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El Global Solar Council continúa con su campaña para impulsar generación distribuida alrededor del mundo e invita a las asociaciones y todas las partes interesadas y vinculadas con las energías renovables a participar de la misma. 

En esta instancia, la entidad lleva a cabo una campaña de difusión titulada “Empowering people with solar PV”, financiada por EUROCLIMA, en la que realiza una encuesta para identificar las barreras y oportunidades de primer, segundo y tercer orden, como por ejemplo el financiamiento o los subsidios a los combustibles fósiles. 

“La idea es acción global, pero especificación local, tener impactos en los dos niveles con campañas destinadas al público general, explicó Marcelo Álvarez, secretario del board del Global Solar Council y co-coordinador del el Task Force Latam junto a Rodrigo Sauaia (ABSOLAR). 

Entre los capítulos de comunicación, se destacan beneficios para el individuo, la red, la sociedad y el planeta, además de un segmento enfocado en tecnología, tendencias y pronósticos de los costos, esquemas de remuneración y cómo transitar más rápido hacia la energía solar distribuida. 

“Ahora estamos en la etapa de la encuesta. Y momentáneamente hay más participación de Latinoamérica, como por ejemplo Argentina, Brasil, Chile, México, entre otros países”. 

«Pero, se invita a las asociaciones nacionales de todo el mundo que les interese a formar parte del proceso y contar cuál es la campaña, que busca desterrar algunos mitos y tratar de acelerar el proceso”, agregó el especialista. 

Y una vez finalizada la etapa de encuesta, se realizará un análisis crítico y preguntas a diversos actores claves para chequear los resultados de las encuestas de todas las asociaciones que participen y sacar algunas conclusiones transversales y otras particulares para cada región o país. 

“La idea de la campaña “Empowering people with solar PV” es que termine con recomendaciones de política para los países del mundo”, detalló Marcelo Ávarez. 

Y justamente la energía solar juega un papel fundamental en el suministro de energía renovable a los edificios y, en general, en la electrificación de áreas rurales y fuera de la red.

De hecho, la AIE estima que, a nivel mundial, 100 millones de hogares deben estar equipados con energía solar fotovoltaica en la azotea para 2030 y 240 millones para 2050 (frente a los 25 millones actuales), para llegar a cero neto para 2050. GSC busca contribuir a una aceleración hacia tales cifras, que ayudarán a la energía solar fotovoltaica a desbloquear todo su potencial para mitigar la crisis climática, impulsar el desarrollo de ciudades inteligentes, comunidades energéticas y autoconsumo, empoderando a las personas y comunidades con un acceso sostenible e inclusivo a la energía.

Además, la energía solar fotovoltaica distribuida tiene la capacidad de crear externalidades positivas hacia la electrificación general y la eficiencia energética de los edificios, desde calefacción y refrigeración, iluminación, cocina hasta movilidad eléctrica.

Por lo que. a través de esta iniciativa, el Global Solar Council ratifica su objetivo de corto plazo de impulsar la generación distribuida alrededor del planeta y remover las barreras culturales, económicas y técnicas. Mientras que a largo plazo prevé alcanzar el 100% de renovables al 2050 y la descarbonización de la matriz.

Más información de la campaña: https://www.globalsolarcouncil.org/empowering-people-with-solar-pv/empowering-people-with-solar-pv-survey/

El ministro de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Omar Paganini, brindó señales a favor del mercado entre privados para afrontar la segunda transición energética del país, el desarrollo del sistema eléctrico y de la cadena de valor del hidrógeno verde. 

El funcionario destacó que “se deben aprovechar los contratos entre privados”, modalidad a la que consideró como “muy poco explotada” hasta el momento en Uruguay, debido a la falta de certificación de la capacidad de respaldo de potencia firme que poseen las renovables. Hecho en el cual ya buscan avanzar desde el gobierno. 

“Reglamentar esta necesidad le dará mayor profundidad al mercado local, permitirá una política para captar más inversiones y desarrollar las capacidades necesarias”, agregó durante un evento organizado por AUDER. A la par que aclaró que se deberá revisar el impacto de una ampliación grande de la potencia renovable para los próximos 20 años. 

De igual manera, las autoridades gubernamentales señalaron que si apuntan fuertemente al crecimiento de la capacidad de generación eléctrica, la hidráulica frenará su participación, lo que derivará en la recurrencia de la generación térmica. 

Por lo que se tendrían que encontrar mecanismos que permitan fomentar el aprovechamiento de las renovables a través de fronteras, a lo que Paganini reconoció que también se trabaja en ello. 

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

Por otro lado, desde la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) no fueron ajenos a esta situación y manifestaron que la ampliación de la capacidad operativa en el país recién será en los próximos años. 

Silvia Emaldi, presidenta de UTE, vaticinó que el parque solar de 30 MW en Punta del Tigre estará disponible en 2023 y que, hacia el año 2026, incorporarán “módulos fotovoltaicos de 100 MW”. Los cuales se consideran que será vía contratos PPA. 

“Tenemos 1500 MW eólicos y el orden de 230 contratos de energía solar, por lo cual la instalación primaria será fotovoltaica, siguiendo con la eólica y algunos módulos termosolares. (…) Y de acuerdo a la proyección de la demanda estimada, también se incorporan algunos proyectos de almacenamiento en batería, uno de ellos se desarrollará junto a BID Lab en la zona de Valentines”, explicó en el evento de AUDER. 

Durante el panel de cierre del Latam Future Energy Summit Southern Cone, evento organizado por Energía Estratégica e Invest In Latam, Juris Agüero, Director Innovación & Desarrollo Energético de la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP), indicó que la compañía avanza sobre proyectos de hidrógeno verde por 15 GW de electrolización.

“Dimos nuestros primeros pasos hace ya tres años, cuando firmamos nuestro primer acuerdo de colaboración con el proyecto HIF. En aquel momento el rol era poder ayudar a que esto se concretara, que fuera factible, apoyando en temas de ingeniería como con activos que pudieran ser significativos”, recordó Agüero.

Y enfatizó: “A partir de ahí y hasta la fecha firmamos acuerdos de colaboración con 10 desarrolladores diferentes, por más de 15 GW; la perspectiva inicial que teníamos desde aquel primer acuerdo ha cambiado completamente”.

Indicó que el rol de ENAP para esos proyectos es aportar su know how en ingeniería y experiencia operativa posibilitando su más pronta entrada en operaciones, facilitando particularmente infraestructura portuaria existente, analizando necesidades futuras respecto a ingeniería y aportando una mirada de integración y reducción de impactos.

Además, el directivo de la máxima petrolera de Chile anticipó que tienen otros convenios en tratativas para que la compañía se siga incorporando a la cadena de valor del hidrógeno. “Estamos buscando nuevos negocios, nuevos ingresos para la compañía, con una mirada lo más innovadora posible”, destacó.

En esa línea, Agüero advirtió sobre “dos roles muy importantes a cumplir” desde ENAP. El primero, la “integración” en términos de acercamiento.

“Poder colaborar los proyectos, buscando soluciones que sean comunes y no individuales. La más típica es que no podemos tener un proyecto cuerpo, sino tratar de integrar todos los proyectos que estén en zonas geográficas específicas con desarrollos que sirvan para todos”, remarcó-

El otro rol que indicó el directivo es “tratar de utilizar al máximo la infraestructura existente para reducir impactos en el medioambiente”.

Tres temas relevantes a futuro

Por otro lado, Agüero destacó tres temas relevantes en el futuro del hidrógeno. Por un lado, la demanda que empezará a haber en la industria logística, donde están estudiando la incorporación de este tipo de tecnología.

En segundo lugar, los desarrollos que la petrolera está realizando en Magallanes, donde se están estudiando distintas alternativas de modelos de negocios para que ENAP pueda profundizar su participación e ir más allá de lo que estamos haciendo, que es básicamente temas de logística”, resaltó el directivo.

Cabe recordar que a fines del año pasado, Total Eren y ENAP firmaron un acuerdo para el avance de un proyecto de 10 GW de capacidad eólica instalada junto con hasta 8 GW de capacidad de electrólisis y un nuevo terminal portuario en la comuna de San Gregorio, región de Magallanes.

Como tercer tema relevante, el desafío de la carbono neutralidad al 2050. “Este año estamos desarrollando un estudio de la curva de costos abatimiento para toda la compañía de modo de tener (probablemente para el primer trimestre del próximo año) un plan donde vamos a incluir todo tipo de tecnologías, como el hidrógeno”, adelantó.

Luz al final del túnel. Ayer Empresas Públicas de Medellín (EPM) confirmó que este mismo año ingresarán en operación comercial la primera unidad de generación de energía de Hidroituango el próximo 15 de octubre y la segunda unidad el 20 de octubre, alcanzando 600 MW.

El anuncio fue realizado ayer, cuando se dio inicio de las pruebas en seco de la mega obra, que en total contará con ocho turbinas que brindarán una potencia de 2.400 MW.

“Las pruebas con agua las realizaremos entre los meses de septiembre y octubre, de manera que se pueda cumplir con la fecha final de entrada en operación comercial de las unidades 1 y 2, con 300 MW cada una, el 15 y el 20 de octubre próximos”, adelantó el gerente general de EPM, Jorge Andrés Carrillo Cardoso.

Se trata de todo un hito dado que EPM ha venido superando las dificultades externas que se han presentado en los últimos dos años, como las consecuencias del COVID-19, que afectó a cerca de 1.000 trabajadores, es decir, más del 12% del personal de Hidroituango.  A ello se le suman las complejidades de los trabajos técnicos que se adelantan.

Además de las pruebas en seco, ayer los ingenieros de EPM también realizaron pruebas a los tableros de control de la unidad No.1 para monitorear el correcto funcionamiento de los sistemas auxiliares y realizaron el traslado de la ménsula superior de la unidad No. 2.

Este es el último hito para completar el proceso de armado de la segunda turbina y continuar con las pruebas de generación. De la misma manera, en la caverna de transformadores se realizó la prueba de diluvio con agua sobre el trasformador de la unidad No.2 para validar el funcionamiento de todos sus sistemas de operación y la atención de una eventual emergencia por conato de incendio.

De acuerdo al plan de EPM, las turbinas número 3 y 4 ingresarán en operaciones durante el 2023, por lo que se está trabajando de manera simultánea en la obra civil y el montaje de esas unidades.

Luego, las cuatro turbinas restantes (de la 5 a la 8) se pondrán en marcha entre el 2024 y el 2025. Colocadas todas las turbinas, la mega represa contará con una capacidad de 2.400 MW.

De acuerdo a cálculos de EPM realizados a fines de febrero de este año, la hidroeléctrica generará en promedio 13.500 GWh/año, lo que permitiría obtener a partir de 2025 unos ingresos netos comerciales entre 1,5 y 1,7 billones de pesos anuales, dependiendo de las condiciones y precios del mercado.

Unigel, una empresas químicas de América Latina y fabricante de fertilizantes nitrogenados de Brasil, construirá la primera planta de hidrógeno verde del país, la cual tendrá una inversión inicial de USD 120 millones. La fábrica deberá comenzar a operar a fines de 2023. Y en esta ocasión, se espera que el proyecto integrado de hidrógeno verde y amoníaco verde sea el más grande del mundo.

“A lo largo de nuestra historia de casi 60 años, hemos desarrollado tecnologías e invertido para satisfacer las demandas industriales y agroindustriales. Con este proyecto, la compañía da otro paso importante hacia la descarbonización de varios sectores, contribuyendo sustancialmente a combatir el cambio climático en el planeta”, dijo Henri Slezynger, fundador y presidente de la Junta Directiva de Unigel.

Ubicada en el Polo Industrial de Camaçari (BA), la nueva fábrica, en su primera fase, tendrá una capacidad de producción de 10000 toneladas/año de H2V y 60000 toneladas/año de amoníaco verde. En la segunda fase del proyecto, cuya entrada en funcionamiento está prevista para 2025, se espera que la empresa cuadruplique la producción de hidrógeno verde y amoníaco.

La producción de hidrógeno verde y amoníaco ya es una rama de otras acciones que la Unigel ha emprendido, como la asociación para la producción de energía eólica, valorada en más de R$ 1 mil millones, con Casa dos Ventos, una de las mayores generadoras de energía de fuentes renovables en el país.

«Unigel está enfocada en inversiones que permitan la descarbonización de sus operaciones y también en contribuir con soluciones para la industria”, declaró Roberto Noronha Santos, director general de la firma. Asimismo. La nueva fábrica estimulará la economía local ya que generará al menos 500 empleos directos e indirectos, según estimaciones.

Solución de carbono cero para innumerables aplicaciones

«Dado el potencial de Brasil en la generación de energía eólica y solar, Unigel cree que el país tiene una gran oportunidad de ser una referencia para el mundo en hidrógeno verde, una solución que brinda versatilidad al transformar la energía renovable en materias primas y combustibles de carbono cero”, señaló Noronha.

Además, para la primera fase del proyecto, la compañía adquirió de thyssenkrupp tres electrolizadores con una potencia total de 60 MW de energía. “El proyecto Unigel es el primero de su tipo en Brasil y refuerza el espíritu pionero y el espíritu empresarial de esta una de las mayores empresas químicas del país. Estamos muy orgullosos y honrados de formar parte de esta nueva asociación y compartir la experiencia y la capacidad de suministro sin igual que hemos ganado durante seis décadas desarrollando nuestra tecnología de electrólisis”, manifestó Paulo Alvarenga, CEO de thyssenkrupp para Sudamérica.

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) puso la mirada en la competitividad de las renovables frente a otras fuentes de generación en las subastas que el gobierno de Brasil realiza de manera frecuente, pese a que hoy en día las energías limpias poseen la mayor capacidad operativa de la matriz eléctrica. 

Marcio Trannin, vicepresidente de la entidad, explicó que uno de los principales desafíos para una mayor expansión de la energía fotovoltaica es la falta de incentivos que posee dicha tecnología en el segmento de gran escala. 

“Cuando se la compara con otras tecnologías, se percibe que el gobierno no da el incentivo adaptando la reserva de mercado a otras tecnologías, no permitiendo que la solar participe en iguales condiciones en todas las subastas, como por ejemplo la LEN A-6”. 

Justamente, la Subasta de Nueva Energía A-6 no contará con ofertas de proyectos solares debido a decisiones gubernamentales, como sí lo hará la LEN A-5, que se llevará a cabo el mismo día y que ya tuvo más de 1300 parques fotovoltaicos interesados, por un total de 55822 MW de suministro. 

Aunque cabe aclarar que el Ministerio de Minas y Energía de Brasil dio a conocer que en ambas convocatorias favorecerá a las pequeñas centrales hidroeléctricas en las próximas subastas.

¿Por qué? Se prevé que el 50% de la demanda de energía declarada por las distribuidoras sea contratada a partir de PHC de hasta 50 MW de capacidad, lo que remarca aún más la postura del VP de ABSOLAR. 

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Es por ello que desde la Asociación buscan las mismas condiciones de competencia e impulsan el proyecto de Ley 414/2021, que prevé la apertura del mercado libre de energía a todos los consumidores del país, por un plazo de 42 meses a partir de su sanción. 

“Es el más grande que habrá en Brasil, ya que actualmente sólo el 30% del mercado en términos de consumo y el 5% de consumidores son capaces de elegir su vendedor de energía”, sostuvo Trannin. 

Sin embargo, como este año se llevarán a cabo las elecciones presidenciales (previstas para el 2 de octubre), no se ve factible que se le dé tratamiento parlamentario a dicha iniciativa, por lo que esperan que el próximo año se discuta en el Poder Legislativo. 

“Seguramente en 2023 estará la liberalización del mercado del país y hará que las tecnologías más competitivas tengan una participación más relevante en la matriz energética que la actual. Sería una gran medida que cambiará los rumbos de la matriz energética”, manifestó el especialista. 

Y continuó: “Con la apertura del mercado, seguramente veremos más competencia natural entre la generación distribuida (hasta 5 MW) y la centralizada. Y uno de los puntos que ABSOLAR mira es la correcta atribución de valores y cambios de atributos de cualquier tipo para que todas las tecnologías puedan competir en igualdad de condiciones y de competitividad”.

De este modo, el país se prepara para un boom de las renovables, principalmente de la fotovoltaica y la eólica. A tal punto que las estimaciones señalan que la energía solar representará cerca del 32% de la matriz eléctrica brasileña al 2050 (121 GW). 

Mientras que la eólica tendría una participación del 14,2%, con 54 GW operativos (32,5 GW más que la actualidad) pero la hidroeléctrica perdería “muchísima atractividad” hasta ocupar el 30,2% de la matriz (113 GW – sólo sumaría 4 GW). 

Y a eso se debe añadir la incorporación del almacenamiento distribuido a la ecuación, el cual tomaría un mayor rol y lugar en la matriz, con 11 GW instalados, lo que representaría el 2,9% de la capacidad del país.

Este viernes, en el Gran Salón, piso 16 del AC Hotel Santiago Costanera Center, de 9.30 a 12.30 horas, las empresas participantes de la Licitación de Suministro 2022/01 tendrán la oportunidad de hacer sus mejoras en las ofertas presentadas el jueves de la semana pasada.

Esta segunda etapa 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.

Hasta el momento, de las 15 empresas que se han presentado en la convocatoria, 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).

En diálogo con Energía Estratégica, una fuente con amplia experiencia en proyectos de energías renovables observa que existe la probabilidad que las ofertas mayores a los 45 dólares por MWh –en bloques 1-A y 1-B- no se puedan ajustar a los precios que ofrece la CNE.

“Se entiende que uno -por los promotores participantes de la licitación- oferta su mejor precio para adjudicar. Creo que los que están más cercano a los 40 -dólares por MWh- son los que podrán hacer un esfuerzo”, observó el experto.

Sin embargo, las más cercanas a 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.

Factor precios y qué podría ocurrir…

El precio límite fijado por la CNE, a criterio del mercado, fue demasiado bajo. Pero el razonamiento de la autoridad gubernamental, a sabiendas de un costo de CAPEX elevado principalmente por el aumento de los equipos, componentes y fletes, es que los emprendimientos tendrán que ingresar en operaciones a partir del 2027, por lo que los costos podrían tender a estabilizarse.

Sin embargo, las compañías tienen dudas de ello. Los adjudicatarios tendrían que cerrar sus cotizaciones a más tardar el 2024 para llegar en tiempo y forma al inicio de suministro, sumado al hecho que la demanda mundial prevista para los próximos años, muy empujada por China, la Unión Europea y Estados Unidos, podría generar que los costos de CAPEX no bajen lo deseado.

De no haber mejoras de ofertas suficientes, la CNE podría relicitar el volumen no adjudicado junto a la Licitación de Suministro 2022/02, que se llevaría a cabo a finales de año, donde se disputarían otros 2.500 GWh/año.

Sin embargo, algunas compañías podrían especular con que es mejor bajar precios ahora en torno a los 40 dólares por MWh y probablemente adjudicar. En lugar de tener que esperar a una nueva licitación donde una mayor cantidad de empresas pudieran presentarse y, por ende, que la competencia sea aún mayor, donde, en consecuencia, los precios terminen siendo menores.

Desde mayo a diciembre del 2021, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) lanzó una serie de licitaciones en estado de prepublicación de obras eléctricas de alta tensión, para que el mercado se vaya preparando. Cada una de ellas contenidas en distintos Planes de Expansión de Referencia Generación – Transmisión.

Si bien durante todo este 2022 el Gobierno de Iván Duque no dio señales de avances en las iniciativas, desde el mercado esperan que con la asunción Gustavo Petro, que tomará funciones el próximo 7 de agosto, estas obras de transmisión sean retomadas.

Los proyectos

La primera de ellas, lanzada en estado de borrador el 13 de mayo de año pasado, es la Subestación Pasacaballos 220 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 05 -2021).

“Consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Pasacaballos 220 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40779 del 21 de diciembre de 2019, el proyecto debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024”, señala la UPME.

El 31 de mayo del 2021 se publicó la segunda: Subestación Carreto 500 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 06 -2021).

Allí se incluye el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Carreto 500 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40779 del 21 de octubre de 2019. El proyecto debe entrar en operación a más tardar el 30 de septiembre de 2024.

La tercera de las subastas eléctricas en borrador se publicó el 28 de junio de año pasado. Se trata de la Subestación Alcaraván 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 07 – 2021).

Se licita el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Alcaraván 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La obra debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2025.

La cuarta obra es la Subestación La Paz 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 08 – 2021), publicada el 16 de julio del 2021.

Consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación La Paz 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La línea debe entrar en operación a más tardar el 31 de octubre de 2026.

El quinto borrador de subasta fue publicado el 15 de noviembre del año pasado, y corresponde a la Subestación San Lorenzo 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 10 – 2021).

Tiene que ver con el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al Proyecto subestación San Lorenzo 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La obra debe entrar en operación a más tardar el 31 de enero de 2025.

Finalmente, la sexta subasta en borrador que lanzó la UPME durante el 2021 fue Alcaraván 115 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME STR 11 -2021), que se publicó el 3 de diciembre de ese año.

Santa Fe continúa en la espera de la adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424). El proyecto enviado por el Poder Ejecutivo todavía no fue tratado por el senado provincial, pese a que desde el gobierno ya avanzaron con varios programas que fomentan este tipo de alternativas renovables. 

Franco Blatter, subsecretario de Tecnologías para la Sostenibilidad de la Provincia de Santa Fe, conversó con Energía Estratégica y reconoció que el gobernador, Omar Perotti, pidió en reiteradas oportunidades que se le dé tratamiento a la iniciativa en el Poder Legislativo. 

“También lo querían todas las federaciones industriales para contar con los beneficios y ventajas del fondo, al igual que las cooperativas eléctricas de la provincia”, afirmó. 

“Sin embargo, la Cámara de Senadores no lo trata desde hace dos años, ni este ni otros proyectos del Poder Ejecutivo. Y es ni más ni menos una decisión legislativa, que nos limita en el desarrollo de esta alternativa por lo que nos perdemos una posibilidad muy importante, porque en definitiva el Programa ERA Colaborativo pasa a ser la reglamentación de la adhesión”, manifestó. 

De todos modos, cabe recordar que Santa Fe ya tuvo avances en cuanto a la generación distribuida, aunque no necesariamente bajo la Ley 27424, por lo que no figura en el reporte de avance que mensualmente comparte la Secretaría de Energía y que tiene a Córdoba a la cabeza del ranking nacional, con 497 usuarios – generadores y 7.819,7 kW. 

Pero según explicó Blatter, la provincia de Santa Fe ya posee alrededor de 800 U/G que suman suman “cerca de 5 MW instalados”, siendo el sector residencial el de mayor participación en cuanto a usuarios – generadores (60%), pero el industrial en lo referido a potencia operativa (40%). 

A eso se debe agregar que hubo avances en diez proyectos del Programa ERA Colaborativo, de los cuales la mitad ya está en construcción, y se espera que el próximo mes ya estén finalizadas entre cuatro y cinco comunidades renovables, que van desde los 25 kW en adelante. 

“Para poner en contexto, con solamente los proyectos de la Comunidad Solar de María Teresa y la de la Universidad Nacional de Rafaela, se sumarían 60 kW, además de las inversiones privadas en countries, empresas y parques industriales, entre otros”, detalló el especialista. 

Plan Renovable de Santa Fe

La provincia también le da continuidad a la sustentabilidad a partir de la línea de créditos de $400.000.000 para paneles y termotanques solares que lanzó junto con el Consejo Federal de Inversiones, que este portal de noticias adelantó en su momento (ver enlace). 

Y ante ese impulso, el subsecretario de Tecnologías para la Sostenibilidad reconoció que, en el primer mes de trabajo, llevan comprometidos $75.000.000 y tuvieron más de 15.000 visitas a la página y 3000 consultas. 

“Está destinado a MicroPyMEs, PyMES y vecinos y vecinas que, articulada con la línea Santa Fe de Pie (para el sector rural y grandes empresas), no nos queda un sujeto que no pueda acceder a créditos para incorporar energías renovables”, aseguró. 

“A partir de ahora, los siguientes pasos estarán vinculados a trabajar mucho con el sector industrial, tal como nos pidió Perotti, ya que muchas empresas encontraron algunas limitaciones en el mercado internacional debido a la huella de carbono. Y, ante ello, se trata de apostar mucho para hacer hincapié en la sustentabilidad y la decisión estratégica de los créditos se enfoca en dicho segmento mencionado”, concluyó.

Con una matriz eléctrica prácticamente descarbonizada, Uruguay ya puso la mirada en su segunda transición energética, la expansión del parque de generación renovable para atender a nueva demanda y la producción de hidrógeno verde. 

Tal es así que Fitzgerald Cantero Piali, director nacional de Energía de Uruguay, reconoció que hay varios programas y proyectos encaminados, entre ellos el interés por el H2V y las posibilidades del almacenamiento de energía renovable para cuando el sistema lo requiera.

Durante el mega-evento Latam Future Energy Southern Cone, el funcionario vaticinó que hay entre 8 y 10 proyectos interesados para poder adherir al Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde, el cual fue lanzado a fines de marzo de este año. 

“A su vez, está la hoja de ruta del H2V (publicada el mes pasado), donde estamos comprometiendo distintos aspectos y medidas que permitan la erradicación de inversiones para la producción de este vector energético. Y ya existe interés de algunos países y empresas extranjeras en la generación de energía renovable para la producción de H2V y la exportación del mismo”, aseguró. 

Bajo esa misma línea, Fitzgerald Cantero Piali sostuvo que, pese a que la matriz sea más del 90% renovable, se necesitará de nuevas inversiones para la producción del mencionado vector energético. A lo que opinó que “la combinación de generación híbrida, es decir eólica y solar, es la mejor alternativa”. 

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

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Además, hay un proyecto en la parte agropecuaria, “donde Uruguay tiene un foco muy importante en la base de economía”, a partir de la aplicación y utilización de los excedentes de energía como aspecto que se está explorando. 

Aunque a eso se debe agregar el interés en tener “ofertas y opciones viables” para la acumulación de la energía renovable, a la par que se brinda apalancamiento para la inversión en el sector energético mediante una herramienta “importante” como es el Fondo de Innovación en Energías Renovables (REIF). 

Dicha iniciativa cuenta con la participación del Ministerio de Industria, Energía y Minería, el Ministerio de Ambiente, la Oficina de Planeamiento y Presupuesto y la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE). 

Y la misma será un instrumento financiero que combina fondos de Naciones Unidas y de Bancos privados para apoyar a las empresas mediante créditos flexibles y adaptados a los desafíos de llevar adelante inversiones innovadoras y sostenibles.

La capacidad total del sector de la energía solar asciende ahora a 340 GW, lo que supone un aumento del 25,8% con respecto al año pasado, apunta Wang Bohua, presidente honorario de la China Photovoltaic Industry Association, en una presentación.

Se espera que las instalaciones totales durante el año se sitúen entre 75 GW y 90 GW en 2022, agregó Wang, superando el récord del año pasado de 54,9 GW.

Las exportaciones de equipos de energía solar de China también aumentaron durante el periodo, con un valor total que se duplicó hasta los 25.900 millones de yuanes (3.830 millones de dólares), a pesar de los aranceles y las sanciones comerciales de Estados Unidos, India y Europa.

El objetivo de China de aquí a finales de la década

China se ha propuesto elevar la capacidad total de energía eólica y solar a 1.200 GW para finales de la década, frente a los 635 GW de finales del año pasado, y actualmente está desarrollando instalaciones de energía renovable a gran escala en regiones desérticas.

Según el acuerdo de 10 años, Equinix comprará el 80% de la energía verde y las garantías de origen que producirá el nuevo parque eólico Lumivaara.

Ubicada en el municipio finlandés de Hyrynsalmi en la región central de Kainuu, Lumivaara comprenderá nueve aerogeneradores, con una capacidad total de al menos 53 MW.

La construcción está programada para comenzar en 2023, y la puesta en marcha seguirá a principios de 2025. Neoen posee una participación del 80% en el proyecto; y el 20% restante es propiedad de Prokon, el desarrollador original del proyecto.

Neoen has signed its 8th PPA in Finland and our 2nd with #Equinix for the Lumivaara wind farm (53 MW), scheduled for commissioning in 2024! We’re proud of the contribution our wind farms across the country are making to Finnish energy independence!👏🇫🇮 pic.twitter.com/pmCoAsIAL0

— NEOEN (@NEOEN_Energy) July 22, 2022

El contrato de energía verde firmado con Equinix está parcialmente indexado a precios de mercado. Es el octavo PPA corporativo de Neoen en Finlandia desde 2018; prueba del atractivo de la empresa para empresas internacionales importantes como Equinix, la primera empresa de centros de datos del mundo en establecer un objetivo de energía 100% renovable, alcanzando el 95% a nivel mundial en 2021.

Transición energética para Finlandia

Equinix también amplió el alcance de sus compromisos climáticos en 2021 para incluir un objetivo validado con base científica; y un objetivo para alcanzar la neutralidad climática en todas sus operaciones hacia 2030.

Este último PPA de energía renovable eleva la capacidad total de Equinix bajo contrato a largo plazo a nivel mundial a 297 MW.

Por su parte, Prokon ha estado activo en Finlandia desde 2011; con una cartera de desarrollo de proyectos de energía eólica de más de 900 MW, todos estos en etapas avanzadas de desarrollo.

Neoen está presente en Finlandia desde 2018 y ha acumula una gran cartera de activos, incluido el parque eólico Hedet (81 MW) y Yllikkälä Power Reserve (30 MW / 30 MWh de almacenamiento en batería), ambos ahora en funcionamiento; así como los parques eólicos Mutkalampi (404 MW) y Björkliden (40.4 MW), actualmente en construcción.

Jerri Loikkanen, director general de Neoen Finlandia, declaró al respecto: “Nos gustaría agradecer a Equinix por su continua confianza. Ahora tenemos ocho PPA en Finlandia, dos de los cuales son con Equinix. Esto destaca nuestro importante papel en el trabajo hacia la neutralidad de carbono en el país. Si bien, la independencia energética nunca ha sido más actual en Finlandia, nos enorgullecemos de nuestra contribución a la autonomía finlandesa vía nuestros parques eólicos”.

Asimismo, Jakob Kjellman, director de Prokon Finlandia, calificó este nuevo PPA como un hito importante para la empresa.

“Estamos muy agradecidos por la confianza depositada en nosotros, no solo por nuestros socios comerciales sino también por los propietarios de los terrenos y el municipio de Hyrynsalmi; quienes apoyaron a Prokon en el inicio del proyecto en 2016, en nuestro esfuerzo conjunto para desarrollar energías renovables en Finlandia”.

El Negociado de Energía de Puerto Rico reafirmó mediante Resolución y Orden (ver detalle) que LUMA deberá proceder con la actualización de la red del sistema de transmisión para respaldar la interconexión de los 18 proyectos aprobados en la convocatoria de Solicitudes de Propuestas «tranche 1».

A pesar de que señaló que este mandato podrá terminar de cumplirse junto a estudios de interconexión que se vayan poniendo al día, el ente regulador refuerza su idea de agilizar tareas y no demorar la integración de recursos renovables y almacenamiento.

