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El Ministerio de Energía y Minas (MEM) en coordinación con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) llevó a cabo el taller denominado: “Políticas, Lineamientos y Directrices para la gestión de las operaciones de crédito con el BID”. En esta reunión el Organismo Internacional indicó que se han destinado más de USD 600 millones para financiar proyectos energéticos en el Ecuador dentro de los Sistemas Nacionales de Transmisión y Distribución.

El objetivo del taller que se dictó los días 6 y 7 de julio radicó en socializar las políticas, lineamientos y directrices, para impulsar la ejecución de las operaciones de crédito con el BID de forma articulada.

Cabe señalar que el MEM, como Organismo ejecutor de los créditos, se apoya en las empresas eléctricas a nivel nacional, como entidades subejecutoras para llevar adelante los procesos de contratación y construcción de las obras financiadas por el multilateral.

El sector eléctrico ecuatoriano cuenta con una planificación a largo plazo, que está plasmada en el Plan Maestro de Electricidad (PME) y donde se detalla el desarrollo de infraestructura de: generación, transmisión, subtransmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, encaminada a abastecer la creciente demanda del país.

El Ministerio de Energía y Minas, como Organismo ejecutor de los créditos, inició sus relaciones con el BID, en el año 2011, y desde esa fecha hasta la actualidad se han impulsado diez operaciones de crédito, lo que ha permitido contar con el financiamiento de varios proyectos de inversión en el sector eléctrico por un monto que asciende a alrededor de USD 1.107,7 millones a la fecha.

Para la llevar adelante los procesos de contratación y construcción que se financian con fondos del multilateral, el MEM, se apoya en las empresas eléctricas a nivel nacional, como entidades subejecutoras.

En el taller que contó con aproximadamente 90 asistentes, el Viceministro de Electricidad (e), Patricio Villavicencio indicó: “El financiamiento por parte del BID se enmarca dentro de los objetivos del Gobierno Nacional, que están orientados a impulsar inversiones y eficiencia en los sectores energético y minero”

First Solar, la empresa dedicada a la producción de módulos fotovoltaicos con base en Estados Unidos y con presencia en varios países de América Latina, continuará apostando a su estrategia de contratación a largo plazo. 

Así lo aseguró Elié Villeda, country manager México y regional manager LATAM Norte de la compañía, durante la primera jornada de Latam Future Energy Southern Cone, dado que el objetivo es optimizar costos. 

“Lo mejor para hacer bajar los precios de los paneles solares es la contratación a largo plazo, protegerse contra los riesgos del mercado. Incluso ya firmamos contratos a 2025 y empezamos a hacer contrataciones a 2026”, afirmó. 

“Hoy en día es un riesgo muy grande depender de una sola tecnología. Y creo que la parte de optimización de costos debe ir en todo el proceso, desde la concepción, la operación. Debido a que optimizar costos es también cuidarse de lo que viene en el mercado, estar atentos a las señales que éste brinde”, agregó.

Cabe recordar que hoy en día, la empresas estadounidense ya ofrece paneles con degradación del 0.3% garantizada desde el año cero. E incluso también puso la mirada en las petroleras, que cada vez más anuncian planes de sustentabilidad y transición energética, dado que en una entrevista pasada con Energía Estratégica, los consideró como “jugadores enormes que acaparan toda la producción y pueden hacer compras para el 2022 o hasta los años 2024 y 2025”.  

Asimismo, el especialista planteó que parte de la estrategia de First Solar es seguir presentes en la región de Latinoamérica, principalmente en Chile, donde ve un “gran mercado estratégico” con buena regulación. 

Aunque también reconoció que, en la actualidad, están teniendo un enfoque más global y empezaron “a subir pipeline globales, con un contrato base que suplirá regiones de Europa, Norteamérica, Sudamérica y hasta Oceanía”, con la mirada puesta en respetar los acuerdos que firmen. 

Y dentro de esas características, explicó que “implica protegerse de los precios que pueda haber en el futuro” para que no se cometan riesgos muy fuertes para las empresas productoras de energía, como por ejemplo que se queden sin paneles fotovoltaicos, “dado que cada vez hay más demanda”. 

“Entonces si no se ve al panel solar como un recurso estratégico y se hacen contrataciones directas con los tecnólogos, se encontrarán cada vez más problemas”, concluyó. 

Chile sigue su sendero a mayor incorporación de energías renovables. El pasado mes de junio el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) aprobó nueve proyectos.

Se trata de cinco solares fotovoltaicos, por 48,5 MW; uno eólico, de 13,5 MW; y tres obras eléctricas que permitirán sumar más energías renovables (ver al pie). En conjunto motivarán 108,72 millones de dólares.

Entre los emprendimientos de generación, se destaca el “Parque Fotovoltaico Diego de Almagro”, de 9 MW, que corresponde a un nuevo proyecto de pequeños medios de generación distribuida (PMGD), que producirá energía eléctrica a través de 35.500 módulos fotovoltaicos (paneles solares).

“El parque solar contará, a su vez, con una línea eléctrica de media tensión, la cual tendrá un circuito de 23 kV. Esta línea tendrá una extensión de 9,46 km y se utilizará para evacuar la energía eléctrica fotovoltaica de la planta Diego de Almagro con una capacidad de 9 MW, alcanza el punto de conexión placa poste N°4-001809 y empalma con la línea de distribución en media tensión, propiedad de CGE”, precisaron desde la compañía.

Por otro lado, el emprendimiento solar fotovoltaico ‘PSF CE Machalí’, de hasta 10,8 MWp y una potencia nominal de 9 MW, también fue aprobado el mes pasado.

La evacuación de la energía generada será por medio de una Línea Eléctrica de Media Tensión (LMT) de 15 kV, de una longitud aproximadamente de 1,36 km, constituida por 30 postes, para luego empalmar con una línea de media tensión existente que permita conectar el parque con el alimentador Vinilla de la Subestación Machalí.

El proyecto se emplaza en una superficie aproximada de 19 hectáreas, que consta de obras temporales y permanentes para su funcionamiento.

El tercer parque solar aprobado es la “Planta Solar San Juan”, de 9 MW, ubicado en la comuna de Chillán, Región de Ñuble.

La planta estará constituida aproximadamente por 21.504 paneles monocristalinos, instalados con tecnología de seguidores de un eje y considera la conexión a una línea eléctrica de 13.2 kV de tensión, conectada al alimentador “San Carlos” de propiedad de la empresa de distribución local correspondiente a la subestación “Chillán”.

También se destaca los Cerrillos, con una generación de potencia Instalada en DC de 10.466,00 kWp y la potencia nominal AC de inyección en el punto de conexión será de máximo 9.000 kWac.

El proyecto con sus obras permanentes y temporales está emplazado en una superficie de 25,898 Ha y cuenta con un perímetro de 2.227 m. A esto se suma la faja de protección de la línea de evacuación de energía con una superficie de 0,092 Ha cuya extensión es de 306 mtrs., además del área asociada al camino de acceso, el cual posee una longitud de 3.257 m. con una superficie de 1,47 Ha, resultando una superficie total de 27,46 Ha.

El quinto y último parque solar aprobado el mes pasado por la SEA es Rigel, de 12,5 MW. Estará conformado por conjuntos de paneles solares o bloques, cada uno con una Centro de Transformación que adecuará la corriente para ser enviada por cableado soterrado hasta el Área de Evacuación, desde donde se inyectará la energía al Sistema Eléctrico Nacional, por una Línea eléctrica de 23 kV.

Finalmente, se destaca el parque eólico El Alemán 2, ubicado en la comuna de Valdivia, Región de Los Ríos, que contempla la instalación de 3 aerogeneradores de 4,5 MW de potencia cada uno, obteniendo una potencia nominal de 13,5 MW.

Nombre
WEB
Potencia (MW)
Comunas
Provincias
Titular
Inversión (MMU$)
Fecha presentación
Fecha de aprobación

Parque Fotovoltaico Diego de Almagro
Ver
9
Diego de Almagro
Chaqaral-Copiapó-Huasco
Inmobiliaria e Inversiones Los Coihues S.A.
10,1250
23-nov-2021
17-jun-2022

Seccionamiento Línea 2×220 kV Ancoa ? Itahue en S/E Santa Isabel
Ver
0
San Clemente
Curicó-Talca-Cauquenes-Linares
Compañía General de Electricidad S.A.
9,0000
23-nov-2021
17-jun-2022

Ampliación en subestación Portezuelo
Ver
0
Marchihue
Cardenal Caro-Cachapoal-Colchagua
Compañía General de Electricidad S.A.
13,0000
22-sep-2021
2-jun-2022

Subestación Electrica SCL99
Ver
0
Colina
Chacabuco-Santiago-Talagante-Melipilla-Maipo-Cordillera
EdgeConnex Chile V SpA
15,0000
22-sep-2021
20-jun-2022

PSF CE Machalí
Ver
9
Machalí
Cardenal Caro-Cachapoal-Colchagua
COX MACHALI SPA
10,0000
21-sep-2021
16-jun-2022

Proyecto Planta Solar San Juan
Ver
9
Chillán

Energy Lancuyen SpA
10,0000
24-ago-2021
29-jun-2022

Parque Fotovoltaico Cerrillos
Ver
9
Coquimbo
Elquí-Limarí-Choapa
CERRILLOS SPA
9,0000
24-ago-2021
23-jun-2022

Parque Fotovoltaico Rigel
Ver
12,5
Copiapó
Chaqaral-Copiapó-Huasco
Rigel Solar Spa
12,0000
22-abr-2021
2-jun-2022

PARQUE EOLICO EL ALEMAN 2
Ver
13,5
Valdivia
Valdivia-Ranco
PARQUE EOLICO EL ALEMAN SpA
20,6000
23-jun-2020
2-jun-2022

La Secretaría de Desarrollo Económico (SEDECO) presentó el “Diagnóstico de Transición Energética de la Ciudad de México” con el objetivo de impulsar el desarrollo de políticas públicas que aborden la transición energética en la capital del país.

Y dentro de la hoja de ruta que plantea la entidad gubernamental, se prevé el fomento a la inversión en energías renovables, debido a que la Ciudad de México depende en 97.7% de los combustibles fósiles. 

“Es imperativo que se establezcan programas y se implementen proyectos enfocados al aprovechamiento de las energías renovables en los sectores de consumo energético”, detalla el documento de la SEDECO. 

¿De qué manera se prevé revertir esa situación? A través de la creación de un Fondo para el Desarrollo Energético Sustentable y el establecimiento de mecanismos para que las compras de energía eléctrica del gobierno de CDMX 80% renovables en 2030. 

Además, la iniciativa propone desarrollar proyectos renovables en los ejidos o espacios disponibles, con beneficio social y económico a las comunidades rurales o poblaciones originarias, así como también continuar con el apoyo y facilidades de financiamiento de sistemas fotovoltaicos de generación distribuida y calentamiento solar de agua para MiPyMEs.

Justamente, estos últimos aspectos están representados en el proyecto de Ciudad Solar, que tiene como estandarte la instalación de 18 MW fotovoltaicos en la Central de Abasto, además del reciente convenio de colaboración para que las pequeñas empresas puedan acceder a créditos para impulsar las renovables y reducir sus tarifas eléctricas 

Asimismo, la Secretaría de Desarrollo Económico realizó un cálculo potencial de la generación distribuida en el estado, promediando un promedio de 6.79 kW/contrato para usuarios residenciales, 22.23 kW/contrato para el ámbito comercial y 187.92kW/contrato para el sector industrial industriales. 

En el primero de los casos, se contemplaron 79,917 usuarios, que podrían albergar cerca de 542 MW; mientras que el área comercial tiene un potencial de 8932.77 MW en 401,747 U/G, en tato que el último segmento mencionado alcanzaría hasta 1382.54 MW de generación distribuida en 7,357 usuarios. 

Además, el estudio también contabilizó un total de 4741 edificios públicos no residenciales  en los que se podrían implementar sistemas fotovoltaicos de hasta 500 kW en sus techos. Y la mayoría de ellos corresponden a escuelas de la ciudad.

Mientras que el límite actual de la capacidad en las líneas de transmisión de la capital de México ronda los 8 GW, pero no se descartan inversiones a futuro para ampliar la infraestructura eléctrica de CDMX con tal de incorporar más renovables y ser una ciudad más sustentable. 

La Cámara Eólica Argentina (CEA) llevó adelante un recuento de la cantidad de aerogeneradores que están en funcionamiento en Argentina. Hoy en día, hay 57 parques eólicos en operación distribuidos a lo largo y ancho de Argentina que suman un total de 3.292 MW de potencia instalada gracias al funcionamiento de más de 900 aerogeneradores y las provincias que más instalaciones tienen son Chubut y Buenos Aires.

La existencia de vientos frecuentes e intensos en buena parte del país hace que Argentina cuente con un potencial superlativo en, al menos, el 70 por ciento de su territorio. Si bien la Patagonia se destaca por ser una de las zonas con mayor potencial eólico del planeta gracias a la persistencia y velocidad de sus vientos, este inagotable recurso natural es adecuado y aprovechable en otras geografías, permitiendo altos rendimientos.

Argentina cuenta con 3.292 MW de potencia eólica instalada distribuida en las distintas regiones. En el Noroeste hay 158 MW; en el Centro 128 MW; en Comahue 253 MW, el área de Buenos Aires y Gran Buenos Aires cuenta con 1177 MW y la Patagonia lidera con 1576 MW.

¿Dónde están instalados los aerogeneradores de la Argentina? El mayor número de aerogeneradores se encuentra en Chubut, que cuenta con 365. Le sigue muy de cerca la provincia de Buenos Aires, con 334.
En Santa Cruz hay 91. En La Rioja, 37, y en Córdoba, 36. Además, tanto la provincia de Neuquén como la de Río Negro cuentan -cada cual- con 29. Mientras que en La Pampa, por su parte, hay 11 aerogeneradores y en Santiago del Estero otros 4.

Actualmente, son 57 los parques eólicos en operación en nuestro territorio, pero cabe destacar que hay proyectos en marcha, tanto de construcción como de ampliación, que redundarán en un mayor número de aerogeneradores y, en consecuencia, en una mayor producción energética.

“El año pasado los aerogeneradores instalados en el país generaron 12.915,8 gigavatios hora (GWh), el equivalente a abastecer más de 2.7 millones de hogares” Contó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA). Asimismo, destacó que la Argentina “cuenta con un gran potencial gracias a sus factores de capacidad, condiciones topográficas óptimas y personal técnico calificado” y que “la industria eólica puede competir con cualquier alternativa térmica”.

Además de recordar el impacto ambiental positivo de esta forma de energía renovable, que reduce la huella de carbono y conduce a economías más sustentables, que “en este 2022 se estima que la energía eólica producirá un ahorro para el país de 3.250 millones de dólares en divisas”.

El ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Daniel Filmus, visitó en misión oficial el Estado Plurinacional de Bolivia a fin de continuar consolidando las acciones de cooperación en ciencia y tecnología con los principales países de la región. La agenda del ministro comenzó con la visita a la estación terrena de Amachuma, perteneciente a la Agencia Boliviana Espacial (ABE). La delegación argentina fue recibida por el Director General Ejecutivo, Jhonny Iván Zambrana Cruz.

Allí, el ministro presentó los planes argentinos para la Agencia Espacial de Latinoamérica y el Caribe (ALCE), y Zambrana le manifestó el apoyo de la AEB al proyecto en relación a la importancia que le otorga Bolivia a las acciones para prevenir y mitigar efectos del cambio climático. Del mismo modo, se avanzó en acciones de cooperación en temáticas de procesamiento de imágenes y del ofrecimiento de becas de capacitación en temáticas espaciales por parte de la Argentina.

“Mantuvimos una muy buena reunión y avanzamos en una agenda de cooperación en el ámbito espacial, de comunicaciones y capacitación de investigadoras e investigadores. Buscaremos trabajar en forma conjunta para la fabricación de satélites y recepción de imágenes”, señaló Filmus.

La agenda continuó con la visita al Centro de Medicina Nuclear “El Alto” y la reunión con la Directora General Ejecutiva de la Agencia Boliviana de Energía Nuclear, Hortensia Jiménez. El Centro fue construido por el INVAP en el marco de un contrato que estipuló también la instalación de los equipamientos, la puesta en marcha, la formación de recursos humanos y la consultoría para una gestión sustentable en asociación con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

El punto central de la misión fue la audiencia con el Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Luis Arce, en donde se discutieron los puntos en común que hacen de la ciencia y la tecnología vectores centrales de la integración regional: “Coincidimos con el Presidente en que el desarrollo de la ciencia y la tecnología son fundamentales para fortalecer la integración latinoamericana y para ejercer la soberanía. Así, nos comprometimos a profundizar el trabajo conjunto en temas vinculados a medicina y energía nuclear, investigación aeroespacial, biotecnología y tecnologías para la transición energética, principalmente litio”, manifestó el Ministro Filmus.

Asimismo, Filmus mantuvo encuentros con el Ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina Ortiz; el Viceministro de Altas Tecnologías Energéticas, Álvaro Arnez Prado; y el Presidente Ejecutivo Yacimientos de Litio Bolivianos Corporación (YLB), Carlos Humberto Ramos Mamani.

La misión culminó con las audiencias con el Ministro de Educación, Edgar Pary Chamby y el Viceministro de Ciencia y Tecnología, Julio Gómez Chambilla, con quienes el ministro argentino compartió la experiencia de gestión en la cartera científica.

Brasil nuevamente tuvo avances en el área tributaria para las energías renovables, y tras algunos reclamos por parte del sector energético del país, el Consejo Nacional de Política Agrícola (CONFAZ por sus siglas en portugués) extendió algunas exenciones impositivas para calentadores solares de agua, células fotovoltaicas y módulos dedicados a la generación de energía eléctrica. 

El órgano colegiado integrado por los Secretarios de Hacienda, Hacienda, Economía, Ingresos o Tributación de los Estados y del Distrito Federal actualizó el convenio acerca del impuesto sobre las operaciones relativas a la circulación de mercaderías y servicios de transporte (ICMS), uno de los dos principales impuestos practicados en Brasil. 

Para ser precisos, otorgó mejores al Acuerdo ICMS No. 101/1997, con actualizaciones implementadas por dos nuevos Acuerdos: No. 87/2022, que modifica el Acuerdo ICMS No. 24/2022, eliminando la fecha límite del 30 de julio; y nº 94/2022, que incluye la nueva nomenclatura común del MERCOSUR (NCM) de generadores fotovoltaicos de corriente continua.

Por lo que dichos sistemas tendrán sus exenciones garantizadas hasta el final de 2028, sumado al hecho que, para las células y paneles solares, tendrá efectos retroactivos a partir del primero de abril de este año. 

“Es una medida estratégica para el sector solar, dado que el convenio se encuentra adecuadamente actualizado, restaurando la seguridad jurídica y tributaria para operaciones comerciales en el sector solar fotovoltaico en todo el país”, declaró Rodrigo Sauaia, presidente de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

A la vez, explicó que fueron sustituidos los incisos 4, 5, 6 y 7 que especificaban los diferentes rangos de potencia de los generadores solares, por un inciso único que detalla la nueva NCM, que garantiza la exención del ICMS para todas sus divisiones, así como también a las partes y piezas de los sistemas de generación fotovoltaica y eólica. 

Y de este modo, el país da más señales e incentivos para el crecimiento de las energías renovables, principalmente de la industria solar, que ya suma 15852 MW instalados, de los cuales 10815 MW corresponden al segmento de la generación distribuida y los restantes 5037 MW a grandes parques. 

Desarrollo sostenido que se refleja en el hecho de que la energía fotovoltaica ocupa el quinto lugar de la capacidad operativa de la matriz eléctrica de Brasil, con 7,8% de participación, muy cerca de superar al biogás (16322 MW – 8,1%) y al gas natural (16359 MW – 8,1%).

Esta semana, la Secretaría Nacional de Energía de Panamá comunicó ante el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) los avances de sus pactos energéticos alineados con la Agenda de Transición Energética y las Contribuciones Nacionalmente Determinadas de Panamá.

“Para lograr una transición energética centrada en las personas, las alianzas deben construirse más rápido que nunca”, aseguró Rosilena Lindo Riggs, subsecretaria Nacional de Energía.

Las medidas para lograrlo no se harán esperar. Ayer, por ejemplo, se llevará a cabo la primera reunión de la Comisión Interinstitucional de Acceso Universal a la Energía. ¿Qué políticas se implementarán a partir de allí? ¿Qué otras líneas de acción existen?

Según aseguró a este medio Rafael Linares, representante de Empresas de Eficiencia Energética y Paneles Solares en el Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE), una iniciativa impulsada por la Secretaría Nacional de Energía y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) movilizará nuevas alternativas de generación con renovables fuera de la red.

“Se está desarrollando un programa para el impulso de microrredes en áreas rurales”, precisó el referente de la industria solar.

Adicionalmente, la generación distribuida sería un nicho del mercado que también atenderá fuertemente esta administración de gobierno.

Ya se está trabajando en la creación de una plataforma para agilizar trámites de generación distribuida junto a la Autoridad Nacional para la Innovación Gubernamental y también se inició el estudio de almacenamiento en redes de distribución.

También hubo avances en cuanto al uso racional y eficiente de la energía, innovación del sistema eléctrico y movilidad eléctrica, esta última a partir de la Ley 295.

Y aquello no sería todo. Antes de fin de año también se prevé la presentación de la hoja de ruta del hidrógeno verde que ya identifica 5 zonas para instalar más energías renovables e impulsar hidrógeno verde local.

En los últimos días se conoció la noticia de que Argentina entró en un default ambiental. De acuerdo al informe de la organización internacional Global Footprint Network (GFN), nuestro país ya consumió los recursos naturales que puede producir durante todo el año. En los próximos meses vamos a estar consumiendo recursos futuros, generando una nueva deuda ambiental.

GFN ideó la iniciativa “Día del Exceso de la Tierra” para generar conciencia y actúa como indicador global de la velocidad en la que estamos consumiendo los recursos del planeta. En un contexto de crisis climática, en la que es necesario descarbonizar nuestras economías, la Argentina bate un nuevo récord en materia ambiental: la fecha de “exceso” ocurre el 24 de junio, más de un mes antes que la fecha global que será el 28 de julio.

“Más que nunca, las personas, organizaciones y empresas debemos realizar un cambio en nuestro estilo de vida, consumo y producción para frenar esta crisis planetaria. No hay nada mejor para empezar que medir y entender nuestra huella de carbono. Así, las personas y pequeñas organizaciones pueden planificar acciones para reducirla y estrategias para llevarla a cero, como la compensación con créditos de carbono basados en proyectos de triple impacto ubicados en Latinoamérica”, comenta Federico Falcón, director de The Carbon Sink.

The Carbon Sink es la primera plataforma online que permite la medición gratuita y la compensación de carbono desde una tienda online de créditos basados en proyectos de triple impacto ubicados en Latinoamérica. Nació hace un año con el propósito de acercar a las persona y PyMES a la neutralidad de carbono. Lo hace con una calculadora para la huella de personas, empresas, eventos y vuelos; y una tienda online que ofrece créditos de carbono de proyectos ubicados en Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Perú y Uruguay.

Desde el inicio de sus operaciones, a principios del 2021 a través de la tienda online de thecarbonsink.com las personas y PyMEs compensaron más de 3.200 toneladas de emisiones de gases de efecto invernadero. Esta cifra equivale a las emisiones generadas por 2450 algarrobos cortados, o al CO2 generado por 26.512.000 km recorridos en auto o por 6134 viajes ida y vuelta en avión entre Buenos Aires y San Pablo.

Además, la plataforma ofrece la posibilidad de medir y compensar la huella de eventos, como lo hicieron la Bioferia en Uruguay, el Hackatón del IAE Business School en Argentina, la Experiencia Endeavor también en Argentina, y los encuentros del Consejo Empresarial Sistema B en Uruguay, entre otros.

Cómo funciona el primer marketplace de carbono de Latinoamérica

“Creamos The Carbon Sink hace un año con el propósito de democratizar la neutralidad de carbono en Latinoamérica. Hasta hace un tiempo la posibilidad de medir y compensar emisiones era algo que solo podían hacer las empresas grandes. Y nuestra plataforma viene a ofrecer una manera sencilla y accesible para que las empresas y hasta las personas puedan hacerlo. Además, en los últimos meses incorporamos la posibilidad de calcular la huella de carbono de actividades puntuales como la preparación y desarrollo de eventos, o los viajes en avión», comenta Falcón.

La plataforma The Carbon Sink permite medir y compensar la huella de carbono de una manera simple y rápida. Al ingresar en thecarbonsink.com, las personas, PyMEs y las organizaciones pueden calcular el nivel de emisiones de su actividad anual, de sus eventos o viajes en avión, con sólo responder algunas preguntas sencillas sobre su actividad, estilo de vida y uso de recursos. Con esos datos, la plataforma calcula el total de toneladas de CO2 equivalente emitidas (huella de carbono). En el caso del cálculo de la huella anual de una persona, permite también visualizar cómo se distribuye la huella en cuanto a movilidad, uso residencial o laboral y estilo de vida y, lo más interesante, a cuánto equivale en términos de árboles talados y de kilómetros recorridos en auto o en viajes de ida y vuelta en avión.

Una vez calculada la huella de carbono, quienes deciden compensarla para llevarla a cero neto o carbono neutralidad pueden adquirir créditos certificados en proyectos de captura de carbono en ejecución, ubicados en Latinoamérica, como por ejemplo:

Corredor de los Cedros en Jujuy, Argentina: proyecto de conservación de bosques nativos en la ecorregión de las Yungas-Jujeñas. Otorga créditos de reducción de emisiones futuras gracias a la prevención de la deforestación, y tareas de restauración y protección de la biodiversidad.
The Maísa REDD+ en Moju, Estado de Pará, Brasil: proyecto de conservación y valorización del bosque ubicado en el centro endémico de Pará, una región de gran importancia para la biodiversidad amazónica.
Viñales Central de Biomasa en Viñales, Chile: proyecto de instalación de una nueva planta de cogeneración de biomasa en el aserradero de Viñales al suroeste de Santiago, para generar energía renovable
Natural Rubber, Colombia: proyecto de captura de carbono basado en el cambio del uso del suelo al establecer cobertura forestal.
REDD+ Castañeros, Perú: proyecto de protección y restauración de los ecosistemas amazónicos que conserva la biodiversidad de la Amazonía y contribuye al desarrollo económico, social y ambiental del Perú
Bosques del Uruguay, Uruguay: proyecto de desarrollo de plantaciones de pinos y eucaliptus de manera sustentable para producir madera para aserrío, pulpa y energía en el mercado uruguayo e internacional.

“La neutralidad de carbono en las empresas, es hoy una señal de que las organizaciones no sólo están comprometidas con el ambiente, sino que son más eficientes en su gestión que las que no la tienen, y tienen costos más bajos y previsibles. Además, la neutralidad de carbono les permite acceder a los beneficios de la economía baja en carbono como son el financiamiento, beneficios y estímulos financieros. Por supuesto, genera reputación y confianza, lo que además los ayuda a ingresar a nuevos mercados, basados en criterios sostenibles”, agrega el ejecutivo.

