, pero por otro la variabilidad de precios hace complejo el avance en algunos casos.

Dolarizar la cotización tampoco se puede. “Tendrías que dolarizar los precios de los PPA y eso en algunos casos no se puede por temas regulatorios. Además, creo que ningún cliente aceptaría un PPA en dólares”, opina López.

“Finales del año pasado y este ha sido un reto muy grande manejar este tema. Esperemos que este inconveniente no pase para el 2023”, concluye el directivo de ERCO Energía.

Neoenergia, una de las mayores distribuidoras de energía en Brasil, perteneciente al Grupo Iberdrola, ha confiado en Ingeteam para el suministro de inversores fotovoltaicos, centros de transformación y equipos de protección y control para una planta solar en Brasil.

Neoenergia ya ha iniciado las pruebas del parque solar ubicado en el municipio de Santa Luzia, en el estado de Paraíba. Con una potencia de 149 MW, está previsto que la planta solar fotovoltaica entre en funcionamiento en el mes de julio, cuando comenzará a generar la energía suficiente para abastecer a una ciudad de 150.000 hogares.

Cabe destacar que tanto la fabricación de los inversores centrales como la integración de los centros de transformación se ha llevado a cabo de manera local, en la planta de producción que la empresa tiene en Campinas, ciudad del estado de Sao Paulo, donde lleva más de 20 años. Concretamente, se han suministrado 18 power stations o centros de transformación, cada uno de los cuales integra cuatro inversores centrales, lográndose así una solución “llave en mano” de 6,56 MW.

También se han proporcionado los armarios de protección y control de la subestación con IEDs IEC61850 de la familia INGEPAC, que han sido fabricados en las instalaciones de Ingeteam en Curitiba. La subestación de Luzia 138/34,5 kV es la instalación a través de la cual se evacuan los 130MW de capacidad que genera el complejo solar.

Con la puesta en marcha de este proyecto y la instalación en curso de otros, la potencia solar suministrada por Ingeteam en el país asciende ya a 1,5 GW.

Para José Nardi, director del negocio solar de Ingeteam en Brasil, “somos uno de los pocos fabricantes de inversores que tiene fabricación local, por lo que nuestra posición es ahora mucho más predominante, ya que éste es uno de los requerimientos que están pidiendo las autoridades brasileñas para desarrollar nuevos proyectos energéticos”.

La fábrica de Ingeteam en Brasil tiene una capacidad de producción de 1,5 GW al año de convertidores eólicos y 700 MW de inversores solares, y ha sido pionera desarrollando buena parte de los primeros proyectos acometidos en el país. También fabrica equipos de protección y control para las subestaciones de parques solares y eólicos y realiza servicios de operación y mantenimiento para plantas de energías renovables.

Lugares emblemáticos como la Biblioteca Pública de Río de Janeiro, los estadios de fútbol Maracaná y Mineirao de Belo Horizonte, sedes del Mundial de Brasil de 2014, cuentan con inversores fotovoltaicos de Ingeteam.

El Grupo BID continúa comprometido con apoyar la agenda de desarrollo de Argentina con proyectos que tienen impacto directo en el desarrollo. Como parte de la línea de crédito se aprobó una primera operación de US$200 millones del BID, la cual contará con un aporte adicional de 100 millones de euros de la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD) y otros 100 millones de euros del Banco Europeo de Inversiones (BEI).

Esta primera operación tiene como objetivo contribuir a la descarbonización del sector eléctrico al disminuir sus emisiones de gases de efecto invernadero y al desarrollo humano, a través de la ampliación y modernización de los sistemas de transporte de energía eléctrica.

Dentro de las inversiones a realizar se encuentran obras que permitirán el fortalecimiento y modernización de los sistemas de transmisión localizados en distintas provincias del país. Se priorizarán obras que permitan la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, mediante el aumento de la capacidad para el trasporte de energía renovable, la reducción de pérdidas técnicas, y la eliminación de generación eléctrica a base de diésel.

Estas inversiones mejorarán la calidad y confiabilidad del servicio con la finalidad de satisfacer la creciente demanda y expandir la electrificación del consumo energético. Esto traerá consigo un mayor desarrollo productivo en las provincias argentinas.

Como parte del diseño de cada una de las intervenciones se considerarán medidas para aumentar la resiliencia y mejorar la adaptación al impacto climático. Adicionalmente, el programa destinará fondos para reforestación de árboles y especies nativas, en áreas a ser acordadas con las autoridades forestales de cada provincia.

La operación además apoyará el desarrollo de una política de género y diversidad para el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal, junto a un plan de acción con medidas específicas para las obras de transmisión con el objetivo de alcanzar una mayor participación de las mujeres en el sector (actualmente menor al 20%), y mitigar la violencia basada en género durante todas las etapas del proyecto.

Esta operación se encuentra alineada con la Visión 2025 – Reinvertir en las Américas: Una Década de Oportunidades, creada por el BID para lograr la recuperación y el crecimiento inclusivo de América Latina y el Caribe, en las áreas de economía digital, cambio climático y género e inclusión.

El préstamo del BID de US$200 millones tiene un plazo de amortización de 25 años, un período de gracia de 5,5 años y medio, y una tasa de interés basada en SOFR.