De acuerdo con LUMA, la complicación habría surgido porque los estudios de interconexión para los seis proyectos BESS adicionales que fueron aprobados aún estarían en una etapa muy temprana y la preparación del “Estudio de instalaciones e impacto del sistema actualizado” tardaría aproximadamente 20 semanas más en completarse.

Siguiendo el análisis de LUMA, la mayor complicación sería que la adición de los seis Proyectos BESS que no se contemplaron previamente para el Estudio de Instalaciones e Impacto del Sistema inicial impactarían negativamente en los costos de las actualizaciones de la red estimadas originalmente.

Ahora bien, esta solicitud fue recibida por el Negociado como una dilación en el proceso de las RFP, ya que esos casi cinco meses adicionales para estudiar mejoras en la red darían aún más demoras en la interconexión del nuevo parque de generación y almacenamiento aprobado para Puerto Rico.

Retos de financiamiento para infraestructura de red

En la Moción del 22 de junio -que fue negada por el NEPR-, LUMA presenta varios argumentos. Más específicamente, LUMA declaró que, según la consulta preliminar con sus expertos en la materia, existe un riesgo sustancial de que los proyectos de mejora de la red propuestos no califiquen para los fondos de FEMA en virtud de la Ley de Presupuesto Bipartidista o la Sección 406 de la Ley Stafford.

Además LUMA argumentó que los requisitos del proceso para buscar financiamiento federal probablemente retrasarían los Proyectos Aprobados y crearían más incertidumbre y costos para los desarrolladores, lo que va en contra del interés del Negociado de Energía en acelerar dichos proyectos.

Según LUMA, el comienzo de las obras de un proyecto para el cual se solicitan fondos federales antes de la aprobación podría poner en riesgo la determinación de elegibilidad al limitar la elección de alternativas a considerar cuando FEMA revise el proyecto y que reciba fondos federales para actualizaciones de la red tiene el potencial de limitar la financiación o excluir otros proyectos que se necesitan de manera más crítica para reparar y restaurar el sistema T&D de los daños causados ​​por el huracán María».

Finalmente, LUMA expresó su preocupación sobre la utilización de fondos federales para proyectos de mejora de la red, ya que puede «considerarse como hacer viables los proyectos privados de productores de energía independientes o desplazar las fuentes de fondos disponibles de forma privada para usar fondos federales».

La estrategia de «Covid lockdown», de las que se sirve China para controlar el aumento de casos en zonas de alto riesgo de contagio por variantes del Covid-19, repercute en las actividades de distintos sectores productivos. Entre ellos, el rubro de manufactura fotovoltaica se ha visto afectado durante toda la pandemia.

No obstante, desde la industria aseguran que se encuentran en una senda de normalización de la actividad en la que ya ha sido posible retomar el ritmo de envíos y cotizaciones de módulos solares hacia estas latitudes.

“Está mejorando la situación tanto en los costos como en los tiempos de entrega”, sostuvo Ignacio Mesalles, gerente de ventas para Centroamérica y Colombia de Canadian Solar.

Así mismo, Mesalles observó que la dinámica de los mercados centroamericanos también estaría demostrando una sincera recuperación y, aunque aclaró que no sería a niveles de plazas como Colombia, ya estarían cerrando nuevos contratos.

“Las barreras todavía están pero vemos bastante interés en la región. Hemos estado conversando con varios desarrolladores y epecistas en Centroamérica cotizando proyectos, así que definitivamente se ha retomado el movimiento”, consideró el referente de Canadian Solar en la región.

En lo que respecta al suministro de equipos, este fabricante fotovoltaico chino-canadiense asegura haberse adaptado a los tiempos de entrega requeridos por sus clientes en la región, dando cumpliendo al timeline exigido para cada proyecto.

Tal sería el caso de un proyecto de MPC Energy Solutions en El Salvador. El cual consiste en dos plantas solares fotovoltaicas denominadas Santa Rosa y Villa Sol y que tienen una capacidad combinada de 21,07 MWp.

Para este proyecto ubicado en la región de Quezaltepeque, Canadian Solar ha garantizado el suministro de sus módulos Serie 7N bifacial de 645 a 655 watts. Y en estos momentos estaría llevando a cabo la entrega de 32,767 módulos de dicho modelo.

Además de haber cerrado contratos de suministro de módulos el antes mencionado en El Salvador, Canadian Solar avanza en conversaciones con empresas en otros mercados de la región:

“Tenemos un panorama de proyectos interesantes en Panamá, Honduras, Guatemala y Costa Rica. En este último suplimos hace un año a dos parques solares que suman cerca de 15 MW. Ahora buscamos nuevas oportunidades porque vemos más movimiento”.

El almacenamiento de energía busca seguir ganando terreno en los mercados energéticos de Latinoamérica, tanto en el segmento de la utility scale como en la mediana y baja escala. 

Y en particular en México, ante las inconsistencias y fallas en la infraestructura de transmisión y distribución, la sobrecarga de los circuitos eléctricos y la negativa hacia las aceptación de nuevas interconexiones, desde el sector proponen independizarse de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) a partir del almacenamiento de energía. 

Francisco Vargas, director de operaciones de Innovación Solar, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y reconoció que “el objetivo no es sólo hablar de un respaldo de energía, sino que queremos independizarnos de la CFE para realmente vivir una transición hacia las energías renovables”. 

“Y esa misión la llevamos a todos los mercados energéticos del país, no sólo a Baja California, sino también a Ciudad de México, Vallebravo, Monterrey, Guadalajara, Cancún, Tulum y Mérida, entre otros estados”, agregó. 

De este modo, se prevé quitarle carga a la Comisión Federal de Electricidad en diferentes sectores, como el industrial, hotelero o residencial, y utilizar ese remanente para lograr una mayor estabilidad de la red del ciudadano común y de los servicios críticos, tales como hospitales.

Es decir que, el mercado de la compañía está enfocado en sustituir el uso de combustibles fósiles por sistemas renovables en aquellos usuarios que posean problemas con la energía, como por ejemplo fábricas o industrias que no pueden detener su producción ante posibles fallos de la CFE, lo que derivaría en pérdidas económicas “importantes”. 

“El horizonte es que todos los que tienen un sistema fotovoltaico conectado transicionen a la independencia de la CFE. No estamos enfocados a tener un share o una cuestión económica, sino que la misión debe suceder para que, en 30 o 40 años, la sociedad no sufra las consecuencias de la irresponsabilidad actual”, manifestó Vargas. 

“La visión no es económica, sino que buscamos proyectos en donde se pueda apoyar y donar la tecnología para un bien común y social, como escuelas y hospitales que viven marginados y tengan problemas eléctricos”, insistió el especialista. Y según explicaron desde Innovación Solar, en México comenzarán la serie de emprendimientos en una escuela de Los Cabos a la que asisten cerca de treinta niños y niñas de la zona, y la cual se abastece de energía a través de un sistema off-grid “muy arcaico”. 

El Gobierno Nacional, por medio del Ministerio de Minas y Energía, sigue impulsando la diversificación de la matriz energética de Colombia, hacia una que sea más limpia y amigable con el medio ambiente. 

Para lograr este objetivo, el Ministerio ha avanzado en la regulación de las nuevas tecnologías que le permiten al país avanzar hacia la carbono neutralidad, tal y como lo son la geotermia y el hidrógeno de cero y bajas emisiones, razón por la cual reglamentó los artículos 14,15, 21 y 23 de la Ley de Transición Energética. 

“La nueva reglamentación incluye lineamientos para el desarrollo y la exportación de hidrógeno de cero y bajas emisiones en el país, así como la reglamentación para el desarrollo de actividades orientadas a la generación de energía eléctrica a través de geotermia. Desde el inicio del Gobierno nos propusimos diversificar la matriz energética del país y hoy estamos dejando a Colombia con una matriz de las más sostenibles del mundo”, dijo el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa. 

En materia de hidrógeno, la nueva reglamentación establece el marco institucional para el desarrollo del mercado de este energético en Colombia, definiendo las competencias de los distintos ministerios que juegan un rol importante en la economía de este nuevo vector energético.

De igual manera, el decreto establece lineamientos para que entre el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Ministerio de Minas y Energía se definan temas claves para la exportación futura de hidrógeno sostenible, como lo es la definición de los certificados de origen. Así mismo, estos ministerios estarán encargados de definir el umbral de emisiones permitido para catalogar el hidrógeno de bajas emisiones, con el fin de continuar promoviendo tecnologías alternativas de producción de hidrógeno que aporten a la descarbonización del país. 

Otro de los temas claves que define el decreto es la creación de un sistema de reporte de información para el mercado del hidrógeno, con el objetivo de organizar y obtener información sistematizada de las diferentes actividades de la cadena de valor a nivel nacional. 

El decreto también da lineamientos para que las entidades, según sus competencias, analicen temas como: el almacenamiento de hidrógeno, programas de fomento a la innovación y sandbox regulatorios (Este instrumento permitirá a los emprendedores explorar modelos de negocio innovadores en industrias reguladas)

Por otra parte, en materia de geotermia, el segundo decreto define el procedimiento para solicitar los permisos de exploración y explotación y su registro en el registro geotérmico, su duración, las actividades que se incluyen dentro de las fases de exploración y explotación del recurso, la información que debe reportar el desarrollador, las reglas de superposición de proyectos y de cesión de estos, así como, el régimen sancionatorio. 

Con la expedición de esta normativa se dará seguridad jurídica a los inversionistas y se promoverá el desarrollo de proyectos de generación de energía eléctrica con fuentes geotérmicas, a su vez que se incrementa el conocimiento del subsuelo colombiano. 

Es de recordar que este Gobierno logró inaugurar los dos primeros pilotos de producción de hidrógeno verde en el país (ubicados en Cartagena), así como también los primeros proyectos de generación eléctrica por medio del uso de la geotermia (ubicados en Casanare).

El congreso está organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (Auder), una institución orientada a la promoción y la facilitación de las energías renovables y los desarrollos tecnológicos dirigidos a la sustentabilidad.

También se desarrollará el II Congreso (World Energy Council) Capítulo Uruguay, que en esta instancia estará enfocado en el “Hidrógeno en el horizonte”.

El evento reunirá a las autoridades nacionales de energía, que expondrán su visión sobre la política energética de los próximos cinco años, y también a las principales consultoras internacionales, que abordarán los desafíos energéticos de la pospandemia.

La agenda incluye temas de movilidad eléctrica en nuestro país, tecnologías para la descarbonización, inversión y financiamiento en proyectos de hidrógeno, así como aspectos vinculados a la planificación, la promoción y la regulación energética.

También tendrá lugar la presentación del Programa H2 Uruguay, que establece “las líneas de trabajo para el desarrollo del hidrógeno verde y derivados de forma interinstitucional en Uruguay”. Según el director de la Auder, Diego Oroño, “el plato fuerte” del congreso es la descarbonización y las posibilidades del hidrógeno para cambiar la matriz del transporte nacional.

El evento se realizará en una modalidad híbrida, que tendrá su pata presencial en el auditorio del LATU y será transmitido en línea para el resto de los participantes de Uruguay y la región. Por más información: www.latamrenovables.com.

La Empresa de Pesquisa Energética, el Foro Económico Mundial (WEF) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) identificaron barreras, riesgos y soluciones para estimular la inversión en el sector eléctrico del país. 

El foco estuvo puesto en la modernización de centrales hidroeléctricas (UHE), la generación distribuida y sistemas aislados de la red. Y entre los resultados presentados se encuentran propuestas de acciones que podrían servir de base para futuras iniciativas de política, planificación energética, regulación y actuación del sector privado.

En lo que respecta al segmento de gran escala, se propone modernizar la infraestructura existente para aumentar su eficiencia y disponibilidad. Hecho que requeriría cerca de $15 mil millones de inversión, pero generaría un aumento de 4,7 GW de capacidad, así como también la disminución de 57 MMt de CO2 gracias al desplazamiento de la generación a gas natural.

Para ello, el documento elaborado por las entidades aconseja una serie de cambios normativos “para eliminar las barreras a la comercialización de los servicios de las centrales hidroeléctricas posteriores a la modernización, renovación o repotenciación, aumentando así el apetito tanto del operador como de los inversores para realizar/financiar obras de modernización”:

Participación de las UHE en Subastas de Reserva de Capacidad, que implicaría reconocer/permitir la obtención de ingresos adicionales por la disponibilidad de capacidad de reserva resultantes de la modernización y/o repotenciación. 
Aclaración de los conceptos de “Ampliación” y “Mejoras” utilizados en los contratos de concesión y ampliación del plazo hasta 20 años para amortizar la inversión. 
Asignación de la garantía física derivada de mejoras y ampliaciones al generador para su libre disposición y una remuneración adecuada por la prestación de servicios auxiliares y el atributo de “flexibilidad”.

A lo se debe agregar la propuesta de “sensibilizar” a los inversionistas y emisores potenciales en Brasil sobre los Criterios de Energía Hidroeléctrica Estándar de los Bonos Climáticos. 

Y cabe recordar que la hidráulica es la tecnología que posee mayor capacidad instalada en todo el país, con más de 109500 MW operativos, por lo que abarca el 53,9% de la matriz eléctrica de Brasil. 

La generación distribuida es otro de los segmentos en los que la Empresa de Pesquisa Energética puso la mirada, ya que se prevé que alcance 37,2 GW de potencia al 2031, lo que representa un incremento de más del 200% en la próxima década (hoy en día se ubica en 11,3 GW). 

“Entendiendo ese panorama, se requerirán unos 23.200 millones de dólares de inversión. Por lo que se recomienda la creación de una caja de herramientas de las mejores prácticas de financiación existentes en las diferentes etapas de los proyectos de GD”, detalla el documento. 

“La misma apoyará a los desarrolladores, bancos y financistas de capital mientras acelera la estandarización y la ampliación de las buenas prácticas existentes y los modelos de financiación exitosos”, agrega.

Mientras que para los sistemas aislados, también se sugiere la creación de un nuevo esquema, en este caso de una plataforma que englobe a los Productores de Energía Independientes (IPP) existentes (post-subasta) para encontrar equipo humano, integrar las renovables y “crear modelos de generación híbrida”.

Teniendo en cuenta que el Ministerio de Minas y Energía de Brasil estima que se requerirán cerca de $1.9 mil millones de inversión en los próximos seis a ocho años para brindar acceso a la electricidad a los sistemas que están fuera de la red. 

México vuelve a retroceder en su camino a la descarbonización. La Comisión Reguladora de Energía (CRE) rechazó permisos de generación eléctrica a siete proyectos renovables que sumaban 880 MW de capacidad, durante la sesión ordinaria del jueves 21 de julio.

Se trata de seis centrales fotovoltaicas y una eólica que fueron desarrolladas por el sector privado y que se distribuyen a lo largo de seis entidades federativas del país: Campeche, Coahuila, Hidalgo, Tamaulipas, Tlaxcala y Zacatecas. 

Los proyectos solares en cuestión son el P.S.“El Trojano” (108.41 MW de potencia en Tlaxcala), Zacatecas 360 (76,5 MW), el emprendimiento de la empresa Future Renewable Vision (FRV) denominado “San Isidro” (120 MW – Tamaulipas), Scutti Solar 3 (114.45 MW – Hidalgo).

A ello se debe agregar que la firma española Aljaval vio la negativa de sus parques de generación fotovoltaica Lomas de Ocampo III (30 MW – Coahuila) y Recursos Solares PV de México V (230,75 MW – Campeche). 

Mientras que la central eólica de gran escala se refiere a uno de 200 MW de potencia que pertenece a la firma Kalos Desarrollos Eólicos y se encuentra en el estado de Coahuila.

Y cabe destacar que casi todos los parques presentaron la solicitud de generación de energía eléctrica en distintos meses del 2020, a excepción de la planta que utilizará aerogeneradores, que hizo lo propio en febrero de 2021. 

Además, el ente regulador de México también rechazó la modificación de la Condición Tercera relativa al aprovechamiento de la energía eléctrica y Cuarta, vinculada con planes de expansión, de permisos de generación y de autoabastecimiento a otras dos centrales renovables:

Parque Eólico Dominical I de 100 MW de potencia, perteneciente a Dominica Energía Limpia, filial de Enel Green Power México
Parque Eólico Santa Catarina de 22 MW, del Grupo Comexhidro

Esta decisión llega en medio de la controversia internacional en la que Estados Unidos y Canadá solicitaron consultas de resolución de disputas con México bajo el Acuerdo Comercial Estados Unidos-México-Canadá (T-MEC), relacionadas a la política energética del país que preside López Obrador y ciertas medidas y “trato discriminatorio” hacia empresas estadounidenses para beneficiar a CFE y PEMEX.

Sin embargo, esta no es la primera vez que la Comisión Reguladora de Energía rechaza permisos de proyectos renovables en el año, dado que, en lo que lleva transcurrido el año, negó solicitudes fotovoltaicas y eólicas por más de 2 GW. Siendo enero y marzo los meses en los que la magnitud de potencia fue menor, mientras que a mediados de junio la CRE le puso el freno a más de 15 emprendimientos que superaban 1 GW de capacidad.

A mediados del 2020, el Wp fotovoltaico llegó a cotizar tan sólo 17 céntimos de dólar. Actualmente, dos años después, el precio ronda los 27 céntimos, un 60% más. No obstante, este crecimiento no supone una mayor rentabilidad para las compañías fabricantes de módulos fotovoltaicos que, según sus balances, no obtienen ganancias mayores al 5%.

Alberto Cuter, director general para Latinoamérica de Jinko Solar, explica a Energía Estratégica que el aumento de precios de los paneles es consecuencia de la suba de los costos de la materia prima y de la energía.

Explica que, por lo contrario, la carrera de continuar ofertando a precios competitivos ha hecho que las compañías se pongan creativas y no vuelque al mercado las subas de costos reales.

Señala que, entre todos los insumos que han subido, el de mayor trascendencia es el silicio, que representa alrededor del 40 a 45% del costo de los paneles. A mediados del 2020 este metaloide estaba a 7 dólares por kilo. Hoy cuesta 42 dólares.

“El fabricante puro de paneles está en una situación bastante complicada”, indica Cuter. Señala que, por este motivo, Jinko ha decidido ingresar en el segmento upstream de la industria, iniciando la construcción de una fábrica de producción de silicio y aluminio.

La intención de la compañía es controlar los costos de producción de los componentes principales y mantener el nivel cualitativo de la producción de los módulos en todas las etapas de producción.

“En esta industria es fundamental estar integrados verticalmente con la intención de producir lingotes, obleas, celdas y módulos directamente a partir del silicio”, observa Cuter.

Y resalta: “De esta forma, además de controlar los costos, es posible mantener excelentes niveles de calidad y ofrecer al mercado productos a precios competitivos y de alta calidad”.

Precios que no bajarán en el corto plazo

Para el director general para Latinoamérica de Jinko Solar “al menos en los próximos dos años no regresaremos a precios bajos” de módulos fotovoltaicos, “porque el valor del silicio, los componentes para fabricar módulos, como aluminio, vidrio, cobre, plata siguen siendo altos, el costo de la energía para producir también es alto y la demanda también sube”, justifica.

No obstante, Cuter observa: “Puede ser que el año que viene los precios bajen un poco, pero los valores que vimos a mediados del 2020 no lo vamos a ver”.

Por su parte, Mauricio González, Gerente de Ventas Chile de Trina Solar, durante el evento Latam Future Energy Summit Southern Cone, evento producido por Energía Estratégica y Invest In Latam, opinó en consonancia con Cuter: “El precio del módulo está estable y se espera que el precio del módulo a partir del Q1 empiece a bajar; eso es un hecho”.

El punto de vista también fue compartido por, Víctor Sobarzo, Gerente Sénior de Desarrollo de Negocios de JA Solar, quien agregó que desde la industria están haciendo esfuerzos por aumentar la eficiencia de los módulos fotovoltaicos, optimizar costes de logística para sus traslados y aumentar la producción.

Adelantó que JA Solar fabricará un 20% más de paneles, pasando de 40 a 50 GW anuales.

En tanto, Jinko Solar también aumentará su producción, de 37 a 43 GW por año desde el 2023.

El silicio limita el crecimiento al tiempo que los mercados florecen

Un cuello de botella a todo este crecimiento es que actualmente la industria del silicio es capaz de ofrecer al mercado fotovoltaico una cantidad para fabricar entre 240 a 250 GW anuales, pero la matriz productiva fotovoltaica es capaz de fabricar 400 GW.

“Este es uno de los temas más complicados que aparecen en la industria”, observa Cuter.

No obstante, el director general para Latinoamérica de Jinko Solar indica que hay voluntad de las empresas que extraen silicio en continuar produciendo.

Parte de ello se explica porque el costo de extracción y producción del metaloide gira en torno a los 10 dólares por kilo, y el de venta a los 40 dólares.

Y esta coyuntura se da en un momento de demanda plena de los mercados mundiales preocupados por instalar masivamente parques solares fotovoltaicos.

Según Cuter, el mercado que más demandará a la industria es el chino. El gigante asiático prevé la instalación de 108 GW de energía solar este año, duplicando su record del año pasado de 54,8 GW. Pero el objetivo de Beijing es llegar al 2030 (si no antes) a los 1.200 GW fotovoltaicos.

Luego, a los ojos del director general para Latinoamérica de Jinko Solar, Europa viene en segundo orden de importancia por los objetivos que se fijan allí. La UE plantea duplicar la capacidad solar fotovoltaica para 2025 (de 189 GW a 320 GW, lo que significa que en el continente se deberían instalar 44 GW anuales de esta tecnología) e instalar 600 GW para 2030.

Luego le sigue Estados Unidos, que se propone conectar 30 GW por año de capacidad solar al 2025, y 60 GW anuales entre 2025 y 2030. Quiere, al 2035, que el 40% de la generación provenga de fuentes fotovoltaicas.

Finalmente, Cuter indica que Latinoamérica también tendrá un papel importante en la demanda de la industria. Si bien el bloque de países no tiene objetivos concretos de crecimiento, ABSOLAR propone que en Brasil se llegue al 2030 con al menos a los 30 GW fotovoltaicos dentro de la matriz eléctrica brasileña.

“Este crecimiento de la demanda es una de las razones por lo que el precio del módulo seguirá siendo alto”, remata el especialista.

Según las estimaciones de IHS Markit (que ahora forma parte de S&P Global), Growatt fue clasificado como el proveedor de inversores residenciales número 1 a nivel mundial en 2021, consolidando su posición de líder del mercado por segundo año consecutivo. La empresa debe el logro a su amplia cartera de productos de alta calidad y fiabilidad, así como a su extensa red global y a sus servicio de primera para el usuario.

«En Growatt, proporcionamos soluciones fotovoltaicas inteligentes y fiables para que los propietarios de sistemas residenciales reduzcan sus facturas de electricidad y su huella de carbono. Más de 2,8 millones de familias en todo el mundo disfrutan ya de energía sostenible gracias a nuestros productos y soluciones», comentó Lisa Zhang, vicepresidenta de marketing de la empresa.

La oferta residencial de Growatt, que cumple con la normativa de la red y los requisitos de varios mercados, incluye inversores monofásicos con una capacidad de potencia que va de 750W a 11,4kW e inversores trifásicos de 3kW a 15kW.

En particular, los inversores listos para un futuro con baterías de la serie XH de la empresa se han hecho cada vez más populares entre los hogares que buscan actualizar las plantas solares de los tejados con sistemas de almacenamiento de energía en el futuro.

«Nuestro inversor residencial tiene un diseño elegante y compacto, y es fácil de instalar y poner en marcha. Además, cuenta con características de seguridad mejoradas, como la protección AFCI, lo que da tranquilidad a los clientes», añadió Zhang.

Hasta la fecha, los inversores Growatt se han instalado en más de 150 países y regiones, y aproximadamente 1,4 millones de usuarios finales han conectado los sistemas fotovoltaicos a la plataforma en la nube de la empresa, el sistema de servicio inteligente en línea (OSS).

«Nuestro sistema OSS permite a los instaladores, integradores y distribuidores gestionar y mantener las plantas solares de forma remota e inteligente para mejorar la eficiencia del servicio», explicó Zhang.

Además, la empresa ha establecido 34 oficinas de representación en todo el mundo para ofrecer un servicio más eficaz y cómodo.

«En Growatt, nuestro equipo trabaja arduamente para que todo el mundo pueda beneficiarse de la energía sostenible y la transición a un estilo de vida más ecológico. Y creemos que, junto con nuestros socios de todo el mundo, podemos marcar la diferencia», concluyó Zhang.

Durante su intervención en el marco de la Semana del Clima de América Latina y el Caribe 2022, auspiciada por los gobiernos de República Dominicana y Estados Unidos, el ingeniero Almonte destacó la importancia de la transformación energética mediante el uso de las renovables, que contribuyen a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, diversificar el suministro energético y disminuir la dependencia respecto a los combustibles fósiles.

Dijo que debido a la confianza que les brinda la actual gestión a los inversionistas, han recibido solicitudes de varias firmas privadas locales y extranjeras para la instalación de electricidad basada en fuentes renovables, adicionales a los 622 megavatios contratados en el último año.

Adelantó que en los próximos días se abrirá una vista pública para el conocimiento de la propuesta de modificación de los reglamentos de aplicación de la Ley sobre el Incentivo a las Energías Renovables para introducir la figura de las licitaciones para el acceso a los contratos de compra y venta de energía y para incluir la opción de baterías para almacenamiento de las renovables, particularmente de la energía solar.

“La revolución de las energías renovables en República Dominicana, como un paso firme para el desplazamiento de fuentes contaminación o generación de gases de efectos invernaderos, incluye una inversión acelerada en proyectos eólicos y solares, la readecuación del sistema regulatorio y normativo para institucionalizar la penetración masiva de las energías limpias al sistema eléctrico nacional”, dijo el ministro durante su ponencia en el Hotel El Embajador.

En el foro “Mecanismos Innovadores de Financiamiento para la Energía Renovable”, organizado por la Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID), Almonte resaltó que para que esos proyectos se realicen hay que pensar en mecanismos innovadores de facilitar financiamiento a los inversionistas privados que quieren invertir en energías verdes.

El ministro Almonte estuvo acompañado de los viceministros de Energía, Rafael Gómez y de Ahorro y Eficiencia Energética, Alfonso Rodríguez, así como del director del director de Relaciones Internacionales del MEM, Gustavo Mejía Ricart.

La Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH2) estableció sendos Memorandos de Entendimiento con la Japan External Trade Organization (JETRO) México y con el Clúster Energético del Interoceánico, los cuales permitirán intercambiar información, conocer experiencias y promover iniciativas diversas relacionadas con la industria del hidrógeno verde.

El acuerdo entre la AMH2 y la JETRO México establece una relación de colaboración estrecha, en calidad de aliados estratégicos internacionales, para intercambiar información sobre la industria del hidrógeno en México y en Japón, a fin de promover posibles iniciativas conjuntas que beneficien a la relación comercial entre ambos países en este sector.

De esa manera, ambas partes sostendrán reuniones periódicas para intercambiar información relevante sobre la industria del hidrógeno en México y en Japón, compartir mejores prácticas de ésta como energía limpia, e identificar oportunidades de comercio e inversión que contribuyan a su desarrollo.

Además participarán en actividades de promoción de la industria del hidrógeno verde, como foros, seminarios, conferencias, entre otras, e impulsarán de manera conjunta proyectos fomentando alianzas estratégicas entre empresas japonesas y mexicanas.

El presidente de la AMH2, Israel Hurtado, destacó que el Memorando de Entendimiento con JETRO México favorecerá el impulso a la industria del hidrógeno verde en México, con la experiencia y tecnología de empresas japonesas. Hurtado agradeció a Takao Nakahata, director general de JETRO México, así como a Neysa Tallaneli Criollo Padilla, por la disposición para la firma del documento que seguramente traerá beneficios para México y su transición energética.

Por separado, la AMH2 y el Clúster Energético del Interoceánico acordaron colaborar a través del intercambio de información, experiencias y de actividades conjuntas que permitan hacer viable la ejecución de proyectos e iniciativas en favor del desarrollo del hidrógeno.

También promoverán y vincularán a empresas proveedoras locales, regionales, nacionales e internacionales de las industrias energética y de tecnologías de la información y comunicaciones, y afines, con la finalidad de que se integren a la cadena productiva de dichas industrias a desarrollarse en todo el país y en el extranjero.

Asimismo promoverán programas de capacitación de recursos humanos vinculados al tema, el desarrollo y la transferencia tecnológica entre las partes, y la innovación tecnológica en los sectores energético y de las tecnologías de la información y comunicaciones, y afines.

Este acuerdo es de particular relevancia, pues la colaboración que prevé puede generar o complementar esfuerzos para el apoyo y desarrollo de las comunidades en una zona con grandes necesidades como la sureste del país, pero también con potencial renovable para  producción y consumo de hidrógeno verde, y con oportunidades como las que traería el Corredor Interoceánico del Istmo de Tehuantepec.

Ginlong Technologies (Solis) Co., Ltd es el ganador de los premios Asia Responsible Enterprise Awards (AREA) 2022 en la categoría Green Leadership. Es un momento de orgullo para Solis ya que este premio es un reconocimiento internacional al compromiso a largo plazo de la empresa con la Responsabilidad Social Corporativa.

Este año, el tema de Asia Responsible Enterprise Awards 2022 (AREA) 2022, «The ZERO Shift», significó que los ganadores del premio exhibieron un enfoque de sostenibilidad neta cero en todos los aspectos y en todo el ciclo de sostenibilidad. Dieron igual importancia a cero emisiones, cero residuos y cero desigualdad.

En esta ocasión, Lucy Lu, directora de marketing global de Solis, dijo: «Estamos muy orgullosos y honrados de recibir este premio. Solis, como líder mundial en inversores de cadena, está contribuyendo activamente al desarrollo sostenible a largo plazo y está acelerando la aplicación de tecnologías innovadoras mediante la promoción de soluciones sostenibles, Solis continuará trabajando con sus socios en la búsqueda de un mundo con cero emisiones netas”.

Solis no solo ha sido reconocido por defender prácticas comerciales sostenibles y responsables, sino también por su inmensa contribución al bienestar de la sociedad.

Algunas de las iniciativas emprendidas por Solis incluyen ayudar a los menos afortunados, luchar contra el COVID-19 y participar en programas de alivio de la pobreza fotovoltaica.

La compañía donó $155,000 a principios del 2020 para combatir el COVID-19. También donó grandes cantidades de suministros médicos al personal médico de primera línea. Solis ha donado $465,000 en becas a universidades y colegios, así como inversores donados para varios proyectos fotovoltaicos sin fines de lucro.

Recientemente, Solis ha suministrado sus inversores de cadena para la central eléctrica Tidal Flats de 300 MW en el condado de Xiangshan, provincia de Zhejiang. El período de utilización anual promedio de la estación de energía fotovoltaica es de aproximadamente 1120 horas y aproximadamente 340 millones de kWh de electricidad limpia pueden suministrarse a la red eléctrica en promedio anual. Este suministro de energía equivale a la mitad de las necesidades de electricidad limpia del condado.

Cada año, el proyecto ahorrará el uso de unas 100.000 toneladas de carbón y reducirá las emisiones de CO2 en unas 270.000 toneladas. También se espera que el sistema ahorre alrededor de 2.300 toneladas de dióxido de azufre y 1.000 toneladas de óxido de nitrógeno.