Para conocer la plataforma y obtener más información ingresar en thecarbonsink.com

Hoy comienza Latam Future Energy a las 9 horas de Chile, con paneles de primer nivel conformados por ejecutivos de las empresas líderes del sector en la región Cono Sur, funcionarios y expertos.

Mañana será el desayuno VIP,  y 7 de julio y tendrá la participación especial de Claudio Huepe, ministro de Energía del gobierno de Chile, quién será entrevistado por Gastón Fenés, Director Periodístico de Energía Estratégica.

DESCARGAR AGENDA DEL EVENTO

Presentamos algunos ponentes destacados

Claudio Huepe – Ministro de Energía de Chile

Marco Antonio Mancilla – Secretario Ejecutivo Subrogante – Comisión Nacional de Energía

Ernesto Huber – Director Ejecutivo – Coordinador Eléctrico Nacional

Fitzgerald Cantero Piali – Director Nacional de Energía – Uruguay

Mario Pizarro – Secretario de Energía – Gobierno de Jujuy (Argentina)

Rosa Riquelme – Directora Ejecutiva – AgenciaSE

Juan Carlos Jobet – Exministro de Energía de Chile

Andrés Rebolledo – Ex Ministro de Energía de Chile

Maria Teresa Gonzalez – Gerenta General – Statkraft

Guillermo Soto – Jefe División Energía Sustentable – Ministerio de Energía

Ana Lía Rojas – Directora Ejecutiva – ACERA

Marcos Cardaci – VP LATAM – Nordex

José Carlos Montoro Sanchez – GM of Sales para Europa, América y África – Ecoppia

Javier Salinas – Sales Manager LATAM – NEXTracker

Paulina Ramirez del Barrio – Gerente de Nuevas Tecnologías – CVE Chile

German Rotter – Gerente de Ventas Latam – TrinaTracker

Cesar Saénz – Utility and ESS Manager – Sungrow

Hector Nuñez – Director Comercial Latam – Power Electronics

Sergio Rodriguez – Service Manager Latinoamérica – Solis

Gabriela Manríquez Roa – Coordinadora de Política Regulatoria – Ministerio de Energía Chile

Felipe Valdebenito – Principal Solution Engineer – Energy Exemplar

Pablo Villarino – Head of Corporate Affairs, Environment, Permits & Regulation – Engie Chile

Gustavo Castagnino – Director de Asuntos Corporativos – Genneia

Rossana Gaete – Gerente de Hidrógeno Verde para América del Sur – AES Andes

Claudio Seebach – Presidente Ejecutivo – Generadoras de Chile

Miguel Covarrubias – Gerente de Ventas Andes Region – Jinko Solar

Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt

Ana María Ruz – Green Hydrogen Specialist – CORFO

Christian Thomsen – Commercial Director Chile – Atlas Renewable Energy

Diego Blixen – Cofounder & CEO – Renovus

Patricia Palacios – Directora Ejecutiva – Consorcio Eólico

Mauricio Gonzales – Gerente de Ventas Chile – Trina Solar

Soledad Ovando – Subgerente de Asuntos Públicos – Banco Estado

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

Stephanie Crichton – Chief Commercial Officer Latam – Solek

Víctor Sobarzo – Senior Manager Business Development – JA Solar

Diego Ferrer – Business Development Manager para Latam – Power Electronics

Marcelo Mena – Ex Ministro de Ambiente – Chile

Teresita Vial – Directora – ACESOL

Hans Kulenkampff – Presidente – H2 Chile

Marcela Ruas – Global Wind Energy Council

Sebastián Aylwin Correa – Jefe de Evaluación Ambiental – Ministerio del Medio Ambiente

Jessica Ordoñez – Directora de Sostenibilidad – Invest In Latam

Javier Bustos – Director Ejecutivo – Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados ACENOR

Sebastián Novoa – Presidente – Asociación Chilena de Comercializadores de Energía ACEN A.G

Juan José Chávez – Director de Desarrollo de Negocios y Gestión de Energía – Cerro Dominador

Carlos Cabrera Rivas – Presidente – ACESOL

Andrea Moraga – Gerente Unidad de Hidrógeno IIT – Universidad de Concepción

Juris Agüero – Director Innovación & Desarrollo Energético – Empresa Nacional de Petróleo

Brendan Oviedo – Presidente – SPR Perú

Carlos Finat – Experto en Energías Renovables

Paola Hartung – Directora Asuntos Regulatorios – AES Andes

Ignacia García – Directora Ejecutiva – Asociación de Pequeños y Medianos Generadores GPM AG

Brendan Wolters – Business Development and Commercial Director – Prime Energía

David Rau – Gerente General – Flux Solar

Erwin Plett – CEO – Alfa Lux SpA

Nanda Singh – Periodista – Energía Estratégica

Adio Stefoni – Latam Regional Manager – Power Tree

Cristián Sepúlveda – Gerente Ejecutivo – Asociación de Concentración Solar de Potencia ACSP

Felipe Novoa – Gerente General Chile – Solarpack

Gastón Fenés – Director Periodístico – Energía Estratégica

Javier Pereira Figueroa – Business Development Manager Chile and Argentina – Acciona Energía

Andrea Armijo – Gerente General – Ingenovo

Darío Morales – Director de Estudios – ACERA

Guido Gubinelli – Periodista – Energía Estratégica

Mientras que la generación fotovoltaica sigue batiendo récords en Brasil, con más de 15,8 GW instalados y conectados a la red en todo su territorio, el sector financiero del país continúa acompañando e impulsando la adopción de paneles solares. 

Ahora, el Banco de Amazonia dio a conocer sus líneas de financiamiento y créditos verdes, tanto para el segmento rural, aquel que mayormente se encuentra aislado de la red, como así también las pequeñas, medianas y grandes empresas del norte del país. 

Esmar Manfer Dutra do Prado, superintendente del Banco de Amazonia, participó de un webinar de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) y dio detalles del financiamiento provisto por la entidad que este 2022 cumple 80 años de existencia. 

En el caso del sector rural y poblaciones de la Amazonia, el especialista explicó que brindan un plazo de hasta 12 años (con un período de gracia de 8 años), que pueden llegar hasta 20 años si también se incluye reforestación. En tanto que la tasa de interés varía según el tamaño del proyecto, pero que, en promedio, es de 5-6% por año 

Por otro lado, el financiamiento para el segmento empresarial de menor envergadura tiene características similares al anterior mencionado, con la diferencia de que la contratación se puede realizar de dos maneras: una constituída por una tasa fija más variación de la inflación y la segunda mediante un interés fijo desde el primer momento. 

Y dentro del sector empresarial, se encuentra la sublínea orientada a energía verde, la cual cuenta con un plazo total de hasta 15 años (4 de gracia) y “un diferencial importante sobre la parte final del costo de operación”, según explicó Esmar Manfer Dutra do Prado. 

A ello se debe añadir que la financiación para “infraestructura verde”, destinadas a empresas de todos los portes (excepto microemprendedores) que deseen invertir en proyectos renovables, almacenamiento de energía, redes de transmisión y distribución y “demás obras estructurales sustentables”, entre otros aspectos vinculados con el cambio climático. 

“Incluso, ya estamos conversando con dos grupos en el estado de Amazonas para poder evaluar la posibilidad de implementar esa alternativa en el mercado abierto de energía”, complementó el superintendente del Banco de Amazonia. 

De este modo, la entidad bancaria prevé que este año se igualen o superen las cifras del 2021, año en el que otorgaron cerca de 7,2 mil millones de reales de proyectos verdes a lo largo de 450 municipios de la región norte de Brasil, además de 2,9 mil millones de reales en obras de infraestructura, “de los cuales muchos fueron para generación de energía eléctrica”. 

Ayer, en el Palacio de La Moneda, el Presidente de la República, Gabriel Boric, se reunió junto a máximos funcionarios de los ministerios de Energía, Economía, Hacienda, Relaciones Exteriores, Desarrollo Social, Obras Públicas, Transportes, Bienes Nacionales, Medio Ambiente, Agricultura, Ciencias y Corfo para participar del Primer Consejo Interministerial que marca el inicio del Comité de Desarrollo de la Industria de Hidrógeno Verde.

Se trata de una iniciativa que responde al compromiso del gobierno de impulsar la descarbonización para enfrentar el cambio climático y promover un nuevo modelo de desarrollo sustentable para Chile.

“Como administración del presidente Gabriel Boric, nos hacemos cargo del mandato de acelerar el desarrollo sostenible. En ese marco, vamos a impulsar el Hidrógeno Verde de forma transversal, con énfasis en el desarrollo local armónico, justo y equilibrado para generar nuevas actividades económicas en el país”, sostuvo el ministro de Energía, Claudio Huepe.

Y agregó: “Para este trabajo tomaremos como base la Estrategia Nacional vigente. Esta será una de las herramientas que nos ayudará a descarbonizar la demanda local, aquella que no puede ser electrificada”.

En tanto, el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Nicolás Grau, enfatizó que “esto debe ser con las comunidades, con participación temprana de cada una de ellas, permitiendo un desarrollo armónico de esta industria en cada uno de los lugares donde esto se va a instalar”.

“Por eso, junto con las ministras, ministros, subsecretarias y subsecretarios presentes, en los equipos de trabajo que hoy hemos conformado, va a haber una participación muy importante de gobernadoras, gobernadores regionales de las regiones involucradas en este proceso”, destacó.

A través de este nuevo Comité Corfo se coordinará a diversos actores e iniciativas de política pública para aprovechar las oportunidades que tiene esta industria que, según la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, involucrará inversiones por unos 5 mil millones de dólares al año 2025 para el desarrollo de 5GW de capacidad de electrólisis y niveles de exportación de hidrógeno y sus derivados de unos US$2.500 millones al 2030.

“La conformación de este comité es un hito del Estado de Chile y da muestra de su compromiso por desarrollar una industria limpia”, resaltó la ministra de Medio Ambiente, Maisa Rojas.

Además, recordó que “la estrategia de desarrollo de hidrógeno verde es una de las fuentes para llevar a cabo la transición energética que el mundo necesita para enfrentar los desafíos de la crisis climática, de biodiversidad y contaminación. Esta transición será ecológica, social y se hará junto a los territorios”.

Tras la reunión, la ministra de Bienes Nacionales, Javiera Toro, afirmó que desde su cartera “existe toda la voluntad para que los terrenos fiscales que son útiles para el desarrollo de estas tecnologías estén a disposición de una manera planificada, que tenga en consideración la voz de las comunidades y los distintos usos posibles del territorio, por eso resaltamos lo importante de este trabajo intersectorial».

Funciones y operación del Comité

Entre las funciones de este nuevo Comité destaca el apoyo a la implementación de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde (H2V); articular y/o gestionar iniciativas desde el Estado, a través de Corfo, para el desarrollo de esta industria; impulsar las capacidades para generar tecnologías y aplicaciones del H2V en el país, incluyendo la transferencia tecnológica y de conocimientos, además de fomentar la formación de profesionales y técnicos especializados, entre otros.

A partir de esta primera reunión de lanzamiento del Comité, se trabajará en grupos y subgrupos relacionados con distintos ámbitos para promover estas inversiones, los que estarán coordinados por una Secretaría Ejecutiva que estará en Corfo y que entregará todo el soporte técnico para ir entregando resultados y avanzando de manera rápida en los próximos meses.

“El Presidente de la República nos ha planteado varios desafíos y nos ha remarcado la prioridad y urgencia que tiene este tema para el gobierno y para avanzar en un nuevo modelo de desarrollo”, planteó el Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, José Miguel Benavente.

El funcionario indicó que “la estrategia de H2V es un mecanismo funcional para mejorar el estándar de vida a través de la descarbonización, y por lo tanto, no solo es el desarrollo de una industria y una tecnología, sino la implicancia que tiene para la generación de conocimiento, para los encadenamientos productivos, de cómo la ciudadanía, en general, se ve beneficiada con este tipo de soluciones”.

Este Comité de Hidrógeno Verde, además, tendrá una Mesa Técnica que estará integrada por representantes de los Ministerios de Economía, Fomento y Turismo, Medio Ambiente, Energía, Relaciones Exteriores, de la Agencia de Promoción de la Inversión Extranjera, Corfo, entre otros.

Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, suscribió una línea de crédito revolvente con el International Finance Corporation (IFC) hasta por USD 140 millones, el cual está vinculado con criterios ASG (Ambientales, Sociales y de Gobierno Corporativo).

Específicamente el indicador de desempeño es la reducción en la intensidad en las emisiones de Co2 que se generen en las operaciones, cuyo cumplimiento representará una tasa más competitiva para Celsia.

Los recursos le permitirán a la compañía financiar la construcción y/o adquisición de proyectos de energía renovable, continuar ejecutando el plan de inversiones para mejorar la prestación del servicio de energía tanto en Valle del Cauca como en Tolima, así como seguir desarrollando el portafolio de productos para sus clientes.

«Este crédito, además de ser una nueva fuente de financiación para Celsia, es una demostración más de nuestro compromiso con la sostenibilidad y en especial con la mitigación del cambio climático”, resaltó Carlos Mario Isaza, Líder de Finanzas Corporativas de Celsia.

Y remarcó: “Es una manifestación adicional de confianza por parte del IFC, una de las entidades con las que realizamos la emisión de bonos verdes desde 2018”.

“Estamos muy contentos de seguir cumpliendo metas ambientales, al mismo tiempo que obtenemos condiciones competitivas de fondeo para continuar creciendo de manera sostenible y enriquecer la vida de nuestros clientes», remató.

Esta facilidad de crédito, que tiene un plazo máximo de 5 años, le da a Celsia la flexibilidad financiera para atender, de manera eficiente competitiva y óptima, los requerimientos para el desarrollo de los proyectos estratégicos de crecimiento, al contar con recursos que se pueden desembolsar, cancelar y volver a disponer de ellos.

Los días 6 y 7 de julio, el sector público y privado de la región se reunirá en Chile para participar de la conferencia y networking más sofisticado de la industria de las energías renovables, organizada por Latam Future Eenergy.

La participación de Claudio Huepe, ministro de Energía del gobierno de Chile, está confirmada para el 7 de julio a las 11am, en el salón principal de la conferencia.

ADQUIRIR ENTRADA

Presentamos algunos ponentes destacados

Claudio Huepe – Ministro de Energía de Chile

Marco Antonio Mancilla – Secretario Ejecutivo Subrogante – Comisión Nacional de Energía

Ernesto Huber – Director Ejecutivo – Coordinador Eléctrico Nacional

Fitzgerald Cantero Piali – Director Nacional de Energía – Uruguay

Mario Pizarro – Secretario de Energía – Gobierno de Jujuy (Argentina)

Rosa Riquelme – Directora Ejecutiva – AgenciaSE

Juan Carlos Jobet – Exministro de Energía de Chile

Andrés Rebolledo – Ex Ministro de Energía de Chile

Maria Teresa Gonzalez – Gerenta General – Statkraft

Guillermo Soto – Jefe División Energía Sustentable – Ministerio de Energía

Ana Lía Rojas – Directora Ejecutiva – ACERA

Marcos Cardaci – VP LATAM – Nordex

José Carlos Montoro Sanchez – GM of Sales para Europa, América y África – Ecoppia

Javier Salinas – Sales Manager LATAM – NEXTracker

Paulina Ramirez del Barrio – Gerente de Nuevas Tecnologías – CVE Chile

German Rotter – Gerente de Ventas Latam – TrinaTracker

Cesar Saénz – Utility and ESS Manager – Sungrow

Hector Nuñez – Director Comercial Latam – Power Electronics

Sergio Rodriguez – Service Manager Latinoamérica – Solis

Gabriela Manríquez Roa – Coordinadora de Política Regulatoria – Ministerio de Energía Chile

Felipe Valdebenito – Principal Solution Engineer – Energy Exemplar

Pablo Villarino – Head of Corporate Affairs, Environment, Permits & Regulation – Engie Chile

Gustavo Castagnino – Director de Asuntos Corporativos – Genneia

Rossana Gaete – Gerente de Hidrógeno Verde para América del Sur – AES Andes

Claudio Seebach – Presidente Ejecutivo – Generadoras de Chile

Miguel Covarrubias – Gerente de Ventas Andes Region – Jinko Solar

Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt

Ana María Ruz – Green Hydrogen Specialist – CORFO

Christian Thomsen – Commercial Director Chile – Atlas Renewable Energy

Diego Blixen – Cofounder & CEO – Renovus

Patricia Palacios – Directora Ejecutiva – Consorcio Eólico

Mauricio Gonzales – Gerente de Ventas Chile – Trina Solar

Soledad Ovando – Subgerente de Asuntos Públicos – Banco Estado

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

Stephanie Crichton – Chief Commercial Officer Latam – Solek

Víctor Sobarzo – Senior Manager Business Development – JA Solar

Diego Ferrer – Business Development Manager para Latam – Power Electronics

Marcelo Mena – Ex Ministro de Ambiente – Chile

Teresita Vial – Directora – ACESOL

Hans Kulenkampff – Presidente – H2 Chile

Marcela Ruas – Global Wind Energy Council

Sebastián Aylwin Correa – Jefe de Evaluación Ambiental – Ministerio del Medio Ambiente

Jessica Ordoñez – Directora de Sostenibilidad – Invest In Latam

Javier Bustos – Director Ejecutivo – Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados ACENOR

Sebastián Novoa – Presidente – Asociación Chilena de Comercializadores de Energía ACEN A.G

Juan José Chávez – Director de Desarrollo de Negocios y Gestión de Energía – Cerro Dominador

Carlos Cabrera Rivas – Presidente – ACESOL

Andrea Moraga – Gerente Unidad de Hidrógeno IIT – Universidad de Concepción

Juris Agüero – Director Innovación & Desarrollo Energético – Empresa Nacional de Petróleo

Brendan Oviedo – Presidente – SPR Perú

Carlos Finat – Experto en Energías Renovables

Paola Hartung – Directora Asuntos Regulatorios – AES Andes

Ignacia García – Directora Ejecutiva – Asociación de Pequeños y Medianos Generadores GPM AG

Brendan Wolters – Business Development and Commercial Director – Prime Energía

David Rau – Gerente General – Flux Solar

Erwin Plett – CEO – Alfa Lux SpA

Nanda Singh – Periodista – Energía Estratégica

Adio Stefoni – Latam Regional Manager – Power Tree

Cristián Sepúlveda – Gerente Ejecutivo – Asociación de Concentración Solar de Potencia ACSP

Felipe Novoa – Gerente General Chile – Solarpack

Gastón Fenés – Director Periodístico – Energía Estratégica

Javier Pereira Figueroa – Business Development Manager Chile and Argentina – Acciona Energía

Andrea Armijo – Gerente General – Ingenovo

Darío Morales – Director de Estudios – ACERA

Guido Gubinelli – Periodista – Energía Estratégica

La renuncia de Martín Guzman del Ministerio de Economía de la Nación puso en jaque a todo el país, entre ellos, el sector energético, que está a la expectativa de las decisiones de la recientemente designada como titular del Palacio de Hacienda, Silvina Batakis. 

Acontecimientos que llegaron en medio de la rescisión de algunos contratos truncados que fueron adjudicados en el Programa RenovAr, como así también cerca de la fecha límite para presentar las Manifestaciones de Interés para desarrollar proyectos de infraestructura que permitan incorporar renovables y almacenamiento de energía en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Sin embargo, la flamante ministra de Economía ya dio algunas señales positivas para las renovables y la transición energética durante sus primeras declaraciones en el cargo. 

Para ser precisos, destacó que “la energía nos puede dar una oportunidad enorme como país, porque Argentina posee todas las condiciones climáticas para generar, por ejemplo, hidrógeno, así como también de minería para ser el desarrollador de baterías de litio”. 

“Y a eso se debe agregar que todas las energías renovables necesitan de las baterías que puedan concentrar toda la energía que se producirá”, declaró en una entrevista con C5N. 

Palabras que se pueden tomar en continuidad a los últimos eventos vinculados con la transición energética y sostenibilidad en los que participó Guzmán o incluso organizados por diversas entidades gubernamentales durante la actual gestión. 

De todos modos, Batakis reconoció que para poder explotar todo ese potencial energético en Argentina, es necesario resolver el “cuello de botella que se vive en muchas partes del país”, como por ejemplo capacidad de transporte disponible en las redes de transmisión, entre otros aspectos que el sector energético 

“Intentamos hacer una planificación de cómo evolucionará el sector energético y creemos que en aproximadamente un mes deberá estar totalmente resuelto”, manifestó. 

¿Posible cambio de autoridades?

La nueva ministra de Economía también fue consultada acerca de cómo conformará su gabinete de trabajo, a lo que dejó en claro que manejaría todos las aristas de la economía, entre las que se involucra la Secretaría de Energía. 

Y si bien Batakis prefirió no dar nombres, sí vaticinó que ya los tiene, aunque aclaró que le gustaría “terminar de pulirlo” con Alberto Fernández y que él sea el primero en enterarse de todos los nombres y apellidos. 

De igual manera, la titular del Palacio de Hacienda confirmó que el presidente le confió «libertad de acción» para elegir a todos sus colaboradores. “Uno necesita trabajar con gente de confianza, no porque no haya profesionales buenos, incluso todos merecen el respeto del mundo, y en eso Alberto me dio la posibilidad”, sostuvo. 

Una de las virtudes que destaca el sector de las energías renovables durante la presidencia de Iván Duque es lo que ha logrado el Gobierno en materia de energías renovables.

Uno de estos aspectos tiene que ver con la concesión de incentivos se dan en el marco de la Ley 1715: Deducción de renta, exclusión de IVA, exención arancelaria y depreciación acelerada para emprendimientos renovables, y exención de IVA y descuento y deducción de aranceles para aquellos que correspondan a energías renovables y eficiencia energética.

La industria espera que esta iniciativa termine siendo un legado que continúe profundizando la nueva gestión de Gustavo Petro, quien asumirá funciones el próximo 7 de agosto.

Según la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), hasta el momento se han aprobado 2.023 certificados de beneficios tributarios para proyectos de energías renovables, por 12.673 MW.

Se trata de un salto del 20% de capacidad aprobada, teniendo en cuenta que en junio pasado se habían aprobado 1.854 proyectos por 10.368 MW.

En suma, lo registrado hasta la primera semana de julio es que se dieron beneficios para 1.899 emprendimientos solares fotovoltaicos, por 5.993 MW. El 75% de ellos corresponde a emprendimientos de 0 kW a 1 MW.

Le siguen los eólicos, que si bien son apenas 36, según la UPME estos representan una potencia por 5.325 MW.

Luego, 41 plantas de biomasa recibieron algún beneficio, por 311 MW; le siguen en potencia 44 pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, 183 MW; y finalmente se contabilizan dos de geotermia por 2 MW.

El valor estimado de la inversión avalada por parte de la UPME es de 8.794.530 millones de pesos colombianos (más de 2 mil millones de dólares).

Esto representa un IVA potencial ahorrado en la compra de equipos y prestación de servicios destinados a las inversiones en proyectos de renovables de 1.182.583 millones de pesos (280 millones de dólares).

Latam Future Energy presenta un nuevo evento para el sector energético renovable que incluye una conferencia de alto nivel junto al más sofisticado networking a llevarse a cabo este 6 y 7 de julio.

El escenario elegido es Chile, país que genera un enorme atractivo para realizar inversiones sostenibles con impacto medioambiental, social y económico positivo.

Por ello, durante el evento denominado «Latam Future Energy Southern Cone Summit» referentes del sector analizarán la evolución de los costos de desarrollos renovables, principalmente eólicos y solares, así como iniciativas de inversión en almacenamiento en baterías e hidrógeno verde.

PARTICIPAR

Durante el primer día de conferencia, el panel moderado por Jessica Ordoñez Miranda, directora de sostenibilidad en Invest in Latam, abordará específicamente la visión de actores estratégicos sobre “Tendencias de las energías renovables en el Cono Sur”.

Asistirán como panelistas de este bloque de debate:

Ana Lía Rojas – Directora Ejecutiva – ACERA

Carlos Cabrera Rivas – Presidente – ACESOL

Brendan Oviedo – Presidente – SPR Perú

Paola Hartung – Directora Asuntos Regulatorios – AES Andes

Erwin Plett – CEO – Low Carbon Chile SpA

PARTICIPAR

No se pierda la oportunidad de asistir a esta conferencia y networking. Más de 10 paneles de debate y 50 disertantes ofrecerán el contenido más actualizado del sector en el Cono Sur.

Consulte la agenda completa de «Latam Future Energy Southern Cone Summit» y acceda a una entrada en: https://latamfutureenergy.com/producto/southern-cone-summit-santiago-chile/

EIG, inversionista institucional en el sector energético mundial y uno de los principales inversionistas en infraestructura del mundo, lanzó hoy el Grupo Cerro una nueva plataforma de energías renovables en Chile.

La entidad recién formada incluye las plantas Cerro Dominador, propiedad de EIG y la recientemente adquirida ANPAC, propietaria de un portafolio de 11 pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas de pasada en las regiones de O'Higgins, El Maule, Bio Bio y La Araucanía.

El portafolio de 110 MW de ANPAC incluye plantas en operación y proyectos en diversas etapas de construcción y desarrollo tanto en el mercado spot como en el de tarifa estabilizada.

Tras la adquisición, Grupo Cerro ahora gestiona más de 280 MW de capacidad instalada en Chile, incluidas las plantas fotovoltaicas (PV) y de energía solar concentrada (CSP) de Cerro Dominador.

La cartera del grupo también incluye varios proyectos en fases avanzadas de construcción y desarrollo, incluido el complejo Likana Solar, uno de los proyectos de CSP más grandes del mundo con una capacidad de 690 MW, Pampa Unión, una planta de energía fotovoltaica de 600 MW, así como más de 40 MW de centrales hidroeléctricas de pasada.

R. Blair Thomas, presidente y director ejecutivo de EIG, dijo: “La transacción proporcionará sinergias de cartera, creando eficiencias operativas y mejorando la diversificación tecnológica y geográfica de Grupo Cerro. Tras la finalización y sincronización de la innovadora planta de energía solar Cerro Dominador en 2021, el primer proyecto de CSP en América Latina, esta transacción marca otro hito importante en nuestra estrategia de invertir en activos de alta calidad, en los mejores equipos de su clase y en infraestructura energética apoyando la transición energética en Chile”.

Fernando González, CEO de Grupo Cerro, remarcó que “esta transacción ratifica nuestro compromiso con el crecimiento de Chile. Estas plantas, combinadas con nuestros proyectos en desarrollo, Likana Solar y Pampa Unión, nos ayudarán a diversificar geográficamente
nuestro portafolio de energías renovables para poder asegurar aún más la producción de energía renovable de bajo costo para el mercado chileno y continuar suministrando energía limpia en todo el país las 24 horas del día”.

La participación de Claudio Huepe, ministro de Energía del gobierno de Chile, está confirmada para el 7 de julio a las 11am, en el salón principal de la conferencia.

Todos los interesados en asistir aún pueden acceder a un descuento preferencial tanto en la entrada del día 1 como del día 2, adquiriéndolas antes de este viernes 1 de julio. El acceso es limitado, se recomienda reservar la suya a la brevedad.