Este proyecto utiliza la serie de inversores de cadena trifásicos Solis 215-255kW, que tiene un máx. eficiencia del 99%, relación CC/CA > 150 %, admite compatibilidad con módulos bifaciales y de alta potencia y ofrece una función anti-PID para mejorar la eficiencia del sistema. LONGi Solar ha suministrado los módulos fotovoltaicos para este proyecto.

Con la implementación de tales proyectos, Solis está comprometida con su éxito y también continúa cumpliendo con sus compromisos de Responsabilidad Social Corporativa.

Solis ha estado a la vanguardia en el cumplimiento de sus compromisos de Responsabilidad Social Empresarial. Utiliza los medios públicos, las organizaciones profesionales y su sitio web para generar conciencia sobre los problemas y preocupaciones ambientales.

Solis seguirá cumpliendo con sus compromisos de responsabilidad social corporativa incluso en el futuro contribuyendo activamente a la sociedad y dedicándose a proyectos de bienestar público.

El Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, y el Presidente de la República, Iván Duque Márquez, inauguraron este jueves los sistemas solares fotovoltaicos instalados en cuatro de los principales edificios administrativos del municipio de Gómez Plata, Antioquia: la sede principal de la Alcaldía, el Comando de la Policía, la Casa de la Cultura y el Parque Educativo Génesis.

Como resultado del taller ‘Construyendo País’, liderado por el presidente Iván Duque Márquez en noviembre de 2020, el Ministerio de Minas y Energía adquirió el compromiso de dar apoyo técnico al municipio de Gómez Plata para desarrollar el acompañamiento de la implementación del proyecto ‘Energía eficiente y sostenible que transforma el país. Capítulo de entidades territoriales’, el cual se desarrolló gracias a la gestión y canalización de recursos del Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), en la que uno de los beneficiados fue este municipio antioqueño.

“Hicimos en estos cuatro años la mayor inversión, más de $91.000 millones, que ha hecho un Gobierno por el municipio de Gómez Plata en la historia. Los hechos hablan por sí solos y hemos apoyado el desarrollo de las regiones con grandes inversiones. Por ejemplo, en materia de infraestructura, hemos invertido en estos cuatro años más de $6 billones, la cifra más alta en la historia”, dijo el Presidente Duque.

Con una inversión de $165,3 millones, este municipio ubicado hacia el norte del departamento de Antioquia y con una población cercana a los 10.000 habitantes, cuenta con cuatro sistemas solares fotovoltaicos y una capacidad instalada total de 32,5 kWp, repartida en 15 kWp para la Alcaldía, 6 kWp para el Comando de la Policía, 5,5 kWp para la Casa de la Cultura y 6 kWp para el Parque Educativo Génesis; generando así un ahorro en el consumo de la energía del 80%, que en la factura de energía eléctrica es aproximadamente de $23,5 millones de pesos al año, equivalente al consumo mensual de 22 familias.

“Seguimos haciendo realidad la masificación de las energías renovables en el país. Así como las entidades administrativas de Gómez Plata, otras instituciones como el Ministerio de Hacienda y el Ministerio de Minas y Energía ya han adoptado la instalación de paneles solares para la generación energética. A la fecha hemos instalado miles de paneles solares en todo el país que le llevan el servicio de energía eléctrica a más de 34.600 familias colombianas”, dijo el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Se espera que los paneles solares instalados en Gómez Plata, y construidos por Empresas Públicas de Medellín (EPM), ayuden a disminuir la emisión de 6.85 toneladas de CO2 por año, equivalentes a sembrar 41 árboles.

A través de la presentación de socialización de los beneficios de este proyecto a otras entidades territoriales y el potencial que mostró en temas de ahorros económicos y en reducción de emisiones de CO2, el FENOGE estructuró la Convocatoria de Retos y Necesidades Energéticas enfocadas a fuentes de energía no convencionales para municipios y departamentos de Colombia.

Katharina Grosso Buitrago, directora ejecutiva de FENOGE, concluyó sobre este proyecto: “Nuestro objetivo es que este tipo de implementaciones como la del municipio de Gómez Plata, se difundan entre las demás administraciones públicas del territorio, y así se multipliquen las solicitudes y postulaciones para acceder a los recursos del Fondo. Como Gobierno Nacional debemos potenciar cada vez más el uso de las fuentes no convencionales de energía y la gestión eficiente para poder llegar a todos los rincones de Colombia transformando con hechos la energía”.

Días atrás se dieron a conocer algunas disposiciones que contemplaría la reglamentación de la adhesión de la provincia de Buenos Aires a la ley nacional de generación distribuida, la cual el Senado bonaerense aprobó, de manera parcial, en los últimos días de abril. 

Bajo ese contexto, Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, brindó una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, en la que se refirió a las expectativas y oportunidades de las renovables en el territorio bonaerense.

“Necesitamos poner en práctica la generación distribuida en Buenos Aires. La provincia puede aportar mucho en la transición energética a través de ella. Incluso ya hay sectores que están a la espera de que salga la reglamentación de la adhesión”, aseguró. 

“Si bien desde los usuarios es un segmento minoritario, se necesita realizar un trabajo en conjunto entre la adopción del marco normativo, el financiamiento y beneficios económicos y el propio fomento a esta alternativa”, aclaró. 

Es por ello que Ghioni planteó que, una vez la reglamentación esté lista, se promocionará la GD para generar cierto conocimiento del tema, no sólo para el sector residencial, sino también a pequeñas unidades productivas. 

Y cabe recordar que según pudo saber este portal de noticias, el Decreto estaría publicado aproximadamente en dos meses, en tanto que la resolución ministerial correspondiente sería en los sesenta días posteriores a la promulgación del decreto. 

¿Qué contemplará dicha reglamentación? Tal como se explicó días atrás, más allá de dos exenciones impositivas, también se prevé la creación de registro de usuarios-generadores (RUGER) para acceder a los beneficios y ciertos cambios en los segmentos tarifarios.

Pero a ello se podría agregar la posibilidad de la generación distribuida colaborativa o comunitaria, alternativa que el subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires a la que consideró que puede hacer más “tentadora” a la adhesión. 

“Permitiría unificar algunos sectores o comunidades donde haya varios usuarios que estén interesados en la materia, como por ejemplo en los edificios de las zonas urbanas. Creo que es factible y deseable”, manifestó. 

De continuar con esa iniciativa, Buenos Aires se uniría a Córdoba (GD Comunitaria) y Santa Fe (ERA Colaborativo) como las provincias que dan luz verde a que varios usuarios inyecten energía a la red a partir de un mismo sistema de generación renovable

Aunque Ghioni reconoció que será difícil la inversión en este tipo de tecnologías en el corto plazo, debido al contexto internacional, pero también sostuvo que ve “mucha perspectiva” a mediano y largo plazo.

“El resto de parque de generación renovable seguirá creciendo bajo la Ley N° 27191. Todo va encaminado hacia se intercalará el aumento de la demanda con la oferta de renovables. Es un camino que ya se abrió”, concluyó. 

El hidrógeno verde cada vez toma un lugar más relevante en la discusión energética global, principalmente pensando en rol a futuro, tanto para la generación de energía eléctrica como reemplazo de los combustibles fósiles en la movilidad. 

Pero una de las cuestiones que resulta fundamental en el desarrollo de dicho vector energético es la certificación, para la cual la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) ya identificó dos modelos principales.

El primero de ellos es un sistema de “book and claim”, en el que la reclamación sobre el consumo de energía renovable reservada por un proveedor de energía está separada del flujo físico. Mientras que el segundo se trata de un “equilibrio de masas” en el que siempre debe probarse un vínculo físico entre la producción y el consumo de energía verde.

Y ante ello, una de las grandes preguntas que surgen es qué países de la región se posicionan con mejores perspectivas, teniendo en cuenta que se espera que el costo nivelado del H2 (LCOH) disminuya en el futuro. 

Luiz Barroso, CEO de PSR y ex presidente de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil, conversó con Energía Estratégica y reconoció que “los países mejor ubicados son Brasil, Chile, Colombia, Paraguay, Costa Rica”, pero destacó a Chile como aquel más adelantado en el proceso de certificación, porque sostuvo que “ya tiene un esquema a través de un proyecto piloto”.

“Mientras que en Brasil, la certificación está como prioridad para la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica, que es el operador del mercado. Todos los años lanza 5 o 6 temas en agenda, y por primera vez, este año se puso a la certificación, es decir que trabaja para ello, pero aún no hay adelantos”, agregó. 

A ello amplió que existen otros países de Latinoamérica, como por ejemplo México o Argentina, que poseen tanto potencial renovable a coste competitivo como mucho gas natural. A lo que, dependiendo el contenido de carbono aceptado en la producción del H2, esos últimos dos países podrían ser “fuentes importantes” o una mezcla de renovables con gas.

“De igual manera, toda la inversión en hidrógeno son números y consumos muy grandes. Y allí, Brasil y Chile podrían salir adelante en la capacidad de entregar la oferta de electricidad que el consumo del hidrógeno necesitará. En tanto que Colombia podría tener un poco más de dificultad para entregar la oferta de electricidad para la escala necesaria”, aclaró. 

Y continuó: “La agenda del hidrógeno no es a corto plazo, por lo que definiría esta década donde los marcos regulatorios, la infraestructura sean preparadas para que el hidrógeno se produzca con más escala a partir del final de la próxima década”. 

Asimismo, dentro de ese proceso de certificación se debe esclarecer la diferencia entre la certificación vinculada a un contrato de compra de energía proveniente de fuente de producción de energía limpia, de aquella en la que se garantiza que la electricidad que suministra el electrolizador sea verde 24×7. 

“La certificación es el gran tema en la producción del H2V, aunque también el más complicado, ya que significa medir que la energía es limpia. Pero no hay ningún país que tenga un esquema que sea capaz de hacerlo con gradualidad horaria sobre el grado de carbono al que está sujeto un consumidor de hidrógeno. Aunque Chile es el que está más adelantado en el tema en Sudamérica”, concluyó Barroso. 

Se presentaron otras cuatro Manifestaciones de Interés (MDI) para desarrollar integralmente  proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables y almacenamiento de energía del SADI y reemplazar la generación de energía contaminante. 

Mario Cabitto, tesorero del Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA) y prosecretario de la Federación de Cooperativas de Prestadores Eléctricos de PBA Limitada (APEBA), conversó con Energía Estratégica y confirmó que se tratan de cuatro parques eólicos que en total suman 45 MW de potencia. 

Dichos proyectos se ubican en las localidades de Espartillar, Saladillo, Olavarría y Tandil. Para los primeros tres se financiaron estudios de prefactibilidad desde el PROINGED y FREBA; en tanto que el último no llegó a competir en una de las rondas del Programa RenovAr, pero no frenó su avance desde aquel entonces hasta la actualidad. 

“Vimos la oportunidad de presentarlos como MDI. Y si bien es cierto que la Resolución SE 330/22 hace foco en eliminar generación forzada, las centrales Espartillar y el de Saladillo lo harían”. 

“Mientras que en el de Olavarría y Tandil, no, pero nos pareció importante que las autoridades los conozcan”, aseguró quien también es gerente administrativo, financiero y laboral en la Usina Popular y Municipal de Tandil. 

Para ser precisos, la propuesta de la central de Espartillar es de 10,8 MW de capacidad, de la Cooperativa de Provisión de Servicio Eléctrico y Otros Servicios y Obras Públicas de Espartillar Ltda (CESP). Y su generación anual estimada es de 51561 MWh. 

Por su parte, el parque eólico Olavarría es promovido por Cooperativa Limitada de Consumo de Electricidad y Servicios Anexos de Olavarría (Coopelectric), con una potencia de 12,6 MW y una producción de 57395,5 MWh/año. 

El P.E. Saladillo, en cambio, tiene a la Cooperativa Eléctrica de Saladillo (CES) como promotor del proyecto, que también tendría 10,8 MW de capacidad y una producción de 44844,2 MWh/año. 

En tanto que el parque ECO Usina Tandil lo lleva adelante la propia cooperativa de la cual Mario Cabitto forma parte. Dicha alternativa renovable también es de 10,8 MW de potencia, con la diferencia de que la generación anual de energía eléctrica sería de 47777 MWh/año. 

Es decir que, entre los cuatro proyectos eólicos suman 45 MW de potencia y una generación de exactamente 108956,9 MWh/año, según los estudios realizados.

«Y con este tipo de iniciativas también se genera mano de obra local, por lo tanto lleva un proceso importante de capacitación interna. Sumado a que se evita el costo de transporte porque es generación local, se abre una buena oportunidad para que, a partir de la Res. 370/22, ofrecer energía renovable a los GUDI, y se colabora con la disminución de los gases de efecto invernadero», concluyó el especialista.

Hoy cierra la convocatoria

El plazo para presentar las manifestaciones de interés finaliza este jueves 21 de julio, luego de que la Dirección Nacional de Generación Eléctrica diera una prórroga de casi un mes con respecto a la fecha inicial pautada.

Y desde el sector se espera que los resultados generales de las MDI ingresadas a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. se dé a conocer en el corto plazo. 

Hasta este lunes las empresas podrán presentar proyectos para conexión eléctrica bajo el esquema que propone la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) a través de la Resolución 075.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucho interés del sector privado por obtener un espacio en el espectro eléctrico para poder comercializar luego energía, muchos de ellos a través de fuentes renovables.

Tal es el caso de la empresa Egal, que presentó 11 proyectos por alrededor de 200 MW renovables.

En diálogo con este portal, Iván Martínez, presidente de la compañía, explica que era necesario un cambio sobre la vieja mecánica de asignación pero confiesa que está en desacuerdo con el nuevo esquema.

“Antes había una gran capacidad de proyectos que no se iban a hacer y a eso lo sabíamos todos. No tenían ni el soporte financiero ni técnico para sacarlos adelante; eran meramente especulativos. Y todos le pedimos al Gobierno que exija más con las garantías y con las fechas de puesta en operación (FPO), y que sean un filtro para depurar”, indica.

“El Gobierno lo hizo –destaca-: subió las garantías de un dólar a diez dólares (por kW), y subió las exigencias para cambiar la FPO. Eso nos pareció muy bien. Pero lo que esperábamos era que los que estábamos esperando desde hace años por un lugar -en el espectro eléctrico- tuvieran prioridad. Pero no se hizo eso”.

“Nos sacó a todos, más allá de si estábamos dispuestos a afrontar las nuevas exigencias, y nos manda a un nuevo proceso -de competencia-. Entonces muchos inversionistas no están tomando a este proceso como serio. Hicieron demandas, las perdieron. Entonces cogieron sus maletines y se fueron a otros países. Eso ha hecho un daño gravísimo porque no ven estabilidad en las reglas”, opina Martínez.

El titular de Egal admite: “Nos vamos a presentar con varios proyectos porque de esto vivimos. Y si el Gobierno fija que las únicas condiciones son estas, tendremos que acatarlas. Pero la verdad es que nadie tiene en claro cómo va a ser la selección”.

Cuenta que la nueva mecánica consiste en cargar los proyectos a un sitio web de la UPME pero que “hay unos criterios – de selección- que son bastantes ambiguos” y que el riesgo es alto donde, por caso, los estudios de conexión cuestan entre 10 a 30 mil dólares y deben afrontarse sin conocer si más de un proyecto está compitiendo en una misma subestación.

“¿Si hay 20 compitiendo con estudios similares a quién se lo van a dar?”, pregunta. Y confiesa que le sentaba mejor el viejo esquema en cuando el ingreso priorizaba a los proyectos que llegaban antes, donde Egal ya contaba.

Lo hecho

Por otra parte, en su cuenta de Linkedin, Martínez hizo un repaso sobre los avances que se desarrollaron en materias de energías renovables durante el Gobierno de Iván Duque.

Indicó que, al 14 de julio, en materia de energía solar fotovoltaica, respecto a autogeneración, “hay cinco proyectos registrados con una potencia total consolidada de 25 MW, y «Normal» conectados a la red hay registrados 11 proyectos (uno de ellos en Cartagena de Indias, liderado por EGAL) con una potencia total consolidada de 135 MW”.

Por otro lado, señaló que en energía eólica, el parque eólico Jepirachi, conectado el 27/04/2004, sigue siendo la unica generación eólica del país. Con una potencia registrada de 18,42 Mw.

En geotérmica “no tenemos a la fecha ningún proyecto geotérmico registrado”, observó, al igual que en energía solar térmica: En colombia no tenemos a la fecha ningún proyecto solar térmico registrado.

“En resumen, a hoy julio 14 de 2022, colombia cuenta con: 179 MW en todas las FNCER. Cuando arranco este gobierno se contaban con 29 MW, por lo tanto, en este gobierno se incrementó en 150 MW la potencia instalada en FNCER, es decir multiplicaron por 5 lo que existía”, observó.

Y destacó: “Un logro importante, también colaboraron en avanzar de manera importante con nuevos proyectos que próximamente se estarán registrando y otros que están arrancando o en construcción”.

Aunque advirtió: “Es un avance importante, pero muy inferior al que se pregona por todos los medios. Aterrizar las cifras de manera objetiva siempre sera bueno para tener una visión objetiva de lo que está sucediendo”.

“Sin duda, el futuro de las energías renovables en colombia es muy alentador, este gobierno tuvo grandes aciertos, pero también delicados desaciertos que esperamos el nuevo gobierno los corrija lo antes posible y de manera retroactiva”, concluyó.

Statkraft amplía su portfolio de proyectos dando lugar a más energías renovables. En Chile, a las tres centrales hidráulicas que opera se le sumarán muy pronto distintas tecnologías a lo largo del país.

En concreto, avanza en la construcción de una hidroeléctrica en la zona sur, una eólica en la zona central y se preparan para nuevas obras en el norte chileno para incorporar más de 1200 MW solares fotovoltaicos.

¿Porqué solar? Las proyecciones de la industria realizadas para el último informe “Statkraft’s Low Emissions Scenario” revela que al 2035 la energía solar va a ser la principal fuente de electricidad del mundo y que esta se multiplicará por 30 al 2050.

“Creemos también que al 2050 el costo de solar+baterías, que es clave, va a bajar un 60%. Por lo tanto, ahí creemos que está el futuro”, subrayó María Teresa Gonzalez, gerente general de Statkraft Chile.

Durante su participación en Latam Future Energy Southern Cone Summit, la ejecutiva señaló que la compañía concentrará esfuerzos en Chile para desplegar uno de sus próximos proyectos emblemáticos con energía solar que se integrará a una central de hidrógeno verde para la producción de amoníaco. Pero aquello no sería todo.

A nivel global, «la meta al 2030 es crecer a 4 GW al año solamente en solar, eólico y baterías. A ese upgrade estratégico agregamos hidrógeno verde para lograr al menos 1 GW al 2030 en todo el mundo”.

“No vamos a agregar nuevos países pero sí queremos incursionar en nuevas tecnologías en distintos mercados”, señaló durante su participación en el panel “Tendencias para el desarrollo de proyectos eólicos y solares en el Cono Sur” del evento de Latam Future Energy.

En tal sentido, a nivel global la compañía prevé un proyecto muy ambicioso en eólica off-shore en Noruega e Irlanda que, entre otros objetivos, realizará un importante aporte para reforzar la seguridad energética en Europa. Mientras que en Latinoamérica concentra esfuerzos para diversificar su generación en países como Brasil y Chile donde las condiciones del mercado se prestan favorables no sólo para tecnologías como eólica y solar, sino también para hidrógeno verde y almacenamiento en baterías.

Acceda a las declaraciones completas de María Teresa Gonzalez, gerente general de Statkraft Chile, en el video de la transmisión en vivo de Latam Future Energy Southern Cone Summit 2022.

Ecoppia, pionero y líder mundial en soluciones de limpieza robótica para energía solar fotovoltaica, ha ganado el premio al mejor producto del año por su robot H4 en el programa de élite Environment + Energy Leader Awards.

La recepción de este prestigioso premio por parte de los expertos del sector se basa en su consideración de que el H4 es una solución ejemplar en los campos de la gestión energética y medioambiental.

La solución de limpieza robótica autónoma H4 aborda la escalabilidad y la gestión remota de los emplazamientos solares fotovoltaicos a gran escala. Para reforzar aún más las características inteligentes, eficaces y seguras de la solución, el H4 introduce la tecnología de hélice en la limpieza fotovoltaica. Esta tecnología patentada ofrece una limpieza en espiral, que evita la acumulación de polvo pesado al mover las partículas de polvo hacia abajo, empujándolas fuera de la superficie del módulo, a la vez que protege el revestimiento antirreflectante de los módulos.

Otras características innovadoras son la limpieza bidireccional adaptable, un modo de superpolvo y una cobertura ampliada de hasta 2KM, que refuerzan la capacidad de la H4 para ofrecer una limpieza diaria rápida y eficaz teniendo en cuenta la seguridad y la durabilidad del panel.

«Estamos encantados de ser premiados por nuestra solución de limpieza solar fotovoltaica inteligente y autónoma para la optimización de la operación y el mantenimiento», comenta Jean Scemama, CEO de Ecoppia.

«El H4 muestra la vasta experiencia de Ecoppia y su historial de seguridad y fiabilidad con características innovadoras para atender a los desafíos diarios de los propietarios de sitios solares. El H4 no sólo optimiza la producción de energía y reduce los costes operativos, sino que sus capacidades de limpieza sin agua apoyan las prácticas de sostenibilidad en la producción solar al eliminar el consumo de agua», añade.

Los premios Environment + Energy Leader Awards son un programa que reconoce la excelencia en los productos y servicios que proporcionan a las empresas beneficios energéticos y medioambientales, y en los proyectos implementados por las empresas que mejoraron la gestión medioambiental o energética y aumentaron el resultado final.

«Con un jurado muy experimentado y crítico y un estricto conjunto de criterios de valoración, los participantes se enfrentaron a un listón muy alto para optar a un premio en 2022», afirma Sarah Roberts, editora de Environment + Energy Leader.

Ingeteam ha comenzado a fabricar en Sesma (Navarra) las primeras unidades de su nuevo convertidor, INGECON H2 C-lyzer, para el sector Green H2. Los primeros pedidos de convertidores para hidrógeno verde se instalarán en Bélgica, en California (EE.UU.) y en Bizkaia (España).

Los convertidores INGECON H2 C-lyzer de Ingeteam son los encargados de aportar corriente continua para que el electrolizador separe las moléculas de agua en hidrógeno y oxígeno. La electrónica de potencia y control para la alimentación de la corriente eléctrica para el electrolizador es, por lo tanto, uno de los aspectos claves de la producción de hidrógeno verde mediante electrólisis, ya que la alimentación eléctrica del electrolizador tiene un gran impacto en la eficiencia y la degradación del electrolizador.

Para Harkaitz Ibaiondo, director del negocio de hidrógeno verde de Ingeteam, “el hecho de haber conseguido estos tres primeros pedidos para clientes distintos, en países y continentes diferentes y en un plazo de tiempo tan relativamente corto, viene a demostrar la confianza que nuestra tecnología genera en nuestros clientes”.

Estos primeros pedidos refuerzan el aporte de valor y la apuesta de Ingeteam por el sector del hidrógeno verde, una industria con grandes perspectivas de crecimiento donde la compañía tiene mucho que aportar dada su dilatada experiencia en el campo de la electrónica de potencia aplicada a la generación de energía renovable.

En medio de un momento inflacionario (junio cerró con 5,3% según el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos) y la segmentación de tarifas energéticas en Argentina, el Gobierno Nacional actualizó el monto del Certificado de Crédito Fiscal (CCF), aquel beneficio para los usuarios – generadores que hayan instalado un equipo de generación distribuida en los términos establecidos en la Ley N° 27.424. 

A través de la Disposición 33/2022, la Subsecretaría de Energía Eléctrica elevó el monto por unidad de potencia instalada de $45 a $65 por cada watt, lo que representa un incremento cercano al 44%. Mientras que el tope máximo a otorgar por cada U/G beneficiario, la suma total subió de $3.000.000 a $4.500.000, es decir, exactamente el 50%. 

Y según detalla la disposición publicada en Boletín Oficial, los montos del incentivo promocional de Certificado de Crédito Fiscal establecidos serán aplicables para las solicitudes de reserva de cupo aprobadas a partir del 1 de enero de 2022 y hasta el 31 de diciembre de 2022. 

De este modo, es el segundo aumento del CCF en prácticamente un año (el anterior se dio el 22 de julio de 2021), luego de que los importes quedaran en stand by entre finales del 2019 y 2021, aún con el contexto macroeconómico que atravesó Argentina. 

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

La demostración se da en que mayo fue récord en cuanto a potencia instalada en este segmento, con 2749 kW repartidos en 39 nuevos usuarios – generadores. Y sumado a los números de junio (25 U/G y 358 kW), la generación distribuida ya acumula 15168 kW instalados en 891 U/G, además de 6.658 kW de potencia reservada por el distribuidor en 428 proyectos.

¿Es acorde la actualización del monto del certificado?

Martín Dapelo, socio fundador de ON-Networking Business, conversó con Energía Estratégica y manifestó que los nuevos valores son correctos de acuerdo al tipo de cambio oficial del dólar, ya que se mantiene la relación con la cotización de dicha moneda ($60 x USD en 2019 – $97 x USD en 2021 – $135 x USD en 2022). 

Sin embargo, aunque celebró la actualización del CCF y consideró que es “una buena noticia”,  el especialista aclaró que “pierde relevancia a medida que existen complicaciones en la importación de los productos, que deriva en incremento de precios, con lo cual, el beneficio para el cliente final termina siendo menor”. 

“El precio de los componentes subió en dólares en todo ese período debido a las distintas resoluciones del Banco Central, las restricciones que tienen las importaciones y diversos factores, como por ejemplo el aumento de los fletes internacionales”, explicó.

“Y por otro lado, otra medida que falta para el sector de la generación distribuida es la implementación del FODIS, representando la rebaja de algunos puntos de tasa de interés y del acceso al financiamiento, el mercado podría tomar otro vuelo”, agregó. 

El Ministerio de Minas y Energía de Brasil dio a conocer más condiciones de las Subastas de Nueva Energía A-5 y A-6 (LEN por sus siglas en portugués) de este año, que prevén la compra de energía eléctrica a empresas de nueva generación. 

Una de los requisitos destacados publicados en el Diario Oficial de la Unión es que el 50% de la demanda de energía declarada por las distribuidoras debe ser contratada a partir de pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH de hasta 50 MW). 

“El establecimiento de la asignación del 50% (cincuenta por ciento) de la demanda declarada por las distribuidoras para la contratación de centrales hidroeléctricas de hasta 50 MW seguirá las demás disposiciones de competitividad establecidas en las Subastas de Energía, observándose que, si no hay suficiente oferta a la demanda distribuida para cualquier producto, habrá una redistribución de la demanda, en los términos de este sistema”, aclara el documento gubernamental.

Estas subastas serán las primeras para contratar energía proveniente PCH, en la que ya hubo 190 ofertas por un total de 3191 MW de capacidad de proyectos hidroeléctricos de baja, mediana y gran escala entre las dos convocatorias previamente mencionadas, 

De igual manera, es preciso recordar que la Subasta de Nueva Energía A-5 fue récord de suministro registrado, 2044 centrales de energía limpia que acumulan 830005 MW de potencia entre todas las tecnologías presentadas. 

¿Cómo será el proceso licitatorio? Tanto la LEN A-5 como la A-6 se realizarán el viernes 16 de septiembre de este año, pero la eventual compra frustrada en la primera de ellas no será contratada en la segunda. 

En ambos casos, la primera fase será sólo para las usinas hidroeléctricas con capacidad superior a 50 MW (UHE Caso 1) y los vendedores podrán presentar una sola oferta por los emprendimientos. 

Tras ofertar más bajo, o igual, que el precio de referencia, y cuyas ofertas no superen el 105% del precio mínimo propuesto, se podrán dar nuevas ofertas por el derecho a participar de UHE Caso 1, lo que daría lugar a la etapa continua en la que se presenta una sola oferta por parte de los titulares de derechos de participación de las UHE, con un precio asociado a la cantidad de lotes destinados.

En caso de empate en los precios ofertados, se priorizará el orden ascendente de lotes ofertados y, si persiste el empate, por el orden cronológico de presentación de las ofertas. Mientras que aquellos derechos de participación cuyos lotes no se negocien efectivamente en esta fase, caducarán al término de la subasta, según reporta la publicación en el Diario Oficial de la Unión. 

“Pero si no existieran empresas hidroeléctricas de esta índole para la licitación de otorgamiento de la concesión, el sistema pasará directamente a la segunda fase”, agrega. Allí se se subastarán las otras tecnologías e hidroeléctricas caso 2 (menores a 50 MW de capacidad), con el mismo mecanismo implementado en la etapa anterior. 

El pasado lunes, el Gobierno de Colombia anunció los resultados de la primera convocatoria de hidrógeno, liderada por el FENOGE, en la cual se aprobó el financiamiento de 10 proyectos por un valor de $6.570 millones (1,5 millones de dólares).

Las propuestas elegidas fueron las de los promotores: VATIA S.A. E.S.P., Busscar de Colombia S.A.S., Energal BioGas S.A.S, Solenium S.A.S., H2NOSTRUM, H2 Andes S.A.S., TE H2 SAS, Sociedad De Gestión Grupo TW Solar Colombia S.A.S. Universidad de Antioquia.

Según pudo saber Energía Estratégica, algunas de ellas proponen la creación de Hubs de hidrógeno verde; otras la producción de hidrógeno no sólo desde fuentes eólicas y solares, sino a partir de biomasa y biometano; otras para producción de amoníaco verde; también hay para la movilidad masiva y transporte pesado con hidrógeno.

No obstante, los promotores ahora deberán rubricar sus respectivos contratos con el FENOGE para que los emprendimientos puedan obtener el apoyo para sus estudios.

“Ahora vamos a surtir una etapa contractual para firmar un convenio con cada uno de ellos, donde nos ponemos de acuerdo en las características que van a tener los estudios”, confía a este medio Katharina Grosso, directora ejecutiva de la entidad.

La funcionaria explica que la principal condición que podría ser limitante para el avance de alguno de estos proyectos es el aporte de capital que tienen que hacer los respectivos oferentes, correspondiente al 10% del proyecto.

Si el solicitante no desenvuelve su contraparte, el emprendimiento dejaría de estar seleccionado y, en su lugar, podría ingresar otro emprendimiento de los que quedaron en la lista.

Para contar con precisión sobre los montos y conocer al detalle la realidad de cada presupuesto, el FENOGE en estos momentos está realizando sondeos del mercado.

Cabe recordar que se habían presentado 58 proyectos de hidrógeno en distintos puntos del país (divididos en un 60% de producción de hidrógeno verde, en un en un 12% de acondicionamiento y transporte; y un 28% en otros usos del hidrógeno).

Por otra parte, Grosso indica que, en virtud de estos análisis y de la posible adquisición de nuevos fondos, el FENOGE seguiría impulsando proyectos que estén bien calificados entre los ofertados.

Por caso, la directora ejecutiva de la entidad cuenta que la GIZ (Gobierno alemán) y el Korea Eximbank (Gobierno surcoreano) están analizando la posibilidad de financiar emprendimientos de los presentados.