ADQUIRIR ENTRADA

Presentamos algunos ponentes destacados

Marco Antonio Mancilla – Secretario Ejecutivo Subrogante – Comisión Nacional de Energía

Ernesto Huber – Director Ejecutivo – Coordinador Eléctrico Nacional

Fitzgerald Cantero Piali – Director Nacional de Energía – Uruguay

Mario Pizarro – Secretario de Energía – Gobierno de Jujuy (Argentina)

Rosa Riquelme – Directora Ejecutiva – AgenciaSE

Juan Carlos Jobet – Exministro de Energía de Chile

Andrés Rebolledo – Ex Ministro de Energía de Chile

Maria Teresa Gonzalez – Gerenta General – Statkraft

Guillermo Soto – Jefe División Energía Sustentable – Ministerio de Energía

Ana Lía Rojas – Directora Ejecutiva – ACERA

Marcos Cardaci – VP LATAM – Nordex

José Carlos Montoro Sanchez – GM of Sales para Europa, América y África – Ecoppia

Javier Salinas – Sales Manager LATAM – NEXTracker

Paulina Ramirez del Barrio – Gerente de Nuevas Tecnologías – CVE Chile

German Rotter – Gerente de Ventas Latam – TrinaTracker

Cesar Saénz – Utility and ESS Manager – Sungrow

Hector Nuñez – Director Comercial Latam – Power Electronics

Sergio Rodriguez – Service Manager Latinoamérica – Solis

Gabriela Manríquez Roa – Coordinadora de Política Regulatoria – Ministerio de Energía Chile

Felipe Valdebenito – Principal Solution Engineer – Energy Exemplar

Pablo Villarino – Head of Corporate Affairs, Environment, Permits & Regulation – Engie Chile

Gustavo Castagnino – Director de Asuntos Corporativos – Genneia

Rossana Gaete – Gerente de Hidrógeno Verde para América del Sur – AES Andes

Claudio Seebach – Presidente Ejecutivo – Generadoras de Chile

Miguel Covarrubias – Gerente de Ventas Andes Region – Jinko Solar

Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt

Ana María Ruz – Green Hydrogen Specialist – CORFO

Christian Thomsen – Commercial Director Chile – Atlas Renewable Energy

Diego Blixen – Cofounder & CEO – Renovus

Patricia Palacios – Directora Ejecutiva – Consorcio Eólico

Mauricio Gonzales – Gerente de Ventas Chile – Trina Solar

Soledad Ovando – Subgerente de Asuntos Públicos – Banco Estado

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

Stephanie Crichton – Chief Commercial Officer Latam – Solek

Víctor Sobarzo – Senior Manager Business Development – JA Solar

Diego Ferrer – Business Development Manager para Latam – Power Electronics

Marcelo Mena – Ex Ministro de Ambiente – Chile

Teresita Vial – Directora – ACESOL

Hans Kulenkampff – Presidente – H2 Chile

Marcela Ruas – Global Wind Energy Council

Sebastián Aylwin Correa – Jefe de Evaluación Ambiental – Ministerio del Medio Ambiente

Jessica Ordoñez – Directora de Sostenibilidad – Invest In Latam

Javier Bustos – Director Ejecutivo – Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados ACENOR

Sebastián Novoa – Presidente – Asociación Chilena de Comercializadores de Energía ACEN A.G

Juan José Chávez – Director de Desarrollo de Negocios y Gestión de Energía – Cerro Dominador

Carlos Cabrera Rivas – Presidente – ACESOL

Andrea Moraga – Gerente Unidad de Hidrógeno IIT – Universidad de Concepción

Juris Agüero – Director Innovación & Desarrollo Energético – Empresa Nacional de Petróleo

Brendan Oviedo – Presidente – SPR Perú

Carlos Finat – Experto en Energías Renovables

Paola Hartung – Directora Asuntos Regulatorios – AES Andes

Ignacia García – Directora Ejecutiva – Asociación de Pequeños y Medianos Generadores GPM AG

Brendan Wolters – Business Development and Commercial Director – Prime Energía

David Rau – Gerente General – Flux Solar

Erwin Plett – CEO – Alfa Lux SpA

Nanda Singh – Periodista – Energía Estratégica

Adio Stefoni – Latam Regional Manager – Power Tree

Cristián Sepúlveda – Gerente Ejecutivo – Asociación de Concentración Solar de Potencia ACSP

Felipe Novoa – Gerente General Chile – Solarpack

Gastón Fenés – Director Periodístico – Energía Estratégica

Javier Pereira Figueroa – Business Development Manager Chile and Argentina – Acciona Energía

Andrea Armijo – Gerente General – Ingenovo

Darío Morales – Director de Estudios – ACERA

Guido Gubinelli – Periodista – Energía Estratégica

A pesar de retrasos en el cronograma, las obras siguen. EPM informó que el estator (parte fundamental en el proceso de convertir la energía hidráulica finalmente en energía eléctrica) de la segunda unidad de generación de Hidroituango ya se instaló.

Este hito, en el que trabajaron unas 200 personas, entre contratistas y funcionarios de EPM durante 4 meses, se suma al montaje del rotor de la unidad número uno, realizado hace unas semanas.

“Para el caso de Hidroituango, los estatores de cada unidad pesan 360 toneladas y miden 4,8 metros de altura, con un diámetro externo de 14 metros”, destacó William Giraldo Jiménez, vicepresidente proyectos Generación de Energía EPM.

Jorge Carrillo, gerente general de la compañía, confió que “con este nuevo hito técnico, EPM mantiene su compromiso con la puesta en funcionamiento de las dos primeras unidades de generación de energía este año”.

No obstante, desde la empresa confíam que no llegarán a la fecha indicada a principio de año para la puesta en operaciones de la primera turbina (300 MW): 26 de julio.

Ese día, en cambio, se realizaría una prueba sin agua para analizar el funcionamiento de uno de los equipos de generación de energía.

Esta postergación está respaldada no sólo por Daniel Quintero Calle, Alcalde de Medellín, sino por el propio Presidente electo de Colombia, Gustavo Petro, quien le pidió al mandatario local ser prudente con la puesta en marcha de la represa.

“Pidió (Petro) que no fuéramos a cometer ningún error por inaugurarlo rápido”, declaró Quintero a Blu Radio.

El Alcalde de Medellín explicó que, luego de la prueba en seco de la primera turbina, se llevará a cabo un nuevo ensayo con agua, el cual no suele practicarse pero obedece a reforzar la seguridad del funcionamiento de Hidroituango.

“Esa prueba de agua será de 24 horas funcionando, para revisar los sensores y garantizar que no nos vayamos a llevar ninguna sorpresa”, explicó Quintero.

1.200 MW en 2023

Más allá de los retrasos en el cronograma, EPM confía para que las dos primeras turbinas, por un total de 600 MW, empiecen a operar este año.

“Así mismo trabajamos de manera simultánea en la obra civil y el montaje de lo que serán las unidades de generación tres y cuatro, que deberán entrar en funcionamiento en el año 2023”, adelantó Carrillo, gerente general de EPM.

Por ende, Hidroituango contaría con 1.200 MW operativos durante el año que viene. La potencia total que prevé la represa es de 2.400 MW, a partir del funcionamiento de ocho turbinas.

JA Solar, fabricante chino de módulos, obleas y celdas fotovoltaicas, logró enviar 945.99 MW hacia América Latina y el Caribe durante el año 2021. El 15% fue destinado específicamente a Chile, 142.62 MW.

En este 2022 la empresa se propone aumentar su participación en el mercado andino con sus módulos fotovoltaicos DeepBlue.

Esta línea productos con tecnología p-type y n-type incluye los modelos 3.0 y 4.0 X, que logran entre 21.7% y 22,4 % de eficiencia para potencias entre 560W hasta 625W.

Para compartir mayores precisiones sobre los módulos disponibles, Víctor Sobarzo Acuña, gerente de ventas y desarrollo de negocios de JA Solar en Chile, asistirá a Latam Future Energy Southern Cone Summit, la conferencia y networking que se llevará a cabo el 6 y 7 de julio en El Golf – Club 50, de la ciudad de Santiago.

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Este referente de JA Solar en Chile participará del panel denominado “Innovación tecnológica para la optimización de costos del sector solar fotovoltaico en el Cono Sur” junto a otras empresas como Trina Solar, First Solar, Power Electronics y Solek.

Según adelantó a Energía Estratégica Víctor Sobarzo Acuña, además de detallar las particularidades de la tecnología n-type para mejorar la eficiencia y producción, se referirá a los retos que tienen como fabricantes para suplir a un sector con más demanda global en momentos de escasez de materias primas.

“La Guerra Rusia-Ucrania provocó un aumento masivo de proyectos renovables en toda la región europea posicionándola como el segundo mercado más grande después de China como país”.

¿Los países latinoamericanos quedarán relegados? Desde la óptica del referente de JA Solar en Chile, “la problemática va a pasar por la escasa disponibilidad de material prima como el polisilicio”.

En tal sentido, advirtió que los fabricantes cuentan con disponibilidad en la actualidad y recomendó a dueños de proyectos PMGD y PMG que están a la espera de recibir la declaración de construcción que avancen en el cierre de contratos con proveedores durante este mes de julio para adelantarse a eventuales complicaciones para conseguir componentes clave, como módulos fotovoltaicos eficientes y de calidad.

Acceda a un mayor análisis del mercado durante  Latam Future Energy Southern Cone Summit, la conferencia y networking que se llevará a cabo el 6 y 7 de julio en El Golf – Club 50, de la ciudad de Santiago.

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Jinko Solar, fabricante líder de módulos fotovoltaicos, será Cover Chair Partner de Latam Future Energy Southern Cone Summit, la conferencia y networking que se llevará a cabo este 6 y 7 de julio en El Golf Club 50, de la ciudad de Santiago de Chile.

Este año, los módulos N-Type Tiger Neo de la compañía están teniendo buena acogida por parte de clientes con proyectos de mediana y gran escala, por lo que planean ampliar la capacidad de fabricación de esta línea que garantiza mejoras en potencia, costos y eficiencia.

Para brindar mayores precisiones sobre la estrategia comercial de estos productos de Jinko Solar en el Cono Sur, Miguel Covarrubias, gerente de ventas para la región andina de esta empresa, participará de uno de los paneles de debate destacados del evento de Latam Future Energy en Chile.

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Pero aquello no sería todo. Según adelantó el gerente de ventas para la región andina de Jinko Solar, durante su disertación también compartirá su análisis sobre cómo acelerar la dinámica del mercado en Chile.

“Vemos este encuentro como una buena instancia para unirnos como industria y empujar una normativa que garantice energía solar 24/7, acelerando PMGD e integrando baterías”, expresó Miguel Covarrubias.

Desde la perspectiva de Covarrubias, hay que lograr ciertos acuerdos de cómo, y en qué plazos, la industria necesita y puede desarrollar más mercado.

“Desde Jinko Solar estamos bastante convencidos de que a través de las baterías es posible garantizar suministro solar 24/7 en distintos segmentos del mercado. Por lo que como sector debemos empezar a acordar qué mecanismos de apoyo se necesitan para lograrlo”.

Acceda al análisis de referente de la compañía, presenciando el panel del debate en el que participará junto a la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), la Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG), Growatt, Prime Energía y Flux Solar. 

Se trata del panel “Proyectos PMGD: Avances en tecnología, desarrollo, construcción y operación” que se llevará a cabo el 6 de julio a las 02:45 pm y que estará conformado por grandes actores del sector:

Teresita Vial – Directora – Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL)

Miguel Covarrubias – Gerente de Ventas Andes Region – Jinko Solar 

Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt 

Ignacia García – Directora Ejecutiva – Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG) 

Brendan Wolters – Business Development and Commercial Director – Prime Energía

David Rau – Gerente General – Flux Solar 

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Brasil llevó a cabo la mayor subasta de transmisión de la legislatura del gobierno actual, la cual refería a la construcción y mantenimiento de 5400 kilómetros de infraestructura eléctrica y más de 6100 MVA de capacidad de transformación de subestaciones (SE), muchas de ellas para incorporar renovables en el futuro. 

Y los grandes ganadores fueron el Consorcio Verde, Neoenergia, CTEEP, Zopone, Sterlite, Engie, Eletronorte, TAESA, Energisa Transmisión y SOLO Ingeniería, quienes se repartieron los trece lotes de la convocatoria. 

Consorcio Verde, formado por el Fondo de Inversión y Participación Brasil Energia Multiestrategia y CYMI, se quedó con la primera fracción licitada (1.269 km de líneas y 1350 MVA en subestaciones en Minas Gerais y São Paulo), al presentar una oferta de R$ 283,3 millones, lo que representa un descuento del 47,34% con relación al Ingreso Anual Permitido (RAP por sus siglas en portugués). Mientras que la inversión estimada será de R$ 3,68 mil millones.

Y cabe recordar que el RAP es el ingreso al que tendrá derecho el empresario por la prestación del servicio de transmisión desde el inicio de la operación comercial de las instalaciones.

Por otro lado, Neoenergia se adjudicó los lotes 2 y 11, ofertando R$ 360 millones (50,33% por debajo del RAP) y R$ 38,2 millones (descuento de 45,74%), respectivamente. 

El primero de los casos corresponde a la construcción de la SE Nova Ponte 3 de 500 kV y 1707 km de líneas de transmisión en Minas Gerais y São Paulo; en tanto que la segunda mencionada refiere a obras por 291 km de líneas y 300 MVA de capacidad de transformación en Mato Grosso do Sul.

La Compañía Paulista de Transmisión de Energía Eléctrica (CTEEP) fue otra de las empresas que ganó dos pujas de la subasta, precisamente la N° 3 y N° 6, en las que ofertó R$ 286,7 millones (descuento del 46,75%) y R$ 13,4 millones, lo que resultó en una disminución del 59,21% con relación al precio inicial. 

Asimismo, Sterlite se quedó con dos lotes (5 y 9), para construir 618 km de líneas de transmisión y 1150 MVA de transformación entre las entidades federativas de Bahía, Sergipe, Mato Grosso y Pará. 

Para ello, propuso más 109,6 millones de reales (R$ 22 M + R$ 87,6), lo que significó la reducción de casi el 60% (26,52% y 32,96%, respectivamente) del Ingreso Anual Permitido previsto por ANEEL entre ambas obras. 

Zopone Ingeniería y Comercio también obtuvo la adjudicación de dos lotes,con la particularidad de que el primero de ellos (Lote 4) fue por cuenta propia, mientras para el Lote 13 lo hizo a través del  Consorcio Norte junto a SOLO Ingeniería. 

Para el N°4 (217 km de transmisión de 230 kv en Amapá) propuso tener un RAP de R$ 38,9 millones, es decir que ofreció un descuento del 5% con relación al precio inicial de R$ 40,9 millones. 

En tanto que para el segundo caso, el valor ofrecido fue de R$ 22,4 millones (descuento del 31%), por lo que será la encargada de construir las subestaciones Feijó y Tucumã, ambas de 230 kV, destinadas a la compensación síncrona y necesarias para el control de voltaje en el sistema eléctrico del estado de Acre. 

Y a continuación, el resto de ganadores de la primera Subasta de Transmisión de Brasil del año con los detalles de sus lotes correspondientes: 

Engie fue el ganador de la licitación de la séptima región, dado que ofreció R$ 6,5 millones (descuento de casi el 60%) para las obras que comprenden la ampliación de las subestación  Itacaiúnas 500/230/138 kV y la incorporación de 450 MVA de potencia. 
Centrales Eléctricas del Norte de Brasil (Eletronorte) hizo lo propio con una oferta de R$ 12,2 millones (- 38,57%) para el lote 8, que abarca tramos de líneas de transmisión de 11 km y la construcción de la Subestación Caladinho II 230/138 kV, con 80 MVA de potencia, que servirán para la integración de Humaitá al Sistema Interconectado Nacional 
TAESA ganó el lote 10 con una propuesta de R$ 18,8 millones (47,96% menos del RAP) para la red de 159 km que se ubicará en Santa Catarina. 
Energisa Transmisión fue adjudicada con la línea de 230 kV Mauá 3 – Manaus (12,9 km), correspondiente al lote 12, a un valor de R$ 17,7 millones, lo que representa un descuento del 45,26% con relación al Ingreso Anual Permitido inicial.

La Comisión de Energía de Tamaulipas (CETAM) presentó su programa de fomento y aprovechamiento sustentable de la energía para el Estado y el »Sistema de Información Energética Estatal», con el objetivo de identificar principales áreas de oportunidad existentes. 

Para ello, desde la comisión tomarán diversas iniciativas para seguir fomentando la instalación de centrales de generación limpia y renovable, así como también la innovación tecnológica, entre las cuales se destaca la creación de un fideicomiso “para el desarrollo energético sustentable”. 

“La finalidad es dar apoyo a las inversiones, además de que se agrupará las cargas más significativas del gobierno estatal para que sean servidas por un Suministrador Calificado, asegurando que el 80% provenga de renovables”, detallaron desde la CETAM.

“También se prevé realizar un proyecto en el que se firme un PPA con un ejido solar que instale un sistema de generación distribuida, a la par de facilitar el financiamiento a paneles solares para las MiPyMEs y de los equipos en sistemas aislados de la red”, agregaron desde la entidad durante una conferencia de prensa. 

De este modo, se buscará potenciar la instalación de techos solares que, según datos de la Comisión Reguladora de Energía, sólo suma 33 MW de capacidad instalada en 3448 contratos de interconexión. 

“Para tomar dimensión, el potencial del estado de Tamaulipas en el segmento de la generación distribuida es de más de 5000 MW aprovechables”, aseguró Antonieta Gómez, encargada del despacho de la Comisión de Energía de Tamaulipas. 

Y cabe recordar que durante los últimos seis años, dicha entidad federativa creció exponencialmente en potencia renovable instalada, principalmente a gran escala, a tal punto que se convirtió en el segundo estado con mayor capacidad eólica, con 1722 MW. 

“Las renovables pasaron a tener el 5% de la capacidad total instalada en Tamaulipas, con una participación del 22% de la generación energética estatal”, específico la integrante de la CETAM. 

Asimismo, estos dichos y acontecimientos van en concordancia con las estimaciones del estudio realizado por la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en la que proyectó más de 1600 GW renovables en tierras tamaulipecas. 

Y de igual manera, se detalló que el estado podría alcanzar cerca de 800 GW de capacidad de electrólisis PEM para impulsar el hidrógeno verde, con un potencial teórico de producción es de 57,500 kilo toneladas anuales.

Ayer se desarrolló el evento de Rendición de Cuentas 2018-2022, en el cual el Ministerio de Minas y Energía mostró su balance de gestión durante la administración del Presidente, Iván Duque.

El Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, en compañía de la Viceministra de Minas, Sandra Sandoval, y el viceministro de Energía, Miguel Lotero, mostraron los resultados y logros alcanzados por parte del Ministerio en distintos temas como Transición Energética, sostenibilidad, reactivación del sector, diversificación de la matriz energética, cierre de brechas sociales, entre otros.

Los funcionarios hicieron hincapié sobre el marco regulatorio establecido, que pudo multiplicar en 30 veces la capacidad instalada de generación de energía renovables no convencionales.

Indicaron que en 2018 habían 28 MW operando y ahora esa potencia alcanza los 880 MW, equivalentes al consumo de 668.760 familias y contribuyen a la reducción de 1,126,103 toneladas de CO2 al año.

“Pasamos de tener solo dos proyectos de energías renovables cuando llegamos en agosto de 2018, a contar hoy en día con 24 granjas solares, 2 parques eólicos, 10 proyectos de autogeneración a gran escala y más de 3.000 proyectos solares fotovoltaicos de autogeneración a pequeña escala”, resaltó Mesa.

Y valoró: “Además, gracias a las dos subastas de energías renovables que llevamos a cabo, logramos adjudicar proyectos por 2.888 MW, multiplicando por 100 veces la capacidad instalada de estas fuentes”.

En esa línea, el funcionario deslizó que la gestión entrante de Gustavo Petro, que tomará funciones a partir del 7 de agosto próximo, contará con una inercia de crecimiento producto del trabajo que se viene haciendo.

“Se deja un legado muy importante para el año 2023 y 2024 donde vamos a estar en cerca de 4.500 MW de fuentes renovables no convencionales”, anticipó Mesa, considerando los proyectos en construcción y aquellos próximos a iniciar montaje.

Se estima que cerca de 2.500 MW estarán construidos al cierre del presente año que otros 2.000 MW más estén listos para 2023.

Otras fuentes

Asimismo, tanto Lotero como Mesa destacaron iniciativas lanzadas para diversificar aún más la matriz energética a partir de nuevas tecnologías, como las hojas de ruta del hidrógeno y de energía eólica costa afuera.

En materia de hidrógeno, Colombia tiene el potencial para convertirse en uno de los principales exportadores de este energético durante la próxima década. En cuanto a la energía eólica costa afuera, el país tiene un potencial de 50 GW (tres veces la capacidad total de generación que hay hoy en día) y se estima que se pueden atraer inversiones por hasta US$27.000 millones.

Adicional a esto, se pusieron en marcha los dos primeros pilotos de generación geotérmica, desarrollados por Parex Resources y la Universidad Nacional con el apoyo del Ministerio de Minas y Energía, para la autogeneración de energía en campos petroleros ubicados en el departamento de Casanare, donde se aprovecha el agua que se extrae en el proceso de producción.

Igualmente, se desarrolló el primer proyecto de biomasa forestal en Vichada, dándole autosuficiencia energética al municipio de Puerto Carreño, que antes dependía de una línea de conexión con Venezuela.

Principales logros del Ministerio a la fecha

-Dos subastas de energías renovables por 2.888 MWp.

-Una subasta de cargo por confiabilidad por 250.55 gigavatios hora-día (GWh-día).

-Primera subasta de almacenamiento de energía a gran escala con baterías de 45MW.

-Masificación de las energías renovables.

-Inauguración del primer parque eólico del país en 17 años (Guajira I).

-Inauguración de más de 20 granjas solares.

-Hoja de Ruta del Hidrógeno (inaugurados los dos primeros pilotos).

-Hoja de Ruta de Energía Eólica Costa Afuera.

-Marco regulatorio moderno y atractivo para atraer inversiones en renovables.

-Más de 8.100 vehículos eléctricos registrados en el RUNT.

-Más de 80.000 familias rurales con acceso, por primera vez, a la energía eléctrica.

-Llevar energía eléctrica a más de 45.000 familias en municipios PDET.

-Más de 1,4 millones de usuarios conectados a gas combustible (GLP y gas natural).

-Solución del problema de Electricaribe con Afinia y Air-e.

-69 contratos de exploración y producción de hidrocarburos firmados.

-Incremento de las reservas de gas de 7,7 a 8 años.

-Incremento de reservas de petróleo de 6,3 a 7,6 años.

-Sobrecumplimiento en el recaudo de regalías de más del 130%.

-Más de 25.000 mineros formalizados.

-Diversificación de la canasta minera del país.

Trina Solar recibió el certificado de Evaluación de Ciclo de Vida (LCA por sus siglas en inglés) para sus módulos Vertex de 210 mm de TÜV Rheinland, convirtiéndose en la primera empresa solar en recibir la certificación LCA para módulos de 210 mm. Gracias a sus ventajas competitivas, las obleas de 210 mm de los módulos Vertex son capaces de lograr emisiones de carbono bajas bajo estándares líderes en la industria solar fotovoltaica.

Desde su fundación hace 25 años, Trina Solar ha sido tanto un promotor de la energía verde como un practicante del desarrollo sostenible. La empresa proporciona electricidad limpia a través de módulos fotovoltaicos y se compromete a que sus procesos de fabricación sean ecológicos y bajos en emisión de carbono.

La Evaluación del Ciclo de Vida (LCA) sigue los métodos y requisitos de las normativas ISO 14040/ISO 14044 realizando estrictas pruebas científicas de las emisiones de carbono del ciclo de vida y otros indicadores de la empresa evaluada. Los productos testeados para la certificación fueron tomados desde los principales centros de producción de Trina Solar en todo el mundo para pruebas y certificación y cubren la gama completa de módulos tipo p de 210 mm monocristalinos, desde el modelo Vertex S 410W hasta el Vertex 670W.

Los resultados del estudio muestran que los módulos Vertex de Trina Solar se destacan en la industria fotovoltaica por sus bajas emisiones de carbono. Las emisiones de carbono promedio de la evaluación del ciclo de vida de los módulos fotovoltaicos «desde la cuna hasta la puerta» en China son de aproximadamente 550 kg CO2_E/kW. Las emisiones de carbono de los módulos Vertex de 210 mm de Trina Solar menores a 400 kg CO2_E/kW, sin usar materiales especiales de silicio. Las emisiones de carbono son al menos un 30% más bajas que el promedio de la industria en China.

Tomando como ejemplo el ciclo de vida del producto de 30 años, los módulos Trina Solar Vertex tienen un factor de emisión de carbono menor a 0,01, cifra menor en comparación a las emisiones de generadas por la energía térmica que son 100 veces más altas.

 Además de analizar factores relacionados al calentamiento global, Trina Solar realizó un análisis LCA completo de sus módulos Vertex en más de 10 indicadores que pueden afectar el medio ambiente, incluidos el consumo de energía, uso de materias primas, lluvia ácida, eutrofización, toxinas emitidas, desechos, entre otros. Los resultados muestran un desempeño sobresaliente de los módulos Vertex.

La reducción de las emisiones de carbono es un desafío mundial que seguirá impactando las carteras de productos, el desarrollo tecnológico, la producción y la gestión de cadena de suministro en todas las industrias. La certificación de bajas emisiones de carbono es una consideración importante para los usuarios cuando seleccionan los productos que utilizarán. Los módulos Vertex de 210 mm de Trina Solar han pasado la certificación LCA y proporcionarán, a través de sus módulos, bajas emisiones de carbono y otros datos de desempeño ambiental para ayudar a alcanzar los objetivos de carbono neutralidad en todos los clientes.

La certificación LCA es solo un aspecto de cómo Trina Solar busca bajas emisiones de carbono. La compañía cumple estrictamente con su responsabilidad social de reducción de emisiones de carbono y de desarrollo verde a través de iniciativas como el diseño de productos bajos en carbono, la optimización de los sistemas de gestión de energía y la mejora de la eficiencia en el uso de la energía. Además de su propio desarrollo verde, Trina Solar también promueve la conservación de energía y la reducción de emisiones en la cadena industrial.

Energy Exemplar, líder de software para mercados energéticos, será Content Partner de Latam Future Energy Southern Cone Summit, la conferencia y networking que se llevará a cabo este 6 y 7 de julio en El Golf Club 50, de la ciudad de Santiago de Chile.

Esta empresa internacional cuenta con una presencia activa en más de 65 países más allá de su casa matriz, localizada en Australia; desde oficinas en Estados Unidos, Singapur y España, amplía su participación en mercados como norteamericano, asiático y europeo. Y desde Chile concentra sus esfuerzos para responder a todos los países de América Latina.

Entre su oferta se destaca PLEXOS, plataforma de simulación de mercados energéticos, que cuenta con herramientas de modelaje y análisis para optimizar mercados energéticos alrededor del mundo.

Pero aquello no sería todo. También ofrece servicios asociados al software como cursos de capacitación, soporte técnico, proyectos de implementación de software y bases de datos en países donde hay datos públicos.

“Brindamos la posibilidad de emular determinados escenarios, analizar todas las variables que intervienen en el sistema y cuantificar su impacto. De ese modo es posible ver qué sucedería en el mercado al poner un proyecto de generación renovable, de almacenamiento o desarrollar una nueva línea de transmisión”, ejemplificó Felipe Valdebenito, Principal Solution Engineer de Energy Exemplar.

Para compartir mayores detalles, Felipe Valdebenito participará del panel de debate “Hidro, almacenamiento y renovables: garantía de confiabilidad, sostenibilidad y competitividad” junto a referentes de Sungrow, Solis, Power Electronics y la Asociación de Concentración Solar de Potencia.

¿Cómo puede ayudar la plataforma PLEXOS a desarrolladores de proyectos de almacenamiento? ¿Cómo colabora a la resolución de problemáticas del mercado chileno, tales como vertimientos renovables? ¿Qué casos de estudio les solicitan en los distintos países de la región? Son algunas de las preguntas que responderá Felipe Valdebenito, Principal Solution Engineer de Energy Exemplar.

Conozca por qué esta compañía es un aliado clave para nuevos desarrollos en mercados energéticos durante aquel panel de Latam Future Energy, este miércoles 6 de julio a las 03:40 pm.  No se pierda la oportunidad de asistir.

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Hitachi Energy, líder tecnológico y de mercado en soluciones de transmisión, distribución y automatización de red, y Petrofac, proveedor internacional líder de servicios para la industria energética, han iniciado una colaboración para proporcionar integración de red e infraestructura asociada para respaldar el mercado eólico marino en rápido crecimiento.

Esta colaboración se basa en las tecnologías centrales complementarias y la experiencia de ambas compañías en energía eólica marina para apoyar la descarbonización de los sistemas de energía y entregar energía limpia. Además, cubre soluciones de corriente continua de alto voltaje (HVDC), así como de corriente alterna de alto voltaje (HVAC).

Hitachi EnergyLuz HVDC®, las tecnologías y soluciones de redes HVAC modulares y las capacidades de ingeniería, adquisición, construcción e instalación de clase mundial de Petrofac para plataformas marinas y obras civiles en alta mar y en tierra, traerán beneficios considerables para la implementación eficiente de proyectos eólicos marinos y ayudarán a acelerar la transición energética.

“Estamos encantados de colaborar con Petrofac para ayudar a satisfacer la creciente necesidad de generación eólica marina a gran escala y ofrecer electricidad limpia y renovable a los consumidores. Como líderes en nuestros respectivos campos, esta colaboración creará valor agregado para nuestros clientes y ayudará a acelerar la transición energética”, dijo Niklas Persson, director general del negocio de integración de redes de Hitachi Energy. “Nuestras soluciones HVDC y HVAC son facilitadores clave de la transición a un sistema energético global que sea más sostenible, flexible y seguro”.

“La energía eólica marina juega un papel crucial en la transición hacia una energía limpia y asequible y llevamos más de una década entregando con éxito importantes proyectos en el sector”, dijo Elie Lahoud, director de Operaciones, Ingeniería y Construcción de Petrofac. “Hitachi Energy es bien conocida por su larga trayectoria en el suministro de tecnologías y soluciones innovadoras en toda la cadena de valor de la red eléctrica. Esperamos unir nuestra experiencia líder en la industria y nuestro profundo conocimiento del dominio, para beneficiar a nuestros clientes y potenciar millones de hogares más que utilizan energía renovable”.

Los proyectos eólicos marinos HVDC recientes de Hitachi Energy incluyen Dogger Bank, el parque eólico marino más grande del mundo frente a la costa del Reino Unido, y cuatro de los centros HVDC DolWin y BorWin que conectan varios parques eólicos en el Mar del Norte a la red eléctrica alemana.

Hitachi Energy también es un proveedor líder mundial de soluciones de conexión a la red para la industria de parques eólicos marinos de CA.

La conformación del Comité tuvo lugar en el marco del evento de conmemoración por los 65 años del INTI. Allí se llevó adelante la 1° Asamblea de socios y de esta manera quedó constituido el Comité Ejecutivo INTI Energías Renovables con la presidencia de Gastón Guarino, secretario de la Cámara, en representación de la CEA.

Dicho comité está integrado por la Cámara Eólica Argentina (CEA), Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), la Cámara de Industriales de Proyectos e Ingeniería de Bienes de Capital (CIPIBIC), la Cámara Argentina de Industrias Electrónicas, Electromecánicas y Luminotécnicas (CADIEEL) y Cámara Argentina de Proveedores Mineros (CAPMIN). Con esta conformación, se busca crear un ámbito de consenso para desarrollar líneas de trabajo en desarrollo de energías renovables, baterías de litio, economía del hidrógeno verde y movilidad micro y retrofit, con una visión integral entre el sector público y privado.

Desde el INTI, destacaron que “Esta articulación público-privada se orienta a promover la innovación tecnológica con foco en cadenas productivas coordinadas e integradas en investigación, y el desarrollo e innovación (I+D+i) que brinde soporte a la producción sustentable de energía”. Asimismo, agregaron que “En este escenario, también se proyecta la creación de un laboratorio de lito y la ampliación de su vinculación con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) para trabajar articuladamente en evaluaciones de colectores fotovoltaicos.”

Gastón Guarino, presidente del Comité Ejecutivo y Secretario de la CEA sostuvo que “La creación del Comité Ejecutivo de Energías Renovables del INTI es un espacio que el sector tenía pendiente. Las renovables requieren una interacción entre ambos sectores de manera permanente para lograr su desarrollo sostenible. En cuanto al hidrógeno, al litio y a la movilidad, que se encuentran en el ámbito de trabajo del instituto, son las industrias nuevas, que más van a crecer en los próximos años y por lo tanto esta articulación será seguramente virtuosa”

En referencia al impacto que se busca alcanzar, Guarino expresó: “Tenemos que lograr que el mercado tenga un crecimiento constante y sostenible para alcanzar una consolidación de la industria. La Argentina cuenta con los recursos naturales para cumplir los compromisos ambientales comprometidos. El desafío que tenemos como país es que nuestros recursos naturales generen energía limpia y renovable con desarrollo industrial”.

Liliana Molina Tirado, subgerente de Energía y Movilidad del instituto, agregó que “el Comité Ejecutivo se constituye para plasmar la creación de un centro de investigación en INTI que promueva el desarrollo de tecnologías en materia de energías renovables. Se propone integrar la
gestión pública y nuestra labor de tecnólogos que asisten al sector industrial”.

Desde Arica hasta Magallanes. El vasto territorio chileno resulta atractivo para inversiones de energías renovables. Por lo que desde el gobierno trabajan en cambiar la identidad productiva del país, impulsando el sector energético con un fuerte compromiso social, ambiental y económico.

La Política Energética Nacional, actualizada en marzo de este año bajo el eslogan «Somos la energía del futuro», mandata a desarrollar la transición o transiciones energéticas de una manera justa y sustentable, considerando el desarrollo equilibrado en el territorio.

Es en este contexto que el evento Latam Future Energy Southern Cone Summit convocó a partes interesadas este 6 y 7 de julio a debatir sobre retos y oportunidades en torno a la transición energética en Chile y resto de la región del Cono Sur.

PARTICIPAR

El panel de apertura de la segunda jornada referentes de entidades públicas y privadas analizarán la coyuntura actual, destacando los recaudos qué tener para acelerar la descarbonización garantizando impactos positivos en distintas esferas.

No se pierda la oportunidad de asistir el 7 de julio a las 9:30 am al panel “Transición energética: ¿La gran oportunidad para el desarrollo económico en el Cono Sur?” del que participarán:

Marco Antonio Mancilla – Secretario Ejecutivo Subrogante – Comisión Nacional de Energía 
Ernesto Huber – Director Ejecutivo – Coordinador Eléctrico Nacional 
Claudio Seebach – Presidente Ejecutivo – Generadoras de Chile 
Rosa Riquelme – Directora Ejecutiva – Agencia de Sostenibilidad Energética
Ana María Ruz – Green Hydrogen Specialist – Corporación de Fomento de la Producción 

¿Qué medidas restan implementar para garantizar una transición energética justa? ¿Qué porcentaje del PBI sería aportado por el sector renovable? ¿Qué rol tendrá el hidrógeno verde? ¿Qué desafíos regulatorios existen? ¿Qué instrumentos económicos restan implementar? Son algunas preguntas que Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica, realizará en calidad de moderador de este bloque.

Acceda a una entrada para participar de manera presencial este 6 y 7 de julio en El Golf Club 50, de la ciudad de Santiago de Chile.

ADQUIRIR ENTRADA

Les informamos que ya se encuentra habilitada la página web de la VII Semana de la Energía https://semanadelaenergia.olade.org/ donde puedes acceder a un prerregistro y así reservar tu lugar para la semana del 12 al 16 de diciembre del 2022 en la ciudad de Panamá.

Durante los encuentros y charlas, se tratarán las siguientes áreas claves:

– Innovación en el sector energético

– Desarrollo energético sostenible: acceso a la energía, eficiencia energética, renovabilidad.

– Género y energía

– Seguridad energética

– Integración energética

Adicionalmente se desarrollarán:

– Diálogo inter-agencias

– LVIII Junta de Expertos

– LII Reunión de Ministros con el Diálogo Político Ministerial.

Te invitamos a conocer quiénes serán los ponentes principales, qué busca esta edición de la Semana de la Energía y más detalles de las actividades que se desarrollarán en Panamá en https://semanadelaenergia.olade.org/

Las economías regionales se están viendo directamente impactadas por un contexto mundial en el que la seguridad energética pasó a tener una enorme relevancia y en el que los procesos inflacionarios vinculados a la red de suministro energético entraron a formar parte de un abanico de escenarios.

La Semana de la Energía de este año abordará estas importantes y necesarias temáticas, a través de la continuidad de los espacios propositivos que determinan la pauta para el diálogo político estratégico en la región.

En Gran Salón, piso 16 del AC Hotel Santiago Costanera Center, ubicado en avenida Vitacura N°130, comuna de Providencia, Santiago, desde las 9 y hasta las 13 horas es que la Comisión Nacional de Energía (CNE) estará recibiendo las ofertas de la Licitación de Suministro de Energía y Potencia Eléctrica 2022/01.

“Sólo serán admitidas en el proceso de licitación aquellas propuestas que presentadas dentro del horario señalado”, advierten las autoridades a todas las compañías interesadas a través de la Resolución Exenta N°474 (ver).

En efecto, mañana, 1 de julio, la CNE se prepara para recibir ofertas capaces de satisfacer los 5.250 GWh que se han puesto en juego, para abastecer las necesidades de energía de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir del año 2027, por 15 años.

Luego, el acto público de adjudicaciones se realizaría el 25 de julio, en caso de concluir el proceso en su primera etapa. En su defecto, el 1 de agosto de desarrollaría una segunda etapa de la subasta, y así se daría por concluida.

Desde el sector esperan una amplia convocatoria, sobre todo teniendo en cuenta el éxito alcanzado en 2021, cuando se presentaron 29 empresas, entre las que se encuentran Enel, Acciona, Altas, Colbún y Canadian Solar, con más de 600 ofertas por 18.526 GWh/año, 8 veces más de los 2.310 GWh/año demandados en la licitación, a un precio promedio de 34,9 dólares por MWh.

Finalmente se adjudicaron a cinco empresas (Canadian Solar, OPDE Chile, Sonnedix, Parque Eólico San Andrés y Racó Energía) energía a un valor promedio de 23,78 dólares por MWh, con ofertas mínimas que apenas llegaron a los 13,32 dólares por MWh.

¿Podrían alcanzarse precios tan bajos? Fuentes consultadas por Energía Estratégica consideran que, por la coyuntura inflacionaria a nivel mundial, altos precios de la logística y encarecimiento de la tecnología, podría no repetirse un escenario así.

Sin embargo, cabe destacar que estos proyectos deberán ingresar en operaciones a partir del 2027, por lo que podría haber empresas que especulen con una nueva baja en los precios futuros, lo que pueda redundar en la presentación de ofertas competitivas.

Hoy, Brasil sabrá el detalle de las ofertas de la Subasta de Transmisión N° 1/2022, donde se licitarán trece lotes para la construcción y mantenimiento de más de 5400 kilómetros de infraestructura eléctrica y más de 6100 MVA de capacidad de transformación de subestaciones, convirtiéndose así en la “mayor subasta de transmisión de la legislatura del gobierno”. 

La cita se dará a partir de las 10 horas, en la sede de la Bolsa de Valores (B3 – Brasil, Bolsa, Balcão) de São Paulo, ubicada en la carretera XV de Noviembre 275, aunque también será transmitido en diversas plataformas de la B3. 

La sesión comenzará con los lotes 1, 2 y 3,de los estados de Minas Gerais, São Paulo y Espírito Santo, destinados para la incorporación de energía renovable, principalmente en MG donde hay, al menos, 21 GW de potencia de centrales fotovoltaicas que aún no iniciaron su construcción. 

Acto seguido, se anunciarán los lotes 9, 10 y 11, ubicados en las entidades federativas de Mato Grosso, Pará, Santa Catarina y Mato Grosso do Sul, los cuales ya tienen proyectos previamente licitados, pero no ejecutados y con vencimiento de los contratos declarados. 

Mientras que por la tarde, a partir de las 13 hs. de Brasil, se darán a conocer las propuestas subastadas por los lotes restantes (4, 5, 6, 7, 8, 12 y 13), donde se estipulan obras de transmisión para Rondônia y Amazonas, al noreste del país. 

En este último caso también permitiría la integración de algunas regiones que actualmente se encuentran aisladas del Sistema Interconectado Nacional, entre ellos la región de Humaitá. 

¿Cuáles son las expectativas? Desde la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) prevén que haya 15300 millones de reales en inversiones de infraestructura. Aunque se debe aclarar que los Lotes 1 a 3 recaudarían casi el 80%, con alrededor de 12270 millones de reales. 

Asimismo, se esperan más de 31000 empleos directos durante el período de construcción de las instalaciones, que tendrán un plazo de ejecución de 42 a 60 meses. 

Es decir que, de cumplirse las expectativas, se podría multiplicar once veces la cantidad de dinero recaudada a comparación de la Subasta de Transmisión 2021, realizada exactamente hace un año (30/6). 

Fábrica SRL presentará una Manifestación de Interés (MDI) ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) para llevar a cabo un proyecto de biomasa de mediana escala en la provincia de Chaco. 

Propuesta que se enmarca dentro de la convocatoria para desarrollar “integralmente” proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables y almacenamiento de energía en diversos puntos de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), según la Res. SE 330/22

Diego Bois, ejecutivo de ventas de Fábrica SRL, lo confirmó durante una conversación con Energía Estratégica y detalló que “se trata de un proyecto de 10 MW, pensado para conectarse en la línea de 132 kV, en la localidad de Presidencia de la Plaza o Sáenz Peña”. 

Aunque aclaró que podría quedar a futuro el análisis de la ubicación concreta y de los insumos de los que se abastezca la central, además de la factibilidad real del volumen necesario del producto a utilizar para la producción. 

“Por ahora es 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”, agregó.

Respecto a la convocatoria que se lanzó en los primeros días de mayo, Bois sostuvo que es “interesante” para el país y la provincia, debido a que se podría reemplazar generación forzada por generación renovable 

Y en el caso particular de Chaco, reconoció que la posibilidad se da proyectos de menor potencia a comparación de otras regiones, “aprovechando la infraestructura existente”, dado que la región no cuenta con las mejores condiciones para instalar parques fotovoltaicos. 

Prórroga

Esta semana, Energía Estratégica informó que el Gobierno Nacional extendió el plazo para alcanzar a CAMMESA las Manifestaciones de Interés hasta el 21 de julio. Decisión que llegó luego de varias solicitudes de prórroga, y entendiendo que, hasta el momento, sólo se habían presentado tres proyectos. 

El ejecutivo de ventas de Fábrica SRL se hizo eco de la ampliación de la fecha límite y reconoció que es un tiempo que casi no tenían desde la compañía, por lo que “gracias a ello estará la posibilidad de realizar un análisis pormenorizado, como por ejemplo la posibilidad de proponer un precio dentro de la presentación que se haga”. 

Fábrica SRL también participa fuertemente en el PERMER

La empresa se presentó a varios llamados del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales, entre ellos aquel más reciente, vinculado a instalación de sistemas fotovoltaicos en más de 490 centros de atención primaria de salud del país. 

“Se trabajó mucho en este rubro”, sostuvo Bois, a la par que vaticinó que existe la idea de participar con mayor asiduidad en el mercado solar, principalmente para los sectores residenciales e industriales. Aunque por el momento es lejano, debido a que el especialista comentó que “aún no es un área de negocios de la empresa”. 

En el marco de la agenda federal de celebraciones del 65° aniversario del instituto, se realizó una asamblea para conformar el primer Comité Ejecutivo de Energías Renovables del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), mediante el cual se busca establecer las principales líneas de trabajo para lo que resta del año, en temas tales como proyectos de desarrollo de tecnologías de generación y almacenamiento de energías renovables y certificación de baterías de litio, hidrógeno verde y electromovilidad.

Dicho comité se conformó con las primeras cinco cámaras industriales con trayectoria en la materia: la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), la Cámara Eólica Argentina (CEA), la Cámara de Industriales de Proyectos e Ingeniería de Bienes de Capital (CIPIBIC), la Cámara Argentina de Industrias Electrónicas, Electromecánicas y Luminotécnicas (CADIEEL) y Cámara Argentina de Proveedores Mineros (CAPMIN).

Y se designó como presidente del Comité Ejecutivo a Gastón Guarino, directivo de CEA, y como vicepresidente del comité a Rubén Fabrizio, director Ejecutivo de CIPIBIC.

Con la intención de consolidar y acrecentar la actuación del INTI en el ámbito de las energías renovables se propuso promover actividades con una visión integral entre el sector público y privado. Con ello se busca desarrollar tecnologías que brinden soporte a la producción distribuida de energía para integrarlo en las cadenas de valor; e impulsar y mantener actividades de vigilancia y prospectiva tecnológica para el sector.

Se procura ampliar capacidades de asistencia técnica, servicios de medición, ensayo y certificación, y fortalecer el desarrollo de capacidades tecnológicas en las sedes del INTI de todo el territorio que trabajen en la temática.

Esta articulación público-privada se orienta a promover la innovación tecnológica con foco en cadenas productivas coordinadas e integradas en investigación, y el desarrollo e innovación (I+D+i) que brinde soporte a la producción sustentable de energía.

En la actualidad, el INTI trabaja en asistencia técnica y proyectos de investigación en bioenergía, energía solar fotovoltaica e inteligencia de las redes eléctricas y en certificación de colectores solares térmicos, al tiempo que, en vísperas de la sanción de la ley de electromovilidad y retrofit, se ocupa de la reconversión eléctrica de vehículos; y ensayos y certificación de pilas y baterías.

En este escenario, también se proyecta la creación de un laboratorio de lito y la ampliación de su vinculación con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) para trabajar articuladamente en evaluaciones de colectores fotovoltaicos.

“La creación del Comité Ejecutivo de Energías Renovables del INTI es un espacio que el sector tenía pendiente. Las renovables requieren una interacción entre ambos sectores de manera permanente para lograr su desarrollo sostenible. En cuanto al hidrógeno, al litio y a la movilidad, que se encuentran en el ámbito de trabajo del instituto, son las industrias nuevas, que más van a crecer en los próximos años y por lo tanto esta articulación será seguramente virtuosa”, sostuvo Gastón Guarino, electo presidente del Comité Ejecutivo.

En referencia al impacto que se busca alcanzar, Guarino expresó: “Tenemos que lograr que el mercado tenga un crecimiento constante y sostenible para alcanzar una consolidación de la industria. La Argentina cuenta con los recursos naturales para cumplir los compromisos ambientales comprometidos. El desafío que tenemos como país es que nuestros recursos naturales generen energía limpia y renovable con desarrollo industrial”.

Por su parte, Liliana Molina Tirado, subgerenta de Energía y Movilidad del instituto, agregó que “el Comité Ejecutivo se constituye para plasmar la creación de un centro de investigación en INTI que promueva el desarrollo de tecnologías en materia de energías renovables. Se propone integrar la gestión pública y nuestra labor de tecnólogos que asisten al sector industrial”.

Durante la primera asamblea se acordó potenciar las actividades vinculadas al desarrollo de energías renovables y la creación de nuevas áreas de servicios, con especial énfasis en los procesos industriales.

Participaron en la primera asamblea en calidad de socios Marcelo Landó de CADER, José Antonio Tamborenea, presidente de CADIEEL y Eleonora Velo, pro tesorera de CAPMIN. En representación del INTI asistieron Julieta Comin, gerenta de Desarrollo Tecnológico e Innovación, y Liliana Molina Tirado junto a los especialistas Marianela Bornancín, Diego Marino, Carolina Merino y Federico Pescio.

La industria eólica marina disfrutó de su mejor año en 2021, con 21,1 GW de nueva capacidad conectada a la red, según el último Informe mundial sobre energía eólica marina lanzado por el Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC) coincidiendo con la Conferencia de las Naciones Unidas sobre los Océanos en Lisboa.

El informe muestra que la industria eólica marina se está preparando para una nueva era de crecimiento espectacular a medida que los gobiernos recurren a la tecnología y establecen nuevos objetivos ambiciosos en su búsqueda de seguridad energética y asequibilidad, y se esfuerzan por cumplir con las nuevas ambiciones de emisiones netas cero. La implementación de estos objetivos actualizados debería comenzar a ofrecer aún más años récord a partir de 2025.

El Global Offshore Wind Report 2022 de GWEC muestra que los gobiernos se están volviendo más ambiciosos con respecto a la energía eólica marina. GWEC Market Intelligence revisa al alza su perspectiva para 2030 en 45,3 GW, o un 16,7 %, con respecto al informe del año pasado y cree que se podrían agregar 260 GW de nueva capacidad eólica marina en 2022-2030, lo que elevaría las instalaciones eólicas marinas globales totales a 316 GW para el finales de esta década.

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Hallazgos clave de #GOWR22

Aumento de tres veces en la conexión a la red en todo el mundo de 2020 a 2021, con 21,1 GW de nuevas instalaciones que elevan la capacidad global a 56 GW.
China contribuyó con el 80% de las nuevas instalaciones marinas en 2021, liderando la energía eólica marina por cuarto año consecutivo.
El Global Offshore Wind Report 2022 pronostica que para fines de 2022, Asia reemplazará a Europa como el mercado marino más grande del mundo. El informe sugiere que Europa podría tardar hasta 2031 en recuperar la corona.
Se espera que el volumen anual de instalaciones eólicas marinas se duplique con creces, de 21,1 GW en 2021 a 54,9 GW en 2031, y se espera que la participación de las nuevas instalaciones eólicas mundiales en alta mar crezca del 23 % en 2021 a al menos el 30 % para 2031.
La energía eólica marina flotante ya pasó la etapa de demostración y entró en la fase precomercial, con 57 MW de nuevas instalaciones, lo que eleva el total instalado a nivel mundial a 121,4 MW.

Hablando desde la UNOC en Lisboa, Ben Backwell, CEO de GWEC, dijo : “Ha sido un año asombroso para el sector eólico marino. Los gobiernos de todo el mundo ahora están reconociendo la oportunidad única en la vida que representa la energía eólica marina para brindar energía segura, asequible y limpia al tiempo que fomenta el desarrollo industrial y la creación de empleo. Ahora debemos trabajar para implementar rápidamente objetivos y ambiciones, mientras construimos una cadena de suministro global saludable y apta para el crecimiento».

“Al mismo tiempo, la industria eólica debe ocupar su lugar como custodio clave de un ecosistema oceánico saludable, ya que se convierte en una de las industrias marinas más importantes del mundo. Necesitamos trabajar con las partes interesadas y las comunidades en el entorno oceánico para asegurarnos de escalar de una manera que asegure una cooperación y planificación holísticas y garantice el más alto nivel de armonía con la biodiversidad y los objetivos de conservación.

“Trabajando juntos podemos ofrecer un sistema de energía limpio y seguro que suministre energía mientras ayudamos al mundo a alcanzar el cero neto”.

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El compromiso político con el cero neto ya coloca a la energía eólica marina en una posición vital para alcanzar el cero neto. La crisis energética y la invasión rusa de Ucrania han hecho que los gobiernos aumenten aún más sus objetivos de energía eólica marina mientras buscan asegurar sus suministros de energía. El Global Offshore Wind Report 2022 pronostica que los objetivos gubernamentales llevarán al mundo a alrededor de 370 GW de capacidad para 2031, cerca del objetivo del GWEC/IRENA Offshore Wind Energy Compact de 380 GW de instalaciones eólicas marinas para 2030 .

Para ir más allá y alcanzar la cifra de 380 GW para 2030, se requiere un esfuerzo gigantesco para convertir estas ambiciones en acciones. El gobierno, la industria y otras partes interesadas deben trabajar juntos para garantizar que las concesiones de los fondos marinos se otorguen al ritmo adecuado, para garantizar que los procesos de planificación se simplifiquen y sean más eficientes y para garantizar que los esquemas de adquisición, como las subastas, puedan generar precios sostenibles que reconozcan la sistema y valor social de la energía eólica marina.

xEs esencial que los gobiernos y el sector privado trabajen juntos para garantizar la existencia de una cadena de suministro global que funcione bien y que pueda crecer rápidamente durante la próxima década para satisfacer el crecimiento. En la actualidad, la salud de la cadena de suministro se ve amenazada por la presión inflacionaria de los aumentos de los precios de los productos básicos y la logística, al tiempo que sufre una «carrera a la baja» de precios y un crecimiento desigual de la demanda.

La inacción pondría en riesgo la oportunidad de que la energía eólica marina impulse la transición energética a gran escala, creando empleos nacionales y locales significativos, generando crecimiento económico y reduciendo los precios de la energía, todo mientras apoya la seguridad energética.

Ulrik Stridbæk, vicepresidente y jefe de asuntos regulatorios de Ørsted, dijo : “La industria eólica marina mundial se encuentra en un punto de inflexión crítico. Por un lado, vemos que las ambiciones políticas aumentan exponencialmente. Pero, por otro lado, la industria enfrenta costos crecientes y cadenas de suministro interrumpidas, lo que pone en peligro su capacidad a largo plazo para alcanzar estos objetivos.

“El Informe mundial de energía eólica marina de GWEC es un momento crucial para hacer un balance y convocar a la industria para discutir cómo superar estos desafíos y desbloquear las inversiones necesarias para que la energía eólica marina desempeñe su papel en mantener vivos los 1,5 grados”.

Los datos

Se triplicó la conexión a la red en todo el mundo de 2020 a 2021, con 21,1 GW de nuevas instalaciones, lo que elevó la capacidad global a 56 GW. El crecimiento interanual del 58% significa que la energía eólica marina ahora representa el 7% del total de instalaciones acumuladas a nivel mundial.