Firmas de contrato

Luego de que el FENOGE determine bien los presupuestos de consultoría y solicitar el 10% correspondiente a los participantes para el avance de los proyectos, se procederá a la firma de contratos de quienes depositen el dinero. Este proceso duraría unas semanas.

Se espera que para marzo del 2023 queden concluidos todos los estudios de factibilidad y prefactibilidad.

“La idea es que, si el solicitante quiere, les sigamos haciendo el acompañamiento, buscando recursos hasta llevarlo a la bancabilidad, si es proyecto muestra una factibilidad positiva. Para eso estamos trabajando en la estructuración de un fondo de preinversión no reembolsable”, resalta Grosso.

Goldwind, proveedor de soluciones integrales de energía eólica, celebra que Loma Blanca se mantiene en lo alto de la producción eólica global. Bien es sabido que las características de los vientos de la zona sur en Argentina son los mejores aliados para centrales eléctricas de estas tecnologías. 

El último Informe Mensual Generación Renovable Variable provisto por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) revela que el P.E. Loma Blanca III se mantiene en el TOP 3 de performance eólica en el país (57.6%). Pero aquello no sería todo. 

Analizando los datos históricos provistos por CAMMESA, Goldwind repasa que, de entre un total de 3292 MW instalados en Argentina y entre 57 proyectos, los parques eólicos de Goldwind en Chubut, Loma Blanca I (60.32%) y Loma Blanca III (59.95%) están en el puesto 1 y 2, mientras que Loma Blanca II (57.6%) y Loma Blanca VI (56.36), en el lugar 4to y 5to en los últimos seis meses.

Los mejores números

En el informe de marzo, CAMMESA confirmó que los parques eólicos Loma Blanca I, Loma Blanca III y Loma Blanca II ocuparon top 3 del ranking de Factor de Capacidad con 61.1%, 60.2% y 57% respectivamente. 

Por otro parte, la disponibilidad de los parques Loma Blanca también es otro hito reseñable, ya que tiene un histórico de 99.81%; siendo Loma Blanca I el que tiene la mayor disponibilidad con 99.9%. 

“La combinación entre factor de capacidad y disponibilidad de nuestros aerogeneradores en Argentina dan fe del rendimiento y la calidad de nuestra tecnología. Sabemos que nuestras ofertas son altamente competitivas no solo en cuanto a performance sino también en relación a lo económico. No es casualidad que estemos en el top3 a nivel mundial en lo que respecta a capacidad total instalada” destacó Fernando Errea, Gerente de Ventas de Goldwind Argentina.

Tanto los datos coyunturales como el análisis histórico de la performance de los proyectos de Goldwind en la Patagonia son la mejor tarjeta de presentación en el 2022, “un año bisagra”, según Goldwind, en lo que respecta a los objetivos de la compañía reenfocando su actividad hacia el aumento del share de mercado consolidando su estrategia de ventas.

Finalizó el plazo para efectuar la renegociación de los contratos de suministro de energía. La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) comunicó que, tras intensivas conversaciones entre su equipo y los empresarios generadores privados, aún no llegaron a un acuerdo con todas las partes.

Por su parte, la ENEE postuló bajar a USD 0,11 kWh el precio promedio actual de los 28 contratos cuestionados por el gobierno, que ronda los 15.65 centavos de dólar el kWh.

Esto llevaría a que los contratos de generación renovable variable -3 eólicos y 18 solares- se enfrenten a una propuesta de 9 centavos las solares, 10,67 centavos las eólicas (entendiendo que la estatal quiere reducir unos 4.65 ctvs de dólar el kWh a cada cual).

Del otro lado de la vereda, las empresas solares ofrecieron rebajar de 14.5 a 13.82 centavos de dólar el kWh los PPA solares.  Mientras que las eólicas propusieron bajar de 15.8 a 14.4 centavos de dólar el kWh los PPA eólicos.

Ahora bien, para llevar a cabo dicha disminución de los precios de los contratos de generación, los privados eólicos y solares solicitaron ampliar la vigencia de estos contratos de entre 5 a 10 años y sumar 15 años más de exoneraciones de impuestos. 

Esta solicitud, junto a la reducción de sólo 0,14 y 0,7 centavos de dólar fue mal vista por la estatal, que la consideró como “no aceptable” y lejana a su propia propuesta. 

De allí, la ENEE ordenó a la Comisión Nacional de Auditoría realizar una evaluación estados financieros, costos fijos y variables de operación y mantenimiento, así como cualquier otro costo o beneficio aplicable a las centrales para adquirir más elementos que lleven a que la ENEE fortalezca su propuesta de precio justo por kWh para cada uno de los contratos y tecnologías, a la espera que estas sí sean aceptadas por los empresarios.

Es preciso llegar a un consenso entre las partes, ya que la resolución de estos 28 contratos resulta clave para la estabilidad del mercado eléctrico local. Según informa la ENEE, los PPA en evaluación representan 567 MW de capacidad térmica, 219 MW eólica y 538 MW solar, lo que los hace responsables de la cobertura de hasta un 73% de la demanda máxima de energía que asciende a los 1780 MW en hora pico del sistema.

Pese a que aún resta suscribir un nuevo precio para cada uno de los contratos en juego, esta extensión de tiempo hasta conocer una contrapropuesta ha dado un respiro a las partes. Se espera que estas puedan ampliar las conversaciones en vistas a colaborar en la recuperación de los estados financieros de la ENEE, reducir tarifas y honrar pagos a generadoras privadas a largo plazo.

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

A través de esta sociedad comercial, Aldo Solar se convierte en un centro de distribución de  paneles fotovoltaicos de JA Solar en el  país.

Aldo Pereira Teixeira, fundador de Aldo, expresa: “estamos muy contentos de celebrar esta nueva alianza con JA Solar. Siempre buscamos traer soluciones innovadoras al mercado y estamos seguros de que los paneles fotovoltaicos monofaciales de 550 W de JA Solar  de la familia Deep Blue 3.0 brindarán a nuestros clientes una excelente solución rentable”.

«Esto ampliará aún más la penetración de la energía solar en la  generación distribuida  para cada vez más consumidores brasileños», agrega.

“Estamos muy entusiasmados con esta nueva asociación con Aldo Solar para la distribución de  paneles fotovoltaicos de JA Solar. Es  una empresa pionera en el segmento de distribución de soluciones de energía solar en el país».

«Aldo es sinónimo de confianza, capilaridad y trabajo serio. Por lo tanto, a través de este acuerdo de distribución y la nueva asociación entre las empresas, el mercado fotovoltaico en  generación distribuida  será aún más fuerte y pujante”, valora  Fernando Castro, Country Manager de JA Solar en Brasil .

40 años en el mercado de distribución

Adquirida en septiembre de 2021 por  Brookfield , Aldo Solar, líder en comercialización de soluciones para la generación de energía solar en el país.

Así,  con 40 años en el camino,  una empresa es socia de los mayores players mundiales del  sector fotovoltaico  y tiene una participación de mercado del 30% en el mercado brasileño. Y ahora, Aldo Solar y JA Solar son socios para la distribución de  paneles fotovoltaicos de JA Solar .

Brookfield y Aldo Solar tienen perfiles enfocados en sustentabilidad y energías renovables. Juntos, harán esfuerzos para que la empresa amplíe aún más su liderazgo en el mercado brasileño. Con eso, puede usar toda su influencia, fuerza y ​​tamaño para traer más negocios a sus clientes y socios.

En Centroamérica y el Caribe las energías renovables vienen ganando terreno en las matrices de generación eléctrica con un poco más de 5000 MW instalados en la última década.

Aunque El Salvador muestra solo un tímido avance de 950 MW a 1593 MW renovables entre 2012 y 2021, el ojo inversor está atento a nuevos horizontes de negocios que, supeditados al aumento de la demanda, permitan impulsar nuevos desarrollos en este país.

En tal sentido, Bitcoin City se vislumbra como el proyecto que más requerimientos energéticos tendría en el país tras su construcción, despertando muchas expectativas para empresas renovables.

El mismo presidente de El Salvador, Nayib Bukele, aseguró que no concibe esta metrópolis sin garantizar su sostenibilidad. Por lo que propuso que la principal fuente de generación que supla la nueva demanda sea renovable.

“Será energía limpia, barata y renovable”, indicó Bukele.

En específico, el plan del ejecutivo comunicado desde el año pasado, contempla ampliar el parque de generación con geotermia principalmente proveniente del volcán Conchagua. Sin embargo, tanto el sector público como privado también avanzarán con energía solar.

Por el lado de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), prevé impulsar al año 2025 cinco proyectos de energía solar por 300 MW en distintos puntos del país (ver detalle). Mientras que geotermia ya planifica dos proyectos que totalizan 45 MW; es el caso de Chinameca (25 MW) y San Vicente (20 MW) que podrían concluirse al año 2027.

Desde la iniciativa privada, «Anchor I» será el primer proyecto renovable que se concrete en específico para apoyar la minería de criptomonedas en El Salvador. La iniciativa que se construirá en el departamento de Chalatenango, ya cuenta con el apoyo del fondo inversor Zonte Capital.

¿Ficción o realidad? 

El eje de la política de la actual administración de gobierno se encuentra enfocado en acciones para mejorar el sistema de salud y acabar con grupos terroristas locales, lo que podría llevar a pensar que el proyecto de Bitcoin City y la ampliación del parque de generación renovable no prosperarán. Pero el sector energético no se quedaría atrás.

“El proyecto de la criptomoneda podría dar lugar a que se abran oportunidades de generación”, sostuvo a este medio un profesional con más de 30 años en el sector eléctrico salvadoreño.

Y agregó: “Por iniciativa gubernamental ya se están buscando propiedades para instalar parques de energía fotovoltaica hacia el norte”.

Desde la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) estarían demostrando pequeños avances en materia de reducción de tarifas y ampliación del parque de generación. Aunque aún no hay anuncios de próximas licitaciones, ya se prevén nuevos proyectos que vayan a cubrir la demanda de determinados sectores productivos del país.

El Salvador plantea 445 MW renovables para contrarrestar el avance del gas e importar menos energía

Hasta tanto aquello suceda, las energías renovables, como hidroeléctrica y geotérmica, continúan contribuyendo significativamente a la producción de electricidad limpia y económica para el país.

En tal sentido, la SIGET comunicó el pasado viernes 15 de julio que “las centrales de generación de la CEL y LaGeo aportaron, cerca del 40% del total de la energía inyectada en el segundo trimestre del año”, asegurando que este aporte ha sido clave para lograr la estabilidad de las tarifas eléctricas de los salvadoreños.

En concreto, la mayor contribución fue de la generación de energía hidroeléctrica que, tras haber duplicado su producción, inyectó el 28.13% del total de la energía en el segundo trimestre del presente año, en comparación de 14.78% en el primer trimestre.

Hoy, el Consejo Mundial de Energía Eólica (‘GWEC’) publica un plan de acción para que los formuladores de políticas encuentren una salida a la actual crisis energética y del cambio climático. El plan de cinco puntos, Acelerar las energías renovables para lograr la seguridad energética, la asequibilidad y la acción climática, aborda la necesidad de restablecer el orden en los mercados energéticos al mismo tiempo que se cumplen los objetivos climáticos y se crea una transición energética segura y estable.

El plan se publica en el contexto de temperaturas récord y estrés económico en todo el mundo provocado por estas crisis. Una ola de calor ha causado miles de muertes en España y Portugal, mientras que la sequía y los incendios forestales han afectado este año a Francia, Italia, Grecia, Croacia, Turquía y Marruecos. Las altas temperaturas históricas están afectando al Reino Unido y los EE. UU., la India ha experimentado una serie de olas de calor en los últimos meses y China soportó el junio más caluroso registrado este año. Mientras tanto, la crisis energética ha contribuido a una crisis económica, disturbios civiles masivos e inestabilidad política en Sri Lanka.

Estos eventos están conectados y son sintomáticos de una transición de energía volátil y desordenada. Destacan la necesidad de una acción urgente para acelerar el despliegue de energía renovable para aliviar el dolor económico, reducir los costos de energía y ponernos en un camino de cero neto. La energía eólica se puede ampliar rápidamente en los próximos años para ofrecer soluciones a la volatilidad de los precios de la energía, la inseguridad energética y la dependencia de los combustibles fósiles, mientras se construye una transición energética segura a mediano y largo plazo.

Ben Backwell, director ejecutivo del Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC), dijo: “El mundo se enfrenta a crisis gemelas de seguridad energética y asequibilidad, por un lado, y a la amenaza de acelerar el calentamiento global, por el otro. Necesita hacer un cambio decisivo para alejarse de los combustibles fósiles, en lugar de prolongar la dependencia de ellos. La solución debe estar liderada por las energías renovables, que pueden proporcionar electricidad limpia y confiable a los ciudadanos y las empresas utilizando los recursos autóctonos ilimitados del viento y el sol. El aumento rápido de la energía eólica también puede proporcionar enormes beneficios para la sociedad, desde empleos adicionales hasta inversiones internas para aire más limpio y mayor seguridad hídrica.

“Estamos presenciando desajustes en las políticas y el mercado en términos de lograr la transición energética, resolver el trilema energético y lograr una recuperación ecológica tras la pandemia de COVID-19. Los cinco pasos de este plan ayudarán a aliviar algunos de los cuellos de botella en el despliegue de las energías renovables causados ​​por la falta de voluntad política, los esquemas de permisos excesivamente largos o la prioridad de los combustibles fósiles contaminantes existentes. Alinear la política con las recomendaciones puede ayudar a los gobiernos a lograr una transición ordenada y escapar de los peligros de depender de los combustibles fósiles”.

Los cinco puntos

Con cinco acciones, los gobiernos pueden permitir grandes volúmenes de energía verde para aliviar la seguridad energética y las crisis climáticas, al tiempo que evitan decisiones que afianzan la dependencia de los combustibles fósiles y corren el riesgo de sufrir crisis peores en el futuro.

Agilice con urgencia los permisos para producir un gran aumento en la capacidad eólica en los próximos 1 a 3 años y construya una cartera de proyectos compatibles con cero neto.
Implemente un plan de acción de acceso a la red para conectar grandes volúmenes de energía renovable.
Introduzca mecanismos simplificados para la adquisición y fijación de precios de energía limpia para desbloquear rápidamente la inversión.
Evite encerrarse en la generación basada en combustibles fósiles a gran escala.
Comprometerse con firmes planes e hitos de transición energética para permitir que la industria de las energías renovables planifique un desarrollo saludable de la cadena de suministro.

Los formuladores de políticas deben tomar decisiones sensatas que prioricen la transición energética y sean sensibles a los riesgos sociales, económicos, ambientales y de seguridad nacional de la dependencia prolongada de los combustibles fósiles. Estos cinco pasos pueden marcar el comienzo de una transformación del sistema que beneficie a toda la sociedad.

Descargue el informe desde: https://gwec.net/market-intelligence/resources/accelerating-renewables-to-achieve-energy-security-affordability-and-climate-action

Casi 435 PMGD se han declarado o están en proceso de declararse en construcción, por alrededor de 2,5 GW.

Los emprendimientos quieren acogerse a precio estabilizado que propone el Decreto Supremo 88 (que supone mayor rentabilidad para proyectos solares respecto al nuevo esquema de bandas horarias) y, para ello, la Comisión Nacional de Energía (CNE) tendrá tiempo hasta octubre para analizar todos esos emprendimientos.

Se trata de todo un desafío al que se le suman demoras de organismos del Gobierno asociados a la permisología de los proyectos de energía, como Vialidad, CONAF, SEA, entre otros, que impide que los proyectos de generación puedan avanzar y esto frente a un escenario de estrechez energética sin precedentes y a un compromiso de llegar a una matriz 100% renovable.

Pero a esta dificultad, se le agregan otras. Por un lado, a nivel de distribución, los alimentadores están saturados a las horas de sol.

Según fuentes de la industria, las obras adicionales de distribuidoras comienzan a atrasarse lo que redunda en impactos en la generación, como recortes por ‘prorrata de potencia’, que consiste en limitar la inyección de las centrales, lo que afecta su rentabilidad y, por ende, a nuevas inversiones.

Algo similar está sucediendo a nivel de transmisión. Las subestaciones también están saturadas y se necesitan ampliaciones para que todos los PMGD que hay puedan despachar su energía.

Hoy en día hay PMGD que están completamente listos desde hace meses, pero no puedan inyectar debido a la falta de capacidad en distribución o transmisión.

En diálogo con Energía Estratégica, Katherine Hoelck, experta en energía y presidenta de CIGRE Chile, indica que una forma de que se resuelva este atolladero es que se apruebe un marco regulatorio que incorpore el almacenamiento a partir de baterías.

“Al incorporar almacenamiento se puede inyectar menos a las horas de sol, reservar eso para la noche donde hay más holgura para que se pueda inyectar y cuando más lo necesita el sistema. Una manera de descongestionar redes y subestaciones es con almacenamiento”, resalta la Ingeniera Civil Eléctrica.

Uno de los principales aspectos a los que apunta tiene que ver con la remuneración. “Un inversionista no sabe cuánto va a ganar. La evaluación completa no la pueden hacer porque no sabes de cuánto será el pago por potencia” de un proyecto con baterías, indica Hoelck.

Tampoco existe una norma que les indique a las distribuidoras cómo incluir el almacenamiento en los estudios, tema que se abarcará en detalle en la actualización de la NTCO de PMGD que hoy se encuentra en

“A mi juicio, la solución es sacar toda la regulación asociada a almacenamiento. Porque si se tienen claras todas las reglas de juego, todos los PMGD que necesitan obras adicionales podrían gestionar su inyección, volcando un porcentaje en horas de sol y otro durante la noche”, destaca Hoelck.

Y argumenta: “Entonces no se necesitaría hacer el mismo refuerzo de red porque se inyectaría en horarios distintos. Lo mismo ocurriría con la congestión en transmisión, descongestionándose”.

“La solución a todo esto es que toda la regulación vinculada al almacenamiento salga cuanto antes”, concluye.

El proyecto de ley que prevé un régimen nacional de promoción del hidrógeno se encuentra en stand by a casi diez meses de haber ingresado en la Honorable Cámara de Diputados de la Nación, debido a la renovación del Poder Legislativo en el último año.’

Para ser precisos, luego de las elecciones del 2021, la Comisión de Energía recién se conformó en los últimos días de mayo y sumado al período de recesión entrante, la iniciativa aún no tuvo avances en la Cámara Baja. 

Juan Carlos Villalonga, Presidente de Globe y miembro de la PlataformaH2 Argentina, le confirmó a Energía Estratégica que siguen trabajando en una revisión más detallada de la propuesta legislativa y ya detectaron algunos ajustes que pueden mejorar el documento e comenzar el debate sobre el H2 en el país. 

De todos modos, el especialista adelantó que el próximo martes 9 de agosto habrá una primera jornada en Diputados, convocada por Pamela Verasay (reemplaza a Gustavo Menna como firmante junto a Jimena Latorre) en conjunto con GLOBE. 

“Estamos organizando un evento donde participarán diputados de diferentes bloques y representantes del sector privado para lanzar la discusión, a lo cual ojalá aparezcan más proyectos y se dé el proyecto del Poder Ejecutivo”, aseguró Villalonga

“Esto requiere una mirada de muy largo plazo. Necesita que toda la política entienda eso y es importante que la discusión de la ley sea una gran oportunidad para comprender todo el proceso”, agregó

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Y cabe recordar que la PlataformaH2 Argentina fue la coalición que presentó el proyecto de ley en cuestión, que tiene el objetivo de ser un régimen que promueva la innovación, el desarrollo, la producción y exportación del hidrógeno de origen renovable «como combustible y vector de energía y como insumo para procesos químicos e industriales».

La propuesta incluye un Régimen de Promoción de 20 años de vigencia que incluye beneficios impositivos y facilidades para la importación de bienes de capital, además de estabilidad fiscal por el mismo período de tiempo para todo proyecto que sea aprobado para incorporarse al régimen.

Aunque también es cierto que existen otras iniciativas vinculadas al hidrógeno verde y a las renovables. La primera de ellas sugiere la elaboración, seguimiento y actualización del del Plan Nacional Estratégico de Energías Renovables y la creación  del Fondo Nacional de Fomento del Hidrógeno Verde (FONHIDROV) – el Congreso deberá fijar presupuesto inicial – y del Instituto del Hidrógeno como una entidad autárquica del estado, entre otras medidas. 

Mientras que a su vez, se espera que el Gobierno Nacional presente su estrategia de H2 en diciembre de este año, hecho que ya dio a anticipó Rodrigo Rodriguez Tornquist, subsecretario de conocimiento para el desarrollo de la Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Presidencia de la Nación. 

AGEERA se unió a la PlataformaH2 Argentina

No es un detalle menor que la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina forme parte de la coalición que avanza en el diálogo del H2 en el país, debido a que a partir de ahora no sólo estará sólo está representado el sector renovable, sino que también todo el sector eléctrico. 

“Abre la puerta a todos los colores del H2, ya que si bien uno promueve el H2 verde a partir de renovables, se deben tener en cuenta todas las opciones porque si algo surge o debe hacerse en otras alternativas, la ley lo prevé y está el marco normativo correspondiente. Es importante que cuando se discuta, el sector tenga bien acercada todas las posibilidades y que los matices estén aceitados”, concluyó Villalonga. 

El Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, en compañía del Presidente de la República, Iván Duque, anunciaron este lunes los resultados de la primera convocatoria de hidrógeno, liderada por el FENOGE y en la cual se aprobó el financiamiento de 10 proyectos por un valor de $6.570 millones.

El objetivo de esta convocatoria fue el de financiar estudios de preinversión de proyectos en etapas de prefactibilidad o factibilidad en toda la cadena de valor del hidrógeno verde y azul en el país.

“Este ha sido el Gobierno de la Transición Energética y de las energías renovables en Colombia. Cuando empezó nuestro Gobierno, el país tenía precarios 28 MWp en capacidad instalada y hoy tenemos, entre proyectos terminados y próximos a ser entregados, 2.800 MWp y vendrán 4.500 MWp más en los próximos dos años. Eso es pasar desde el 0,2% a llegar al 20% de la matriz energética de Colombia proveniente de fuentes renovables”, dijo el Presidente de la República, Iván Duque Márquez.

Esta Convocatoria se desarrolló en cuatro fases: la primera, se basó en la socialización de la convocatoria y recepción de los proyectos; en la segunda se llevó a cabo la clasificación, análisis y priorización de cada una de las manifestaciones de interés mediante criterios de calidad en la estructuración, potencial de innovación, escalabilidad y replicabilidad; la tercera fase, la publicación de una lista de proyectos elegibles; y la última fase fue la ejecución los estudios de preinversión de los proyectos priorizados.

“Esta convocatoria fue todo un éxito pues, a pesar de ser la primera para financiar proyectos de hidrógeno en el país, recibimos un total de 58 manifestaciones de interés. Es importante resaltar que se presentaron iniciativas en producción de hidrógeno verde en un 60%, acondicionamiento y transporte en un 12% y en usos del hidrógeno en un 28%, lo cual, en definitiva, es una señal positiva para el sector energético colombiano.

Este tipo de convocatorias están alineadas con la Hoja de Ruta del Hidrógeno, en la cual se evidencia que el país tiene potencial para convertirse en el principal exportador de hidrógeno de cero y bajas emisiones de la región”, dijo el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Los proyectos presentados se encuentran concentrados en la zona Centro del país en un 42,11 %, zona Caribe en un 28,07 %, Eje Cafetero en un 10,53 % y en el resto del país en un 19,29 % y las firmas elegidas en esta primera convocatoria fueron VATIA S.A. E.S.P., Busscar de Colombia S.A.S., Energal BioGas S.A.S, Solenium S.A.S., H2NOSTRUM, H2 Andes S.A.S., TE H2 SAS, Sociedad De Gestión Grupo TW Solar Colombia S.A.S. Universidad de Antioquia.

Con el anuncio de los resultados, los estudios de preinversión se empezarán a ejecutar desde este momento, y posteriormente, se compartirán con el país los resultados preliminares de estos.

De igual manera, se planteará el diseño de mecanismos de inversión y financiación innovadores y flexibles que aceleren la ejecución de las iniciativas de producción de hidrógeno verde y azul en el país a través de la destinación y multiplicación de recursos reembolsables y/o no reembolsables que contribuyan a su implementación.

“Es con hechos como le aportamos al país y esta convocatoria solo fue la primera de varias iniciativas que lanzará FENOGE en el marco de ‘Más Hidrógeno Colombia’, como parte de la estrategia de implementación del hidrógeno prevista para el país. Acompañaremos a los proyectos en el proceso, seguiremos trabajando en ser los facilitadores del desarrollo del mercado del hidrógeno a través de la canalización de recursos e inversiones que contribuyan al cierre financiero de los proyectos y sumando la transición energética. Con gran ilusión vemos el potencial de Colombia como un actor relevante en esta nueva dinámica de mercado que propone el hidrógeno para el sector energético”, dijo la directora ejecutiva del FENOGE, Katharina Grosso.

Esta primera convocatoria se pudo llevar a cabo gracias al apoyo que recibió el Ministerio de Minas y Energía por parte del Ministerio de Economía y Protección del Clima de Alemania a través de su Agencia GIZ, el Gobierno Coreano representando por el Korea Eximbank, así como aliados expertos en hidrógeno, que desde su conocimiento se encargaron de evaluar cada uno de los proyectos presentados, tales como Colombia Inteligente y el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) con apoyo de USAID.

La energía solar fotovoltaica volvió a dar otro gran salto en Brasil: alcanzó 16414 MW instalados y se convirtió en la tercera tecnología con mayor capacidad operativa de la matriz eléctrica del país (195164 MW), superando a las bioenergías y al gas natural. 

Y por delante sólo se encuentran la hidroeléctrica (109528 MW) y la eólica (21953 MW con casi 800 parques operativos), lo que significa que las renovables ya ocupan poco más del 80% del total de potencia destinada a la generación de electricidad. 

Según los datos de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), se instalaron 562 MW en el transcurso del último mes, de los cuales 500 MW corresponden a generación distribuida (11315 MW) y el resto a la denominada “generación centralizada” (5099 MW). 

Situación que sostiene al país como el mercado solar más grande de Latinoamérica e incluso los 562 MW representan más potencia de la que otros países de la región lograron instalar en los últimos meses o incluso años. 

A eso se debe agregar que la fuente solar ya trajo a Brasil más de R$ 87,1 mil millones en nuevas inversiones, R$ 23,5 mil millones en las arcas públicas y generó más de 492000 empleos desde 2012, según datos de la Asociación

Uno por uno, los grandes ganadores de la Subasta de Energía Nueva A-4 de Brasil

Por otro lado, también existen otros 56 GW de parques 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. 

Y cabe recordar que en la reciente Subasta de Energía Nueva A-4 (LEN A-4 por sus siglas en portugués) se adjudicaron cinco usinas fotovoltaicas por un total de 166,06 MW, pero se espera que la cantidad de megavatios asignados aumente en la LEN A – 5, prevista para septiembre de este año. 

Dicha convocatoria tuvo un nuevo récord de suministro registrado, donde la tecnología solar tuvo mayor interés, con 1345 proyectos inscriptos por 55822 MW de suministro; seguido por la energía eólica, con 574 centrales de generación que tendrían una capacidad de 23156 MW. 

El sudeste de Brasil domina el mercado fotovoltaico

Cuatro entidades federativas del sur y sudeste de Brasil son las principales responsables del gran impulso a la generación distribuida.

Y Minas Gerais continúa liderando el ranking con más potencia en GD (1839,6 MW) y el que tiene las proyecciones más altas en proyectos “centralizados”, con 27316,8 MW otorgados, que se dividen en 730,2 MW en operación, 2646,6 MW en construcción y 23940,1 MW todavía sin inicio de obra.

El podio de la GD lo completan Sao Paulo (1500,9 MW) y Río Grande do Sul (1313,3 MW); mientras que en el segmento de mayor escala, Bahía se ubica segundo (8375,7 MW otorgados), seguido por Piauí (6008,8 MW).

Durante el sexto panel de la primera jornada del evento Latam Future Energy Summit Southern Cone, producido por Energía Estratégica e Invest In Latam, llevado a cabo los días 6 y 7 de julio en Santiago, Cristián Sepúlveda, Gerente Ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), enfatizó sobre la Licitación de Suministro como una gran oportunidad de crecimiento para esta tecnología en Chile.

“Como industria, nos presentamos con el proyecto de Likana, de 690 MW. Va a contar con tres torres de concentración, de 230 MW cada una, y con 12 horas de almacenamiento”, precisó el directivo.

Y se esperanzó: “Estamos muy confiados en que este es nuestro año y que Likana será la punta de lanza”. “Si se adjudica (Likana), vendrán nuevos proyectos más de CSP”, aseguró.

Sin embargo, no está claro que el proyecto de Concentración Solar de Potencia (CSP) quede seleccionado el próximo 25 de julio, cuando se lleven a cabo las adjudicaciones.

“El año pasado Likana participó (en la Licitación de Suministro del 2021) en forma inédita a nivel mundial, (ofertando) a 34 dólares por MWh, (precio que) nunca se había visto. Pero competimos con energías variables a 13 dólares (por MWh) y así no podemos competir”, recordó Sepúlveda.

Sin embargo, con el aumento de costos producto de la inflación que se está desarrollando en todo el mundo, la industria espera que ahora Likana tenga mayores chances.

“Hemos conseguido precio y ahora necesitamos estabilidad”, remató el Gerente Ejecutivo de ACSP en referencia que ya se adjudicó mucha potencia de energía variable, por lo que ahora Chile requerirá de fuentes de energía de base como la termosolar.

“La CSP es sin duda la tecnología que puede reemplazar la salida de las centrales al carbón. Entrega sinergia, estabilidad y continuidad al sistema. Se trata de una tecnología complementaria a las energías renovables variables. Perfectamente podemos entregar energía en los momentos que falta, porque es una tecnología de almacenamiento y generación”, resaltó el ejecutivo.

En esa línea, Sepúlveda destacó que hay interés de inversores en desarrollar plantas termosolares no sólo a gran escala en Chile, sino también en proyectos más pequeños.

“Hay empresas que están pensando en desarrollar plantas de CSP pequeñas, de 20 o 30 MW, con menor capacidad de almacenamiento, para la desalinización en Chile”, confió.

Previsiones

En esa línea, el Gerente Ejecutivo de ACSP recordó que, según el Coordinador Eléctrico Nacional, se requerirán al menos 700 a 800 MW de CSP adicionales en operación entre el año 2027 y el 2030. Y que al 2050 se espera que del 20 al 25% de la matriz renovable esté compuesta por esta tecnología.

En línea con las metas fijadas a nivel global frente al cambio climático, la transición energética sobre la base de diversas energías renovables ha crecido de manera constante en la última década.

Por ejemplo, según la Asociación Internacional de Energía, en 2009 la potencia de energía solar térmica instalada en el mundo llegaba a 200GW, valor que se llegó a duplicar en la actualidad, llegando a 479GW.

En la Argentina, energías como la solar térmica representan una oportunidad para impulsar esa transición, sobre todo, en ámbitos domésticos y civiles, y en procesos industriales.