Los datos también contienen una clara demostración de lo que pueden ofrecer la ambición y la acción estrechamente alineadas. China contribuyó con el 80% de las nuevas instalaciones en alta mar el año pasado, lo que convierte a 2021 en el cuarto año que el país lidera el mundo en nuevas instalaciones. El enfoque proactivo de Vietnam generó mayor capacidad, y el Informe mundial de energía eólica marina de 2022 pronostica que, para fines de 2022, Asia reemplazará a Europa como el mercado marino más grande del mundo. El informe sugiere que Europa podría tardar hasta 2031 en recuperar la corona.

Este fue también el año que mostró que la energía eólica marina flotante ya ha pasado la etapa de demostración y entró en la fase precomercial, con 57 MW de nuevas instalaciones, lo que eleva el total instalado a nivel mundial a 121,4 MW. De esas nuevas instalaciones, 48 ​​MW se encontraban en Reino Unido, 5,5 MW en China y 3,6 MW en Noruega.

El Global Offshore Wind Report 2022 predice que para 2031 se agregarán 315 GW de nueva capacidad eólica marina, lo que elevará la capacidad total a 370 GW, cerca del objetivo de GWEC/IRENA de 380 GW para 2030 para una ruta neta cero. Dado que se espera que el volumen anual de instalaciones eólicas marinas se duplique con creces, de 21,1 GW en 2021 a 54,9 GW en 2031, se prevé que la participación de las nuevas instalaciones eólicas mundiales en alta mar crezca del 23 % en 2021 a al menos el 30 % para 2031.

Teniendo en cuenta el aumento del objetivo de energía eólica flotante en el Reino Unido y las actividades aceleradas de desarrollo de proyectos flotantes en Europa, Asia y América del Norte, que elevan la cartera actual de proyectos flotantes globales a 120 GW, GWEC ha mejorado su pronóstico de energía eólica flotante global para 2030 en un 14 % desde el último El informe del año y predice que es probable que se construyan 18,9 GW a nivel mundial para 2030, de los cuales 11 GW estarán en Europa, 5,5 GW en Asia y el resto en América del Norte.

GWEC Market Intelligence ha identificado más de 700 GW de proyectos eólicos marinos que se encuentran en diferentes etapas de desarrollo en todo el mundo, de los cuales 120 GW son eólicos flotantes.

Actualmente, se está construyendo una capacidad de 23 GW de proyectos eólicos marinos. Con una cuota de mercado del 49,5 %, Europa está ahora a la cabeza en la construcción de proyectos eólicos marinos, seguida de Asia (46,4 %) y EE. UU. (4,1 %). China es el mercado más activo con 7,8 GW en construcción, seguido del Reino Unido (5,6 GW), Países Bajos (2,3 GW), Taiwán (2,1 GW), Francia (1,4 GW) y Alemania (1,1 GW).

Los miembros de GWEC y los suscriptores de Market Intelligence de GWEC pueden descargar hoy el Informe de canalización de proyectos eólicos marinos globales de 2022, así como el Informe eólico marino global, para obtener los datos más recientes.

Descarga el informe AQUÍ

La LACCW 2022 se celebrará del 18 al 22 de julio en Santo Domingo, y estará organizada por el Gobierno de la República Dominicana. La Semana del Clima es una oportunidad para que los gobiernos y las partes interesadas se pongan en contacto, colaboren y avancen juntos en la lucha contra el cambio climático. Visite la página de inscripción de la LACCW 2022 para obtener más información y únase a las sesiones del evento.

Para ayudar a planificar el viaje a la LACCW 2022, tiene a disposición una nota con información útil.

Las Semanas del Clima regionales 2022 son una plataforma de colaboración para gobiernos nacionales y subnacionales, regiones, ciudades, comunidades indígenas, el sector privado y la sociedad civil. Las Semanas del Clima abren una oportunidad para hacer avanzar el Pacto de Glasgow y acelerar la aplicación del Acuerdo de París.

Para más información, visite la página web de la LACCW 2022.

Inicia el plazo para presentar expresiones de interés para la LACCW 2022

GeoPark avanza en la implementación de su estrategia de reducción de emisiones con la inauguración de la infraestructura que conecta Llanos 34, el tercer bloque con mayor aporte a la producción de hidrocarburos de Colombia, con el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Con la construcción de una línea de transmisión eléctrica de 37 km a 115 kV y las subestaciones Tigana y Jacana, GeoPark está garantizando el suministro de 68 MW de la central hidroeléctrica de Chivor para la producción de cerca de 58.000 barriles de petróleo diarios -equivalentes al 8% de la producción de petróleo nacional- con energía 100% derivada generación hídrica.

La conexión total de Llanos 34 al SIN reducirá en 100.000 toneladas por año la emisión de gases de efecto invernadero de este bloque, cifra equivalente a lo que lograría la siembra de más de 7.5 millones de árboles.

De esta manera, GeoPark avanza decididamente en su meta de reducir en 35- 40% la intensidad de sus emisiones de Alcance 1 y 2 para 2025 o antes.

Durante el acto inaugural del proyecto de interconexión, el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo afirmó: “Es gracias al trabajo articulado entre el Gobierno Nacional, el sector privado y las comunidades que hemos logrado masificar las energías renovables en Colombia y hacer de la Transición Energética el principal legado para el presente y el futuro del país”.

“GeoPark ha sido un gran aliado en ese objetivo y no se detiene en su propósito de ser una compañía cada vez más sostenible, pues aparte de la inauguración de esta línea de transmisión energética, avanza en un 80% en la construcción de la granja solar Llanos 34, la cual tendrá una capacidad pico de 9,90 MWp y que entrará en operación en el tercer trimestre de este año”, destacó el funcionario.

A su turno la Directora General de GeoPark, Marcela Vaca Torres, aseguró que: “Hoy es un día histórico para GeoPark. Con la entrada en funcionamiento de la infraestructura que conecta Llanos 34 a la red nacional, estamos dando un paso sustancial hacia el cumplimiento de las metas de reducción de emisiones de CO2 no apenas de nuestra Compañía, sino del país”.

La ejecutiva agregó: “Seguimos trabajando en la reducción de nuestra huella de carbono para garantizar la producción de hidrocarburos más limpia y responsable de Colombia”.

En línea con el compromiso de promover el trabajo decente para los vecinos de sus operaciones, se generaron más de 650 oportunidades laborales durante la construcción de la infraestructura de transmisión y las subestaciones eléctricas. Adicionalmente, la Compañía generó compras de bienes y servicios por más de $ 1.9 millones dólares a proveedores locales.

Con el propósito de integrar más fuentes de energía renovable para garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico de Llanos 34 y seguir reduciendo las emisiones de CO2, en las próximas semanas GeoPark inaugurará su primera planta solar fotovoltaica en Casanare, la cual tendrá una capacidad instalada de 9,9 MW.

La energía solar supera el 20% de capacidad instalada en Chile y será la fuente que más crecerá este año. De concretarse el grueso de proyectos en prueba y construcción el país podría superar los 10 GW solares en 2023.

Para explorar aquellos horizontes de negocios, empresas dedicadas a esta tecnología apostaron por asistir a Latam Future Energy Southern Cone Summit, la conferencia y networking que se llevará a cabo el 6 y 7 de julio en El Golf – Club 50 de la ciudad de Santiago.

Atlas Renewable Energy es una de las que asistirá tras la inauguración de una de las plantas solares más grandes del país: Sol del Desierto (244 MWp). Ejecutivos de la compañía compartirán ese y otros hitos logrados por la empresa este año, y se podrá conocer algunos de los nuevos proyectos que tienen en carpeta. Ver portfolio de proyectos.

Para este tipo de proyectos, Ecoppia presentará tecnologías de primera línea para el mantenimiento de módulos fotovoltaicos. En concreto, esta empresa que ya cuenta con oficinas en Chile, cuenta como producto estrella a sus robots de limpieza autónoma que utilizan microfibras y flujo de aire controlado para evitar el uso de agua en sus procesos. Conozca más aquí.

Por su parte, empresas como Growatt anticiparán las nuevas líneas de productos que tienen disponibles para el mercado del Cono Sur en todos los segmentos del mercado. Descubra su oferta vigente.

Y, adicionalmente, en el rubro de seguidores solares podrá acceder a todo el detalle de empresas líderes como Nextracker y TrinaTrackers, tanto para el desarrollo de proyectos utility scale como Pequeños Medios de Generación (PMG) y Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD).

Todas estas empresas fueron invitadas al próximo evento de Latam Future Energy. Durante la mañana del primer día de evento, estas grandes empresas fueron convocadas a participar del bloque de referentes de la industria dedicado a analizar las últimas novedades para el sector fotovoltaico en la región.

Panel: Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas para parques solares en el Cono Sur 

Christian Thomsen – Commercial Director Chile – Atlas Renewable Energy 

Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt 

José Carlos Montoro Sánchez – GM of Sales para Europa, América y África – Ecoppia 

Javier Salinas – Sales Manager LATAM – Nextracker 

Paulina Ramírez del Barrio – Gerente de Nuevas Tecnologías – CVE Chile 

German Rotter – Gerente de Ventas Latam – TrinaTracker 

Moderador: Gastón Fenés – Director Periodístico – Energía Estratégica

¿Cómo mejorar la producción de plantas fotovoltaicas? ¿Qué líneas de productos son tendencia este año? ¿Cuánto más se puede bajar el LCOE de los proyectos?  ¿Con qué barreras se encuentran las empresas en la región? Son algunas de las preguntas que se responderán durante el encuentro.

La cita para asistir a este panel de debate es el 6 de julio a las 10 : 00 am. Consulte la agenda completa en la web oficial de www.latamfutureenergy.com

La asociación sin fines de lucro Revolusolar se adentrará en la Amazonia de Brasil e instalará módulos fotovoltaicos en una comunidad indígena, con el objetivo de promover el desarrollo y conocimiento de la energía sustentable en el país. 

El proyecto se llevará a cabo en la comunidad denominada “Telha preta”, que se ubica en las cercanías de la ciudad de Manaos, capital del estado de Amazonas, al noroeste del país. 

Así lo anunció Eduardo Avila, director ejecutivo de Revolusolar, durante un evento de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) donde se debatió sobre el rol de la energía solar y las posibilidades en sistemas aislados de la red, entre otros temas. 

“La comunidad indígena tomará el modelo de compromiso sustentable como el proyecto piloto renovable implementando en las favelas de Río de Janeiro, adaptándolo y trayéndolo a los pueblos indígenas de la Amazonia”, aseguró. 

El proyecto al que hizo referencia Avila, se trata de la instalación de más de 50 paneles solares en el tejado de una asociación de vecinos de Babilonia para abastecer de energía a más de 30 familias, bajo un modelo de generación distribuida colectiva. 

Mientras que en el caso del emprendimiento que se hará en Manaos, el director ejecutivo de Revolusolar señaló que se están construyendo cuatro módulos fotovoltaicos, pero invitó a demás empresas privadas a que se sumen a la iniciativa y también construyan paneles en la comunidad. 

Y aclaró que el proyecto actual “unirá la instalación de renovables con la educación y formación de profesionales, como por ejemplo instaladores de energía solar, actividades educativas y culturales para comunidades, con la autonomía energética como protagonista a futuro”.

“Mientras que la gestión de la energía solar se implementará dentro de la escuela, que es fundamental para la comunidad”, amplió un representante de la población “Telha preta” que se verá beneficiada con la propuesta sostenible de la organización. 

El Gobierno Nacional prorrogó la fecha límite para presentar las Manifestaciones de Interés para desarrollar “integralmente” proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables y almacenamiento de energía en diversos puntos de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Y tal como días atrás adelantó Energía Estratégica, la convocatoria de la Res. SE 330/22 se extendió hasta finales de julio, precisamente hasta las 18 horas del jueves 21 de dicho mes. 

“Considerando el interés manifestado y las solicitudes efectuadas por distintos actores, entre las que se destaca la de Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA), se prorroga el plazo establecido”, detalla la nueva disposición que ya tiene la firma del Secretario de Energía, Darío Martínez. 

Cabe recordar que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) elaboró un informe sobre los nodos con requerimiento de generación local, la necesidad de despacho, estacionalidad y la incidencia de las renovables en los nodos con generación térmica.

Por lo que el objetivo de las MDI es disminuir y/o eliminar restricciones de abastecimiento, sustituir generación y/o importación forzada y/o aquella que difiera las necesidades de obras de infraestructura, con tal de contribuir a una mayor sustentabilidad ambiental, social y económica en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). 

Sumado al hecho de favorecer al aumento de la confiabilidad en SADI, promover la “articulación productiva”, tanto a nivel provincial como regional, y la incorporación de renovables en el país para alcanzar los objetivos fijados en la Ley N° 27191 y en los planes de transición energética.

Y según pudo averiguar este portal de noticias, a la fecha se habrían presentado tres manifestaciones de interés para desarrollar proyectos renovables y/o de almacenamiento de energía.

De todos modos, se desconoce qué sucederá con aquellos proyectos que se propongan, dado que aún no se brindaron detalles sobre el mecanismo licitatorio a utilizar en el futuro.

Claudio Huepe, ministro de Energía del gobierno de Chile, confirmó su participación en «Latam Future Energy Southern Cone Summit», el evento que convoca a los líderes del sector energético regional para impulsar la transición energética.

Chile es ejemplo en medidas de mitigación y adaptación. La Ley Marco de Cambio Climático (PLMCC) entró en vigencia este mes reforzando los objetivos que tiene el país en materia medioambiental y estableciendo su meta de carbono neutralidad a más tardar para el año 2050.

Al respecto, el ministro Claudio Huepe reconoce que “en el sector energético esto contempla una ambiciosa reducción de emisiones pasando de 130 millones a 65 millones tonCO2eq ese año”.

Para lograrlo, las energías renovables y el hidrógeno verde se destacan en la planificación de la política energética de la actual administración.

Hasta el momento, el mayor porcentaje del parque de generación operativo corresponde a las energías renovables (18485 MW), siendo la fotovoltaica la que más aporte realiza con 6616 MW de capacidad instalada. Pero aún queda un gran camino por recorrer.

Visto aquello, esta autoridad de la cartera energética compartirá las oportunidades de inversión en Chile en el marco de «Latam Future Energy Southern Cone Summit».

ASISTIR

En concreto, la participación de Claudio Huepe, ministro de Energía del gobierno de Chile, está confirmada para el 7 de julio a las 11am, en el salón principal de la conferencia.

Todos los interesados en asistir aún pueden acceder a un descuento preferencial tanto en la entrada del día 1 como del día 2, adquiriéndolas antes de este viernes 1 de julio. El acceso es limitado, se recomienda reservar la suya a la brevedad.

ADQUIRIR ENTRADA

A este gran evento y conferencia de dos días también asistirán otros referentes del sector público de esta administración y las precedentes. Confirmaron su participación:

Guillermo Soto – Jefe División Energía Sustentable – Ministerio de Energía; 

Gabriela Manríquez Roa – Coordinadora de Política Regulatoria – Ministerio de Energía Chile; 

Marco Antonio Mancilla – Secretario Ejecutivo Subrogante – Comisión Nacional de Energía; 

Ernesto Huber – Director Ejecutivo – Coordinador Eléctrico Nacional; 

Ana María Ruz – Green Hydrogen Specialist – CORFO; 

Sebastián Aylwin Correa – Jefe de Evaluación Ambiental – Ministerio del Medio Ambiente;

Juan Carlos Jobet – Exministro de Energía de Chile

Andrés Rebolledo – Ex Ministro de Energía de Chile

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Se realizó la firma de la primera licencia para producción y transporte de energía independiente que se otorga a una firma privada en Paraguay. Se trata de Paracel S.A., empresa paraguaya que muy pronto operará una planta de celulosa de eucalipto de clase mundial.

Esta licencia fue coordinada a través del Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones (MOPC) y firmada por los titulares del Ministerio de Hacienda, Ministerio del Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADES), Administración Nacional de Electricidad (ANDE), Ministerio de Industria y Comercio (MIC).

La planta producirá 220 MW de energía renovable a partir de biomasa forestal, un combustible no fósil que impulsará el consumo de energía de la planta y más. El exceso de energía estará disponible para la red eléctrica y, por lo tanto, proporcionará energía limpia para la región periférica. A modo de ejemplo, el exceso de energía limpia, que rondará los 100 MW, equivale al consumo de una ciudad de unos 200.000 habitantes.

En ese contexto, el ministro de Obras Públicas, Arnoldo Wiens, celebró este hecho como un esfuerzo en el marco de la Política Energética Nacional, principalmente para diversificar la matriz energética en la oferta y la demanda, incorporando la eficiencia energética.

“Hoy celebramos con mucho orgullo la incursión de Paracel S.A. al sector energético en la figura de cogenerador, otorgándole la Licencia Definitiva de Cogeneración, para la generación de energía eléctrica”, destacó Wiens.

La fábrica se ubicará en el departamento de Concepción, al margen del río Paraguay y a 20 km del centro urbano de la ciudad de Concepción. Se prevé que su construcción inicie durante el segundo semestre de 2022 sobre una superficie con más de 180.000 hectáreas de terreno, en los que tiene previsto plantar 140 millones de árboles de eucalipto, 80% de lo requerido por la fábrica y, adicionalmente, 20% a través de la compra a pequeños productores locales.

Paracel espera crear unos 4.000 puestos de trabajos directos en la planta industrial, en el puerto y en las plantaciones y 36.000 empleos indirectos e indirectos-indirectos para las personas de la región de Concepción.

360Energy completó exitosamente el lanzamiento de su primer Obligación Negociable Verde en el mercado local, donde se proponía conseguir 15 millones de dólares y recibió ofertas por más de USD 38 millones. La emisión se realizó finalmente por USD 20 millones a una tasa anual del 1,25%.

Las obligaciones negociables emitidas se encuentran alineadas a los cuatro componentes principales de los principios de bonos verdes del ICMA – Asociación Internacional de Mercado de Capitales-, por ello Fix (afiliada de Fitch ratings) calificó a las ON de 360Energy como BONO VERDE BV1 (la mayor calificación en Argentina) y riesgo A+.

La ON de 360Energy Solar S.A. se colocó bajos las siguientes condiciones:

ON Dólar Linked Clase 1.
Monto nominal ofrecido: USD 38.375.024
Monto nominal a emitirse: USD 20.000.000
Plazo: 42 meses.
Amortización: 10 (diez) cuotas trimestrales a partir del mes 15.
Tasa: 1,25%
Fecha de vencimiento: 29/12/2025.
Mercados: MAE y BYMA.

La operación se realizó bajo la coordinación del Banco Itaú Argentina S.A. como organizador y colocador principal, Banco de Valores S.A. como organizador, y un consorcio de colocadores compuesto por: Itaú Valores S.A., Allaria Ledesma & Cía. S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., Banco De Servicios Y Transacciones S.A., Invertir En Bolsa S.A., Nuevo Chaco Bursátil S.A., PP Inversiones S.A., Bacs Banco de Crédito y Securitización S.A. y Banco Hipotecario S.A.

Los montos obtenidos serán aplicados a la construcción de la primera etapa del parque solar 360Energy Solar La Rioja de 25MW de potencia instalada, localizado en Nonogasta, provincia de La Rioja, cuya energía será destinada al MATER.

La construcción del nuevo parque solar está prevista para iniciar en el mes de agosto a través del equipo técnico, logístico y humano que posee 360Energy, con gran expertise y mas de 200MW construidos en Argentina en parque solares propios y para terceros.

Actualmente 360energy posee en operación siete parques solares en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca por una potencia pico superior a 120MW. Además, la compañía continúa a la cabeza de la innovación en el sector fotovoltaico, instalando las primeras baterías de almacenamiento a gran escala en uno de sus parques de la provincia de San Juan.

Tras desarrollar sus grandes clústeres en Brasil en Serra Branca1 (potencial de 2,4 gigavatios, en el estado de Rio Grande do Norte) y Canudos2 (potencial de más de 1 gigavatio, en el estado de Bahía), Voltalia está desarrollando Arinos, una nueva planta solar clúster con un potencial de más de 1,5 gigavatios, esta vez ubicado en el sureste del país.

Con el clúster de Arinos, Voltalia se desarrolla por cuenta propia y también por cuenta de terceros. Voltalia ya ha firmado alianzas, en particular con CTG Brasil, una referencia en energía limpia en el país.

Luego de las aprobaciones, estos socios comprarán una parte significativa de los sitios solares en el clúster de Arinos una vez que se complete la fase de desarrollo de cada sitio y, por lo tanto, poco antes de que comience la construcción.

El desarrollo de grandes clusters de proyectos permite poner en común infraestructuras, redes de conexión y mantenimiento. Esto es beneficioso, especialmente para los proyectos contratados por Voltalia.

Al igual que con cada uno de los clústeres de proyectos desarrollados en Brasil (Serra Branca, Canudos y ahora Arinos), Voltalia siempre asegura un impacto positivo del proyecto en el medio ambiente y en las comunidades circundantes, por ejemplo, mediante el uso de mano de obra local.

Voltalia continuará su expansión en Brasil con un pipeline de 5,1 gigavatios de futuros proyectos en desarrollo. Voltalia sitúa el desarrollo de proyectos renovables en el centro de su ADN. Los equipos están involucrados en todas las etapas del desarrollo del proyecto, desde la evaluación del potencial y la obtención de los mejores sitios, hasta el inicio de la construcción una vez obtenidos los permisos y autorizaciones necesarios.

El objetivo es seleccionar los mejores sitios de producción de electricidad para el desarrollo. Desde su creación, Voltalia ha vendido cerca de la mitad de los proyectos desarrollados.

«Con el lanzamiento del clúster Arinos, Voltalia ha confirmado su capacidad para llevar a cabo proyectos de muy gran escala en Brasil como productor de energía y proveedor de servicios. Durante casi diez años, hemos estado desarrollando con éxito estos grandes clústeres eólicos y solares para producir energía renovable accesible al mayor número de personas, un objetivo que está en el corazón de nuestra misión», dijo Sébastien Clerc, CEO de Voltalia.

Voltalia en Brasil
Voltalia tiene una presencia significativa en Brasil con proyectos eólicos, solares, hidráulicos e híbridos en múltiples localizaciones: el parque eólico SMG en el estado de Rio Grande do Norte (108 megavatios, en operación); los proyectos híbridos Oiapoque en el estado de Amapá (23,5 megavatios, de los cuales 7,5 megavatios en construcción); el proyecto hidroeléctrico Cabui en el estado de Minas Gerais (16 megavatios, contrato obtenido en 2019); el parque eólico Canudos 1 en el estado de Bahía (99 megavatios en construcción); y el gran clúster eólico y solar Serra Branca en el estado de Rio Grande do Norte (688 megavatios de plantas de energía eólica y solar en operación, más 517 megavatios de capacidad solar en construcción).

Voltalia también es un proveedor de servicios para clientes de terceros en Brasil. Voltalia desarrolla allí sitios para la venta a terceros. Al mismo tiempo, Voltalia presta servicios de construcción y mantenimiento de instalaciones propiedad de terceros.

Finalmente, a través de su filial Helexia, el Grupo está activo en la producción descentralizada. En Brasil, Helexia está construyendo actualmente 29 unidades solares por un total de 87 megavatios en los estados de Amazonas, Rondônia, Tocantins, Mato Grosso do Sul, Paraná, Rio Grande do Sul, Sao Paulo y Ceara, cuya electricidad se venderá a su cliente Telefónica / Vivo.

En Chile los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) acumulan grandes hitos que dan cuenta de su avance en el mercado.

Estos emprendimientos de hasta 9 MW han alcanzado en total los 1737 MW de capacidad instalada y en funcionamiento en Chile. De ese volumen el 72% de ellos (1.242 MW) son solares fotovoltaicos, seguidos por los térmicos con el 16% (277 MW); luego los hidroeléctricos, con el 9% (164 MW); y finalmente los eólicos con el 3% (54 MW).

Solo en lo que va del año 2022, los PMGD alcanzan los 50 MW de potencia instalada, con un gran protagonismo de proyectos fotovoltaicos: 47 MW solares y 3 MW térmicos. Pero aquello no sería todo.

Cabe resaltar que, de los 73 proyectos declarados en construcción durante este mes de junio, 46 son Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD), por un total de 297,7 MW. De ellos, 42 emprendimientos que acumulan 286 MW son solares fotovoltaicos.

En atención a aquello, Latam Future Energy convocó a profesionales del sector para analizará el avance de este segmento clave del mercado y compartir sus proyecciones de negocios.

PARTICIPAR

Durante el turno vespertino de la primera jornada de Latam Future Energy Southern Cone Summit un panel tratará en específico esta temática.

Proyectos PMGD: Avances en tecnología, desarrollo, construcción y operación

Miguel Covarrubias–Gerente de Ventas Región Andes–Jinko Solar

Eduardo Solis–LATAM Marketing Manager & Product Specialist–Growatt

Ignacia García–Directora Ejecutiva–Asociación de Pequeños y Medianos Generadores GPM AG

Brendan Wolters–Business Development and Commercial Director–Prime Energía

David Rau–Gerente General–Flux Solar

Moderadora: Teresita Vial–Directora–ACESOL

¿Qué temas se abordarán? Algunos de ellos serán: nueva tecnología, esquemas contractuales, seguridad energética, desafíos regulatorios y de infraestructura eléctrica.

Acceda a mayor información para participar de manera presencial este 6 y 7 de julio en El Golf Club 50, de la ciudad de Santiago de Chile. Hasta este viernes 1 de julio, los interesados en asistir podrán acceder a un precio preferencial en su entrada.

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La serie de apagones y alzas tarifarias en México lleva a pensar en más alternativas de generación renovable y soluciones de almacenamiento con baterías para paliar los problemas energéticos y seguir en línea con la transición hacia el net zero. 

Y entre las tendencias que poco a poco toman protagonismo dentro del sector y que se prevé tenga mayor fuerza en el futuro del país, se destaca el time shifting y el peak shaving dentro de la gama del storage. 

“Es una oportunidad de negocios y tecnología que permitiría acceder a un mercado energético más grande, dada la limitación de 500 kW en generación solar distribuida (GSD), adicionalmente sin el cuello de botella actual de GSD ya que no hay un trámite al respecto”, aseguró Arturo Duhart, CEO y fundador de Sunwise. 

“Un usuario puede instalar la cantidad de potencia y energía que desee de batería. Y el impacto es que se reduce parte o completamente el concepto de Capacidad así como también se disminuye el cobro en el concepto de Energía Punta a un 50% al migrarlo de horario al Concepto de Energía Base” , agregó. 

Para ser precisos, el timeshifting implicaría tomar energía de un segmento horario y utilizarla en otro momento, ya que, según detalló Duhart, “es un estacionamiento de electrones, no un generador, simplemente un estacionamiento”. Mientras que el peak shaving permitiría anular el pico del consumo. 

Y al hacerlo bajo la regulación actual de México, se volvería cero y se reduciría el gasto monetario entre desde el 25% hasta el 40%, en promedio, según lo que explicó el especialista. 

“Con cargar energía durante la madrugada (a través del Horario más económico y menos demandado el concepto de Energía Base) y descargar la energía por la noche, se podría tener un ahorro del 50% del consumo eléctrico que va entre las 8 y 10 PM, por ejemplo”, aclaró. 

Aunque remarcó que se debe analizar la estacionalidad, ya que “en verano el consumo punta es de dos horas, pero en invierno son cuatro horas”. Por lo que, se podría dimensionar el sistema de almacenamiento para “matar” punta, siendo lo “ideal en verano” y que en invierno disminuir al 50% “para que la inversión no quede descansando durante medio año”.

Futuro del mercado 

Actualmente, el monto promedio de los sistemas de almacenamiento oscila entre USD 500 a USD 600 por KWh, dependiendo del volumen de los proyectos. Costo que podría disminuir si a futuro se implementa esta tecnología con mayor asiduidad. 

Y bajo la mirada del CEO y fundador de Sunwise, “la regulación de México (ley de la industria eléctrica) está lista para evolucionar a un mercado maduro”, como aquellos más avanzados que ya poseen sistemas con inteligencia artificial, están conectado al “API” de los entes reguladores de cada país y deciden automáticamente el momento de intercambiar energía. 

“Si no vamos a un mercado de oferta y demanda, el país continuará con subsidios y pérdidas para la empresa del estado. Intentando nivelar sus ingresos con el efecto Robin Hood en el sector energético, pero se debe terminar para que siempre rijan las mejores tecnologías y más económicas para los usuarios. Y creo que la tendencia irá hacia ese camino”, amplió Duhart. 

“En Sunwise estamos accesibilizando las herramientas de cálculo que permitirán al sector creciente de Generación solar Distribuida, accesar este nuevo modelo de negocio que liberara a clientes de Gran Demanda a obtener ahorros nunca antes vistos” concluyó.

Ingeteam ya ha empezado a fabricar sus nuevas power station INGECON SUN FSK dirigidas a plantas fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento. Dada su elevada potencia nominal, que puede llegar a alcanzar los 7,65 MW de potencia de salida en media tensión, esta solución es idónea para proyectos a gran escala.

Con esta nueva power station o centro de transformación, Ingeteam refuerza su alcance de suministro para el sector solar y el sector del almacenamiento de energía, para los que ya provee otros muchos productos y servicios.

Este nuevo diseño ha sido pensado para facilitar al máximo los trabajos de instalación y conexión en campo, ya que se suministra como solución “llave en mano” con todos los elementos colocados sobre un único full skid o plataforma de acero y conectados previamente en fábrica.

Además, esta solución puede ser transportada tanto por tierra como por mar, ya que se puede colocar directamente sobre el remolque de un camión o en  el interior de un contenedor de 40 pies, permitiendo ser instalada en cualquier lugar del mundo.

Las primeras unidades de esta power station de tipo full skid han sido fabricadas en Navarra y se están suministrando ya a varios proyectos que se están desarrollando en países como
Estados Unidos, República Dominicana o España.

Esta solución puede integrar uno o dos inversores de 1500 Vdc (fotovoltaicos o de baterías),

lo cual permite a Ingeteam adaptarse a todo tipo de configuraciones y tamaños de proyectos.

Aparte de los inversores, esta power station integra también el transformador de potencia BT/MT, el depósito de aceite del transformador, las celdas de media tensión y los servicios auxiliares, por lo que optimiza al máximo el uso del espacio disponible.

Nueve países de Latinoamérica se ubican entre los cincuenta y cuatro países “especialmente adecuados” para el desarrollo de la energía eólica offshore en el horizonte de corto (2022-2035) y largo plazo (2035-2050), según un estudioestudio realizado por la consultora británica OWC. 

De esos mercados categorizados, Brasil se ubica en el puesto N° 18 y es el único país de la región que se encuentra dentro de las 22 naciones identificadas (lideran Estados Unidos, Japón y Francia) con la preparación para potenciar esta tecnología en el menor lapso de tiempo estipulado 

Mientras que el resto de países de LATAM se encuentran enmarcados con posibilidades para las futuras décadas, ordenándose de la siguiente manera: Colombia (N° 3 del ranking de largo plazo – 25 en la tabla general), Chile (12 – 34), Argentina (16 – 38), México (17 – 39), República Dominicana (19 – 41), Puerto Rico (20 – 42), Costa Rica (22 – 44)y Trinidad y Tobago (28 – 50). 

Y por fuera del top 50 pero dentro del listado llevado a cabo por la consultora, se debe agregar a Uruguay (29 – 51) y Cuba (32 – 54), siendo éste el último país del ranking. 

Cabe aclarar que la consideración inicial de la escala se basó en el potencial de recursos técnicos para la energía eólica marina flotante, el consumo de energía dentro de ese mercado, impulsores técnicos y políticos, el panorama de inversión comercial y los facilitadores del mercado.

Asimismo, para el corto plazo se determinó que la eólica offshore “se consolidará en un puñado de mercados donde se han implementado proyectos de demostración y una primera ola de proyectos precomerciales y comerciales han asegurado el control del sitio”.

Y justamente Brasil ya avanzó tanto en materia regulatoria, con el decreto para fomentar la eólica marina (Decreto Nº 10.946), como en el desarrollo de proyectos, a tal punto que ya hay 54 emprendimientos en proceso de licenciamiento ambiental, los cuales totalizan 133332 MW de capacidad. 

Incluso, el gobierno prevé una licitación para octubre de este año, para que las centrales renovables en aguas jurisdiccionales del país se concreten antes del final de la década. 

En tanto que para los mercados a más largo plazo, la consultora detalló que se tratan de territorios que “no tienen objetivos políticos establecidos para la energía eólica marina”, pese a que exista interés por su desarrollo o estén detrás de una hoja de ruta de esta índole. 

Y en este caso, el grupo británico OWC explica que podrían representar “oportunidades de menor escala” y, como tales, sugiere que las políticas “deben buscar atraer suficientes inversiones”. 

“No obstante, varios de los países con puntajes más bajos son altamente especulativos, ya que tienen suficientes recursos técnicos pero carecen de iniciativas específicas de creación de mercado o facilitadores de velocidad del mercado”. 

“A pesar de eso, algunos de los países con la clasificación más baja pueden presentar oportunidades a más largo plazo, y con la combinación correcta de apoyo político y tal vez multilateral para el desarrollo, podrían representar mercados futuros para la eólica offshore”, señala el documento. 

En lo que va de junio, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) declaró “inadmisibles” a dos centrales renovables, por motivos muy distintos.

Por un lado, la entidad expidió una ‘Resolución de Inadmisibilidad’ (ver) para el Parque Fotovoltaico Las Terrazas (ver), de 268,6 MW, debido a distintas inconsistencias que hicieron que el proyecto no sea admitido a tramitación.

El proyecto, en manos de la compañía Trinergy, que se localizaría en la Región de Coquimbo, provincia de Limarí, comuna de Ovalle y motivaría inversiones por 220 millones de dólares, en su Declaración de Impacto Ambiental (DIA) “no presenta los contenidos mínimos” que requiere la SEA.

La entidad indicó que el proyecto “no presenta los antecedentes especificados en el literal e) del referido artículo, es decir, las medidas adoptadas para asegurar la diversidad biológica”.

Tampoco “presenta los indicadores de cumplimiento”. Ambas solicitudes están enmarcadas en “los contenidos técnicos y formales que acrediten el cumplimiento de los requisitos de otorgamiento de los respectivos permisos y pronunciamientos ambientales sectoriales”.

“Se resuelve: No acoger a trámite la DIA del proyecto denominado «Parque Fotovoltaico Las Terrazas”, presentado por el señor Pablo Herrera Peralta, en representación de Terrazas Solar SpA”, determinó la SEA el pasado 22 de junio.

Por otro lado, el 23 de junio pasado, el Parque Eólico Los Alpes, de 105,6 MW, tampoco fue admitido.

Pero en este caso, se trató de un “desistimiento” de la propia empresa que lo había introducido a Evaluación Ambiental.

En efecto, que iba a contar con 16 aerogeneradores con una potencia máxima de hasta 6,6 MW por unidad a emplazarse en la Región de La Araucanía, el cual motivaría unos 130 millones de dólares fue retirado por su propia patrocinadora.

“El señor Luis Alfredo Solar Pinedo, en representación de Empresa Eléctrica Alpes SpA, manifiesta su voluntad de desistirse del procedimiento de evaluación de impacto ambiental de la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto «Parque Eólico Los Alpes»”, indicó la SEA.

Después de tanto tiempo, pareciera que durante el tercer trimestre de este año se terminaría por concretar el denominado “Mercado de Derivados Estandarizados de Commodities Energéticos” (ver) de Derivex.

Se trata del mecanismo que presentó la compañía años atrás en el marco de la Resolución 114 del 2018, el cual propone que los comercializadores que atienden a la demanda regulada puedan trasladar a precios las compras que realicen en la plataforma de energía que desde hace tiempo opera Derivex.

Según pudo saber Energía Estratégica, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) “ya tiene lista la resolución definitiva que permite el traslado de precios de Derivex a la tarifa del usuario regulado”. “Pero solo se podría publicar cuando Ecopetrol ceda el negocio de comercialización”, advierten.

Cabe recordar que, a partir de la compra del 51,4% de la eléctrica ISA (por 3.610 millones de dólares) efectuada el 11 de agosto del año pasado, se desencadenó un conflicto de intereses que, de no resolverse, Derivex no obtendrá la resolución de la CREG, necesaria para que su mecanismo comience a funcionar.

La fuente precisa que ISA es dueña del 100% de XM, y como XM posee el 40% de Derivex, esto genera la necesidad de que Ecopetrol se desprenda de su empresa comercializadora de energía eléctrica (Ecopetrol Energía).

Esto se debe a que, tal como detalla la Resolución 114, ningún mecanismo que se presente ante la CREG podrá tener como accionistas a empresas que posean más de un 5% de participación del mercado de energía mayorista, es decir, comercializadores y/o generadores.

En efecto, recién cuando Ecopetrol venda su filial comercializadora de energía, la CREG autorizará el mecanismo de Derivex, ya que la petrolera posee alrededor del 20% del mercado eléctrico.

Ecopetrol ya inició el proceso de este desprendimiento. Recientemente los agentes participantes pidieron mayor plazo para las ofertas económicas por temas de consecución de garantías en el mercado financiero, por lo que se amplió al pasado 24 de junio.

En efecto, se espera que en los próximos meses se pueda resolver este proceso y Derivex pueda comenzar a operar con su mecanismo.

La Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) realizó un cálculo de la capacidad renovable potencial en el país, así como también de la potencia proyectada para el futuro cercano y de la cantidad de centrales que esperan la aprobación de diversos trámites. 

Entre esos aspectos, Brendan Oviedo, presidente de la SPR, sostuvo que, a la fecha, “existe una capacidad proyectada de más de 8 GW y un potencial de más de 10000 millones de dólares”, además de “más de 9 GW” de proyectos energéticos renovables con solicitudes de pre-operatividad. 

“Perú no se queda corto en recursos energéticos renovables. Considerando los 13000 MW renovables instalados, también tenemos un potencial eólico de más de 20 GW, 20 GW solares, 70 GW hidroeléctricos y 3 GW de geotermia”, agregó durante un evento.

Esto representa posibles inversiones en el corto plazo por casi 10000 millones de dólares, que se distribuyen en cerca de 7000 millones de dólares en eólica, más de 1000 millones en fotovoltaica, otros 1000 millones en geotermia y 556 MUSD en hidro, según los datos compartidos por la Asociación. 

Asimismo, cabe recordar que, días atrás, la Dirección General de Asunto Ambientales de Electricidad indicó que en el transcurso de julio 2021 a mayo 2022 se aprobaron estudios ambientales de 13 proyectos renovables (9 solares y 4 eólicos), por un total de 3146,5 MW de capacidad. 

Lo que significa inversiones superiores a 3 50 millones de dólares, además de líneas de transmisión, subestaciones y sistemas eléctricos rurales.

Ante ello, Brendan Oviedo declaró que “hay una extraordinaria oportunidad de aprovechar tales recursos para hidrógeno y electrificar la economía del país” y que si se planifica el futuro energético de manera adecuada, “hasta se podría exportar electrólisis”. 

“Queremos que en el corto plazo se inicie un proceso de planificación energética, que las renovables puedan participar en las licitaciones de distribuidoras del mercado regulado, además de emitir un reglamento de la generación distribuida e incentivos fiscales para continuar con las inversiones”, continuó

Justamente, los inversionistas permanecen atentos a la posibilidad de que se efectúen cambios en el marco regulatorio para actualizar los términos de referencia de las licitaciones de las distribuidoras y que éstas permitan que las tecnologías solar y eólica participen a precios competitivos.

Actualización que podría implicar la separación de ofertas de potencia y energía, así como la división de bloques horarios, lo que permitirá acomodar la disponibilidad de la generación eólica y fotovoltaica a los requerimientos de las distribuidoras. 

BO Wind y Air-e han firmado un contrato de suministro de electricidad (Power Purchase Agreement – PPA) para un proyecto solar de 10 megavatios en Colombia con una duración de 15 años.

ABO Wind está desarrollando actualmente el proyecto fotovoltaico y espera comenzar la construcción en el primer trimestre de 2023. Se trata de un contrato de pague lo generado condicionado y el suministro de energía acordado comenzará a principios de 2024.

“Es un hito de gran importancia y nos alegramos de ganar con Air-e a un aliado estratégico en el mercado eléctrico dándonos perspectivas prometedoras”, destaca Christian Llull, Director General de ABO Wind Renovables Colombia.

Air-e es una empresa dedicada a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica. En ABO Wind han encontrado un socio para ayudar a proporcionar acceso a largo plazo a precios más competitivos que en el pasado reciente, reducir la dependencia de las aportaciones hidrológicas en los embalses, y contribuir a la transición energética construyendo una matriz energética más resistente.

“Este contrato de compraventa de energía es un logro importante para nuestro compromiso a largo plazo en el país», afirma David Galindo, Director Comercial y Financiero.

«Queremos contribuir en la diversificación de la matriz energética colombiana y a la reducción de las emisiones de CO2 y de esa forma también aportar al desarrollo económico post-COVID en Colombia”.

La empresa alemana está activa en Colombia desde 2018 y ya cuenta con 12 empleados en Medellín que actualmente trabajan en una prometedora cartera de proyectos de alrededor de 600 megavatios.

Hace algunos días, Energía Estratégica informó que Tierra del Fuego presentó su plan estratégico de hidrógeno verde, que busca poner en valor la posición geográfica, política, y las diferentes características provinciales. 

Y si bien dicho estudio planteó que se podrían desarrollar de 6 a 10 GW de capacidad de proyectos onshore de H2V y obtener un costo nivelado que podría disminuir hasta el rango de 15,5 a 21,9 USD/MWh, surgió la incógnita de por qué no se incluyó el potencial de la eólica offshore. 

Ante ello, Martín Guglielmone, director de Fractal Argentina, conversó con este portal de noticias y reconoció que no se analizó porque se debía acotar el estudio esde el título “hidrógeno” hasta lo presentó para Tierra del Fuego, el cual que tiene un “trabajo muy profundo” sobre una variante y posibilidad, como lo son los megaproyectos de exportación de H2V y amoníaco verde.

“Pero desde que comenzamos el análisis del tema (hace aproximadamente un año) para concluir en el estudio presentado, desde la compañía vimos cómo se incrementó la opción de instalar aerogeneradores fuera de la costa”, aclaró. 

Cabe recordar que, en el último año, se vio un crecimiento en cuanto a proyectos desarrollados para 

instalar aerogeneradores en aguas jurisdiccionales de cada país y, en algunos casos como Brasil o Colombia, ya se plantearon y debaten proyectos de ley para tener un marco normativo sobre dicha tecnología. 

También puede leer: ANCAP redobla la apuesta de su modelo eólico offshore para producir hidrógeno verde en Uruguay

Por lo que el especialista no descartó la idea de tener a la eólica offshore a consideración a futuro, ya que consideró que es una alternativa “muy interesante” entre todas las variantes a seguir estudiando. 

Y hasta abrió el juego para tenerlo en carpeta y dejó la respuesta en manos de las autoridades gubernamentales de Tierra del Fuego: “Realmente interesa el tema, y se lo dejamos a la provincia como nuevo foco de estudio, para ver si eso es posible”. 

“Hoy se proyecta todo onshore, pero es una posibilidad que queremos estudiar a futuro, entendiendo que se deben analizar otros aspectos, como por ejemplo las condiciones del mar argentino”, concluyó el director de Fractal Argentina. 

Cuba implementa un plan de desarrollo de fuentes de energías renovables encaminando metas hacia 2030 pero actualmente apenas el 5% corresponde a fuentes limpias.

En teoría, se espera que para 2024 el país genere el 24% de su electricidad mediante fuentes renovables. Se lograría a través de la biomasa de la caña de azúcar, energía solar, parques eólicos y pequeñas centrales hidroeléctricas.

Actualmente, la generación solar fotovoltaica aporta el 1,15% del consumo total del país.

«La energía solar fotovoltaica es la de mayores avance: hay 65 parques construidos a lo largo del país y están en proceso otros 15 que incrementarán a 42 megavatios (MW) la potencia instalada», afirmó recientemente a la televisión nacional Tatiana Amarán, directora general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas de Cuba.

En este contexto, el presidente de Cuba, Miguel Díaz-Canel, pidió aprovechar la energía solar en momentos en que el país afronta una crisis energética que ha provocado apagones en gran parte de la isla.

«En el día más largo, el del solsticio de verano este 2022, dediquemos un minuto a pensar cuánto más podemos aprovechar la energía solar, como parte de las energías renovables. Saludo a los que van delante en su aprovechamiento», escribió Díaz-Canel en Twitter.

Por su parte, el director de generación con Fuentes Renovables de la Unión Eléctrica de Cuba, Ovel Concepción, dijo que entre los principales retos del sector están instalar unos 700 MW en parques fotovoltaicos hasta 2030.

«También desplegaremos unos 688 MW en parques eólicos, 56 MW en centrales hidroeléctricas y mantener electrificadas a través de paneles solares la totalidad de las viviendas aisladas que no tienen acceso a ninguna otra fuente de electricidad», aseguró.

El objetivo de Cuba es alcanzar el 100% de participación de las fuentes renovables en la generación eléctrica en la isla y evitar la dependencia de los combustibles fósiles.

Según datos del Ministerio de Energía y Minas, solo el 5 % de la energía es generado por esta vía.

Latam Future Energy ofrece un nuevo evento para el sector energético renovable el próximo 6 y 7 de julio. La convocatoria incluye una conferencia de alto nivel junto al más sofisticado networking.

El escenario elegido es Chile, país que genera un enorme atractivo para invertir en hidrógeno verde. Inclusive desde el gobierno nacional planean impulsar la participación estatal y la integración regional en hidrógeno verde. Así lo sostuvo Julio Maturana, subsecretario de Energía de Chile, en exclusiva para Latam Future Energy.

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En el marco de aquel gran evento, actores clave del mercado chileno analizarán el pasado, presente y futuro del hidrógeno verde.

En concreto, durante la sesión vespertina de la primera jornada prevista para el 6 de julio, referentes del sector público y privado participarán de un panel de debate específico para este vector energético.

Se trata del panel denominado “Perspectivas e Iniciativas de inversión para el desarrollo de energías renovables e hidrógeno verde en Chile” del que participarán:

Andrés Rebolledo – Ex Ministro de Energía de Chile
Gabriela Manríquez Roa – Coordinadora de Política Regulatoria – Ministerio de Energía Chile
Hans Kulenkampff – Presidente – H2 Chile
Andrea Moraga – Gerente Unidad de Hidrógeno IIT – Universidad de Concepción
Carlos Finat – Experto en Energías Renovables
Juris Agüero – Director Innovación & Desarrollo Energético – Empresa Nacional de Petróleo
Rossana Gaete – Gerente de Hidrógeno Verde para América del Sur – AES Andes

Solicite la agenda completa del evento al correo: info@latamfuturenergy.com

La cartera de proyectos de hidrógeno verde en Chile genera gran atractivo. Sólo del 2020 al 2021 se había triplicado, pasando de 20 a 60 proyectos.

Al respecto, la asociación H2 Chile asegura que el país va en el buen camino para cumplir con la primera meta de alcanzar los 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025 y, de seguir con estas señales, al 2050 la exportación de este energético explicaría más del 10% del PIB.

¿Qué retos y oportunidades surgen en el camino a aquel objetivo? Algunos temas que estarán sobre la mesa de debate este 6 y 7 de julio serán los desafíos para iniciar la producción de hidrógeno verde a gran escala, así como su transporte para consumo local y exportación.

PARTICIPAR

Las empresas de servicios de estudios de conexión están trabajando a tope en Colombia. La implementación de la Resolución 075 está despertando interés en las empresas, que encuentran posibilidades de asignarse capacidad de red para poder desarrollar sus proyectos, preferentemente de energías renovables.

En diálogo con Energía Estratégica, Alejandro Piñeros, coordinador regulatorio de Óptima Consultores, indica que muchas de las preocupaciones que existían en torno a la aplicación del sistema de desvinculación y asignación de capacidad se están despejando.

“La UPME ha sido muy juiciosa en sus talleres de socialización y hoy estamos en un panorama mucho menos incierto” que al principio, observa el experto.

“Ya tenemos una versión para comentarios del algoritmo de asignación de la capacidad, que era una de las cuestiones que solicitábamos que sea transparente y replicable; y de hecho la UPME, en el documento que publica, reitera la necesidad de que el algoritmo cuente con estas virtudes”, explica.

En torno al algoritmo, que en base a ciertos criterios de ponderación (ver) terminará por dar prioridad a unos proyectos sobre otros, Piñeros considera que será útil para determinar asignaciones pero que “una de las principales dificultades es que no va a haber mucha diferenciación para dos proyectos que estén ubicados cerca, que tengan la misma tecnología y el mismo tamaño”.

“El algoritmo no va a permitir definir con facilidad cuál de los dos tiene mayor mérito, pero estamos de acuerdo con la UPME de que esos empates tan reñidos se vayan a producir”, asevera el joven especialista.

Considera que, teniendo en cuenta la situación actual, es muy probable que la UPME llegue a publicar a última versión sobre la aplicación del algoritmo a consulta pública en lo que queda de junio y que el 18 de julio, que es la fecha límite para radicar los procesos de conexión, terminará por aplicarse.

“Yo creo que vamos a tener algoritmo con el cual trabajar durante todo el segundo semestre y lleguemos a los conceptos antes del 31 de diciembre”, destaca el directivo de Óptima Consultores.

Cabe resaltar que la UPME informó que, hasta el 15 de junio se ha liberado un total de 6.504 MW, cifra que supera ampliamente a los 4.892 MW que se habían registrado el 18 de mayo pasado.

No obstante, la entidad informó que hay otros 1.492 MW pendientes por liberar. Y sumados a proyectos que están en análisis, como verificaciones de requisitos, el total de emprendimientos que podrían llegar a darse de baja alcanzarían los 10.529 MW.

“Lo más importante en cuanto a las liberaciones es que nos pone en un momento crucial para el sector en el que los conceptos que se emitan este año, tanto a los aprobados como a los que no le asignen capacidad de conexión, darán unas señales importantes de realmente cuanto espacio va a tener el sistema para 2023, 2024 y 2025”, enfatiza Piñeros.

El especialista asegura que, el hecho de que el nuevo marco de asignación sea estricto, exigente en materia financiera y en materia de desarrollo, genera mayor interés en el mercado. “Estamos viendo muchísimo interés, creemos que la UPME recibirá muchísimas solicitudes de conexión”, resalta el especialista.

Puerto Rico declara tener una alta demanda de sistemas de generación solares fotovoltaicos junto a baterías para almacenamiento de energía, pero acceder a estas tecnologías sigue siendo un reto para el bolsillo de muchos usuarios.

Para eliminar la barrera de acceso a estas alternativas sostenibles para la generación y acumulación energética, los fondos públicos son una alternativa para masificar estos sistemas.

Sin embargo, la distribución del dinero en el sector energético aún favorecería en gran medida a los combustibles fósiles. En concreto, más de $3 mil millones de dólares podrían ser destinados en el siguiente año fiscal de Puerto Rico solo para energía basada en combustibles fósiles; mientras que, del otro lado de la vereda, no existirían expresamente “fondos para energías renovables” relacionados al año fiscal.

Lo que sí habrían son incentivos para energía renovable que se expresan en un solo programa de fondos CDBG-DR de $300 millones que serían para poner sistemas de energía solar con almacenamiento en aproximadamente 12,000 casas que fueron dañadas por el huracán Maria. 

“Nadie sabe cuánto tiempo tomará para que este programa se concluya pero al ritmo actual serían más de 10 años”, se lamentó PJ Smith, presidente de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA).

Ahora bien, también advirtió que la gran mayoría de los fondos disponibles (unos $10 mil millones en fondos FEMA y $20 mil millones en fondos CDBG) en general pueden ser dirigidos a solucionar problemáticas traídas a raíz del Huracán que llevó a la muerte de más que 3,000 puertorriqueños en 2017 y 2018. Y entre las alternativas posibles se podría proveer energía renovable con almacenamiento a casas, negocios y servicios críticos para que funcionen durante apagones. 

¿Qué barreras impiden encauzar los fondos? “El 100% de los fondos aprobados para Puerto Rico a nivel federal están completamente disponibles hoy; o sea, no existe ninguna restricción a nivel federal”, señaló Smith. 

Aquello no es menor ya que no hay mucha claridad sobre quién y cómo encauzará, por ejemplo, los $10 mil millones de fondos de FEMA y si estos precisan aprobación de una u otra entidad. Si es la PREPA, LUMA, COR3 o el Negociado de Energía. 

“En ese momento FEMA está recibiendo señales contradictorias y les resulta difícil discernir cuáles son realmente las prioridades de Puerto Rico”, observó Smith.

De allí que haya considerado que encauzar los fondos e implementarlos en programas determinados de fomento a renovables y almacenamiento depende de cuán rápido los departamentos de gobierno de Puerto Rico pueden trabajar en equipo con la industria de energía solar y de almacenamiento de energía para programar una administración y diseño ideal para destinar aquellos fondos. 

“Uno de los problemas más grandes en este momento es que no hay una gestión para unir todos los diferentes tipos de fondos federales para desarrollar soluciones que tomen en consideración todos los factores involucrados. Por eso, hay muchos diferentes procesos en camino a la vez, sin una persona o una organización o agencia del gobierno coordinado todo”, cuestionó.

Y subrayó: “Hoy, lo más urgente es proteger vidas”.

En tal sentido, valoró como necesario empezar a canalizar los fondos disponibles, como los $75 millones del programa “City Revitalization Program” CDBG-DR, en iglesias y centros comunitarios; o los  $500 millones de fondos CDBG-MIT, para incentivos de energía solar con almacenamiento vinculados a mitigación. 