Con el fin de generar un mapeo actualizado del entramado productivo-comercial nacional en materia de este tipo de energías, el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) lanzó una nueva edición de su Censo Solar Térmico virtual dirigido a todos los actores que intervienen en el sector.

Se trata de un breve formulario que permite dar cuenta de las capacidades y necesidades del rubro. A partir de la información relevada, el organismo contará con un insumo para proyectar acciones de apoyo, articular políticas de fomento a la tecnología y darles difusión a los actores que se dedican a la energía solar térmica en todo el territorio nacional.

Entre otras actividades, el INTI provee evaluaciones de productos, servicios, y asistencia técnica para el fortalecimiento de la oferta de calefones solares.

El censo está dirigido a fabricantes, importadores, instaladores y prestadores de servicios que hayan trabajado con tecnología solar térmica durante el año 2021. La participación es voluntaria, gratuita y confidencial.

Luego del relevamiento, se publicarán los indicadores globales registrados (por ejemplo, la cantidad de instalaciones por provincia, qué tipo de equipos predominan por región, cuántas empresas componen el sector, entre otros parámetros).

Como el censo releva sólo el período comprendido entre enero y diciembre de 2021, las empresas y actores que ya participaron en oportunidades anteriores deberán volver a completar la encuesta para formar parte de esta nueva edición. En tanto, quienes deseen participar por primera vez, pueden inscribirse siguiendo las indicaciones detalladas en el formulario.

Los actores que participen formarán parte del índice actualizado de empresas que publica el INTI como parte del informe final, dando a conocer a los actores de cada provincia, los cuales encabezan el desarrollo y la aplicación de la tecnología solar térmica en todo el país.

Para participar del Censo Solar Térmico, ingresá a https://censost.inti.gob.ar/.

Cualquier consulta relacionada al censo solar térmico y llenado del formulario podrá ser dirigida a censost@inti.gob.ar.

Para acceder a los resultados del Censo Solar Térmico 2020, ingresá acá.

Yingli Energy (China) Co., Ltd. (en adelante, Yingli China), una vez más ha sido reconocida como el fabricante con los módulos fotovoltaicos de excelente desempeño, según el Informe del índice de módulos fotovoltaicos del Centro de pruebas de energía renovable (RETC) de 2022.

La evaluación reconoce que los módulos fotovoltaicos de Yingli en su función cuenta con un excelente desempeño en los indicadores de calidad, rendimiento y confiabilidad. Es así que la multinacional China se convirtiéndose en uno de los seis mejores del año en todo los relacionados a paneles solares.

“Estos reconocimientos son la muestra que Yingli solar viene desarrollando la mejor tecnología en módulos fotovoltaicos y está comprometida cada vez más en el sector de las energías renovables no convencionales, en especial la generada por medios de la luz solar”, asegura Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean, Yingli Solar.

Este informe que se hace año a año, resume los resultados de las pruebas de bancabilidad y certificaciones realizadas en los laboratorios acreditados de RETC durante los 12 meses desde el segundo trimestre de 2021 hasta el primer trimestre de este 2022.

Es así que basados en los resultados de pruebas rigurosas según los estándares de certificación IEC, esta información proporciona datos de rendimiento para la aplicación a largo plazo de los módulos fotovoltaicos y genera una base para la toma de decisiones tanto para inversores como para clientes.

“Yingli seguirá trabajando en nuevas tecnologías que beneficien en el sector y dando los pasos agigantados que venimos dando en todo el sector de energías alternativas que se producen con el sol, para que los módulos fotovoltaicos sean cada vez más confiables”, afirma neira.

Las evaluaciones para hacer este reconocimiento año a año se componen de 11 categorías, que incluyen la eficiencia del módulo, la resistencia de la LID y la prueba de calor de descarga. Además de ser reconocida en las tres categorías, Yingli también ganó 7 premios individuales de desempeño sobresaliente.

La empresa está totalmente comprometida con el control de calidad del producto y ha realizado una inversión significativa en nuevos equipos de gestión de calidad y producción altamente automatizados en centros como Baoding, Tianjin y Hengshui para lograr un control de calidad de todo el proceso y todo el sistema, y también ha establecido centros de atención al cliente para proporcionar soporte técnico y servicios de consultoría en Europa, América Latina y Australia.

Mainstream Renewable Power, compañía que actualmente desarrolla, construye y opera 10 parques eólicos y solares en Chile, y Empresas Lipigas firmaron un acuerdo para convenir el traspaso de excedentes de atributos ERNC para el cumplimiento de la obligación anual que establece la Ley General de Servicios Eléctricos.

El mercado de los atributos renovables nació con el objetivo de incentivar el desarrollo de las energías renovables y diversificar la generación eléctrica nacional, y se hizo a través de modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE). Estas modificaciones establecen la obligación para las empresas eléctricas que efectúan ventas a clientes finales de que un porcentaje de la energía comercializada provenga de ERNC. La meta actual, es que para el año 2025, el 20% de las ventas de energía de las empresas generadoras sea respaldada por fuentes de energías renovables.

“Acuerdos como el firmado con Lipigas, permiten a Mainstream diversificar su estrategia comercial, abriéndonos a nuevos mercados y productos. Además, nos permite contribuir a fomentar una matriz energética más limpia, continua y segura. El objetivo final es el mismo para todos: un país más sostenible” indicó Sergio Díaz, Commercial Manager de Mainstream Renewable Power.

En tanto, el gerente de Desarrollo y Comercialización del Negocio Eléctrico de Empresas Lipigas, Rodrigo García, destacó que “en Lipigas seguimos avanzando en la consolidación de un plan que nos permita ofrecer diversidad de alternativas energéticas a nuestros clientes y el crecimiento del negocio eléctrico de manera sustentable, certificando el origen renovable de la energía que distribuimos”.

En estos momentos, Honduras está reformulando los planes de expansión de generación y transmisión, lo que tiene en vilo a inversores locales y extranjeros que quieren apostar al crecimiento del sector energético hondureño.

Erick Tejeda, secretario de Estado en el Despacho de Energía, adelantó a Energía Estratégica que para revertir la situación de déficit de potencia y energía se está trabajando para convocar a una licitación este año, que permita contratar estos dos productos energéticos.

“La licitación de 450 MW, que quedó atrasada y que estaba en el tintero del gobierno anterior, nosotros la estamos agilizando para que salga pronto y podamos tener 450 MW más de reserva que cubra el déficit en hora pico y en hora de demanda pico”, reveló.

Y confió a este medio: “Estamos en plena seguridad que esa licitación la podemos hacer este año. El tema es considerar el respaldo de potencia firme”, advirtió el secretario Tejeda.

De allí es que haya considerado que “varios megavatios serán destinados para centrales que vayan a proveer potencia firme”, abriendo el juego a algunas tecnologías con altas emisiones de CO2.

Es preciso recordar que dicho mecanismo, que se encuentra pendiente desde el 2021, contemplaba la competición de todas las tecnologías por 450 MW exceptuando a la generación a partir de carbón, para continuar con los esfuerzos de descarbonizar la economía hondureña.

Al respecto, el titular del Despacho de Energía aseguró que tras la reformulación de los pliegos las centrales a carbón continuarán siendo desplazadas de esta convocatoria, pero el gas natural y geotermia renovable podrían ganar terreno.

Más oportunidades de inversión 

“Siempre habrá espacio para eólica y solar. Pero es importante que se vayan considerando alternativas de almacenaje de energía”, subrayó el secretario de Energía, Erick Tejeda.

De allí, adelantó que la empresa eléctrica estatal, de la que es actualmente gerente general, desarrollará dos plantas fotovoltaicas, una de ellas flotante, para acompañar un mayor despliegue de fuentes variables pero anexas a centrales que brinden potencia firme y un mayor factor de planta.

“Desde la ENEE pensamos introducir algunos megavatios en tecnología solar en el espejo de agua de la represa Francisco Morazán (El Cajón) y probablemente una granja fotovoltaica en la represa Patuca 3, que es otra de las plantas más importantes que tiene el país”, precisó.

Para estas centrales se convocaría al sector privado para desarrollarlas en conjunto, con mecanismos adicionales a la licitación de 450 MW.

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

Acceda a los testimonios completos que ofreció esta autoridad de gobierno en el video que está disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.

Propuesta ante la renegociación de contratos 

Todo el horizonte prometedor para inversiones que se avizora en el sector energético de Honduras se cubre con un manto de incertidumbre ante la actual renegociación de contratos que enfrenta a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) con generadoras privadas.

Finalizadas las mesas de diálogo entre las partes y habiendo recibido ofertas de generadoras, la estatal aún no acuerda con todas las generadoras nuevos precios y condiciones que la puedan llevar a saldar sus deudas con los privados y mejorar su situación financiera.

Según manifestó el secretario de Energía durante el ciclo de entrevistas de Energía Estratégica, es su objetivo lograr un “justiprecio”. Ahora bien, esta palabra ha venido generando polémica en el último tiempo ya que en la nueva Ley eléctrica la interpretación del artículo 4 y artículo 5 lleva a considerar que el Estado a través de la ENEE pueda llegar a optar por la expropiación de aquellas generadoras que se nieguen a reducir los precios. Sobre este tema el secretario Tejeda aclaró: «no es objetivo del Gobierno expropiar».

Tras aquella entrevista, la ENEE publicó su respuesta a las generadoras, referida a la reducción de precios en los contratos. En términos generales, la propuesta de la ENEE es rebajar de 15.65 centavos de dólar el kWh, que es el precio promedio actual, a 11 centavos el kWh (ver detalle).

Ahora bien, este precio no se tomaría como palabra final. Restará que la Comisión Nacional de Auditoría, a partir del nuevo mandato al que se la encomendó, tome los siguientes 60 días para realizar una auditoría general de los estados financieros de las generadoras para que, en base a los resultados, la ENEE tenga nuevos elementos para fortalecer su propuesta de «precio justo» por kWh para cada uno de los contratos y tecnologías.

El gobierno de Chaco ya presentó 26 manifestaciones de interés (MDI) para desarrollar “integralmente” proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables en diversos puntos de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Así lo aseguró Rodrigo Feü, subsecretario de Energía de Chaco, durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, en la que reconoció el interés existente por parte de la provincia en la convocatoria que se enmarca bajo la Resolución SE 370/2022. 

“Son proyectos fotovoltaicos y de biomasa que van de 5 a 35 MW y suman 318,5 MW de potencia. En tanto que algunos de esos emprendimientos son en sistemas aislados de la red”, explicó el funcionario. 

Además, todas las propuestas de las centrales de generación renovable están pensadas para conectarse en líneas de media tensión (13,2 o 33 kV). Pero sólo las bioenergéticas también contemplarían obras de infraestructura eléctrica.

Por otro lado, los proyectos se ubican en 19 de las 51 localidades de la provincia: Basail, Castelli, Charata, Concepción del Bermejo, San Martín, Gancedo, Hermoso Campo, Isla del Cerrito, Las Garcitas, Las Palmas, Las Piedritas, Margarita Belén, Pampa del Indio, Presidencia Roca, Santa Sylvina, Taco Pozo, Villa Ángela, Villa Berthet y Villa Río Bermejito. 

Siendo Castelli, Charata, San Martín, Sáenz Peña y Villa Ángela aquellas ciudades que tendrían tanto parques solares como de biomasa. Mientras que Las Palmas sería la única localidad donde sólo se prevé una central bioenergética.

“Algo a destacar es que, de la capacidad total prevista en las MDI, alrededor de 200 MW reemplazarían parcialmente la generación térmica, la cual es importante en la zona de El Impenetrable”, agregó Feü. 

Cabe recordar que para dicha región también se analiza la implementación de una línea para sistemas off-grid de aproximadamente 5 kW de potencia con acumulación en baterías para aquellos productores que, en el corto plazo, no les llegará la electrificación rural, según se mencionó días atrás, como parte de la serie de créditos para energías renovables y generación distribuida que lanzará Chaco. 

“Si concretamos el 50% de los proyectos presentados en MDI, superaríamos las expectativas y, al 2025, llegaríamos a los objetivos de cubrir el 20% de la potencia promedio que cubre todo Chaco, según el historial de consumo que tenemos en la provincia”, sostuvo el subsecretario de Energía. 

Ya existen otras MDI en Chaco

Las manifestaciones de interés del gobierno provincial no son las únicas propuestas en Chaco, dado que como adelantó Energía Estratégica, Fábrica SRL presentó un proyecto de biomasa de 10 MW de potencia, pensado para conectarse en una línea de 132 kV, en la localidad de Presidencia de la Plaza o Sáenz Peña”. 

“Por ahora significa presentar la MDI y ver cómo avanza. Posteriormente se verá si se puede mezclar el producto con otro tipo de insumo, como por ejemplo aserrín con los residuos de las exportadoras de algodón o las cáscaras de arroz en la zona de Las Palmas”, había anticipado Diego Bois, ejecutivo de ventas de la compañía, en conversación con este portal de noticias. 

Hoy finalizó el plazo para la presentación de proyectos para competir por un lugar en la capacidad de red de transmisión.

Según anunció la UPME en su último taller de socialización de la Resolución 075, llevado a cabo el miércoles de la semana pasada, más de 200 emprendimientos ya fueron radicados.

“El volumen es bien relevante, tanto en cantidad de solicitudes como de trabajo que se le viene a la UPME es bien importante”, opina Alejandro Piñeros, coordinador regulatorio de Óptima Consultores, teniendo en cuenta que la entidad deberá determinar las asignaciones en diciembre próximo.

En diálogo con Energía Estratégica, el especialista indica que, entre los factores más importantes de este proceso, está la publicación de la versión definitiva del algoritmo de priorización, el cual definirá qué proyectos se asignarán al sistema. “Ya sabemos con qué rasero nos van a medir”, destaca.

Los valores que tendrá en cuenta el algoritmo son: la reducción de restricciones; reducción de pérdidas; el efecto en el precio de la bolsa de energía; la reducción de emisiones; aumento de la confiabilidad; aumento de la flexibilidad. Además, se tendría en cuenta un criterio extra, que concierne al estado de la tramitación de cada proyecto.

Es decir que el sistema algorítmico procesará y determinará, de acuerdo a la competencia que haya por nodo de transmisión, cuáles son los proyectos que podrán ser adjudicados de acuerdo a su mérito.

Sin embargo, ¿qué va a pasar si se presenta un emprendimiento de la misma tecnología y la misma potencia en una misma subestación y hay capacidad para uno de ellos? Piñeros explica que en estos casos todos los criterios van a dar igual puntaje, menos la reducción de pérdidas, que será la fuente de desempate.

“La principal pregunta y preocupación que va a surgir va a tener que ver con las pérdidas calculadas por los estudios de conexión, que serán las que determinen la priorización”, enfatiza.

La pérdida se refiere a cómo impactará una central de energía al momento de interactuar con la red, si es capaz de generar mayores pérdidas de energía o, por lo contrario, si podría tener un efecto positivo y reducirla; esos son los proyectos que mejor puntaje tendrán.

Sin embargo, Piñeros explica que el valor de las pérdidas va a depender de la metodología que haya utilizado cada consultor para calcularlas; es decir, cómo se empleó la simulación, qué parámetros utilizó.

Como la UPME admitió que no tiene la capacidad operativa para poder calcular las pérdidas de cada uno de los proyectos, se basarán en los estudios de los privados. No obstante, las autoridades de la entidad supervisarán las ofertas y, de a haber cálculos exagerados, se le pedirá al promotor las aclaraciones pertinentes.

“Esta situación genera la problemática de que la metodología para calcular esas pérdidas no está 100% estandarizada. Y eso le mete un poco de ruido a la aplicación del algoritmo de priorización”, considera el coordinador regulatorio de Óptima Consultores.

En marcha… después de todo

No obstante a ello, para Piñeros la labor de la UPME es “muy positiva”. “Yo creo que es natural que en esta primera implementación de la Resolución 075, con un algoritmo que se desarrolló sobre la marcha para cumplir con tiempos muy acotados, tengamos que hacer sacrificios en cuanto a qué tan bien nos permite el algoritmo medir el valor real que los proyectos le van a aportar al sistema”, destaca.

“Creo que hay cosas por mejorar pero que, para esta primera implementación, tenemos reglas claras que nos dan una base para hacer asignaciones este año; las cuales luego se podrán ir mejorando”, resume el joven especialista.

Y concluye: “Soy optimista y reconozco a la UPME el largo trabajo que ha realizado durante estos meses definiendo el algoritmo, la implementando de la Ventanilla Única, atendiendo solicitudes pendientes, atendiendo las consultas de cada uno de los desarrolladores, realizando distintos eventos de socialización. Para mí el balance en este momento es positivo y esperemos que para esta fase definitiva sea igual de positivo”.

Durante el segundo panel de la primera jornada del evento físico  Latam Future Energy Southern Cone, realizado en Santiago, Paulina Ramírez del Barrio, Gerente de Nuevas Tecnologías de CVE Chile, adelantó: “Apuntamos a 2 GW instalados en fotovoltaica al 2025”.

La ejecutiva señaló que uno de los puntos fuertes de la compañía tiene que ver con el desarrollo de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), es decir, emprendimientos de hasta 9 MW.

No obstante, la ejecutiva advirtió sobre algunos aspectos del funcionamiento de este mercado que deberán mejorarse para que pueda continuar desarrollándose.

Uno de ellos es que el Gobierno acelere permisos para conectar PMGD y para que le concedan la utilización técnica al punto de conexión específico.

Otro tiene que ver el nuevo marco normativo que fija el Decreto Supremo 88, el cual fija precios de remuneración más bajo para proyectos solares fotovoltaicos, que en definitiva constituyen buena parte del universo de PMGD.

Para Ramírez del Barrio será fundamental que se promuevan medidas para la incorporación de almacenamiento a partir de baterías.

Indicó que a nivel de transmisión se están pudiendo incorporar este tipo de proyectos, pero no a nivel de distribución, es decir, donde operan los PMGD. “Para incorporar almacenamiento hay que solicitar un nuevo permiso de conexión” lo cual vuelve engorrosa la gestión, indicó la Gerente de CVE Chile.

“Lo que pedimos en el sector de los PMGD es que uno pueda modificar sus proyectos existentes para agregar almacenamiento y poder desplazar la generación (fósil) o tener la generación 24×7 de renovables”, enfatizó.

Si bien la especialista aseguró que “hay voluntad” del Gobierno y de las entidades que participan en la toma de decisiones del Estado para que sean incluidas las baterías, “el problema es cuánto nos demoraremos en poder lograr tener los reglamentos y normativas”.

“Hace poco salió la Hoja de Ruta del Coordinador donde se ve que el almacenamiento tendrá una gran penetración para poder llegar efectivamente a alcanzar un 100% con energías renovables”, teniendo en cuenta la variabilidad de las fuentes eólica y solar fotovoltaica, sostuvo.

Y remató: “Es ahí que se pone en juego el rol de todos los actores para poder trabajar en conjunto para proponer esta normativa para incorporar almacenamiento en los proyectos que ya existen y que se puedan implementar en los emprendimientos nuevos”.

La disponibilidad de materia prima para la industria fotovoltaica continúa repercutiendo sobre fabricantes de inversores. Tal es el caso de los elementos constitutivos de semiconductores, cuya aplicación se extiende a diversos productos industriales que fueron aumentando su demanda en los últimos años.

Sin embargo, recientemente se habría atravesado una etapa de recuperación en la que las empresas se pudieron asegurar el suministro de estos componentes claves para sus productos.

“La falta de disponibilidad de semiconductores para la industria fue algo que pegó muy duro el año pasado. Nadie se iba a imaginar que la misma materia prima utilizada en un semiconductor se iba a utilizar también para la aplicación de vacunas, como las jeringas y en las vasijas para las medicinas”, observó Sergio Rodríguez, Service Manager para Latinoamérica de Solis.

No obstante, aclaró: “El tema de los semiconductores ya no es un problema este año para nosotros. Ya estamos sorteando todo ese tema de la cadena suministro”.  

Durante su participación en “Latam Future Energy Southern Cone Summit”, el referente de Solis amplió su lectura sobre los retos que aún persisten en la industria y que impiden a los fabricantes reducir aún más sus costos.

“La economía se frenó de golpe, después se aceleró nuevamente. Y no quiero ser ni un poquito pesimista, pero ahí viene una recesión. Toda la inflación, todos los sobrecostos es algo que también tenemos que considerar”, alertó. 

Siguiendo su análisis la guerra entre Rusia y Ucrania llegó para encarecer el sector energético en todo su conjunto y dimensión alrededor del mundo. Esta situación retrasaría el retorno a la dinámica habitual de este y otros sectores productivos que ya se habían visto complicados por la pandemia.

De allí, analizó que el tema logístico volvió a complejizarse: “esos tiempos, esos costos, todavía pegan”, cuestionó a la vez de considerar “pero en cada en cada reto también vemos oportunidades”.

Desde su óptica, si bien transitar la pandemia trajo problemas muy graves, también  despertó el interés de muchos por este sector y los mercados avanzaron en el cambio de mentalidad sobre cómo reactivarse económicamente y cómo lo podemos hacer mediante una economía más verde.

“Hay que aprovechar esas oportunidades que nos dan”, destacó Sergio Rodriguez, Service Manager para Latinoamérica de Solis.

Aquellas declaraciones fueron realizadas durante el panel «Hidro, almacenamiento y renovables: garantía de confiabilidad, sostenibilidad y competitividad», al cual el representante de Solis asistió junto a otros referentes de empresas tales como Sungrow, Power Electronics, Energy Exemplar, la start-up Andes Electronics y la Asociación de Concentración Solar de Potencia ACSP.

Acceda a los testimonios completos en el video de la transmisión en vivo de “Latam Future Energy Southern Cone Summit”, disponibles en las redes sociales de Latam Future Energy, Invest in Latam y Energía Estratégica.

Andrés Manuel López Obrador dio a conocer algunas de las condiciones por las que desarrollarán los parques fotovoltaicos en el norte de México, luego de haber declarado que se crearía “batería de plantas solares en el estado de Sonora hasta la frontera” y de reunirse con Joe Biden y autoridades energéticas de Estados Unidos.

En primera instancia, se buscará que toda la frontera del país replique el proyecto solar de Puerto Peñasco (Sonora), el cual ya inició la construcción de su etapa inicial de 120 MW y que a futuro se prevé que alcance 1000 MW de capacidad instalada. 

El objetivo sería no sólo evacuar la energía de manera local, sino también exportar la electricidad generada hacia los estados fronterizos de la unión americana. 

Y si bien las inversiones provendrían de empresas privadas, AMLO planteó que las centrales renovables se llevarán a cabo “siempre y cuando la planeación esté a cargo de la Secretaría de Energía (SENER) y que el socio principal sea la Comisión Federal de Electricidad (CFE)”. 

“Se puede permitir la inversión extranjera, pero deberá ser en conjunto con la CFE”, aseguró el mandatario de México en conferencia de prensa en el Palacio Nacional. 

“Porque para poder tener energía renovable en el norte y exportar electricidad, hay que replicar las plantas solares, pero necesitamos centrales de respaldo, además de un tendido de líneas de transmisión”, amplió. 

Esta propuesta se enmarca dentro de los recientes anuncios de López Obrador, en los que vaticinó que el sector energético de Estados Unidos está dispuesto a invertir cerca de 40 mil millones de dólares hasta el 2024, entre ellos para instalar 1854 MW de potencia eólica y fotovoltaica. 

Y esa iniciativa también permitiría tener líneas de transmisión en Baja California (México) y hasta exportar energía eléctrica a California (Estados Unidos), o tener más proyectos de esa índole en el futuro, según palabras pasadas del presidente mexicano. 

“Son inversiones fuertes, pero sí hay interés de parte de empresas estadounidenses. Y es importante el buen uso de los recursos energéticos y su cuidado, y no abandonar la transición energética. Para no seguir dependiendo del petróleo, tenemos que pensar en energías alternativas”, sostuvo Andrés Manuel. Pero no dio más indicios de cuándo se prevé el inicio de este proceso ni las características particulares de cada parque renovable. 

La firma Power Electronics duplicará su capacidad instalada en inversores instalados gracias al crecimiento del almacenamiento como fuente de soporte para los parques de generación renovable y la estabilidad de la red. 

Diego Ferrer, business development manager para Latinoamérica de la compañía, participó del evento Latam Future Energy Southern Cone y reconoció que este año ya cerraron contratos por 1.2 GW en electrónica de potencia, “distribuidos en 800 MW fotovoltaicos y 400 MW de almacenamiento”. 

De esta forma, dichos proyectos se sumarán al pipeline con el que contaban hasta el cierre del 2021 desde la empresa con presencia internacional, pese a que los precios subieron en el último tiempo. 

Pero allí no se detendrá el crecimiento del mercado ya que el especialista vaticinó que la “capacidad de proyectos en almacenamiento aumentará de manera exponencial”. 

Aunque aclaró que no será meramente por los parques renovables que contemplen el almacenamiento, sino también porque “llegará el storage stand alone para dar soporte”, es decir, aquel no integrado en una central de generación eléctrica sino a disposición de la red

Asimismo, Hector Núñez, director comercial en Latinoamérica de Power Electronics, planteó que el “almacenamiento llegó para quedarse, a pesar de la alza de costos”. Y puso la mirada principal en Chile, país al que comparó con Brasil por su gran despliegue y potencial en una tecnología. 

“Chile es el Brasil del storage (Brasil posee más de 16 GW solares operativos en la región), no veo otro país en la región que tenga iniciativas y logros de este calibre”, aseguró. 

Y dentro de las tecnologías en las que están avanzando, Núñez compartió la “primicia” de que se encuentran realizando acoplamiento en DC, “pudiendo lograr la funcionabilidad del acoplamiento en AC”. 

El panorama de precios que se avecina

En notas pasadas, diversos referentes del sector energético de la región concordaron que el mercado no recibirá noticias 100% positivas con respecto a los costos de las baterías, debido a una cuestión de oferta – demanda por la tendencia a la alza. 

Hay oportunidades para el almacenamiento en Latinoamérica pero incertidumbre en los precios

Sin embargo, Diego Ferrer señaló que poco a poco se ve mayor estabilidad, y aunque sea en un precio alto, destacó que “ya se tiene a mano para los proyectos» y que “nadie le tuvo miedo a los nuevos valores y los emprendimientos salen más que nunca”. 

De igual manera, sostuvo que ya se llegó a un tope (pendiente de los sucesos geopolíticos que puedan afectar), y que para llegar a precios pre-pandémicos, se necesitarán de 3 a 5 años “como mínimo”.

El entorno mundial ha generado un alza de costos y “el objetivo es siempre bajar el costo de energía y, lo que está en nuestro control es tratar de diseñar productos con esta visión”, destacó Francisco López Anadón, Jefe de Ventas Cono Sur de Nordex, durante el tercer panel de la primera jornada del Latam Future Energy Summit Southern Cone.

Indicó que, en esta tendencia, los fabricantes están trabajando en “diseños específicos para cada región y no tan estandarizados a nivel mundial”.

En esa línea, dio el ejemplo de Chile: “Tenemos vientos medios, con baja turbulencia, en general; entonces tratamos de instalar rotores más grandes, de alcanzar una mayor ratio de potencia para aprovechar estos vientos y maximizar la cantidad de generación de energía”.

En esa línea, Jorge Contreras, Gerente Sénior BD de Goldwind, quien también participó del panel, agregó que otra de las tendencias es “aumentar los diámetros de rotor”.

Indicó que hace algunos años el rotor era de 120 metros, y hoy llegan a los 170 metros. Además, las torres actualmente alcanzan alturas de 140 metros, lo que permite una mayor generación de energía.

En ese sentido, López Anadón de Nordex agregó que se plantean estrategias de generación “que permitan disminuir el curtailment aplicados en distintos sitios”.

Planteó la posibilidad de ser flexibles en la operación de los aerogeneradores, “de forma de poder, de acuerdo al tipo de vientos que tengamos, poder disminuir este curtailment y maximizar la producción de energía”.

“Estamos trabajando en tratar de disminuir los costos de la energía a mediano y largo plazo a través del diseño especifico de productos que acompañen este desarrollo”, remató el Jefe de Ventas Cono Sur de Nordex.

No obstante, si bien el hecho de incorporar máquinas más grandes permite una mayor generación de energía, Contreras de Goldwind planteó que, como contracara, esta dinámica también conlleva una dificultad, que pasa por la logística.

Señaló que, en determinadas zonas del sur de Chile, o en alturas por sobre los 150 metros, donde se requieren las grúas más altas, aparecen mayores desafíos para los tecnólogos.

“Hay que pensar que un parque que se está instalando hoy día fue diseñado por un equipo de desarrollo hace unos 5 años. Entonces es difícil analizar las mejores máquinas con tanta anticipación; pero ese es nuestro deber como tecnólogos”, resaltó el Gerente Sénior BD de Goldwind.

La Patagonia tiene los mejores vientos del mundo, eso es un hecho. Tal vez, uno de los más importantes para poder apalancar el desarrollo de la energía eólica en el país. Sin embargo, se requieren grandes obras de infraestructura para evitar cuellos de botella a futuro. Hacerlo, traerá un beneficio a la economía, ya que provocará ahorros de US$ 3.250 millones, de acuerdo con la Cámara Eólica Argentina (CEA).

La energía eólica abastece a más de 2,7 millones de hogares en Argentina, un país con un gran potencial debido a su capacidad, condiciones topográficas y personal técnico calificado. Actualmente, hay 950 aerogeneradores instalados localmente que producen energía eléctrica a partir de la energía cinética del viento, similares a los antiguos molinos.

¿De qué manera estructuras tan grandes pueden ser ensambladas o desmanteladas para su posterior operación y mantenimiento? La Inteligencia Artificial juega aquí un papel fundamental que se basa en la recolección y procesamiento de datos que colaboran en asegurar que estas estructuras operen de manera correcta.

Las uniones atornilladas son fundamentales para el sector, tanto para el rendimiento de la turbina como para la seguridad de aquellos que trabajan a su alrededor. El método de instalación principal para el montaje de equipos, construcción y mantenimiento es el apriete. Las piezas se encastran unas sobre otras, teniendo un eje central de rotación.

Además, cuentan con un sistema que limita la velocidad máxima a la que pueden girar las aspas, evitando así que puedan desprenderse.

Tener los equipos monitoreados y conectados hace posible obtener datos en tiempo real, poder cruzarlos y analizarlos. Son los equipos, en esta instancia, los que reportan la información. Herramientas que, hoy en día, se caracterizan por ser inalámbricas y flexibles.

Esto es algo nuevo en fabricación inteligente: la posibilidad de conectar todas las herramientas electrónicas y procesos de ensamble en una plataforma universal.

Esta plataforma ayuda al equipo técnico a analizar los datos de forma remota y a partir de ella interactuar con la gente que está trabajando presencialmente para realizar los ajustes necesarios. Entre otras cosas, hacer uso de la información permite identificar una posible falla en los equipos a partir de la presencia de parámetros anormales de funcionamiento.

Y, en este sentido, recomendar una acción y realizar un mantenimiento preventivo.