“Lo más importante con estos fondos es hacer pensamiento crítico de cómo mitigar la pérdida a través de sistemas nuevos (los cuales no irían a estar construidos sin el apoyo de estos fondos), con un proceso colaborativo involucrando expertos actuales en energía con del Departamento de Energía federal (DOE), el Programa de Energía de Puerto Rico, expertos de la industria de energía solar y de almacenamiento – incluyendo fabricantes, vendedores, instaladores, los que proveen financiamiento, y otros.  Lo más urgente es que pase este proceso colaborativo, que hasta el día de hoy no ha pasado”, observó el referente de SESA.Y concluyó que, como resultado de un proceso como aquel, los fondos podrían definir destinarse a:

Edificios que sirven para servicios críticos (bomberos, policía, doctores, etc) para que los “critical responders” puedan funcionar durante emergencias.
Las casas de las familias de los trabajadores que trabajen en servicios críticos.
Personas con problemas graves médicos.
Personas mayores de edad que son de alto riesgo.
Multi-family housing, donde el gobierno es el dueño.
La gente de muy bajo ingresos (como, bajo 50% del nivel de pobreza).
Las casas y negocios que son los últimos en estar reconectados al sistema de energía durante apagones después del huracán Maria.  En tal sentido, puede ser enfocados en los últimos 200,000 clientes que fueron reconectados a la red de energía después de María.
Sistemas de “Community Solar con Almacenamiento” que proveen energía a múltiples casas y negocios durante apagones.
Negocios que satisfacen necesidades críticas durante emergencias, como alimentos, agua y medicamentos.
Programas de incentivos para la población general (con una prioridad más baja con menos fondos o sin fondos, si estos no son suficientes para los otros 9 con prioridades más altas).

Un relevamiento de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) señala que 241 grandes centrales solares y eólicas deberán entrar en operación comercial en Brasil hasta enero de 2026, inyectando casi 6.000 megavatios de potencia al sistema eléctrico, equivalente a casi la mitad de la capacidad del Central Hidroeléctrica de Itaipú.

Los datos son de proyectos ya contratados en subastas de energía nueva realizadas en los últimos años por la propia CCEE y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). La inversión destinada a la construcción de estos proyectos es del orden de R＄ 34 mil millones y será aplicada por empresas que apuestan cada vez más por el potencial de generación de energía renovable de Brasil.

En la evaluación de Rui Altieri, presidente del Consejo de Administración de la CCEE, además de las ganancias ambientales y la generación de empleo, el crecimiento de esas fuentes aumenta la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

“La diversificación de la matriz ayuda a reducir nuestra dependencia de la hidrología y los embalses de agua, que siguen siendo nuestros principales recursos energéticos, y garantiza mayor comodidad para enfrentar los impactos en tiempos de cambio climático”, explica.

La mayoría de los proyectos operarán en el Nordeste, en los estados de Rio Grande do Norte, Bahía, Piauí y Paraíba, donde históricamente la incidencia solar y la prevalencia de vientos favorables para la generación de energía son mayores.

La capacidad instalada de parques eólicos y solares en Brasil pasará de los actuales 27.000 megavatios a 33.000 megavatios, y se estima que estas nuevas plantas ofrecerán en conjunto al SIN un promedio de 1.646 MW cada año.

La generación eólica es considerada la tercera fuente de energía eléctrica del país, hoy con 813 plantas. Este segmento comenzó a surgir en 2005, influenciado por la reducción de los precios de los equipos necesarios y la creación de una industria nacional de palas y torres.

El mercado solar fotovoltaico es más reciente, con cierta representación a partir de 2015. Hoy existen 187 grandes plantas que producen energía a partir del sol, las cuales son responsables de cerca del 1% del abastecimiento al SIN.

La generación de electricidad a partir del viento y el sol no genera residuos y tiene un bajo impacto ambiental. En el caso de los parques eólicos, este tipo de negocio aún brinda numerosos beneficios indirectos como, por ejemplo, ingresos para los propietarios de terrenos con el arrendamiento para la colocación de torres y también permite al propietario continuar con plantaciones o ganadería.

Rodrigo Rodriguez Tornquist, subsecretario de conocimiento para el desarrollo de la Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Presidencia de la Nación, dio a conocer más detalles sobre la Estrategia Nacional de Hidrógeno 2030 (EAH2).

Y entre los principales aspectos que mostró durante un webinar organizado por el gobierno de Río Negro, se resaltó que la fecha de publicación de la EAH2 está estimada para diciembre del corriente año.

“Si bien otros países de la región ya lanzaron su estrategia de hidrógeno verde y nos sacaron un poco de ventaja, entendemos que todavía estamos a tiempo y en el momento oportuno para dar las discusiones sobre cómo diseñar los lineamientos de una política de estado”, aseguró el funcionario. 

“Debemos consultar a los distintos actores relacionados a las políticas de H2 y construir acuerdos que permitan llevar a la práctica el potencial del país. Proponemos una serie de lineamientos para abordar una discusión seria para realizar los estudios técnicos, dar los debates apropiados y clarificar posiciones, así como también entender las expectativas de cada sector”, agregó. 

Asimismo, dentro de los objetivos estratégicos y metas operativas, Rodríguez Tornquist se refirió a la importancia de diseñar un régimen normativo y de incentivos para el sector, aunque aclaró que “sin cambiar las reglas del juego cada cierta cantidad de años”. 

Por ende, sostuvo que [desde el gobierno] se toman “el tiempo adecuado para desarrollar una estrategia, construir los acuerdos y formalizar el texto de la norma que se enviará al congreso durante este año”. 

Aunque cabe recordar que ya hay un proyecto de ley ingresado en la Cámara de Diputados de la Nación, desarrollada por la Plataforma H2 Argentina y presentada al Poder Legislativo por el ahora ex diputado Gustavo Mena. Proyecto que todavía no fue debatido en la Cámara Baja. 

¿Nuevo consorcio a la vista?

Rodrigo Rodríguez Tornquist reconoció que esta semana, en el marco de la mesa interministerial” surgió “la necesidad de crear alguna alianza o consorcio territorial de las provincias que componen la región patagónica”. 

¿Por qué? Debido al despliegue de la infraestructura necesaria para desarrollar el H2, la cual “demandará intervenciones territoriales muy importantes”, tomar las determinaciones y establecer las condiciones para asegurar los flujos de inversiones. 

“Necesitamos una visión regional que articule desde Tierra del Fuego hasta, por lo menos, la provincia de Buenos Aires, además de planificar un desarrollo territorial sostenible que identifique donde desplegar las líneas de alta tensión y los miles de megavatios eólicos, entre otros aspectos”, concluyó. 

El ministro de Energía y Minas (MEM), Antonio Almonte, recibió la visita de cortesía de los señores Frank Lowenstein y Maria Vorobiera, representantes de la empresa multinacional SkyPower Global, que tiene interés de impulsar proyectos de energía renovable en República Dominicana.

El ingeniero Almonte, acompañado del viceministro de Energía, ingeniero Rafael Gómez Del Giudice, escuchó las explicaciones de los representantes de la citada  empresa que cuenta con amplia experiencia en el sector de energía solar, generando más de 25 gigavatios a nivel mundial.

Lowenstein explicó que la empresa tiene más de 30 acuerdos de compra de energía PPAs con varios gobiernos e instituciones públicas, y que su interés es conocer las potencialidades y necesidades de República Dominicana en aras de impulsar proyectos futuros de inversión.

El interés de SkyPower es desarrollar, financiar, construir y operar 300 MW de proyectos de energía solar fotovoltaica a escala de servicios públicos, generando energía accesible, eficiente y asequible para República Dominicana.

Junto al ministro Almonte y al viceministro Gómez estuvieron el asesor Viriato Sánchez y la señora Helen Pérez, de la Dirección de Relaciones Internacionales del MEM.

Lowenstein se incorporó a SkyPower Global como vicepresidente de Inteligencia y Relaciones Gubernamentales Globales, y desde este cargo moviliza la acción del sector privado para acelerar una transición energética sostenible en los mercados emergentes.

Teniendo en cuenta la nueva normativa que obliga a las distribuidoras a destinar un 10 por ciento de sus planes de inversión a la ampliación de la capacidad de la red, se discutieron las alternativas para enfocarse en las oportunidades que surgen de la situación actual. 

En el marco de la jornada “Acceso y Conexión”, organizada por la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC), Javier Rodriguez, Director de Regulación de Renovables de E-distribución (Grupo Endesa), afirmó que hay varios caminos para incorporar aún más renovables a la red. 

“Más allá de los desafíos propios de la congestión, existen oportunidades para realizar inversiones eficientes que permitan la incorporación de más energía limpia”, expuso el directivo. 

En este sentido explicó que son “tres mundos” los que hay que conocer para optimizar los procedimientos de gestión. 

En principio, el mundo donde el acceso es exclusivo de transporte y no hay intercepción por la distribución. 

Aquí existen subestaciones de la red que podrían admitir más generación renovable pero que por alguna razón no se ha otorgado y que el distribuidor podría hacerlo sin competencia.

En segundo lugar, uno ubicado en el extremo opuesto, donde el acceso es únicamente para la distribución, en el que la red de transporte no compite. 

En este caso, los gestores de red de distribución pueden dar capacidad de acceso a aquellos que prefieren no vivir en la intersección entre el transporte y la distribución. 

Por último, existe un mundo intermedio donde sí se debe tener en cuenta esta convivencia entre ambas.

Como detalló Rodriguez, para los nudos que no forman parte de zonas estáticas o dinámicas y en los que limita el WSCR, “salvo en la competencia entre fotovoltaica en distribución y biomasa y termosolar, el distribuidor debería tener bastante margen para dar a renovables”. 

En cuanto a los nudos con aceptabilidad en transporte pero solo conexión posible en distribución, destacó que el 23 por ciento del total tienen la posibilidad de acceso sin competencia con red de transporte. 

Por último, para los nudos con aceptabilidad en transporte pero solo conexión posible en distribución, existe gran capacidad aprovechable y pone como ejemplo la comunidad de Andalucía donde hay 505 MW disponibles. 

“¿Tiene sentido invertir en estos nudos? Claro que sí, ya que será una forma de hacer inversiones eficientes donde nos aseguramos que invertimos allí donde el transporte no puede dar capacidad”, opinó el Director de Regulación de Renovables de E-distribución. 

Solicitudes de acceso de menos de 5 MW

Según Rodríguez, al igual que se ha hecho reservando la capacidad para el autoconsumo, se podría haber reservado capacidad para estas pequeñas plantas. 

Asimismo critica que existe un gris en la normativa que permite que grandes plantas segmenten las tramitaciones para aprovechar los beneficios de este procedimiento. 

“Nosotros vemos solicitudes que se han dividido en plantas de 4,9 MW, y esto ocurre en muchas ocasiones. No se puede hacer mucho porque estrictamente la norma lo habilita. Por lo que habría que cambiar la norma”, indicó el representante de Endesa. 

Lo que propone para mejorar esta situación, es que a este segmento, se lo atienda con una capacidad específica. Además, mejorar los filtros para que no se acepten ese tipo de divisiones.

El 22 de marzo de este año, el Consejo de Ministros de España aprobó el Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica, con horizonte a 2026, y una inversión de €6.964 millones.

Durante el webinar “Solicitud de acceso y conexión a la red”, organizado por Red Eléctrica España (REE), Carmen Longás, Responsable del Departamente de Acceso a la Red, destacó algunos cambios en el proceso y las tramitaciones, luego de la implementación del plan.

“En primer lugar, quiero remarcar los nuevos criterios de cálculo y las especificaciones de detalle, que si bien son complejos (antes teníamos criterios mucho más simples), a nosotros como operador de sistema nos dan ahora una señal para saber si lo que se va a conectar está cerca de lo que el sistema va a ser capaz de integrar”, comentó la ejecutiva.

Como segundo aspecto, apuntó hacia los procedimientos de acceso y conexión, marcando una mejora en sus establecimientos, y además facilitar los requerimientos para presentar una solicitud, desde papeles que falten, qué información es necesaria y el tratamiento de las garantías económicas.

“Estamos empezando a ver algunas solicitudes de permisos de conexión de almacenamiento, y también algunos de hibridaciones (eólico/fotovoltaico). Estos son dos aliados muy importantes que tenemos de cara al futuro que visualizamos, y la nueva normativa es la que permite tener estas figuras”, remarcó la directiva.

Como siguiente punto, hizo hincapié en la tramitación conjunta del acceso y conexión, y cómo ahora, al gestionarse ambos procesos al mismo tiempo, el trámite resulta más ágil.

Asimismo, resaltó la importancia de la subasta de capacidad de acceso en la red, presentada hace unas semanas por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO). 

Este concurso adjudicará permisos para 5,8 GW, brindando acceso de 17 nudos de la red de transporte a proyectos de instalación de energías renovables y almacenamiento.

“Veremos si con estas licitaciones se puede dar un orden a todo lo que hemos visto en los últimos años, en el terreno del acceso y conexión de España”, indicó Longás.

Finalmente, recalcó que, a diferencia de su antecesor, este plan no visualiza al carbón dentro de la producción energética en 2026. Se pone como objetivo un 72% de generación sin emisiones, y 56% no hidráulica.

Hoy en día, el sistema eléctrico español cuenta con cerca de 114.600 MW de potencia instalada, de los cuales el 57,3% son provenientes de tecnologías renovables.

El directorio de la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile) anuncia un cambio en su vicepresidencia, luego de conocerse la noticia de que Olivia Heuts, representante de la empresa Colbún en el directorio, asumiera otros rumbos laborales. Fue así como la directiva del gremio representante del hidrógeno verde en Chile, según señalan los estatutos, tuvo que definir otra representante para asumir este rol tan importante, siendo elegida Asunción Borrás, Head de Desarrollo de Negocio H2 en ENGIE Chile, y quien forma parte del directorio hace dos años.

Tras su nombramiento, Asunción Borrás señaló que “asumir la vicepresidencia de H2 Chile significa un gran voto de confianza a ENGIE por parte del Directorio de la asociación, así como del resto de la industria mediante los socios representados. Además, es una oportunidad para seguir demostrando y dando visibilidad a nuestro compromiso con el desarrollo de la industria del hidrógeno renovable. Estoy muy comprometida para contribuir en la aceleración de la colaboración público-privada y en materializar proyectos en el país. En esto último hoy existe un gran desafío, poner claridad en su regulación y permisos para tener una visión clara de su futuro».

Borrás se desempeñaba anteriormente como secretaria de la mesa directiva, rol que fue asumido por Erwin Plett, socio profesional y director de H2 Chile. Al mismo tiempo, el directorio ratificó la propuesta de Colbún, aprobándose el ingreso de Juan Pablo Fiedler, Gerente de Hidrógeno Verde de la misma compañía, como su representante en el directorio.

Hans Kulenkampff, presidente de H2 Chile, expresó al respecto que “en nombre del directorio y las empresas socias del gremio del hidrógeno, le doy la más cordial bienvenida a Asunción, quien asume este importante rol. No me cabe duda de que será una excelente representante de nuestra asociación. Adicionalmente, quiero agradecer a Olivia Heuts por su dedicación y aporte a H2 Chile durante su desempeño como directora y Vicepresidenta, junto con desearle el mayor de los éxitos en sus nuevos desafíos”.

Con este nombramiento, la asociación confirma su compromiso por seguir avanzando en una mayor participación de mujeres en la industria energética y, especialmente, en los espacios de toma de decisiones, tan importante para lograr una transición energética justa. La llegada de la nueva vicepresidenta de H2 Chile, se celebra, además, pocos días después de que el Ministerio de Energía lanzara su Oficina de Género y Derechos humanos de la cartera, reforzando la importancia de contar con más mujeres en los directorios, donde actualmente, según un estudio del Ministerio a través de la iniciativa “Energía +Mujer”, sólo representan el 10% en este sector.

Con este cambio, el directorio quedó conformado de la siguiente manera:

Presidente: Hans Kulenkampff, socio profesional.

Vicepresidenta: Asunción Borrás, representante de Engie.

Tesorero: Juan Pablo Zúñiga, socio profesional.

Secretario: Erwin Plett, socio profesional.

Directora ejecutiva: Andrea Moraga.

Director: Andrés Alonso, representante Antofagasta Minerals.

Directora: Alexandra Belaúnde, representante de Arcadis.

Director: Juan Pablo Fiedler, representante de Colbún.

Director: Mario Gómez, representante de TCI Gecomp.

Directora: Grace Keller, socia profesional.

Director: Luis Sarrás, representante de AES Chile.

Hay recelo en el mercado sobre cómo actuará Gustavo Petro, líder de la coalición política Pacto Histórico, dado que es la primera vez en la historia de Colombia que gobierna la izquierda.

No obstante, la industria de las renovables se muestran optimistas ya que en su plataforma política el actual presidente electo, que asumirá funciones el próximo 7 de agosto, propuso potenciar el desarrollo de las energías limpias en detrimento del Oil&Gas.

En diálogo con Energía Estratégica, Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, considera que sería oportuno que el nuevo Gobierno evalúe el lanzamiento de una subasta de energías renovables para el 2023

“Creemos que ese es un mecanismo clave para el impulso de los proyectos. Sería bueno que el Gobierno siga desarrollando estas subastas”, destaca el dirigente.

Asimismo, plantea una serie de puntos que el Gobierno debería tener en cuenta, como potenciar a la Generación Distribuida. “Hace falta una reglamentación y es bueno que se termine de desarrollar para generar un impulso mayor en las renovables”, indica Corredor.

Para el especialista, esa normativa debería conceder facilidades en los procesos de conexión de los emprendimientos, y permitir instalaciones grupales.

“Hay que darle más posibilidades al desarrollo de proyectos de tipo comunitario, a través de cooperativas o empresas que puedan hacer conexiones que atiendan a pequeñas comunidades, aliente Corredor.

Y explica: “Esto hoy no está tan claro, porque la autogeneración es para un usuario individual; pero si hay una agrupación de usuarios que puedan instalar un proyecto no está claro cómo se puedan vender los excedentes”.

Para el directivo de SER Colombia, generar un marco regulatorio propicio abriría “oportunidades interesantes para el sector rural y el urbano”. Lo mismo ocurriría en las Zonas No Interconectadas (ZNI). “Hace falta definir esquemas comerciales e industriales que hagan posibles ampliar la cobertura en estos sectores”, agrega.

Otros aspectos

Entre otras observaciones, Corredor plantea que el Gobierno de Petro incurrirá en un error si pretende cambiar aspectos que están dinamizando al sector, como los incentivos tributarios, lo cuales tildó como “sistema fundamental para la rentabilidad de los proyectos”.

“Es lo que hace posible que inversionistas locales y extranjeros deseen invertir en el país”, advierte el dirigente sobre los beneficios que concede la Ley 1715, ampliados por la Ley 2099.

Otro punto tiene que ver con los procesos de conexión a red de grandes proyectos. “Hay que revisar que sean transparentes, claros y ágiles”, indica, en referencia a la Resolución 075.

Del mismo modo, el referente de SER Colombia puntualiza sobre la participación de las comunidades en las consultas previas. “Es necesario e importante definir los procedimientos y que los esquemas sean claros para que los proyectos avancen”, resalta.

Cabe destacar que cientos de MW se encuentran parados en Colombia por la falta de avance de la tramitación de proyectos.

No obstante, Corredor indica que una vez que el Gobierno presente su plan de desarrollo, recién ahí se podrá analizar con más detenimiento las propuestas concretas.

“Por ahora nos parece positivo que el nuevo Gobierno plantee dentro de sus prioridades la transición energética y el fortalecimiento de las energías renovables no convencionales, como uno de sus ejes de política”, considera el dirigente.

La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland de Uruguay (ANCAP) continúa afinando el modelo de inversiones en energía eólica offshore para producir hidrógeno verde en cuatro regiones de aguas jurisdiccionales del país. 

Y desde la entidad volvieron a dar más detalles de los principales aspectos de la convocatoria que aún se prepara. 

Ignacio Horvath, gerente general de ANCAP, adelantó que, en las primeras rondas de intercambio, ya tuvieron “más de sesenta reuniones con jugadores de primer nivel” y que muchos de ellos también están en el ámbito petrolero. 

“Además, desde ANCAP tuvimos cuarenta y dos empresas interesadas en más de siete data rooms que organizamos para poner, en breve, bloques a licitación para la producción eólica offshore”, agregó durante un evento. 

¿Cuánta potencia podría tener cada segmento? Si bien en anteriores oportunidades se mencionó que existe una capacidad nominal conservadora de 1.25 GW, el especialista redobló la apuesta y afirmó que “cada bloque de 500 km2 tiene un potencial medio de 3,2 GW de potencia y la posibilidad de generar 320.000 toneladas de hidrógeno por año, lo cual podría convertir todo el consumo de gasoil de Uruguay a H2V”. 

Asimismo, el especialista sostuvo que la institución podría funcionar como “catalizador” para captar las inversiones, disponibilizando de infraestructura existente que hoy se utiliza para el H2 gris y que podría usarse para el H2 verde.

“Tenemos el conocimiento de la plataforma petrolera offshore, donde tenemos la experiencia de actuar como agencia para el gobierno. Y eso mismo lo estamos haciendo para el hidrógeno y promover la generación eólica”, manifestó. 

Aunque cabe recordar que, a partir de la posible firma del contrato con la compañía inversionista, habrá varios períodos a tener en consideración:

Estudios de escritorio con información existente (1 año + 1 OPT)
Nueva adquisición y procesamiento de datos (2 años + 2 OPT)
Proyecto piloto offshore para producir H2V (2 años + 2 OPT)
Desarrollo y producción de hidrógeno en alta mar (25 años + 25 OPT)

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

Chile se propone acelerar la transición energética con foco en las energías renovables. Entidades como el Coordinador Eléctrico Nacional ya trazaron la hoja de ruta para que la matriz eléctrica chilena sea 100% renovable al 2030 y la actual administración de gobierno da pasos firmes en la implementación de programas atractivos para inversionistas locales y extranjeros.

Tal es el caso de la Licitación de Suministro 2022/01, para la cual están trabajando en sincronía el Ministerio de Energía, Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, así como la Comisión Nacional de Energía de Chile.

Es en el marco de esta gran convocatoria nacional e internacional en la que Latam Future Energy convoca a líderes del sector a participar del evento más convocante de la industria. La cita es este 6 y 7 de julio en Santiago de Chile.

PARTICIPAR

La elección de la fecha no es menor ya que justamente antes del evento, concretamente 1 de julio, será la presentación de las propuestas de los oferentes de la Licitación de Suministro 2022/01; después será la apertura de ofertas administrativas y económicas -11 y 21 de julio, respectivamente-; y luego se llevará a cabo a la adjudicación el lunes 25 de julio.

Así lo establecen las Bases de la Licitación de Suministro 2022/01, convocatoria abierta a recibir ofertas de potencia y energía eléctrica para abastecer los consumos de clientes regulados.

El esquema resulta atractivo para autoridades de gobierno de otros países del sur continental como Argentina, Perú y Uruguay por lo que también fueron invitadas para conocer en detalle aquella convocatoria y compartir retos y lecciones aprendidas de sus mercados.

Fabricantes, desarrolladores y epecistas de toda la región también estarán presentes en este encuentro donde será posible analizar los horizontes de negocios con tecnología eólica, solar, hidrógeno y baterías, debatir sobre mecanismos de fomento y herramientas de financiamiento a corto, mediano y largo plazo disponibles en toda la región.

Ya confirmaron su participación empresas como Nextracker, Ecoppia, Growatt, Solis, Trina Solar, First Solar, Power Electronics, Jinko Solar y JA Solar, como destacados partners del evento.

No se pierda la oportunidad de asistir. Conozca el detalle de la agenda del evento y acceda a un precio preferencial Early Bird en la web oficial de Latam Future Energy.

VER MÁS

Hay 73 proyectos declarados en construcción en Chile, por 3.557,9 MW (ver al pie). De ellos, sólo cinco, 74,5 MW, es de origen fósil; los 68 emprendimientos restantes, por 3.483,4 MW, son renovables.

Estos datos surgen de un relevamiento realizado por Energía Estratégica en base a datos que proporciona el Coordinador Eléctrico Nacional (DESCARGAR). Allí puede verse que, de todo ese volumen de emprendimientos, 53 son solares fotovoltaicos puros, por 2.315,8 MW.

También se destaca el emprendimiento de Andes Solar, denominado Andes Solar IIB, que presenta una combinación fotovoltaico más baterías (BESS), con una capacidad de 112,5 MW. La fecha de puesta en marcha del proyecto, que se emplazará en Antofagasta, es del 28 de diciembre de este año.

Asimismo, hay un proyecto de batería (BESS) puro, presentado por la compañía Colbún, de 8 MW. Se está montando en la Región de Atacama y entraría en operaciones el 30 de noviembre.

Además, la grilla expone nueve parques eólicos en obras, por 828,4 MW, tres hidroeléctricos, por 60,7 MW, y uno de biomasa, en manos de Celulosa Arauco y Constitución, de 166 MW, a montarse en Biobío.

PMGD

Cabe resaltar que, de los 73 proyectos declarados en construcción, por 3.557,9 MW, 46 son Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD), por 297,7 MW. De ellos, 42, por 286 MW son solares fotovoltaicos.

La mayoría, para este año

Otro dato a destacar es que, de la masa de emprendimientos en obra, 56, por 1.787,7 MW, ingresarían en operaciones este año, mientras que los 17 emprendimientos restantes, por 1.770,2 MW, lo harían durante el 2023.