En paralelo, contar con un código QR en cada torre permite visualizar toda la información y características de construcción del molino. Este número de documento o código madre va enlazado a una base de datos que enseña todas las magnitudes de torque que se generan en el proceso de manufactura, es decir, durante su ensamble.

Esto es lo que permite conocer si sus piezas tuvieron un apriete indicado en la fase de instalación y realizar posteriormente la trazabilidad en pos de su calidad y mejora.

La Big Data genera una gran cantidad de información adicional, sin embargo no todos están preparados para convertir los datos en inteligencia. Los beneficios obtenidos pueden resumirse en: aumento del tiempo de la actividad, reducción de defectos (a prueba de errores), mejora de la productividad (a través del análisis de datos) y mejora de la interacción humana con el trabajo a realizar.

Trina Solar presentó para el mercado latinoamericano una nueva tecnología en módulos fotovoltaicos con celdas rectangulares de alta potencia, los módulos Vertex R DE09R +435 W y Vertex R DE19R +580W.

Los módulos R, únicos en el mercado, ofrecen una alta eficiencia gracias a su dimensión compacta que minimiza el espacio entre celdas a 0,5 mm de separación, lo que se traduce en un diseño que aprovecha mejor el espacio del módulo permitiendo alta generación.

Este tipo de desarrollo se perfila como la solución ideal para proyectos residenciales, con techos cortos, donde maximizar el uso de espacio es fundamental. Este nuevo tipo de panel solar ofrece una alta potencia de generación, con una corriente máxima de hasta 17 amperes, lo que lo hace compatible con cualquier inversor del mercado.

En su manufactura, este tipo de celdas aprovecha también de mejor forma la oblea de silicio, disminuyendo en 1,9% la pérdida de material en comparación a las celdas cuadradas.

“Los asistentes de Solar Power México se han mostrado muy interesados en este nuevo lanzamiento de Trina Solar y esperamos que se genere un gran mercado para esta tecnología en toda Latinoamérica, tanto para el mercado residencial, el utility y de Generación distribuida”, comentó Harold Steinvorth, Head de Generación Distribuida para Latinoamérica y el Caribe en TrinaSolar.

Solar Champions: Programa de embajadores de marca en apoyo a los instaladores.

Otra de las novedades que el fabricante chino presentó en Solar Power México, fue su programa de beneficios a integradores e instaladores fotovoltaicos “Solar Champions”, el cual ofrece la oportunidad de crecimiento, promoción y profesionalización a todos los emprendedores energéticos que se registren con sus proyectos e instalaciones como futuros embajadores solares de la marca.

Gerliz Cancino, Head de Marketing y Comunicaciones para Latinoamérica y el Caribe en Trina Solar comenta la importancia de Solar Power México como una plataforma de proyección que promueve la educación y desarrollo sustentable de la comunidad solar mexicana, asegurando que “el evento cuenta con la audiencia ideal para brindar el acceso al programa Solar Champions, iniciativa que busca acercarnos a los integradores e instaladores de Latinoamérica, para brindarles las herramientas necesarias para su crecimiento y posicionamiento como colaboradores activos de la industria, al ser un pilar fundamental para el desarrollo del mercado solar en la región”.

Para sumarse al equipo de Solar Champions, los participantes solo deben registrarse en la plataforma que Trina Solar pone a disposición y completar el registro con los detalles de su empresa y proyecto.

Marca Fotovoltaica Top en México

Otro de los hitos que marcaron la participación de Trina Solar en Solar Power México fue la entrega oficial del reconocimiento como “Marca Fotovoltaica Top 2022”, distinción otorgada por la firma de investigación de mercado EUPD Research y que encuesta a miles de instaladores en 25 países y regiones, solicitando sus opiniones sobre las marcas fotovoltaicas y su rendimiento en términos de módulos, inversores, sistemas de estructuras, venta al por mayor y almacenamiento. La marca también fue reconocida con este título en los mercados de Chile, Australia y Pakistán.

Solar Power México es uno de los eventos más importantes de la industria solar de Latinoamérica, y que para el 2022 tuvo como sede el Poliforum de la ciudad guanajuatense de León y contó con la participación de más 72 expositores que mostraron los últimos avances en las tecnologías energéticas, almacenamiento de energía, eficiencia energética e hidrógeno verde.

El Departamento de Energía de EE. UU. (DOE, por sus siglas en inglés) anunció $18,4 millones a través del Fondo de comercialización de tecnología (TCF, por sus siglas en inglés) para siete proyectos de laboratorios nacionales con el objetivo de llevar más tecnologías de energía limpia al mercado.

Los laboratorios nacionales seleccionados abordarán las barreras, las brechas y las causas fundamentales de los desafíos de comercialización para las tecnologías emergentes de energía limpia.

Acelerar las vías de comercialización respalda el objetivo del presidente Biden de implementar energía limpia para alcanzar emisiones netas de carbono cero para 2050 mientras fortalece la economía estadounidense a través de una mayor fabricación nacional y la creación de empleos bien remunerados.

“Acelerar la rapidez con la que introducimos tecnologías novedosas en el mercado nos permitirá implementar las fuentes de energía limpia necesarias para combatir el cambio climático, reducir los costos de energía y mantenernos encaminados para alcanzar los objetivos de descarbonización del presidente Biden”, dijo  la secretaria de Energía de EE. UU., Jennifer M. Granholm _

“Los laboratorios nacionales del DOE se están intensificando para abordar la necesidad urgente de desarrollar soluciones para la comercialización acelerada de tecnología de energía limpia, desde el momento en que se investiga, desarrolla y patenta un producto hasta su uso generalizado”.

Las nuevas tecnologías de energía limpia son críticas para cumplir con los objetivos climáticos de la nación, pero enfrentan barreras únicas para la comercialización. Los proyectos de laboratorio seleccionados utilizarán un enfoque holístico para identificar y abordar las barreras comunes que enfrentan las empresas de tecnología de energía limpia cuando trabajan para comercializar con éxito un producto.

TCF, establecido por el Congreso a través de la Ley de Política Energética de 2005 y reautorizado por la Ley de Energía de 2020, brinda nuevas flexibilidades para promover tecnologías energéticas prometedoras. El 15 de febrero de 2022, nueve oficinas del programa del DOE emitieron posteriormente la «Infraestructura de laboratorio central para la comercialización», una convocatoria única en su tipo para que los laboratorios nacionales desarrollen infraestructura para la comercialización de tecnología de energía limpia.

El Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley  desarrollará tecnologías de laboratorio prometedoras y cultivará un grupo de diversos talentos y conexiones entre la industria y los laboratorios nacionales en colaboración con otros cuatro laboratorios y fondos con costos compartidos por socios en California, Massachusetts y Nueva York.
El Laboratorio Nacional de Energía Renovable  se alzará con un premio para proporcionar financiamiento flexible y asistencia de comercialización dirigida a equipos en diferentes niveles de preparación técnica y comercial en colaboración con otros cinco laboratorios y fondos con costos compartidos por socios en California.
El Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico  desarrollará una Búsqueda Visual de Propiedad Intelectual (VIPS) única en su tipo para patentes y software, disponible en la página web del Servicio de Asociación de Laboratorios del DOE, en colaboración con otros ocho laboratorios y fondos con costos compartidos por los socios. en California.
El Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico  estandarizará los flujos de trabajo de transferencia de tecnología para acelerar la transición de las tecnologías desarrolladas en el laboratorio al mercado en colaboración con otros cinco laboratorios y fondos con costos compartidos por socios en Arizona y California.
Sandia National Laboratories  creará un sólido ecosistema regional de comercialización de energía limpia en Nuevo México para la fabricación en colaboración con otros seis laboratorios y fondos con costos compartidos por socios en Arizona, California, Minnesota y Nuevo México.
Sandia National Laboratories  también involucrará a la diversa comunidad de empresas emergentes a una escala nueva y más grande para aumentar la cantidad de empresas emergentes en torno a las tecnologías de laboratorio del DOE en colaboración con otros trece laboratorios y fondos con costos compartidos por socios en Alaska, California, Distrito de Columbia, Nuevo México y Virginia.
Sandia National Laboratories  también establecerá un enfoque colaborativo para trasladar el sector de semiconductores y la microelectrónica de próxima generación del laboratorio al mercado en colaboración con otros cuatro laboratorios y fondos de costos compartidos por socios en Arizona, California, Iowa, Kansas, Nuevo México, Nuevo York y Carolina del Norte.

“Soy el autor de la legislación que estableció esta versión renovada del Fondo de comercialización de tecnología en el Departamento de Energía”, dijo  el senador estadounidense Martin Heinrich (NM) .

Y agrega: “Estoy encantado de que estos premios empoderen a nuestros laboratorios nacionales, incluido Sandia en Nuevo México, para construir asociaciones sólidas con empresas emergentes del sector privado local y hacer crecer los ecosistemas de comercialización y fabricación en torno a tecnologías prometedoras de energía limpia desarrolladas por investigadores del Departamento de Energía”.

“Los Laboratorios Nacionales de Nuevo México juegan un papel central en el fortalecimiento del liderazgo científico de nuestra nación y nuestra economía”, dijo  el Senador de los Estados Unidos Ben Ray Luján (NM) .

Y añade: “En el Congreso, me enorgullece haber defendido y liderado iniciativas bipartidistas en los paquetes de competencia de la Cámara y el Senado para apoyar los esfuerzos de investigación y desarrollo del laboratorio en las industrias del futuro; modernizar la infraestructura de nuestro laboratorio; y acelerar la comercialización de tecnologías innovadoras. El anuncio de hoy de más de $18 millones en inversiones en nuestros laboratorios del Fondo de Comercialización de Tecnología del DOE representa una inversión clave en la fuerza laboral STEM de los Estados Unidos, su competitividad económica a largo plazo y una mejor calidad de vida para los nuevomexicanos y todos los estadounidenses”.

La Oficina de Transiciones Tecnológicas (OTT) del DOE coordina el TCF y desempeña un papel vital en el fortalecimiento de las asociaciones de comercialización del DOE. La OTT se coordinó con las siguientes oficinas del programa del DOE para que los fondos estén disponibles para 2022: la Oficina de Energía Nuclear; la Oficina de Electricidad; y la Oficina de Tecnologías de la Construcción de la Oficina de Eficiencia Energética y Energía Renovable, la Oficina de Tecnologías Geotérmicas, la Oficina de Tecnologías de Pilas de Combustible e Hidrógeno, la Oficina de Tecnologías de Energía Solar, la Oficina de Tecnologías de Energía Hidráulica y la Oficina de Tecnologías de Energía Eólica para poner fondos a disposición.

Conozca más  sobre el Fondo de Comercialización de Tecnología.

El Negociado de Energía de Puerto Rico anunció recientemente la aprobación de 9 contratos con oferentes del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP). Sin embargo, mantuvo prudencia a la hora de comunicar detalles de la resolución de los mismos, lo que fue duramente cuestionado en el Senado durante la última vista pública conjunta de las Comisiones de Proyectos Estratégicos y Energía y de Gobierno para atender el PS 931. 

Haciéndose eco de aquello, el Negociado dio lugar a una moción modificada para presentar copias de ejecución confidenciales y redactadas de los PPOA (Power Purchase and Operation Agreement) dando a conocer las primeras sociedades de responsabilidad limitada (LLC) ganadoras del denominado “tranche 1”. 

Entre las empresas detrás de las sociedades LLC que participaron como oferentes, hay tanto jugadores de renombre internacional como empresas energéticas generadoras o fabricantes de módulos, así como desarrolladores pequeños locales.

En detalle, Energía Estratégica pudo saber que la correspondencia sería: 

YFN Yabucoa Solar LLC = Sonnedix

Guayama Solar Energy LLC = Ciro Group

Ciro Two Salinas LLC = GCL

Solaner Puerto Rico One LLC = Alener Generación

Pattern Vega Baja Solar LLC = Pattern

Pattern Barceloneta Solar LLC = Pattern

CS-UR Juncos PY LLC = Canadian Solar

Convergent Coamo Energy Storage 1 LLC = Convergent

Tetris Power LLC = Yarotek

AES está entre las empresas podrían sumarse a este listado en los próximos días, con 4 proyectos calificados en el «tranche 1», los cuatro con tecnología fotovoltaica y dos de esos con sistemas de baterías standalone de 100 MW cada uno.

En lo que respecta a precios, estos aún no son de público conocimiento y en las copias de ejecución de los PPOA (Anexo A) compartidos por el Negociado, estos se mantienen en calidad de confidenciales. Lo que sí es sabido que tras la demora de aprobación definitiva de los mismos, los oferentes solicitaron renegociar los precios.

Es preciso recordar que las ofertas se presentaron en octubre del año 2021 y no fue hasta diciembre que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) los puso a consideración del Negociado de Energía y posteriormente a la Junta de Control Fiscal, dilatando aún más los tiempos hasta el primer semestre del 2022 y preocupando a los oferentes.

“Entre marzo y abril, los desarrolladores levantaron la bandera para renegociar los contratos por el cambio del escenario global que llevó a que todos los suplidores nos comuniquen cambios en los costos y disponibilidad de módulos, acero, contenedores, tiempos de entrega, etc. Sumado a eso, que se comuniquen sobre la marcha nuevos costos y alcance vinculados a la interconexión de los proyecto, también repercutió negativamente para sostener los precios«, señaló uno de los participantes de esta convocatoria. 

Aquella situación llevó a que de las 18 ofertas calificadas por 844.8 MW, sólo 9 ofertas por 795.91 MW de capacidad solar se hayan podido aprobar finalmente este mes de julio y otras 5 adicionales que contemplan tanto proyectos solares como de almacenamiento aún sigan en negociación. 

Más oportunidades de inversión 

Se espera que, al concluir el «tranche 1», Puerto Rico avance con el «tranche 2» que también pretende contratar generación renovable y almacenamiento energético a largo plazo. 

Aunque algunas partes interesadas acusaron demoras en el inicio de esta segunda convocatoria que ya tiene su plataforma activa mediante Accion Group, coordinador independiente de los RFP 2 y 3, otras tantas mantienen prudencia y apoyan aguardar a la finalización de la primera edición. Esto no sería algo casual. 

«En caso de que algún proyecto aprobado del tranche 1 no vaya adelante, la intención es que se libere el punto de conexión que hubiese ocupado y dejarlo nuevamente disponible para el tranche 2», reveló uno de los participantes a este medio.

Puerto Rico revela documentos preliminares de su segunda subasta de renovables y almacenamiento

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

Así lo confirmó Mario Pizarro, secretario de Energía de Jujuy, durante su participación en el reciente mega evento de Latam Future Energy, quien aseguró que “en los próximos días seguramente se tendrá la noticia que todos esperan”. 

“Está toda la documentación presentada en la Secretaría de Energía de la Nación y CAMMESA, por lo que estamos esperando la suscripción del PPA (Power Purchase Agreement) para dar inicio a la obra”, explicó. 

Asimismo, el financiamiento “está cerrado” gracias a la experiencia obtenida con las etapas I, II y III, las cuales fueron adjudicadas en el Programa RenovAr y que ya permitieron ingresos de USD 50 millones por la venta de electricidad. 

Pero pese a ello, Pizarro apuntó a la demora contractual existente, ya que sostuvo que “falta la garantía que otorga el PPA de por cuánto se comprará la energía generada” de la central renovables que se ubica en pleno corazón de la puna jujeña, a 4200 metros sobre el nivel del mar, y que también prevé la complementación de 11 MW de capacidad termosolar. 

Hecho que ya fue criticado por el gobernador de la provincia, Gerardo Morales, en la que cuestionó la dilatación de la firma del contrato y apuró al Gobierno preguntando irónicamente “a quién se debe invitar a la inauguración de la ampliación de Cauchari». 

“Necesitamos la autorización del Gobierno Nacional. La tienen que autorizar en algún momento. Les tiene que caer la ficha”, manifestó Morales a fines del año pasado. 

Por otro lado, un tema a tener en consideración es por dónde se evacuará la energía eléctrica generada por el parque solar, a lo que secretario de Energía de Jujuy respondió que se cuenta con una línea de transmisión de 315 kV, con la capacidad disponible para Cauchari IV y V. 

Para ser precisos, el intercambio se realizaría a través de la línea de transmisión Interandes que va desde la subestación Andes (Chile) a la subestación Cobos (Argentina), la cual recorre una longitud de 409 KM entre ambos países.

Más planes renovables de Jujuy

Según informó Mario Pizarro, la provincia avanza en la construcción de cinco nuevos “pueblos solares”, que se sumarán a los cinco pequeños poblados de la Puna jujeña que cuentan con energía, luz y conectividad gracias al desarrollo de las energías renovables, y que a su vez erradicaron el uso de grupos electrógenos.

Y los mismos se ubican Olaroz Chico, La ciénaga, El Angosto, San Francisco, Lipán de Moreno, Santa Ana, Caspalá,  El Toro y San Juan de Quillaques. Todos hechos bajo iniciativa de la Empresa Jujeña de Sistemas Energéticos Dispersos S.A (EJSEDSA) y el Programa de Energías Renovables para Mercados Rurales (PERMER)

Mientras que en utility scale, el subsecretario de Energía jujeño recordó que hay otro proyecto de 200 MW en Finca el Pongo, “donde se tiene una red de 500 kV para evacuar la energía. 

Nextracker continúa preparándose para los segmentos que toman mayor relevancia dentro de los mercados energéticos de la región y que se perfilan con grandes retos para el futuro, a la par de reducir costos y optimizar los procesos productivos. 

Javier Salinas, gerente de ventas LATAM de Nextracker, dio a conocer algunos avances tecnológicos de la compañía y cuál es su modus operandi en el sector, durante el mega evento presencial organizado por Latam Future Energy. 

“Nuestra estrategia siempre fue reducir estructuralmente el acero y, con ello, el peso del tracker, pero principalmente tenemos un producto muy robusto. Y este año, con la reducción de costos, buscamos una evolución con el producto ya lanzado “NX Horizon-XTR”, para superficies onduladas o con pendientes pronunciadas”; aseguró en su participación del segundo panel de LFE Southern Cone. 

Y según explicó, dicho tracker permite copiar el terreno donde se trabaja y así acortar el uso del acero, además de generar ahorros en obra civil. Producto con el cual poseen instalados entre 3 y 4 GW a nivel global, pero que desde la compañía multinacional ya evalúan su implementación en Latinoamérica. 

De este modo, Nextracker aumentaría su portafolio de 12 GW en la región, que se reparten entre Brasil (5 GW), México (4,5 GW), Argentina, Chile y Uruguay (2,5 GW entre los tres países), que forman parte de los 70 GW instalados o contratados en construcción con los que cuentan a nivel mundial. 

Sin embargo, una de las ventanas de oportunidad que se vio en el último tiempo para este tipo de productos se da en Chile, específicamente en el esquema de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), segmento en el que la empresa tiene 300 MW instalados y trabaja de manera similar que en la utility scale, con algunas diferencias en la logística. 

“Los productos que ofrecemos tanto para un proyecto de 300 MW como para de 3, 10 o 20 MW es el mismo tracker. Aunque con los PGMD debemos ser ingeniosos al trabajar con los portafolios, donde podemos ahorrar y optimizar, consolidar los transportes, contenedores y enviar directamente en los barcos de manera eficiente, para llevar los proyectos a buen puerto”, aseguró Salinas. 

“Al desarrollar un proyecto de 3 o 10 MW es pura logística. Es decir, se tiene la capacidad para hacerlo, pero el precio será muy diferente por logística, servicios y todo lo que conlleva”, agregó.

Asimismo, el especialista cerró su participación en el evento de LFE mencionando que, el enfoque de Nextracker también se vincula con actualizar el tracker mediante un software, ya sea en 2, 10 o 20 años. “Siempre compensando en el software como elemento principal y el tracker siendo la columna vertebral de una planta”, concluyó. 

Pablo Villarino, jefe de Asuntos Corporativos, Medio Ambiente, Permisos y Regulación de Engie Chile participó en el evento Latam Future Energy Southern Cone Summit realizado el pasado 6 y 7 de julio.

Allí, el ejecutivo de Engie reveló que la compañía está interesada en crecer con renovables en Chile, Colombia, México y Perú. Y en algunos de estos, ya prevén integrar soluciones que acumulen energía limpia con baterías e hidrógeno.

Respecto al hidrógeno y baterías, el Villarino aseguró que desde Engie apuestan 100% a desarrollos con estas tecnologías en mercados como Australia, Chile y Sudáfrica.

“Creo que son dos temas del futuro sobre los que tenemos que estar absolutamente encima y prepararnos para hacer una revolución”, consideró.

Sobre las baterías resaltó que la empresa ya está trabajando proyectos que las integran por su importancia para complementar a las energías renovables y para aplacar problemáticas de vertimientos que se puedan producir producto del atraso de las líneas de transmisión o por los momentos de reducción de energía.

Y sobre hidrógeno agregó : “Estamos en una carrera. Hay países que pueden avanzar más rápido que nosotros y creo que el Estado debe poner más ayuda en este tema”.

El plan de avanzar con nuevos desarrollos en Latinoamérica es congruente con el compromiso de la compañía con la transición energética.

«Engie está con la descarbonización”, aseguró .

Y es que desde la matriz existe el mandato de finalizar la producción de electricidad a partir de carbón a nivel mundial al 2025, a más tardar 2027.

En Chile, han respetado el ritmo que por política pública y marco legislativo se ordenó para el cierre o reconversión de sus centrales.

Al respecto, Villarino rescató: «Todos queremos la descarbonización pero tenemos que hacer bien la descarbonización”.

Desde la perspectiva del jefe de Asuntos Corporativos, Medio Ambiente, Permisos y Regulación de Engie Chile es preciso, más que apurar la instalación indiscriminada de parques de generación, privilegiar la realización de proyectos renovables robustos con líneas que garanticen su desarrollo a lo largo de todo Chile y que permitan la amortización de las inversiones.

Johnn Peralta, es Ingeniero en Electricidad con una Especialización de Potencia, de la Escuela Superior Politécnica del Litoral (ESPOL) y al momento está cursando una Maestría en Administración de Empresas en la Universidad de Especialidades Espíritu Santo (UEES).

Cuenta con 17 años de experiencia, donde se destaca su impecable trayectoria en la Empresa Multinacional alemana SIEMENS S.A, en la cual atendió asuntos relacionados con los sectores de: industria, electricidad, minería, petróleo y gas.

El nuevo titular del Viceministerio de Electricidad, además fue miembro del Concejo Ciudadano Sectorial del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, Prosecretario del Colegio Regional de Ingenieros Eléctricos del Litoral (CRIEEL) y se ha capacitado en Sistemas de Gestión de la Energía ISO 5000, Gestión de Riesgos para la Infraestructura Energética, Aplicaciones en Sistemas Eléctricos Industriales, Motores Eléctricos, entre otros temas vinculados con el sector.

La administración del Viceministro Peralta, se basará en fortalecer los planes de desarrollo y políticas sectoriales para el aprovechamiento eficiente y responsable de los recursos, bajo parámetros de transparencia, eficiencia, eficacia, innovación y calidad en la gestión, con responsabilidad social y ambiental.

Vestas, en colaboración con Windcat Workboats, lanza un programa piloto para explorar – por primera vez en el mundo- la propulsión por hidrógeno de un buque de traslado de tripulación (crew transfer vessel-CTV- por sus siglas en inglés), ayudando así a reducir las emisiones de carbono de sus operaciones de servicios en alta mar.

El CTV funciona con una solución de combustible dual capaz de propulsarse con hidrógeno en una combinación con diésel marino. Al no tener carbono el combustible de hidrógeno, se puede reducir significativamente el índice de emisiones de carbono manteniendo la misma potencia de salida.

La solución se probará como parte de un programa piloto en el parque eólico Norther, en el Mar del Norte, y su puesta en marcha está prevista para el 15 de julio de 2022; con el objetivo de recopilar información sobre el oportunidades y mejoras de los barcos propulsados por hidrógeno en las tareas diarias, en pos de explorar los potenciales enfoques más escalables para incorporar el hidrógeno en su configuración operativa.

“Los sectores difíciles de reducir emisiones, como el de transporte marítimo, serán la meta en nuestro objetivo global hacia la descarbonización. El hidrógeno es una tecnología crucial para avanzar en este recorrido, razón por la cual en Vestas estamos expectantes y deseosos por probar su potencial en la reducción de emisiones para nuestras operaciones de servicio. Una aplicación más amplia de las tecnologías de descarbonización solo puede progresar con el apoyo de los líderes de la industria, motivo por la cual estamos orgullosos de llevar adelante este programa piloto”, mencionó Christian Venderby, vicepresidente ejecutivo de servicio de Vestas.

Actualmente, las emisiones de carbono asociadas con las operaciones en alta mar representan un tercio del alcance 1 y 2 de Vestas, por lo que el despliegue de barcos potenciados con hidrógeno será clave para el desarrollo del plan de sustentabilidad de la compañía.

El nuevo CTV tiene el potencial de generar ahorro de CO2 de 158 toneladas, lo que significa que dicha propulsión por hidrógeno tiene un 37% menos de emisiones de carbono en comparación con un barco tradicional. Dicho ahorro será validado durante el piloto, así como también se explorará cómo se logra escalar la solución si se demuestra un impacto en las emisiones de alcance 1 y 2 de Vestas.

Se espera que el barco funcione principalmente con hidrógeno gris debido a la falta de disponibilidad de hidrógeno verde en las cantidades necesarias. A través del programa piloto, Vestas pretende madurar un camino hacia el hidrógeno verde, en sus operaciones en alta mar, cuando este haya alcanzado el nivel de madurez requerido.

“Este buque, desarrollado con nuestra empresa hermana CMB.TECH, ofrece a la industria una solución rentable para reducir significativamente las emisiones de los buques de servicio, que se puede aplicar a cualquier parque eólico actual. Mediante el uso de motores de combustión de combustible dual, podemos hacer que la tecnología del hidrógeno sea operativa en la industria y poner en marcha un mayor desarrollo tecnológico, regulación, cadena de suministro, etc. Colaboraciones como estas son lo que se necesita para escalar aún más en esta tecnología y agradecemos a Vestas por dar este primer paso”, afirmó Willem van der Wel, CEO de Windcat Workboats.

Además, Christophe De Schryver, CEO de Norther, parque eólico, agregó: “la operación de un CTV en el Mar del Norte que también funciona con hidrógeno creará la demanda necesaria para inversiones en el suministro de hidrógeno. Norther se siente honrado de que Vestas esté impulsando esta cadena de valor al operar este buque en el parque eólico marino de Norther y satisfecho de que estemos contribuyendo a la reducción de emisiones de esta manera.”

Los costes de las energías renovables siguieron a la baja en 2021 en un momento en que todavía no se había puesto de manifiesto todo el efecto de las dificultades de la cadena de suministro y el alza de los precios de los productos sobre los costes de los proyectos. El coste de la electricidad eólica terrestre cayó un 15 %, el de la eólica marítima un 13 % y el de la solar fotovoltaica un 13 % en comparación con 2020.

El informe Costes de generación de electricidad renovable en 2021, publicado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), demuestra que casi dos tercios o 163 gigavatios (GW) de potencia de nueva instalación en 2021 costaba menos que la opción más barata del mundo alimentada por carbón en los países del G-20. IRENA calcula que, ante los elevados precios actuales de los combustibles fósiles, la potencia renovable añadida en 2021 reduce los costes mundiales de generación de energía en unos 55 000 millones USD en 2022.

El nuevo informe de IRENA confirma la crítica misión que desempeñan las renovables competitivas en costes para hacer frente a las emergencias energética y climática en la actualidad acelerando la transición en consonancia con el límite de calentamiento de 1.5 °C y los objetivos del Acuerdo de París. La energía solar y eólica, con proyectos que tienen plazos de entrega relativamente cortos, son tablas de salvación para los países que se esfuerzan por reducir rápidamente —y en última instancia eliminar— los combustibles fósiles y limitar los daños macroeconómicos que causan en busca de la neutralidad climática.

«Las renovables son, con diferencia, la forma de energía más barata en la actualidad», afirmó Francesco La Camera, director general de IRENA. «2022 es un claro ejemplo de hasta qué punto la generación de electricidad renovable ha llegado a ser económicamente viable. La electricidad renovable libera a las economías de la volatilidad de los precios y las importaciones de los combustibles fósiles, contiene los costes de la energía y potencia la resiliencia del mercado, más aún si continúa la presente crisis energética».          

«Aunque puede ser necesario dar una respuesta temporal a la crisis en la situación actual, las excusas para suavizar los objetivos climáticos no se sostendrán a medio y largo plazo. La presente situación es un devastador recordatorio de que las renovables y el ahorro de energía son el futuro. En vista de la próxima celebración de la COP27 en Egipto y de la COP28 en los EUA, las renovables proporcionan a los poderes públicos energía asequible para alinearse con el objetivo de cero emisiones netas y convertir sus promesas climáticas en acciones concretas con beneficios reales para las personas sobre el terreno», añadió.

Las inversiones en renovables continúan arrojando ingentes dividendos en 2022, como ponen de relieve los datos de costes de IRENA. En los países no pertenecientes a la OCDE, la adición de 109 GW de energía renovable en 2021 que cuestan menos que la opción más barata alimentada por nuevos combustibles fósiles reducirá los costes en al menos 5 700 millones USD al año durante los próximos 25 o 30 años.

Los elevados precios del carbón y del gas fósil en 2021 y 2022 también deteriorarán profundamente la competitividad de los combustibles fósiles y harán que la energía solar y eólica sea todavía más atractiva. Con la subida sin precedentes de los precios europeos del gas fósil, por ejemplo, la generación de nuevo gas fósil en Europa será cada vez menos económica a lo largo de su vida útil, lo que incrementará el riesgo de que queden activos inmovilizados.

El ejemplo europeo demuestra que los costes de los combustibles de CO2 que soportan las actuales centrales de gas podrían ser, en promedio, entre cuatro y seis veces superiores en 2022 al coste durante toda su vida útil de las nuevas instalaciones solares fotovoltaicas y eólicas terrestres puestas en servicio en 2021. Entre enero y mayo de 2022, la generación de energía solar y eólica puede haber ahorrado a Europa importaciones de combustibles fósiles por valor de no menos de 50 000 millones USD, principalmente de gas fósil.

En cuanto a las cadenas de suministro, los datos de IRENA indican que todavía no se han trasladado todos los incrementos de costes de los materiales a los precios de los equipos y los costes de los proyectos. Si los costes de los materiales siguen siendo elevados, la presión de los precios en 2022 será más pronunciada. Sin embargo, estos incrementos podrían quedar eclipsados por las ganancias totales de las renovables competitivas en costes en comparación con los mayores precios de los combustibles fósiles.

Lea el informe Costes de generación de energías renovables en 2021

Encontrará una infografía interactiva aquí

La provincia de Santa Fe continúa trabajando fuertemente en la promoción e incorporación de energías renovables en su territorio, ya sea a través del Programa ERA, el Plan Renovable por el cual lanzó una línea de créditos para paneles y termotanques solares, como así también se prepara para hacer hincapié en la utility scale. 

Y sobre este último aspecto, desde el gobierno santafesino le confirmaron a Energía Estratégica que habrá nuevas licitaciones en el corto plazo ya que se reanudará el Programa de Generación de Energías Renovables de la Provincia de Santa Fe (Generfe), el cual no tuvo continuidad tras 2019. 

“El gobierno retomará el Generfe a través de la Resolución SE 370/22, con proyectos de generación importante de energía renovable, tanto fotovoltaica, eólica, biogás y biomasa. Mientras que el objetivo es tener contratos con generadores desde la propia empresa distribuidora de energía”, aseguraron. 

“Sería renovar lo que se hizo antes incorporar nuevas tecnologías, amparados en la posibilidad de acceder a un mercado con los GUDI”, agregaron en referencia a los cambios previstos para este llamado. 

¿Para cuándo está previsto? Según reconocieron en conversación con este portal de noticias, el proceso se encuentra “encaminado”, por lo que la convocatoria estaría lista a mediados de septiembre, ya que “el horizonte para el lanzamiento de la licitación es en un plazo de sesenta días”.  

Cabe recordar que, en la anterior subasta del Generfe, se licitaron 50 MW de energías renovables (8 parques solares de 5 MW cada uno y un parque eólico de 10 MW) a través de la Empresa Provincial de la Energía (EPE). 

Pero que a fines de dicho año el gobierno santafesino cedió la decisión de adjudicar proyectos a la próxima administración, y desde aquel entonces “no llegó a buen puerto y por ende no se concretó”. 

Por lo que, con esta nueva oportunidad, Santa Fe vuelve a abrir aún más las puertas a los proyectos de mediana y gran escala, aprovechando la posibilidad que brindó la Secretaría de Energía de la Nación, en la que habilitó a las distribuidoras a participar del Mercado a Término para abastecer a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI – con consumos mayores o iguales a 300 KW). 

Hecho que generó la posibilidad de que los consumidores que, por sus características, estuvieron lejos de poder comprar energía eléctrica de fuentes renovables en las condiciones actuales, lo hagan mediante los distribuidores actuando como GUDI.

La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) reúne a 11 empresas socias que administran más de 3.300 GW/año y suman más de 1.000 clientes. Ese número representa más del 50% de la energía libre presente en las redes de distribución, no obstante, no existe una regulación para la comercialización de energía.

“Ese es un tema preocupante, llevamos más de 40 años sin ninguna modificación. Chile estuvo entre los pioneros en desregular la industria eléctrica, separando distribución de generación y transmisión, y aquellos países que partieron junto con nosotros ya hace tiempo que introdujeron la figura del comercializador”, comentó Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de ACEN, durante el evento Latam Future Energy Southern Cone Summit.

Indicó que algunos economistas señalan que un mercado está maduro cuando se introduce la figura de la última milla, que en el caso de la industria eléctrica es representada por los comercializadores, sin embargo, para éstos no existe una regulación clara hasta el momento. Hoy operan bajo la figura de un generador, pero su core business es la comercialización, es decir, la compra y venta de energía eléctrica.

Según Andrade, solo basta ver cuál es el efecto que ha implicado la introducción de este agente en el país, esto es, una baja de los costos en forma importante a los usuarios que pueden acceder al mercado libre, aquellos clientes libres que tienen más de 500 kilowatts de potencia contratada, para reconocer la necesidad de la figura del comercializador.

Además, agregó que los clientes libres pueden obtener mayores servicios, mejor atención comercial y participar de proyectos de innovación, entre otros, porque los comercializadores tienen el incentivo de entregar mejores precios y productos.

El representante de ACEN se esperanzó con la posibilidad de que el Gobierno tome el desafío de modificar la ley eléctrica en distribución, tarea que el Gobierno anterior intentó con la denominada ley de portabilidad.

“Creemos que un gran debe que tiene hoy día la administración actual es precisamente atacar el tema de la modificación de la ley eléctrica en lo que respecta a distribución”, indicó Andrade.

Y sugirió: “Considerando que una ley podría requerir 1 o 2 años en su discusión y que su implementación también puede ser lenta, ACEN está proponiendo en forma paralela a esta modificación de la ley de distribución, una acción relativamente simple que la ley permite”.

“Esto es que, a petición del Gobierno, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) emita un informe para bajar el nivel de los 500 kW de potencia conectada para ser cliente libre. Este es un trámite relativamente rápido, con un plazo de 10 u 8 meses, y de este modo habría muchas más pequeñas y medianas empresas que podrían tener acceso a menores costos y mejores servicios”, propuso.

Mayor competitividad

Por otra parte, Andrade indicó que resulta complejo para las empresas de comercialización ser bancables, es decir, que sus contratos de compra permitan financiar proyectos de generación.

De hecho, mencionó que en la actualidad la media de los contratos de las empresas comercializadoras debe bordear los 4 o 5 años, en un escenario en que la industria financiera exige normalmente contratos con los compradores a 15 o 20 años.

“La comercialización va más allá de un simple contrato de 4 o 5 años promedio ya que estamos en presencia de contratos denominados revolving, vale decir, termina el contrato y esa energía se vuelve a contratar con un comercializador. Nuestra tarea es educar al mercado financiero para que se convenza de que las empresas de comercialización son bancables y así poder empezar a financiar proyectos tal como se hace hoy día a través de los contratos entre distribuidoras y generadoras”, señaló.

Respecto a ello, sostuvo que un ejemplo es que en un periodo complejo desde el punto de vista de los costos marginales, los cuales se han empinado por sobre los 200 dólares por MWh, las empresas comercializadoras se mantienen bien y no se ha registrado ninguna quiebra.

“El negocio de la comercialización es un negocio de riesgo que es administrado con coberturas de las compras de energía de forma adecuada para no quedar expuesto a las variaciones del mercado marginal”, cerró el secretario ejecutivo de ACEN.

Las energías renovables entraron al centro del debate tras el aumento de tarifas eléctricas en Puerto Rico. Según sostuvieron los máximos referentes del Negociado de Energía (NEPR) principalmente la tecnología solar sería parte de la solución que en el corto, mediano y largo plazo llegaría para contrarrestar los altos costos del servicio eléctrico local.

En concreto, Edison Avilés Deliz, presidente del Negociado, sostuvo que al acelerar la incorporación de estas fuentes de generación los usuarios se verían beneficiados con una reducción de USD 0,05 kWh en sus tarifas y que el Estado tendría ahorros millonarios al cortar con la dependencia de combustibles fósiles importados.

“Las ideas que humildemente hemos dado de parte del Negociado al final del día buscan que el kWh sea de USD 0,20 o menos”, señaló Avilés haciendo referencia a la reducción de 5 centavos respecto al valor actual para los clientes finales.

Vinculado a la dependencia de combustibles fósiles que deben importarse para suplir a la AEE, Edison Avilés también declaró que el Estado podría ahorrarse muchos millones de dólares si se concretarsen los proyectos de generación solar y almacenamiento en baterías calificados en los procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP). 

“Estamos utilizando plantas que son más caras que lo que costaría si hubiesen sido reemplazadas por sistemas renovables. Si le ponemos precio a eso estamos hablando de 89 millones en términos generales, no es final, estamos trabajando con los consultores, pero es importante resaltar eso”, observó ayer, 12 de julio, en el Senado ante la Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía y la Comisión de Gobierno.

Y exclamó: «Tenemos que estar detrás del tranche 1», subrayando que las demoras en las adjudicaciones y posterior inicio de operación de nuevas centrales renovables volverían más crítico el escenario económico de Puerto Rico.

Si bien esta semana el Negociado comunicó haber avanzado con la aprobación de 9 proyectos solares fotovoltaicos, el retraso en el que se encuentra el “tranche 1” supera los 12 a 18 meses, según indicó Avilés. Lo que a su vez, retarda el “tranche 2” convocado este año para ampliar aún más el parque de generación y almacenamiento limpio.

A aquello adhirió la comisionada Lillian Mateo Santos, quien indicó que en efecto apostar por acelerar la incorporación de energías renovables para suplir la demanda eléctrica local sería la solución para traer estabilidad de precios en el mercado y traducirse en un alivio para las tarifas de clientes finales.

“Todos los trimestres miramos el comportamiento del mercado del petróleo con los datos que se nos proveen. Por eso, considero que es tan importante como ha resaltado el presidente (del Negociado) que nos movamos a las energías renovables que nos permite estabilizar los precios e independizarnos de los combustibles fósiles sobre los que no tenemos ningún tipo de control”.

Así indicó la comisionada Lillian Mateo durante su participación junto a Edison Avilés en la última vista pública conjunta de las Comisiones de Proyectos Estratégicos y Energía y de Gobierno para atender el PS 931, que busca transferir millones del Fondo del Seguro del Estado para mitigar los aumentos de luz y agua.

PS 931 y renovables frente a los aumentos que recrudecen el escenario energético

Ayer, se llevó a cabo el tratamiento de Proyecto del Senado 931, que busca crear la “Ley para Mitigar el Aumento en el Precio de Energía en Puerto Rico”. El debate que duró más de 6 horas incluyó distintas consideraciones sobre cómo solucionar el aumento de la tarifa eléctrica producto del incremento en el costo del combustible que utiliza la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE). 

Para contrarrestar aquella problemática, normalmente la AEE efectuaría un aumento en la tarifa que pagan los consumidores. Ahora bien, el PS 931 que está bajo tratamiento legislativo plantea extraer entre 40 a 205 millones del Fondo del Seguro del Estado para que la Autoridad y Luma reciban, a través de esa inyección, los recursos que necesita para garantizarse combustible y evitar aumentar la tarifa eléctrica.

El debate se mantiene porque distintos actores cuestionaron que aquel monto solo evitaría por un trimestre el aumento tarifario pudiendo trabajarse otra iniciativa que proponga una solución de fondo y a largo plazo. Además, se puso en duda que el dinero se solicite exclusivamente al Estado puertorriqueño y no a fondos federales de Estados Unidos o de las reservas de Luma Energy, como operador eléctrico independiente.

De allí que las energías renovables vuelvan a entrar en el centro de la escena, representando una solución que traería resiliencia y estabilidad a largo plazo, no sólo a partir de proyectos utility scale que se reconocen demorados, sino también a partir de microrredes y autoconsumo en todos los segmentos del mercado.

Así se distribuyeron los primeros 20 millones del programa de Apoyo Energético de Puerto Rico

Uno de los temas planteados en el cuarto panel de la primera jornada del evento presencial Latam Future Energy Summit Southern Cone, organizado por Energía Estratégica e Invest In Latam, fue el mercado latinoamericano ante esta coyuntura de ventas masivas de paneles solares fotovoltaicos que se está dando en el mundo.

“Cada vez hay más demandas de paneles solares. No damos abasto”, reconoció Elié Villeda, Country Manager para México y Regional Manager para el norte de Latinoamérica de First Solar.

En esa línea, Víctor Sobarzo, Gerente Sénior de Desarrollo de Negocios de JA Solar, sostuvo que a pesar de que la compañía china aumentó un 25% la capacidad de fabricación, de 40 a 50 GW anuales, “la capacidad de fabricación no va a dar abasto. Europa está demandando una cantidad impresionante de módulos actualmente”, debido a sus problemas con el gas.

Cabe recordar que la Unión Europea, a través de su Plan REPowerEU, presentado en mayo pasado, entre sus objetivos se propone que el 45% del suministro total de energía provenga de renovables.

En lo que respecta a fotovoltaica, se plantea duplicar la capacidad solar fotovoltaica para 2025 (de 189 GW a 320 GW, lo que significa que en el continente se deberían instalar 44 GW anuales de esta tecnología) e instalar 600 GW para 2030.

Por su parte, Mauricio González, Gerente de Ventas Chile de Trina Solar, advirtió: “Nos gustaría vender todo lo que fuera posible (en Latinoamérica), pero eso va a depender de cómo venga el mercado”.

Es que el objetivo de la Unión Europea va en consonancia con una demanda mundial de paneles fotovoltaicos. Por caso, Estados Unidos se propone conectar 30 GW por año de capacidad solar al 2025, y 60 GW anuales entre 2025 y 2030. Quiere, al 2035, que el 40% de la generación provenga de fuentes fotovoltaicas.

Si bien todos estos objetivos son ambiciosos, podrían parecer pequeños al lado de mercados más grandes. China prevé la instalación de 108 GW de energía solar este año, duplicando su record del año pasado de 54,8 GW. Pero el objetivo de Beijing es llegar al 2030 (si no antes) a los 1.200 GW fotovoltaicos.

En India, el objetivo marcado al 2030 es saltar de los 165 GW de energías limpias, a los 500 GW, donde la energía solar tendría un papel preponderante.

“Si no se ve al panel solar como un recurso estratégico, si no se empiezan a hacer contrataciones directas con los tecnólogos, se van a encontrar con cada vez más problemas; y hay que ver esta situación hacia el largo plazo, porque no sabemos cómo se va a seguir desarrollando la guerra (de Rusia a Ucrania)”, aconsejó Villeda de First Solar.

Por su parte Sobarzo de JA Solar indicó que esta situación “va a influir bastante en cómo se van a mover los volúmenes en los distintos países”.

“Hay que estar preparados y estar ordenándose con anticipación al largo plazo. Hay que generar contratos y tratar de cumplirlos de la mejor forma posible”, advirtió el gerente de la fabricante china.

Ante el aumento de gastos de capital y operacional de plantas solares fotovoltaicas, Ecoppia recomienda a los dueños de activos optar por tecnología de punta para la limpieza de paneles que permita resolver del mejor modo problemáticas como el soiling e incrementar la performance de la planta generando valor financiero.

“Invertir un 1% más que el CAPEX de una planta fotovoltaica en sistemas de limpieza autónomos de alta disponibilidad generaría un aumento en la rentabilidad del 1,5% a 25 años para el dueño del activo”, detalló José Carlos Montoro Sánchez, gerente general para Europa, África y las Américas de Ecoppia. 

Durante su participación en el evento Latam Future Energy Southern Cone Summit realizado en Santiago de Chile el pasado 6 y 7 de julio, el ejecutivo de Ecoppia explicó que los robots de la compañía y sus software complementarios de recolección de datos ofrecen ventajas operativas y técnicas que nuevamente contribuyen a aumentar el valor financiero de los proyectos.

“Las nuevas versiones de unidades que estamos sacando están relacionadas especialmente con la recolección de datos y no solamente sobre la limpieza que se hace en cada ciclo”, adelantó José Carlos Montoro. 

Y amplió: “con los mismos robots podemos realizar toma datos de otros alcances del mantenimiento del proyecto y compartir con los clientes Big Data en un Dashboard a través de la Nube, para que estos se analicen y ayuden a optimizar la gestión de la planta”.

Ecoppia desarrolla nuevos sistemas de microfibra y mopeados para mantenimiento de módulos fotovoltaicos

Sobre la limpieza en específico, no es menor mencionar que los sistemas robóticos autónomos de Ecoppia no utilizan agua en sus procesos por lo que además resultan cruciales para proyectos que se encuentran expuestos continuamente al polvo y tierra, y prescinden de recurso hídrico para su mantenimiento.

“Cuando hay un proyecto solar en una zona considerada de riesgo para efectuar la limpieza no lo es solamente por el alto nivel de soiling o por el poco acceso al agua del que se dispone, sino también por lo complejo de ocupar gente para limpiar esas grandes superficies de paneles forma manual o inclusive con tractores”, amplió José Carlos Montoro Sánchez.

Aquella situación que se vuelve cada vez más frecuente en el norte de Chile motivó a la empresa a enfocarse desde una oficina local en proyectos utility scale ubicados en regiones como Antofagasta y Atacama, además de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) localizados en distintos puntos del país.

Los más de 30 GW de contratos a nivel global que acumula de Ecoppia pueden dar cuenta de las mejoras en la performance financiera, operativa y técnica de sus sistemas de limpieza autónomos.

Empresas de renombre como AES, EDF, Engie, First Solar y Total Energies son algunas de las empresas de renombre internacional y con fuerte presencia en la región latinoamericana que ya han confiado en los sistemas robóticos de Ecoppia.  

Pero aquello no sería todo. Otros clientes destacados que la marca ha sabido cautivar alrededor del mundo como Actis, Adani, Azure Power, Brookfield, Fortum, NTPC, ReNew Power, Soft Bank, SPRNG y SunEdison también han apostado por este tipo de soluciones.

El almacenamiento de energía paulatinamente toma más lugar dentro de los mercados energéticos de la región como una de las tecnologías estabilizadoras de la red. Y poco a poco los proyectos renovables ya contemplan a las baterías desde sus inicios. 

Dicho tema fue tratado durante el mega evento Latam Future Energy Southern Cone, en el que participó Eduardo Solis, LATAM Marketing Manager y product specialist de Growatt, y analizó las oportunidades de los nuevos desarrollos y soluciones energéticas. 

“Ya hay tecnología de estabilidad de red y energías verdes, ya se trabaja. Hay condensadores sincrónicos, hidrógeno, almacenamiento en baterías de litio y soluciones de big data para el control de las redes. Y justamente, el mercado pide a gritos que tengamos un crecimiento de energías renovables”, aseguró. 

De todos modos, planteó que dicho incremento de la participación de las energías limpias debe ser gradual, como así también que si bien existen diferentes proveedores de tecnología, “todos apoyan la estabilidad de la red”.  

Además, el especialista opinó acerca de los recientes cambios regulatorios para el segmento de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en Chile y la incorporación del storage dentro de la fórmula de los proyectos de esta índole. 

“Todos los países de la región pasarán por esa regulación con el paso del tiempo. Y si bien para la banca no es tan atractivo un cambio de severidad, es un cambio que por tecnología, estabilidad de potencia en los mercados energéticos, llega con el paso del tiempo a todos los países”, afirmó.

“Es un golpe económico para proyectos fotovoltaicos pero también se abre una nueva puerta para el mercado de almacenamiento, especialmente para PMGD, que creció exponencialmente en el último año”, agregó Solis. 

Y cabe resaltar que, de los 73 proyectos declarados en construcción durante el mes de junio, 46 fueron Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD), por un total de 297,7 MW de capacidad, de los cuales 42 emprendimientos son fotovoltaicos (286 MW). 

¿Qué puede pasar con los precios de las baterías?

Para el LATAM Marketing Manager y product specialist de Growatt, el mercado no recibirá noticias 100% positivas, ya que consideró que los costos subirán debido a una cuestión de oferta – demanda, dado que la tendencia de las baterías es a la alza, producto de que la demanda “está aumentando considerablemente”. 

Sin embargo, diferenció entre los sectores y usos de dichos sistemas, por lo que en el ámbito energético para uso residencial, Eduardo Solis vaticinó que “en cierto tipo de tecnología, el incremento será menor en cuanto al precio, porque la demanda será más sectorizada”. 

Los servicios se llevarán a cabo en el recién inaugurado taller de la empresa, situado en Cabo de Santo Agostinho, en Pernambuco.

«Inauguramos nuestro primer centro dedicado a este fin en toda América Latina en marzo de este año y ya nos hemos ganado la confianza de este importante actor del mercado para hacer la reparación de cajas de cambio localmente, evitando el envío de los equipos fuera del país», destaca el gerente general de operaciones de Wärtsilä para América del Sur, Diego Colicchia.

El gerente añade que el taller está 100% operativo y tiene el potencial de convertirse en el mayor proveedor de reparación y pruebas de cajas de engranajes de aerogeneradores de Brasil.

Según Wärtsilä, el alcance inicial cubre la reparación completa de cuatro modelos diferentes de cajas de cambios, con una potencia media de 2MW, que incluye pasos como el desmontaje, la inspección, el suministro de piezas originales, el montaje y las pruebas.

La finalización de las dos primeras reparaciones tuvo lugar en junio de este año, cuando se realizaron las primeras pruebas de carga en el banco de pruebas instalado en el taller. El banco de pruebas es pionero en la comprobación de equipos bajo carga como si estuvieran en funcionamiento, y permite identificar posibles fallos antes de montar la caja de engranajes en el aerogenerador.

«Creemos que esta alianza con Wärtsilä representa un avance positivo y estratégico para el negocio, en el que el desarrollo de las capacidades locales nos permitirá minimizar el costo y los riesgos que el mercado enfrenta con la actual interrupción de la cadena de suministro global», destacó el jefe de servicios para Brasil de Vestas, Cleiton Tosetto.

Además de la compra anual de 39.500 MWh generados en el parque eólico “Pampa Energía III”, ubicado en el partido de Coronel Rosales, provincia de Buenos Aires, LDC también recibirá Certificados Internacionales de Energía Renovable (IREC, por sus siglas en inglés) un instrumento internacional para rastrear e informar con transparencia el origen renovable de la electricidad consumida.

“Garantizar operaciones sostenibles mediante la expansión de nuestra matriz energética en las instalaciones industriales de LDC es una parte importante de la hoja de ruta de descarbonización del Grupo, liderada por nuestra recientemente creada Plataforma de Soluciones de Carbono, y nuestro compromiso de ayudar a dar forma a una economía neta cero”, destaca Diego Pereyra, Head de Industrias de Cereales y Oleaginosas de LDC.

“Esta iniciativa se basa en una variedad de otras acciones relacionadas con la energía, los desechos y la conservación en el país y en todo el mundo, en línea con el enfoque global de LDC para dar forma a una producción alimentaria y agrícola cada vez más justa y sustentable», agrega.

“Este acuerdo nos permite seguir siendo protagonistas en la generación de energías renovables y apostando a un futuro más sostenible,” valora Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

Sobre la base de los esfuerzos y compromisos descritos en su Reporte de Sustentabilidad de 2021, LDC continuará avanzando hacia sus objetivos globales de descarbonización a través de proyectos e iniciativas de colaboración como el anunciado ayer para reducir las emisiones y promover prácticas más sustentables dentro de sus operaciones y cadenas de valor.

Colbún S.A. es una empresa con más de 35 años de trayectoria dedicada a la generación y comercialización de energía, cuenta con cerca de 1.000 trabajadores y una potencia instalada cercana a los 4.000 MW a través de 27 centrales de generación.

Desde el pasado 16 de mayo, José Ignacio Escobar asumió como nuevo CEO de la compañía, la cual cuenta con operaciones en Chile y Perú, y su impronta promete impulsar un fuerte programa de proyectos de energía renovable solar y eólica.

En una entrevista para Energía Estratégica, el ex director general de Acciona Energía Chile y actual presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), cuenta cuáles son los planes de Colbún en materia de energías limpias, el futuro de su central a carbón, si vale la pena apostar por la gran hidroelectricidad y qué piensa del hidrógeno verde.

¿Qué impronta le dará su llegada a Colbún, como CEO de la empresa?

Chile enfrenta una gran disyuntiva energética. Por un lado, la voluntad social y política de acelerar la descarbonización del sector; y por el otro, una crisis hídrica, un sistema de transmisión estrecho y poco flexible, una sobrecapacidad renovable en ciertos puntos del país, una conflictividad mayor para el desarrollo de nuevas energías renovables no convencionales (ERNC) y una situación mundial compleja que dificulta el acceso a combustibles en la cantidad y precio que permitan un sistema eléctrico económico y seguro.

En este complejo escenario, Colbún se ha preparado para enfrentar esta década con la convicción de poder proveer la energía y las soluciones que permitan apoyar el desarrollo sustentable del país, sin comprometer la seguridad de suministro ni la competitividad del sector.

Para ello, tenemos una Agenda Estratégica potente, y mi objetivo es ayudar a acelerar esa agenda, que involucra crecer en renovables, impulsar el almacenamiento, desarrollar el Hidrógeno Verde y buscar nuevas opciones de crecimiento en Chile y el extranjero.

¿Qué proyectos de energías renovables no convencionales está desarrollando la compañía, y cuántos MW podrían poner en marcha en lo que queda del año y el 2023?

Colbún tiene una cartera robusta de proyectos renovables muy competitivos que iremos desplegando en la medida que nuestros clientes, el mercado y el país lo necesiten.

Nuestra ambición es duplicar el tamaño de Colbún en base a energías renovables de aquí al 2030, agregando 4.000 MW y más.

Este año hemos puesto en marcha 230 MW de energía solar a través del parque Diego de Almagro Sur y estamos construyendo más 800 MW eólicos a través de Horizonte, cuyos primeros aerogeneradores estarán inyectando energía a fines de 2023.

Tenemos otros 1.000 MW aprobados ambientalmente en proyectos solares, y estamos preparando el ingreso de nuevas iniciativas a tramitación ambiental en los próximos meses.

Para nosotros es muy relevante no solo impulsar los proyectos renovables, sino hacerlo de manera adecuada, con respeto e involucramiento temprano de las comunidades en forma previa a que estos proyectos ingresen al SEA a evaluación ambiental, con el objetivo de informar su alcance y recoger la visión local para mejoralos.

Como parte de esa visión de acelerar nuestro crecimiento en renovables, el año 2019 creamos una unidad de desarrollo de proyectos renovables en Perú, al alero de nuestra filial Fenix. A lo largo de casi tres años hemos estado trabajando y ya tenemos identificados y en desarrollo siete proyectos por cerca de 1.800 MW.

Con el objetivo de acelerar nuestro desarrollo renovable, hemos llegado a un acuerdo con el proveedor de los aerogeneradores del proyecto eólico Horizonte -la firma europea Enercon-, para mejorar el rendimiento de esas máquinas, lo cual nos permitirá ampliar la capacidad de esta iniciativa desde los 778 MW a 812 MW, es decir, 34 MW adicionales.

Horizonte es el proyecto eólico en construcción más grande de América Latina y ostenta varios récords. A la fecha, ya llevamos más de un 15% de avance.

Respecto a los desafíos de cierre de centrales a carbón, ¿en qué fecha Colbún alcanzará la totalidad de cierre de plantas, y de qué dependerá su adelanto?

En la industria hay consensos sobre la descarbonización y todos estamos caminando en la misma dirección. Colbún está en línea y comprometido con el desafío de descarbonizar la matriz.

Actualmente sólo tenemos una central a carbón, Santa María, en la Región del Bio Bío. Para avanzar en la desaceleración acelerada, requerimos crear las condiciones habilitantes para avanzar sin deteriorar la seguridad del sistema o encarecerlo.

Lo ocurrido con la sequía y la fragilidad del suministro eléctrico, es un recordatorio del desafío que enfrentamos. Más que hablar de una fecha, tenemos que hablar de condiciones para que eso ocurra.

El punto central en esa discusión es cómo creamos las condiciones regulatorias y de mercado para hacer posible una transición más acelerada sin afectar la calidad y costo del sistema eléctrico.

¿Es conveniente seguir apostando por la gran hidroelectricidad en Chile?

La energía hidroeléctrica es energía renovable, y pese al impacto de la sequía y del Cambio Climático, para Chile representa un gran activo contar con ella en el camino que se ha trazado el país para tener una matriz libre de emisiones.

Si bien es evidente que por distintas razones no se están desarrollando nuevos proyectos con esta tecnología, a futuro los proyecto hidroeléctricos bien diseñados e integrados a su entorno pueden tener un rol relevante más allá de su tamaño.

Respecto a baterías, ¿Colbún está interesada en desplegar un plan de almacenamiento?

Estamos construyendo nuestro primer proyecto de almacenamiento a escala industrial, por 32 MWh de energía, que esperamos poner en marcha a fines de año.

Tenemos el objetivo de ser un actor relevante en el desarrollo de sistemas de almacenamiento que serán clave para acelerar la transición energética.

¿Están pensando en incursionar sobre nuevas tecnologías, como el hidrógeno verde?

Colbún identificó hacer un par de años al Hidrógeno Verde (H2V) como parte de su Agenda Estratégica, considerando que las energías renovables son un elemento muy relevante en la cadena de valor de este nuevo combustible.

Para impulsar esta agenda, hemos hecho una reorganización interna y hemos creado la nueva Gerencia de Hidrógeno Verde, con el objetivo de impulsar esta nueva oportunidad de negocio, en línea con nuestra estrategia de crecimiento.

Lo que observamos en una reciente gira por Europa es que la Guerra en Ucrania ha cimentado la convicción de los países europeos de que el H2V es la mejor opción para avanzar en la descarbonización y a la vez independizarse energéticamente de Rusia.

El avance en este combustible se refleja en la alianza que firmamos con el Aeropuerto de Santiago para participar en el primer proyecto de Hidrógeno Verde para un aeropuerto en América Latina.

El año pasado además firmamos un acuerdo con Komatsu Cummnis con el objetivo de desarrollar hidrogeno verde para electromovilidad en transporte de carga, y tememos otros proyectos en curso.

Nuestra estrategia apunta tanto al desarrollo del mercado doméstico como al mercado de exportación, y si bien sabemos que aún hay varios desafíos pendientes, como son el costo de los electrolizadores y el transportar de este combustible, queremos ser un actor relevante de esta industria.

Chaco lanzará un programa de energías renovables en el que se prevén créditos económicos para potenciar la generación distribuida y la instalación de termotanques solares, tanto en ámbito residencial como comercial e industrial. 

Rodrigo Feü, subsecretario de Energía de Chaco, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y reconoció que “se destinarán fondos provinciales para hacer líneas de financiamiento con tasas de interés cercanas al 9-10%”. 

“Asimismo, hay casos de El Impenetrable que está alejado de las redes, por lo que pensamos en una línea para sistemas off-grid de aproximadamente 5 kW de potencia con acumulación en baterías para los productores que, en el corto plazo, no les llegará la electrificación rural”, agregó. 

En ambos casos, los usuarios que se vean beneficiados serán quienes deban contratar los equipos y servicios para realizar la obra completa, pero desde la Subsecretaría de Energía ya fijaron ciertos objetivos de cara al 2023. 

“Las metas están fijadas en la instalación de 10 sistemas off-grid para la zona de El Impenetrable, otras 250 de equipos on-grid para los usuarios residenciales y la provisión de 500 termotanques solares”, explicó Feü. 

Y de igual manera, también hay proyectos enmarcados bajo el concepto de generación distribuida para más de 100 edificios públicos de la provincia: escuelas técnicas (10), centros de primera infancia de desarrollo social (60), universidades (3), hospitales (18 – ya hay uno instalado con 60 kW), centros deportivos (2), industrias (10) y cooperativas (3), las cuales tendrían una potencia mayor que rondaría de 300 a 400 kW. 

“Hay interés por parte de las industrias, PyMES y residenciales, aunque se debe aclarar que la concreción del financiamiento aún está en proceso administrativo. Pero son objetivos muy ambiciosos al 2023 y creemos que es positivo ponerse un norte cercano”, sostuvo el funcionario.  

De este modo, se prevé aumentar la capacidad instalada en GD en la provincia, que hoy en día es de aproximadamente 200 kWp que se distribuyen entre 8 usuarios – generadores (U/G), y que además cuenta con 900 kW en potencia reservada, según compartieron desde la Subsecretaría de Energía. 

PERMER

El gobierno de Chaco también sigue activo con el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales, que lleva adelante la Secretaría de Energía de la Nación, a tal punto que ya concretó la entrega de 575  boyeros solares para pequeños productores y productores familiares y está a la espera de futuras convocatorias. 

“Resta esperar al financiamiento y a la compra de 166 bombas solares, tres parques nacionales, 138 escuelas y 55 centros de salud en la provincia. Algunas están bastante avanzadas, en diferentes etapas, y creo que entre 2022 y 2023 se concretarán la mayoría de los programas”, manifestó Rodrigo Feü en conversación con este portal de noticias. 

“Desde la provincia se apostó fuerte y se destinó presupuesto para potenciar las energías renovables. Tuvimos una reunión con el PERMER, en donde quedamos que colaborarán en la etapa de proyecto de las mini red de sistemas aislados, financiables hasta 1,1 MW de capacidad. Y si bien se está cerrando el PERMER 2, la idea es continuar relevando toda la información para los próximos llamados o extensión del programa”, concluyó. 

El Grupo Multi, desde su unidad de negocios para la industria renovable –Multisolar–, presenta una nueva iniciativa de capacitación para el sector fotovoltaico de Argentina. En esta oportunidad, organiza un webinar junto a la empresa Growatt, fabricante líder de inversores, destinado a este mercado en particular.

El seminario que se llevará a cabo en modalidad online este 20 de julio a las 17 horas se denomina: «Soluciones On Grid residenciales, comerciales e industriales + Monitoreo y Configuración».

PARTICIPAR

Allí, Eduardo Solis Figueroa, gerente de mercadeo para la región latinoamericana de Growatt, compartirá las últimas novedades de sus productos y soluciones disponibles para el mercado argentino y responderá a las consultas de todos los interesados en asistir.

La inscripción es abierta y gratuita. Y ya se encuentra disponible en el siguiente enlace:https://bit.ly/3muDa4s

Quienes se registren correctamente, recibirán en su e-mail los detalles de acceso para el webinar que se transmitirá mediante la plataforma Microsoft Teams. 

Están invitados a asistir todos los lectores de Energía Estratégica, principalmente aquellos ingenieros proyectistas, comerciantes, instaladores y electricistas, así como técnicos de operación y mantenimiento de todo el territorio argentino.

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Para conocimiento de todos los interesados, el temario incluirá:

✅ Introducción

.Growatt

.Catálogo de Productos

✅ Soluciones On-Grid

.Características y Ventajas

.Compatibilidad Módulos FV de alto amperaje

.Sugerencias, tips de instalación y puesta en marcha

.Mejor opción para proyectos C&I

✅ Soluciones de Monitoreo y exportación cero

.Diagrama de Selección de Producto, Características y Ventajas

.OSS, ShinePhone, Shine Tools, Shine Server

.Crear cuenta de instalador y cliente final

.Configuración de monitoreo

.Configuración de Soluciones Zero Export

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La Red Iberoamericana de Energías Renovables (RedREN) continúa trabajando para promocionar el desarrollo y la inversión de las energías verdes, la transición energética y la descarbonización de las economías dentro de los países de la región. 

E incluso, la red que engloba a diecisiete asociaciones de doce países (Argentina, Chile, Colombia, Costa Rica, Ecuador, España, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Perú y Uruguay), ya se prepara para extenderse a más mercados y servir como plataforma para que la voz de las EERR llegue aún más lejos. 

Así lo confirmó Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) y titular de la RedREN, durante el mega evento físico Latam Future Energy Southern Cone, organizado en Santiago de Chile. 

Allí el especialista reconoció que “la idea es que, en un futuro muy próximo, se pueda tener un manifiesto y, a través de la plataforma, cualquiera pueda acceder y conocer cómo se encuentra estructurado el mercado renovable de cada país”. 

“Estamos terminando el decálogo con la idea de extender la red, ya que queremos ampliar la voz y la inversión en renovables, como así también dar a conocer el know how y vincularse con instituciones internacionales que permitan llevar el conocimiento y la experiencia que cada país tuvo en el desarrollo”, agregó. 

También puede leer: Perú asume la coordinación general de la Red Iberoamericana de Energías Renovables

¿Qué otras metas hay a la vista? La descarbonización, transición y seguridad energética, principalmente tras el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, que dejó en evidencia la importancia de implementar más energía sustentable y aceleró los procesos de adopción de renovables en el viejo continente. 

Y según explicó Brendan Oviedo, “se trabaja debido al impacto que tuvo la guerra, específicamente en España y cómo se lidia con esa situación, además del rol que juega las renovables”. 

De este modo, la gestión prevé incrementar su presencia y protagonismo en países de habla hispana, en lo que representa su tercer año de funcionamiento de la RedREN, el primero de la Asociación Peruana de Energías Renovables en la coordinación general. 

La Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE), en referencia a lo expresado por autoridades del Gobierno de la República respecto al despacho de la energía producida con recursos renovables, comunica lo siguiente:

1. Los recursos renovables como el sol, el viento y el agua al no encontrarse disponibles el 100% del tiempo, son variables por naturaleza y también son sujetos a los efectos del cambio climático. Diferentes países en todo el mundo han enfrentado ese problema, así como los desarrollares de tecnología para poder mitigar tal efecto. El Estado de Honduras tomó la decisión en 2007 de incentivar la generación renovable para diversificar la matriz energética y reducir la dependencia de combustibles fósiles, lo cual fue posible bajo la «Ley de Promoción a la Generación de Energía Eléctrica con Recursos Renovables” publicada ese año (Decreto No. 70-2007) y su reforma en el Decreto No. 138-2013, lo que permitió en la actualidad que Honduras cuente capacidad instalada de 35% térmico y 65% renovable.

2. La generación solar y eólica ha permitido al Cajón un uso más eficiente de su caudal; antes de la entrada de los proyectos renovables fotovoltaicos, en el 2015, la Central Hidroeléctrica el Cajón operaba en valores mínimos críticos en la cota 265 msnm. Con la entrada de la energía fotovoltaica no solamente se evitaron los racionamientos en el país, sino que el Cajón pudo recuperar su embalse y operar nuevamente a valores óptimos del nivel del embalse.

3. Pese a su aporte en el sistema, esos recursos son variables y esta condición se mitiga a través de mejores prácticas de pronósticos disponibles en el mercado, ya que si esos recursos no se aprovechan, se desperdician, así mismo, los Operadores del Sistema de los países establecen un protocolo para garantizarla Seguridad Operativa del Sistema. En Honduras, cuando ocurren situaciones de alta variabilidad, el Centro Nacional de Despacho (CND) ejecuta una limitación de generación conforme a la «Guía para las Limitaciones de Generación», es decir, ordena que se detenga la generación de plantas renovables, acción que las empresas generadoras acatan conscientes de la prioridad de la estabilidad del Sistema Interconectado Nacional.

4. Una de las razones principales que afecta la seguridad del sistema eléctrico nacional es la falta de inversiones de los últimos años en la red de transmisión y aumento de la capacidad de transformación de las subestaciones, lo que hace que muchos hondureños dejen de recibir la energía que pueden producir las plantas fotovoltaicas y eólicas; solo en el año 2020 se botaron más de 300 millones de kilovatios hora, energía que equivalente a suplir la necesidad de más de 160 mil hogares hondureños en el año. Lo que se ve agravado porque el país tiene déficit de generación y es lastimoso que se limite parte de la producción de esas plantas. Los proyectos renovables siempre han insistido en la importancia de realizar las inversiones en transmisión, dado que el impacto directo es la reducción de apagones en las diferentes zonas del país.

La Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) hace un llamado a la ENEE como responsable de la transmisión, y ahora como operadora y administradora del Sistema Interconectado Nacional, para:

• Ejecutar el plan de expansión de la transmisión con el propósito de aprovechar la energía que el país produce, y evitar los racionamientos de energía en varias zonas, para así tener un servicio continuo y de calidad;

• Buscar soluciones técnicas y con equilibrio financiero tanto para las plantas estatales como las privadas, basado en el establecimiento del Mercado de Servicios Complementarios cuya norma técnica ya fue consultada públicamente en marzo de 2021. Este tipo de acciones son normales en los mercados competitivos y de suma relevancia para cubrir la variabilidad tanto de la demanda como de la generación.

La variabilidad de la generación en los mercados eléctricos es una realidad, varía el recurso renovable y también varía el precio de los combustibles, por tanto, es imprescindible buscar el equilibrio que corresponde, planteando las mejores soluciones para continuar brindando el servicio de energía que permita a los hondureños desarrollar, sin interrupción, todas sus actividades.

El Negociado de Energía de Puerto Rico aprobó el sábado una Resolución y Orden en la que se autoriza a la Autoridad de Energía Eléctrica un total de nueve proyectos de energía solar que se presentaron y han ido manejando de conformidad al Plan Integral y la Política Pública Energética.

De igual forma, se concedió la extensión de dos semanas solicitadas para culminar la evaluación de cinco proyectos adicionales para los cuales la corporación pública ha expresado estar en espera de información adicional requerida para formalizar los contratos establecidos.

En total, los 14 proyectos objeto de esta determinación deberán manejar una capacidad de 795.91 megavatios. Según el presidente del organismo regulador, Edison Avilés Deliz, esta determinación “va de la mano de los planes establecidos para fortalecer la oportuna y adecuada integración de los recursos energéticos que queremos y pondremos a la disposición de cada residente de la Isla en un futuro cercano”.

Recordando que «el Negociado de Energía de Puerto Rico es el ente independiente y especializado creado por la Ley 57-2014, según enmendada, para servir como componente clave para la cabal y transparente ejecución de la Reforma Energética» Avilés Deliz mencionó que la Resolución y Orden «también expresa las razones por las cuales se denegó una petición de extensión en la que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) pretendía esperar por un estudio adicional a prepararse por LUMA sobre dos (2) proyectos adicionales».

Para el también presidente del Junta Reglamentadora de Servicio Pública en la isla» el Negociado tiene la obligación de evitar retrasos inexcusables en la implementación de la política pública para promover un mayor número de proyectos de energía renovable que beneficien al Pueblo de Puerto Rico y a nuestro medio ambiente».

Según se desprende de la Resolución y Orden, el Negociado ordenó a la AEE y a LUMA trabajar en conjunto y de manera expedita en la solución de las circunstancias que hayan promovido el que aún estuvieran pendiente la redacción, aprobación y firma de varios acuerdos de compra y manejo de energía.

De igual forma, según expresó Avilés Deliz, «la orden también advierte a ambas entidades que corresponde al Negociado la revisión y aprobación de cada proyecto propuesto» añadiendo que la entidad reguladora «no va a cesar de cumplir con su deber sobre este particular ni a dejar de exigir que se cumpla de manera efectiva con el calendario propuesto y aprobado para alcanzar las metas establecidas el Negociado y los resultados esperados por el Pueblo de Puerto Rico».

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La Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) a través de su presidente Karla Martínez compartió con Energía Estratégica los principales temas que aquejan al sector privado renovable en Honduras.

Por un lado, las demoras para convocar a la licitación pendiente de 450 MW pone en dudas si la actual administración de gobierno permitirá la participación de más privados en el mercado eléctrico o lo limitará sólo a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) como parte de su plan de recuperación de la estatal.

“Todavía no tenemos noticias sobre la licitación, las autoridades no se han pronunciado al respecto”, indicó Karla Martínez.

Sobre lo que sí ha tenido noticias este mes el sector es sobre el Programa Nacional de Reducción de Pérdidas Técnicas y Hurto que si bien la presidente de la AHPEE reconoce importante para garantizar “la salud del sector energético en Honduras” y respalda dicho plan, también observa como necesario realizar un abordaje transversal para una lograr una recuperación integral.

Aquello debería ser cubierto a partir de la reciente Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social. Sin embargo, algunas medidas de la cartera energética que concentran esfuerzos para la recuperación de la ENEE irían en detrimento de inversiones renovables que ha realizado la iniciativa privada.

“Es un problema que se puede atacar desde varias aristas sin que las generadoras con recursos renovables variables por naturaleza eólica o solar se vean perjudicadas y tampoco lo sea la empresa estatal”, observó Martínez.

Y propuso: “Se puede optar por soluciones de carácter técnico, regulatorio y económico para poder ampliar la generación y continuar la transformación de la matriz energética con más integración de renovables”.

Honduras ratifica que limitará el despacho de la generación renovable variable

Desde la lectura de la presidente de la AHPEE se podría avanzar con un mercado de servicios complementarios que conviva con la variabilidad de eólica y solar sin romper con el equilibrio financiero ni de las plantas estatales y de las plantas privadas.

El debate sobre servicios complementarios no sería algo nuevo para Honduras, ya que estuvo bajo consulta pública por el ente regulador local en marzo del 2021.

Al respecto, los productores de energía valoraron como positivo que se prepare al mercado para sopesar tanto la variabilidad de la generación como de la demanda, sin recortar a la generación variable o impidiendo verter nueva energía al sistema.

“Hemos visto que desde el año 2020 se han botado más de 300 GWh, lo que es equivalente a la necesidad de 160 mil hogares. Honduras no es un país que tiene una sobreinstalación de generación; por lo cual, hay mucha energía que se podría estar aprovechando. Limitar a las plantas renovables no es la solución, es energía que se que se bota y recurso que se pierde”, argumentó la presidente de la AHPEE.

AHPEE cuestiona la limitación a la generación renovable variable en Honduras

La preocupación continúa en ascenso entre los productores de energía eléctrica no sólo por la limitación a generación renovable variable sino también por el destino que tendrán los contratos de privados frente a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) que tiene al menos 13000 millones de atrasos en pagos a las generadoras.

Las Mesas de Renegociación de Contratos con Generadoras, que habrían llegado para solucionar las problemáticas de pagos entre las partes, concluyeron sus reuniones sin anuncios de consensos concretos y este jueves 14 de julio se cumpliría la fecha límite prevista para definir si existen o no acuerdos para los más de 25 contratos en evaluación.

“Aún no se tiene retroalimentación por parte del gobierno hacia las propuestas que los diversos generadores han presentado de manera verbal y escrita. Por lo que creemos que hay una necesidad de poder disponer de mayor tiempo para que la ENEE complete todo su análisis y pueda llegar a un acuerdo con cada generadora”, observó Karla Martínez, presidente de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE).

Visto aquello, se adelantó a Energía Estratégica que desde el sector privado solicitarán una prórroga al vencimiento del plazo para la renegociación de contratos, de modo tal que exista más prudencia en la toma de decisiones que definirán el rumbo de contratos con generadoras ya suscritos y no se ponga en juego la certeza jurídica en el mercado eléctrico hondureño.

Se agrava la situación para las renovables tras la reforma eléctrica de Honduras  

“Con la entrada de cuatro proyectos de generación hidráulica y tres de generación solar ganamos en confiabilidad, en tener mayor respaldo para la operación y mayores redes de transmisión y distribución de energía que nos permitirán operar un sistema cada vez más diverso y robusto en beneficio de los colombianos”, destacó Juan Carlos Morales Ruiz, gerente encargado del Centro Nacional de Despacho, CND.

El funcionario precisó que, del 1 de abril al 30 de junio de este año ingresaron al Sistema Interconectado Nacional (SIN), se pusieron en marcha los emprendimientos hidroeléctricos:

La Pequeña Central Hidroeléctrica -PCH- Cauyá de 1.5 MW fue declarada en operación comercial el 25 de abril por Santa Fe Energy Zomac S.A.S. E.S.P. Esta nueva planta se encuentra en el departamento de Caldas.
El 19 de mayo ingresó la PCH Zeus operada por Central Hidroeléctrica Zeus S.A.S. E.S.P. con 9.9 MW. Este proyecto está ubicado en el departamento de Antioquia.
Otra planta ubicada en el departamento de Antioquia que entró en operación este trimestre, específicamente el 31 de mayo, fue la PCH La Chorrera, con una capacidad de 15 MW. Esta planta es operada por Hidroeléctrica de la Montaña S.A.S. E.S.P.
En esta misma fecha ingresó el Autogenerador Gran Colombia Gold, planta operada por Proeléctrica S.A.S. E.S.P. con una capacidad instalada de 8.5 MW y una potencia máxima declarada para entrega de excedentes de energía al sistema de 1 MW. El autogenerador hidroeléctrico se encuentra en el departamento de Antioquia.

Con la entrada en operación de estas cuatro plantas, la participación de generación hidráulica aumenta a 11.974 MW siendo el 67,2% de la matriz energética.

En lo respectivo a proyectos solares fotovoltaicos, Morales Ruiz indicó que se pusieron en macha tres en este segundo trimestre:

Depi Energy S.A.S. declaró en operación comercial, el pasado 30 de mayo, el Autogenerador Colombina del Cauca. Este autogenerador solar se encuentra ubicado en el departamento del Cauca y tiene una potencia máxima declarada para entrega de excedentes de energía al sistema de 400 kW (0.4 MW).
La planta de generación solar GR Parque Solar Tucanes operada por Celsia Colombia S.A. E.S.P., entró en operación el 31 de mayo. Es una planta de 9.9 MW y está en el departamento de Bolívar.
El 11 de junio ingresó el Autogenerador Solar Levapan de Celsia Colombia S.A. E.S.P. con una potencia máxima declarada de 4.99 MW en el departamento del Valle del Cauca.

Con la entrada de estos tres proyectos solares, se aumenta la generación solar en 15,29 MW alcanzando un valor de 160 MW de generación solar en operación comercial.

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

Proyectos de transmisión

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

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

En el segundo trimestre de 2022 han ingresado al SIN siete proyectos de los cuales cuatro en la red del STR y tres de conexión entre SDL y el STR.

El 27 de abril Caribe Mar De La Costa (AFINIA), declaró en operación el proyecto normalización de la subestación Chinú Planta 110 kV, con el cual se incluía la instalación de un barraje nuevo y ampliar la capacidad de transformación con un nuevo transformador 110/34.5 kV de 60 MVA. En esta subestación se conectarán en diciembre de este año los proyectos de generación solar Pétalo de Córdoba II y Tierra Linda, cada uno de 9.9 MW.
El 12 de mayo, Empresas De Energía de Casanare, declaró en operación la subestación Yopalosa 115 kV, que hace parte de la primera etapa del proyecto Interconexión Casanare – Vichada (Yopalosa, San Luis de Palenque, Santa Rosalía 115 kV). Esta nueva subestación reconfiguró la línea Yopal – Paz de Ariporo 1 a 115 kV.
Empresas Públicas de Medellín, normalizó la subestación San Jerónimo 110 kV, eliminando la conexión en T existente entre las subestaciones Occidente y Santa Fe de Antioquia. Con la entrada de estos activos se mejora la confiabilidad del suministro de energía en el occidente del departamento de Antioquia.
AIR-E declaró en operación la nueva subestación La Unión 110 kV, el cual contemplaba la instalación de tres nuevos transformadores 110/13.8 kV de 50 MVA y el desmonte de los cuatro transformadores 34,5/13,8 kV de 28, 33, 33 y 30 MVA existentes.

Con el objetivo de tener mayores flujos de energía entre la red de transmisión regional y la red de distribución local, han ingresado proyectos en los cuales se han instalado elementos adicionales para distribuir la energía entre el STR y el SDL, aumentando así la capacidad de inyección de potencia.

Caribe Mar de la Costa (AFINIA), declaró en operación el cuarto transformador 66/13.8 kV en la subestación Manzanillo, con una capacidad de 30 MVA a partir del 7 de abril de 2022.
El 18 de abril, Caribe Mar de la Costa (AFINIA), instaló un nuevo transformador 66/13.8 kV en la subestación Zaragocilla con una capacidad de 35 MVA.
AIR-E declaró en operación comercial dos transformadores 110/13.8 kV nuevos en la subestación Caracolí, ambos de 30 MVA.

Desde XM continuamos con un monitoreo permanente de las variables del sistema y trabajando para asegurar la prestación del servicio con seguridad y confiabilidad a todos los colombianos.

La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) emitió un comunicado en referencia al despacho de las energías renovables en Honduras. En el documento se acusa a la generación de las plantas solares y eólicas de privados como causantes de determinadas pérdidas económicas para el país y deja expreso que se limitará su actividad.

«Desde el año 2015 a la fecha, el perjuicio económico que ha causado al Estado de Honduras respaldar el buen funcionamiento del sistema eléctrico ante la alta variabilidad de la generación renovable privada asciende a un monto de 4,499 millones de lempiras», cuestiona el comunicado.

Y agrega: «La pérdida económica por los desvíos de energía en el Mercado Regional (NER) asciende a un monto de 59 millones de lempiras».

Por lo que, el perjuicio económico total para el Estado que la ENEE advierte asciende a un monto acumulado de 4,558 millones de lempiras; siempre relacionando a estas pérdidas económicas con tareas de la estatal para garantizar el despacho de las plantas renovables privadas con Generación Renovable Variable (GRV).

No habría marcha atrás en las restricciones en el despacho a las energías renovables variables de privados. Sin embargo, el comunicado indica que la ENEE -a través del Centro Nacional de Despacho (CND)- aplicaría solo con rigor técnico aquellas limitaciones, aclarando que serán sólo en las ocasiones que sean necesarias para garantizar la continuidad del suministro eléctrico y proteger la seguridad nacional.

Empero, el hecho limitar el despacho preocupa en distintas dimensiones, porque esta medida podría provocar no sólo reducciones en la generación de estas plantas variables en determinadas horas del día, con la finalidad de mantener los márgenes de seguridad operativa del Sistema Interconectado Nacional (SIN), sino que también podrían justificar restricciones a la generación renovable variables de los privados por un mayor tiempo ya que, según señala el comunicado, también la limitación sería para «prevenir el riesgo de apagones» y «evitar daños mecánicos a los generadores hidroeléctricos propiedad del Estado de Honduras» tales como: El Cajón, Río Lindo, Cañaveral y El Nispero.

De allí que, en estos días, el documento del comunicado compartido por Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente provisional de la ENEE, se llevó algunos comentarios a favor y en contra entre usuarios de redes sociales:

«Increíble lo qué pasa, la forma en que realizan las limitaciones por variabilidad a cada planta es irresponsable…«, señalaron algunos.

Mientras que otros agregaron: «El tema es mas complejo que lo que está en este comunicado. Temas como la falta de reserva rodante, falta de inversión en ella, en transmisión y subestaciones, además de la falta de normatividad sobre servicios auxiliares, juegan un papel muy importante que no se pueden ignorar«.

“El tracker pasó de ser simplemente el fierro del proyecto a ser un gran valor tecnológico, al cual le inyectamos desde Trina un alto componente de innovación y desarrollo (I+D)”, destacó German Rotter, durante la primera jornada del Latam Future Energy Summit Southern Cone, evento producido por Energía Estratégica y Invest In Latam.

El Gerente de Ventas para Latinoamérica de TrinaTracker explicó que los seguidores que ofrecen desde la compañía cuentan con soluciones de inteligencia artificial, de imágenes y captura de datos para mejores pronósticos, aprovechar mejor la bifacialidad de los paneles.

¿Cómo repercute esto? Dio el ejemplo de la diseminación de proyectos en Chile. Explicó que hace algunos años era impensado que en el sur pudieran instalarse parques fotovoltaicos. Ahora, indicó Rotter, gracias a la inteligencia artificial los promotores pueden lograr que un proyecto en condiciones de radiación que no son las mejores tenga sentido.

Consultado sobre la coyuntura de materias primas y costos de fletes al alza, y la exigencia de mantener la competitividad de los productos, el Gerente de TrinaTracker puntualizó en el rol que juega el I+D, donde una de las mejoras pasa en el consumo de acero: reduciendo los trakers de Trina de 11 hincas a 9, y a 7 para interiores.

“Tratamos de trabajar con menos acero, bajando las toneladas por MW, sometiendo a nuestros nuevos productos a estrictos controles de túneles de vientos, certificaciones, y agregándole muchos componentes tecnológicos”, confió Rotter.

Aunque sostuvo: “Hay un punto en el que ya no puedes bajar los costos, debido a las materias primas, la mano de obra… Entonces, se empiezan a analizar la baja de costos con el EPCista, tratando de bajar el BOS (balance de sistema); y al cliente final, tratando que bajen los costos del LCOD (precio nivelado de la energía)”.

Los PMGD en la mira

Por otra parte, el directivo de TrinaTracker contó que en un principio sus productos estaban estrictamente orientados a proyectos de utility (scale).

“Hace dos o tres años atrás era impensado atender un cliente para un proyecto de dos o tres MW; sino que atendíamos más bien a proyectos de 200, 300 o 400 MW. Pero resulta que hoy día donde más vendemos es en PMGD”, comenta Rotter.

Admite que en un principio desde la compañía observaban este mercado de proyectos de hasta 9 MW con recelo. Pero luego de analizar que habían más de 3 GW en desarrollo, decidieron dar el paso.

“Por esto, tuvimos que reconvertirnos y desarrollar productos que se adecuaran a esta realidad. Entonces tenemos productos específicos para PMGD, tanto en módulos, como en trackers, como en inteligencia artificial. Dependiendo de lo que busque el cliente, tenemos la solución específica diseñada para PMGD”, remató el Gerente de Ventas para Latinoamérica de TrinaTracker.

Solfium, la empresa canadiense que firmó una alianza con la Agencia de Energía del Estado de Querétaro (México) para generar 125 MW de energía solar distribuida a lo largo de cinco años, ya piensa en extender sus servicios en la región. 

Andrés Friedman, co-fundador y CEO de Solfium, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y reconoció que crearon un concepto “escalable y replicable” en otros estados de México y en otros países de Latinoamérica. 

Actualmente la compañía opera en la zona centro, bajío, y al noreste del país, pero ya inició proyectos en la Península de Yucatán y en Chihuahua y Sonora; según se dio a conocer en los últimos días. Aunque la idea es escalar aún más. 

“México fue el país de lanzamiento porque es el mercado que más conocíamos, pero nuestro plan está enfocado en América Latina por los próximos años. Incluso vemos muchas similitudes y grandes oportunidades en Brasil, Colombia y Chile, mercados mercados donde también tenemos experiencia”, aseguró 

“Asimismo, en México firmamos un convenio con la Asociación Mexicana de Autopartes, pensando en un futuro a que la gente que compre coches eléctricos, también pueda instalar paneles fotovoltaicos en sus hogares y que realmente haya un impacto medioambiental”, agregó. 

Para ser precisos, Solfium nació en 2020 pensando en clientes residenciales y comerciales, ofreciendo un “servicio similar a como funciona Uber”, según detalló el especialista. Es decir que se trata de un modelo en base a plataforma y una app para clientes hace todo el proceso de adopción de energía y gestión del sistema, el cual permite hasta ofrecer upgrade de sistemas fotovoltaicos o almacenamiento por un período de 25 años. 

Y de igual manera, la plataforma digital de la compañía puede monitorear la generación, con un reporte de la reducción de emisiones de CO2, como así también las proyecciones y objetivos.

“Este año nos aliamos con empresas que, como parte de su estrategia de sustentabilidad, buscaban desarrollar más renovables. Y luego promover el despliegue de la generación distribuida fotovoltaica, enfocándonos en proveedores, empleados, clientes y más”, explicó Friedman. 

“La Agencia de Energía del Estado de Querétaro vio nuestro modelo y optó por tener ese monitoreo. Y en sí, la alianza es para promover la generación distribuida en dicha entidad federativa, bajo un modelo inclusivo, a tal punto que se certifican instaladores locales/regionales”, agregó. 

De este modo, en un momento particular donde los proyectos de utility scale se encuentran en stand by, la apuesta por las renovables encuentra una gran oportunidad en la generación distribuida, que actualmente suma 2031.25 MW instalados en más de 270000 contratos de interconexión en todo el país. 

El aporte de Querétaro en esos números es de 37.10 MW operativos gracias a 6,676 usuarios-generadores, según los últimos datos que emitió la Comisión Reguladora de Energía (CRE). 

La Comisión Especial del Sector Energético Nacional sesionó por primera vez este jueves 07 de julio marcando un hito para la Asamblea Legislativa de Costa Rica. La discusión de proyectos y proposiciones varias ya estuvieron en el orden del día.

La diputada Daniela Rojas Salas es la flamante presidente de este órgano legislativo que se dedicará al análisis de problemática y sobre todo a la recomendación de soluciones en el campo del sector energético. 

En concreto según detalla el Expediente 23168, esta comisión especial estará encargada del análisis, investigación, estudio, dictamen y valoración de recomendaciones pertinentes y proyectos de ley, en materia energética. Por lo que, Energía Estratégica solicitó a la diputada Rojas Salas mayores precisiones al respecto. 

¿Qué proyectos estarán bajo análisis este año?

En la corriente legislativa hay múltiples proyectos de ley, por ejemplo, en el último periodo hubo temas como hidrógeno verde, combustibles sintéticos, mercado eléctrico regional, generación de energía eléctrica, el rol del RECOPE, ICE y ARESEP, transición energética, entre otros temas que podremos retomar y sumar los propios en la agenda de incrementar la competitividad país.

¿Qué urgencias identifica en el sector energético?

Costa Rica tiene un rezago normativo de muchos años que debemos abordar. En octubre del año anterior, la Asamblea Legislativa aprobó la primera ley para el subsector energía luego de más de quince años de no aprobar ningún cambio y esto sucedió con la Ley 10.086 de Recursos Energéticos Distribuidos donde reconocemos que, si bien se avanzó muchísimo, aún hay muchos temas por mejorar. 

Las urgencias para el país son muchas pero la Comisión se va a abocar a identificar temas prioritarios donde tenemos consenso los Diputados y que son de alta incidencia nacional para la productividad y competitividad, por ejemplo, temas como la independencia del CENCE, nuevos negocios para el sector energía tanto para públicos como privados, eficiencia en la gestión actual de las instituciones como ICE y RECOPE, son temas que necesariamente vamos a estudiar. 

¿Qué objetivos de gestión tienen?

La energía incide significativamente en la competitividad del país. Justamente por eso es servicio público, porque el subsector energía contribuye a que el país se desarrolle, compita y sea atractivo para la inversión extranjera y para la producción nacional. 

La comisión tendrá la misión de repensar el lugar que el país ha ocupado en el pasado y el lugar que deseamos ocupar en un futuro. Para eso se necesita ser visionarios y competitivos.

Nos enfocaremos en fomentar soluciones y promover mecanismos para una mayor eficiencia energética, costos de producción más competitivos, mejor calidad de vida y el desarrollo de la infraestructura necesaria para los retos de la disrupción tecnológica y los nuevos negocios, sin dejar de lado que esto es sólo una parte de la responsabilidad que tenemos.

¿Qué lectura realiza de su rol como mujer presidente de la comisión?

No es usual que una mujer Presida este tipo de temas, pero desde la Fracción Unidad hemos identificado la urgencia de atender temas sensibles para el país, temas como este, generar oportunidades a los sectores y más opciones de negocios para disminuir los costos de la energía, tanto para la energía eléctrica como los hidrocarburos durante el proceso de transición energética y las metas de electrificación de actividades económicas. 

Estoy asumiendo la presidencia de la Comisión con el objetivo de asumir un rol en la definición de nuestra próxima hoja de ruta. Nuestro modelo energético enfrenta un proceso de cambio, donde debemos redefinir, además de pensar en lo coyuntural, el futuro que vivirán nuestras futuras generaciones, a las que debemos garantizar igualdad de oportunidades, acceso y bienestar de los habitantes de Costa Rica.

¿Cuánto tiempo estará al frente de la presidencia de la Comisión?

En Costa Rica, cada año se renuevan los directorios de las comisiones legislativas, por lo que de momento estaré presidiendo esta comisión hasta el próximo 01 de mayo del 2023. Los temas relacionados a nuestra matriz energética son prioritarios para mi despacho, por lo que espero mantenerme activa en esta comisión particular.