Empresa
Nombre Proyecto
Tipo Tecnología
Potencia Neta  [MW]
Punto de Conexión
Región
Comuna
Fechas Estimada de Puesta en Servicio
Fecha Real de
Puesta en Servicio
Fechas Estimada de Entrada en Operación

Colbun S.A.
BESS Diego de Almagro Sur
BESS
8,0
S/E Inca de Oro 33 kV
Atacama
Diego de Almagro
1-ago-22

30-nov-22

Celulosa Arauco y Constitución S.A.
MAPA (Etapa 2)
Biomasa
166,0
S/E Planta Arauco 220 kV
Biobío
Arauco
4-jul-22

30-nov-22

Generación de Energía Nueva Degan SpA
Normalización y Restitución de Potencia en la Central Térmica Degañ
Diésel
2,1
S/E Degan 110kV
Los Lagos
Ancud
30-jun-22
27-may-22
29-sep-22

Generación de Energía Nueva Degan SpA
Normalización y Restitución de Potencia en la Central Térmica Degañ II
Diésel
3,8
S/E Degan 110kV
Los Lagos
Ancud
30-jun-22
27-may-22
29-sep-22

AR Alto Loa SpA
Parque Eólico Ckani (Etapa N°1)
Eólico
107,2
S/E El Abra 220 kV
Antofagasta
Antofagasta
30-ene-23

30-mar-23

AR Llanos del Viento SpA
PE Llanos del Viento (Etapa 1)
Eólico
156,1
S/E O’Higgins 220 kV
Antofagasta
Antofagasta
30-ago-22

30-ago-22

Parque Eólico Campo Lindo SpA
Campo Lindo
Eólico
71,6
Nueva S/E Santa Clara 220 kV, en Línea 2×220 kV Charrúa – Mulchén
Biobío
Los ángeles
31-ene-23

31-ene-23

AR Caman SpA
Parque Eólico Caman – Etapa 1
Eólico
145,7
S/E Cerros de Huichahue 220 kV
Los Ríos
Valdivia
27-feb-23

30-jun-23

Wpd Duqueco SpA
PE Lomas de Duqueco
Eólico
57,4
S/E Duqueco 66 kV
Biobío
Los ángeles
28-feb-22
17-feb-22
30-jul-22

AR Llanos del Viento SpA
PE Llanos del Viento (Etapa 2)
Eólico
156,1
S/E O’Higgins 220 kV
Antofagasta
Antofagasta
1-ago-22

30-oct-22

Statkraft Eólico S.A.
Parque Eólico Cardonal
Eólico
32,9
S/E Cardonal 23 kV
O’Higgins
Litueche
15-feb-23

15-abr-23

Statkraft Eólico S.A.
Parque Eólico Manantiales
Eólico
27,1
S/E Cardonal
23 kV
O’Higgins
Litueche
15-feb-23

15-abr-23

AR Alto Loa SpA
Parque Eólico Ckani (Etapa N°2)
Eólico
107,2
S/E El Abra 220 kV
Antofagasta
Antofagasta
30-abr-23

30-jun-23

Enel Green Power Chile S.A.
Parque Fotovoltaico El Manzano
Fotovoltaico
87,0
S/E El
Manzano Enel
220 kV
Metropolitana
Tiltil
30-nov-22

30-abr-23

Empresa Eléctrica Pilmaiquén S.A.
CH Los Lagos
Hidroeléctrico
53,6
Nueva S/E Seccionadora Los Notros 220 kV, en Línea 1×220 kV Rucatayo – Pichirrahue
Los Ríos
Río Bueno
31-ene-23

2-may-23

Solar Elena SpA
Proyecto Solar Fotovoltaico Elena – Primera Etapa
Solar
270,0
S/E Kimal 220 kV
Antofagasta
María Elena
30-dic-22

30-ene-23

AR Pampa SpA
Parque FV Pampa Tigre
Solar
100,0
S/E Seccionadora Tigre 220 kV, Línea 1×220 kV Cerro Tigre ‐ Farellón
Antofagasta
Antofagasta
14-mar-22
14-mar-22
30-sep-22

Engie Energía Chile S.A.
Parque Solar Capricornio
Solar
87,9
S/E Capricornio 110 kV
Antofagasta
Antofagasta
15-mar-22
8-mar-22
13-ago-22

AR Valle Escondido SpA
Valle Escondido
Solar
105,0
S/E Seccionadora Valle Escondido 220 kV, Línea 1×220 kV Río Escondido ‐ Cardones
Atacama
Tierra amarilla
1-feb-22
1-feb-22
1-ago-22

Enel Green Power SpA
Parque Fotovoltaico Guanchoi Etapa 1 y Etapa 2 (Campos del Sol II)
Solar
369,6
S/E Illapa 220 kV
Atacama
Diego de Almagro
19-jun-22

1-dic-22

Enel Green Power Chile S.A.
Finis Terrae Extensión Etapa 2
Solar
18,3
S/E Rande 33 kV
Antofagasta
María Elena
30-sep-22

30-dic-22

Inversiones Fotovoltaicas SpA
Willka (Parque FV Willka3)
Solar
98,0
S/E Parinacota 220 kV
Arica y Parinacota
Arica
30-jul-23

30-oct-23

PV Coya SpA
Proyecto FV Coya
Solar
180,0
S/E Seccionadora Coya 678 220 kV, Línea 1×220 kV Crucero – Radomiro Tomic
Antofagasta
María Elena
14-jun-22

28-dic-22

CEME 1 SpA
Planta Solar CEME 1
Solar
350,0
S/E Miraje 220 kV
Antofagasta
maria elena
31-oct-23

30-nov-23

Enel Green Power Chile S.A.
Las Salinas
Solar
364,0
S/E Centinela 220 kV
Región de Antofagasta
Sierra Gorda
30-sep-22

28-feb-23

Andes Solar SpA
Andes Solar IIB
Solar + BESS
112,5
S/E Andes 220 kV
Antofagasta
Antofagasta
25-ago-22

28-dic-22

Empresa Eléctrica Vallenar S .A.
Central de Respaldo Maitencillo
Térmico
64,0
SE Maitencillo 110 Kv
Atacama
Freirina
30-ago-22

30-ene-23

Hidroconfianza SpA
Mini Central Hidroeléctrica La Confianza
Hidroeléctrico
2,6
Línea Peuchén – Mampil 1×23 kV
Biobío
Quilleco
30-jul-22

30-dic-22

Hidroeléctrica Dos Valles SpA
Ampliación Central Hidroeléctrica Dos Valles (9,0 MW)
Hidroeléctrico
4,5
S/E Dos Valles 23 kV
O’higgins
San Fernando
30-ago-22

29-sep-23

Generadora SolSoliv SpA
Planta Fotovoltaica Caracas II
Solar
9,0
S/E Prime Los Cóndores 23 kV
Coquimbo
Los Vilos
30-jul-22

30-ago-22

Solek Desarrollos SpA
PMG FV Castilla
Solar
2,8
S/E Castilla 23 kV
Atacama
Copiapó
26-may-22
26-may-22
19-jul-22

GPG Generación Distribuida SpA
PMG Solar Palermo
Solar
9,0
S/E El Peumo 23 kV
Metropolitana
San Pedro
30-ago-22

30-nov-22

Empresas Lipigas S.A.
Janequeo (PMGD Dreams Valdivia II)
Diésel
1,6
Alimentador Errázuriz 23 kV, S/E Picarte
Los Ríos

31-mar-22

31-mar-22

Tacora Energy SpA
Central de Respaldo Camping C
Diésel
3,0
Alimentador Santa Blanca 12 kV, S/E Isla de Maipo
Metropolitana

30-may-22

30-may-22

CE Uribe Antofagasta Solar SpA
Planta Fotovoltaica Ckilir
Fotovoltaico
9,0
Alimentador Los Morros 23 kV, S/E Uribe
Antofagasta
Calama
30-jun-22
16-may-22
30-jun-22

Licancabur de Verano SpA
Parque Fotovoltaico Los Corrales del Verano
Fotovoltaico
9,0
Alimentador Loreto 12 kV, S/E Malloco
Metropolitana

31-ene-22

31-ene-22

Lascar Energy SpA
PMGD FV Fuster del Verano
Fotovoltaico
9,0
Alimentador Portezuelo 23 kV, S/E Batuco
Metropolitana

31-ene-22

31-ene-22

Puntiagudo Energy SpA
PMGD FV Chicauma del Verano
Fotovoltaico
9,0
Alimentador Batuco 23 kV, S/E Batuco
Metropolitana

31-mar-22

31-mar-22

Palpana de Verano SpA
Idahue del Verano
Fotovoltaico
3,0
Alimentador Peumo 15 kV, S/E San Vicente de Tagua Tagua
O’Higgins

30-jun-22

30-jun-22

Linzor de Verano SpA
Plomo del Verano
Fotovoltaico
2,4
Alimentador Anunciación 23 kV, S/E Pajaritos
Metropolitana
Maipu
30-jun-22

30-jun-22

Capurata del Verano SpA
Las Palmas del Verano Solar
Fotovoltaico
2,3
Alimentador Huinca 13,2 kV, S/E Leyda
Valparaíso

30-jun-22

PFV El Trile SpA
PFV El Trile
Solar
9,0
Alimentador Peñuela 13,2 kV, S/E Yerbas Buenas
Maule
Yerbas Buenas
30-sep-22

30-sep-22

Panguilemo SpA
PMGD FV Panguilemo
Solar
2,9
Alimentador Aeródromo 15 kV, S/E Panguilemo
Maule
San Rafael
30-ago-22

30-ago-22

Mandinga Solar SpA
PMGD FV Mandinga
Solar
9,0
Alimentador Tantehue 13,2 kV, S/E Mandinga
Metropolitana

30-jun-22

30-jun-22

Solarity SpA
PMGD FV Watt’s Lonquen
Solar
0,9
Alimentador Puerta Sur 23 kV, S/E Las Acacias
Metropolitana

30-sep-22

30-sep-22

Anakena SpA
PMGD FV Anakena
Solar
9,0
Alimentador Sotaqui 23 kV, S/E Ovalle
Coquimbo

2-may-22
10-may-22
30-jun-22

Pastran SpA
PMGD FV Pastrán
Solar
9,0
Alimentador Hospital 23 kV, S/E Ovalle
Coquimbo
Ovalle
15-jun-22
8-jun-22
30-jun-22

Sunhunter SpA
PMGD FV Sunhunter
Solar
9,0
Alimentador Delta 23 kV, S/E Ovalle
Coquimbo
Ovalle
15-jul-22

15-jul-22

Granate SpA
PMGD FV Granate
Solar
9,0
Alimentador Quebrada Seca 23 kV, S/E Ovalle
Coquimbo
Ovalle
30-may-22
23-may-22
30-jun-22

Generadora Sol Soliv SpA
Planta FV Caracas I
Solar
9,0
Alimentador Quilimarí 23 kV, S/E Quereo
Coquimbo
Los Vilos
30-jun-22
3-jun-22
30-jun-22

Diego de Almagro Solar 3 S.A
PMGD FV Recoleta
Solar
9,0
Alimentador Recoleta 23 kV, S/E Ovalle
Coquimbo

30-jul-22

30-jul-22

ICB Inmobiliaria S.A
ICB
Solar
0,3
Alimentador Maulen 12 kV, S/E Chacabuco
Metropolitana

31-ene-22

31-ene-22

Tamarama SpA
PMGD FV Tamarama
Solar
9,0
Alimentador Torreblanca 13,2 kV, S/E Vallenar
Atacama

31-may-22

31-may-22

Don Enrique SpA
PMGD FV Don Enrique
Solar
9,0
Alimentador El Hinojo 13,2 kV, S/E Punitaqui
Coquimbo

31-may-22

31-may-22

Parque Solar Salamanca SpA
PMGD Parque Fotovoltaico El Huaso
Solar
2,7
Alimentador Enami 12 kV, S/E Catemu
Valparaíso
Catemu
30-jun-22

30-jun-22

SLK CB Nueve SpA
PMGD SLK CB Nueve
Solar
3,0
Alimentador Putaendo 12 kV, S/E San Felipe
Valparaíso
Putaendo
30-jun-22

30-jun-22

Fotovoltaica Patagua SpA
PMGD FV Piduco
Solar
3,0
Alimentador Plaza 15 kV, S/E Piduco
Maule
Pencahue
2-mar-22

2-mar-22

Cantera Solar II SpA
PMGD FV Cantera
Solar
2,9
Alimentador El Prado 13,2 kV, S/E La Manga
Metropolitana
San Pedro
30-jun-22

30-jun-22

Playero SpA
PMGD Playero 3
solar
3,0
Alimentador Los Ruiles 23 kV, S/E La Vega
Maule
Chanco
31-may-22

31-may-22

Santa Laura Energy SpA
PMGD Avel Solar
Solar
9,0
Alimentador La Mona 23 kV, S/E El Avellano
Biobío
Los ángeles
30-jun-22

30-jun-22

Fotovoltaica Boldo SpA
Parque Fotovoltaico La Colonia
Solar
9,0
Alimentador Viluco 15 kV, S/E Fátima
Metropolitana
Buin
31-mar-22

Parque Solar Itihue SpA
PMGD Parque PVP Itihue
Solar
9,0
Alimentador Monte Blanco 13,2 kV, S/E San Carlos
Ñuble
San Carlos
30-jun-22

30-jun-22

PSF Santa Isabel SpA
Parque Fotovoltaico Santa Elizabeth (Ex ,Santa Isabel)
Solar
9,0
Alimentador Lecaros 15 kV, S/E Rosario
Libertador Bernardo O’Higgins

31-may-22

31-may-22

Torino Solar II SpA
PMGD Solar Torino
Solar
8,0
Alimentador Vista Hermosa 13,2 kV, S/E Teno
Maule
Teno
30-ago-22

30-ago-22

Fotovoltaica Raulí SpA
Parque Fotovoltaico Rinconada Alcones
Solar
9,0
Alimentador Pichilemu 23 kV, S/E Alcones
O’Higgins
Marchihue
28-feb-22

Incahuasi Energy SpA
Guanaco Ampliación
Solar
6,0
Alimentador Emos-Malloco 23 kV, S/E Malloco
Metropolitana
Padre Hurtado
30-jun-22
30-may-22
30-jun-22

CVE Proyecto Siete SpA
Parque Solar Liquidambar
Solar
9,0
Alimentador San Esteban 12 kV, S/E San Rafael Chilquinta
Valparaíso

30-ago-22

30-ago-22

Fénix Solar SpA
PMGD Parque Solar El Palqui
Solar
2,8
Alimentador El Palqui 13,2 kV, S/E Monte Patria
Coquimbo
Monte Patria
31-jul-22

31-jul-22

El Olivar Solar SpA
Parque Solar El Olivar
Solar
9,0
Alimentador Padre Hurtado 23 kV, S/E Los Ángeles CGE
Biobío
Los ángeles
24-jun-22

24-jun-22

Cocharcas Solar SpA
PMGD Duqueco Solar
Solar
9,0
Alimentador Licura 23 kV, S/E Duqueco
Biobío
Los ángeles
30-jun-22

30-jun-22

Litoral Solar
SpA
PMGD Litoral
Solar
9,0
Alimentador
Esmeralda 12
kV, S/E El
Totoral
Valparaíso
Algarrobo
31/7/2022

31/7/2022

Palto Sunlight
SpA
PMGD Palto Sunlight
Solar
9,0
Alimentador
Olmue 12 kV,
S/E San Pedro
Valparaíso
Quillota
30/6/2022
25-may-22
30-jun-22

PSF Paine SpA
Paine (Nuevo Horizonte)
Solar
6,0
Alimentador
La Colonia 15
kV, S/E Fátima
Metropolitana
Paine
31/8/2022

31/8/2022

Solis se prepara para un nuevo récord de ventas en Latinoamérica y para lograrlo anuncia nuevos lanzamientos para la región. En esta oportunidad, presenta su producto estrella: Solis 1500V 255 kW.

Se trata de un inversor string trifásico que cubre el rango de salida de 185kW a 255kW, garantiza más del 99% de eficiencia máxima, admitiendo el acceso de módulos bifaciales de 500W +.

Según comunicaron desde la compañía a Energía Estratégica a partir de esta oferta renovada su apuesta para este año es conquistar segmentos de mayor escala con soluciones a medida de las demandas del mercado.

Por eso, este producto estrella se destaca por su rendimiento, seguridad, competitividad y practicidad tanto en su operación como en el mantenimiento en el ámbito comercial e industrial.

Ver más detalles del inversor Solis 1500V 255 kW.

Entre las características que se destacan aprovecha 14 MPPTs para una eficiencia del 99% y alta densidad de seguimiento de potencia 60 MPPT/MW.

Además, este producto robusto sería más estable en redes débiles, suprimiría armónicos sin afectar la potencia o alterar el control sobre la inyección a la red.

Y un detalle no menor es que este inversor, que está diseñado para 1500v de entrada y 800V de salida, está listo para almacenamiento en DC y preparado para garantizar proyectos con LCOE más bajos.

Junto a aquel también se destaca el producto Solis-6300-MV, una solución completa que va desde el inversor hasta el transformador elevador principal con un diseño modular de equipo de media tensión.

Esta solución integrada en un contenedor de 20 pies (~6 metros) es el complemento ideal para sacar el mayor provecho a instalaciones con inversores en 1500 V en los modelos 255K y 255K Pro.

Ver más detalles de la solución Solis-6300-MV.

Tras varios años de crecimiento de las renovables en México, el sector energético del país se encuentra en un momento donde la energía solar y eólica se encuentran temporalmente sin tanto avance en el segmento de la utility scale. 

Y más allá de las políticas públicas implementadas durante la gestión actual, entre las principales dificultades se encuentran la falta de desarrollo de la infraestructura eléctrica y la capacidad disponible en la Red Nacional de Transmisión (RNT). 

Nelson Delgado, director general de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX), sostuvo que “uno de los problemas que se verá con mayor frecuencia si la red de transmisión no crece, es que las distintas zonas serán incapaces de compartir generación eléctrica renovable”. 

Por lo que el especialista puso a la generación distribuida (hay más de 2 GW instalados) y las nuevas tecnologías de almacenamiento como fundamentales para determinar el progreso de la transición energética hacia el futuro. 

“Las soluciones de almacenamiento permitirían que, en algunas regiones donde la capacidad de transmisión tardaría años en instalarse, se vean avances tecnológicos y permitan soluciones híbridas entre renovables y storage”, manifestó durante una conferencia de prensa.

“Mientras que la fotovoltaica puede incrementarse con la generación en sitios, como la que pueden acceder los grandes parques, pero localizados cerca de los centros de consumo. Y seguramente lo veremos más a menudo en regiones que vean comprometida su capacidad de importar electricidad de otras áreas del país”, agregó. 

De igual manera, Delgado reconoció que habrá zonas que crecerán en mayor medida en materia de generación renovable, ya que estimó que, “probablemente”, se dejen de ver avances en aquellas que suelen exportar energía y que sean incapaces de compartir ese recurso. 

Contrario a lo que pasaría con aquellas que adoptan medidas de generación in situ, siempre y cuando no se mejore el sistema eléctrico en México. 

“Para que crezca la incorporación de energías renovables en México, más allá de las políticas públicas, se necesita que crezca la Red Nacional de Transmisión, debido a que, tal vez, es la principal fragilidad del sistema”, aseguró el director general de ASOLMEX. 

Aunque es preciso recordar que, según el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2022-2036 (PRODESEN), México planifica obras de infraestructura por más de 2000 MVA para 2026 y 2027.

De ese último número, el gobierno federal estimó que se incorporarán 1525 MVA en líneas de transmisión en el Mercado Eléctrico Mayorista, mientras que en las Redes Generales de Distribución (RGD) se hará lo propio por 482.5 MVA.

La empresa de software energético Evergen ha confirmado hoy su mayor inversión financiera hasta la fecha tras cerrar una recaudación de fondos de serie B de 15 millones de dólares australianos en una ronda liderada por FRV-X, la división de innovación y emprendimiento del negocio global de energías renovables Fotowatio Renewable Ventures (FRV), parte de Abdul Latif Jameel Energy.

Esta importante inversión demuestra la confianza de FRV-X en Evergen como empresa de software de energía inteligente que está revolucionando el uso de la energía para los propietarios de activos, consumidores y empresas, minoristas de energía y empresas de distribución en Australia y a nivel internacional.

El respaldo de FRV-X también demuestra la nueva disposición internacional a invertir en el sector de las energías renovables de Australia tras las claras señales políticas establecidas por el Gobierno Federal.

«Australia se encuentra en una posición privilegiada para aprovechar las oportunidades de las energías renovables y el mundo ha estado observando y esperando a que establezcamos una agenda clara a largo plazo para nuestro futuro energético», ha explicado Ben Hutt, consejero delegado y director general de Evergen.

«Mientras que FRV ha sido un inversor a largo plazo y comprometido en Australia desde 2012, ha habido dudas por parte de muchos otros inversores internacionales a gran escala para invertir con fuerza y confianza en el mercado australiano debido a la confusión y las disputas sobre la dirección de la política de energía renovable”, resaltó el directivo.

Y agregó: “El enfoque del nuevo Gobierno respecto a las energías renovables está demostrando ser una luz verde para los inversores dispuestos a respaldar a las empresas de tecnologías limpias como Evergen, y la actual inestabilidad de los mercados eléctricos en Australia es una prueba de que la transición a las energías renovables se está acelerando más que nunca».

«El mundo espera que lideremos el camino hacia un futuro de energía limpia. Esta importante inversión de FRV-X dará a Evergen la oportunidad de crecer en Australia y desplegar nuestras soluciones de software en mercados internacionales clave”, concluyó Hutt.

El histórico acuerdo con FRV-X refleja el gran valor de las plataformas de software de Evergen, que controlan, supervisan y optimizan el rendimiento energético de los sistemas solares y de baterías residenciales, comerciales y a escala de servicios públicos.

El software de Evergen también permite a las empresas de servicios públicos (generadores de energía, minoristas y distribuidores en particular) revolucionar la forma en que se suministra y comercializa la energía mediante la orquestación de flotas de baterías, generadores y cargas, como centrales eléctricas virtuales (VPP).

La visión de Evergen es «conectar todas las cosas (dispositivos relacionados con la energía conectados a la IoT)» y optimizar toda la cadena de suministro de energía para apoyar y acelerar la transición hacia el abandono de los combustibles fósiles y crear un entorno energético más equitativo para las personas en todo el mundo.

En Australia, Evergen controla más de 100 MW de activos, incluidas 7.000 baterías domésticas. La inversión de 15 millones de dólares permitirá a Evergen seguir desarrollando su software para apoyar la utilización más inteligente de más proyectos y asociaciones de energías renovables y baterías a gran escala en Australia y en el extranjero.

FRV cuenta con una importante cartera de activos de generación de rápido crecimiento en todo el mundo, y FRV-X está desarrollando modelos de negocio innovadores que Evergen puede facilitar.

La inversión de capital es la mayor de Evergen hasta la fecha y representa un importante impulso para la empresa australiana y su ambición de ser un líder mundial en tecnologías limpias.

«Estamos encantados de que FRV-X se una a nosotros como accionista principal de Evergen. FRV aporta una importante experiencia en los mercados y negocios energéticos de todo el mundo, y es el socio perfecto para apoyar a Evergen en su próxima etapa de crecimiento en Australia y en jurisdicciones clave en el extranjero», ha detallado el presidente de Evergen y codirector global de infraestructuras de AMP Capital, Michael Cummings.

FRV y Evergen comparten el objetivo común de descarbonizar el sistema energético internacional y construir un futuro energético más sostenible para las personas de todo el mundo.

Fady Jameel, presidente adjunto y vicepresidente, Abdul Latif Jameel, ha declarado: «Estamos deseando trabajar con Evergen. Nuestra participación en Evergen a través de la plataforma FRV-X apoyará nuestra continua inversión en tecnologías de vanguardia y energías renovables. Esperamos combinar nuestras capacidades para cumplir los objetivos de energía renovable de Australia y del resto del mundo y acelerar la transición hacia las energías renovables».

Por su parte, Felipe Hernández, director general de Ingeniería y FRV-X, el equipo de innovación y emprendimiento de FRV, ha dicho: «Estamos encantados de haber colaborado con el equipo de Evergen durante los últimos seis meses. Son operadores excepcionales y han creado productos de software que ofrecen importantes oportunidades para mejorar el rendimiento de los activos de generación y almacenamiento de energías renovables a escala en diversos contextos a nivel internacional. Tenemos valores y propósitos alineados con el equipo de Evergen, y estamos entusiasmados de asociarnos y escalar juntos a medida que la transición a las energías renovables se acelera en todo el mundo».

A nivel mundial, FRV y sus empresas afiliadas han instalado 2GW de generación de energía renovable con otros 560MW en construcción. FRV ha desarrollado con éxito nueve parques solares en Australia que actualmente producen un total combinado de [781MW] de electricidad vendida en el Mercado Nacional de Electricidad (NEM) y actualmente está desarrollando proyectos adicionales en el Territorio del Norte.

«Galicia contará con un Hub de hidrógeno verde previsto en la Agenda Energética 2030, que permitirá obtener unas 100.000 toneladas de hidrógeno al año para uso en industria, movilidad, almacenamiento o cogeneración», así lo afirmó el vicepresidente primero y consejero de Economía, Industria e Innovación de Galicia, Francisco Conde. 

El anuncio se hizo durante la primera jornada de Hablando de Hidrógeno en Femenino, organizada por la Asociación Gallega del Hidrógeno (AGH2), el 20 de junio. 

El evento reunió a mujeres referentes de cada sector de la cadena de valor desde la formación y recursos humanos hasta las compañías auxiliares de cada etapa. 

Amalia Baltar Estévez, Vicepresidenta de la Asociación de la Prensa de A Coruña, quien ofició de moderadora, comenta a Energía Estratégica que lo mejor fue la conexión que se estableció entre todas las participantes, destacando el gran número de jóvenes y la alta calidad profesional. 

«La voz femenina creo que subraya y constata el poder de adaptación al cambio que tienen las mujeres y su capacidad creativa para resolver los desafíos», señala la periodista. 

Entre los temas que se trabajaron durante los diferentes paneles, se pueden mencionar: establecer una estrategia de comunicación y divulgación de la tecnología; mejorar la coordinación y agilización administrativa; y profundizar la formación específica. 

Marcos Martínez Lodeiro, Secretario de la Asociación Gallega del Hidrógeno, menciona a este medio que no ha sido ninguna dificultad encontrar mujeres que se encuentran a la cabeza de pequeños y grandes proyectos relacionados con el hidrógeno. 

«Este primer evento ha sido un punto y seguido en la labor de comunicar la gran labor de las mujeres en los diferentes departamentos de las empresas. No hay ninguna duda del nivel y la profesionalidad que ya existe a día de hoy en el mundo del hidrógeno, y una muestra de ello es la categoría de las ponentes», indica la autoridad de la entidad organizadora. 

El hidrógeno en Galicia

Galicia se está posicionando como un centro de desarrollo del hidrógeno. Al PERTE de energías renovables, se han presentado 51 proyectos relacionados con la producción de hidrógeno verde en esta región. Entre todos, suman una inversión de 3.800 M€ de fondos tanto públicos como privados.

Actualmente en España se puede introducir en la red de gas hasta un 5% de hidrógeno, mientras que en otros países llegan hasta un 20%. Pero, como se concluyó en esta jornada, es necesario facilitar no solo la producción, sino también el consumo y fomentar la demanda. 

«Al igual que antes se invertía en carreteras, ahora hay que hacer lo mismo para que el ciudadano pueda ser usuario de hidrógeno», afirma Martínez Lodeiro. 

Otro de los retos que aún quedan por delante es el marco normativo que regule el transporte por carretera. Asimismo, el secretario sostiene que también deberá incluir la emisión de un certificado para que no se pueda vender un hidrógeno gris como verde.

«También necesitamos un plan formativo que involucre a las universidades y centros laborales y  avalar esos cursos con el sello del Centro Nacional del Hidrógeno que también es miembro de la asociación», agrega el representante de AGH2.

Durante el 2021 se instalaron 1.151 MW de capacidad en autoconsumo en España, superando por primera vez la barrera del gigavatio. Estos números representan un crecimiento del 85%, en comparación con el 2020. 

Asimismo, desde el sector fotovoltaico son optimistas en duplicar la potencia instalada en el país, durante el 2022.

En el marco de la jornada “Acceso y Conexión”, organizada por la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC), Yago Ramos, Jefe de Ingresos Regulados de E-Redes, destacó que el autoconsumo “debe ser una prioridad para todos los agentes”.

Sin embargo, el directivo resaltó una serie de aspectos que deben mejorarse desde el lado administrativo, para facilitar la conexión de las instalaciones de autoconsumo.

“Hace falta revisar del umbral de potencia exenta de permisos de acceso y conexión, el actual de 15 kW es limitante en el caso de instalaciones conectadas, por ejemplo en media tensión”, señaló el ejecutivo del Grupo EDP.

En este sentido, subrayó que, desde los distribuidores, creen conveniente unificar criterios a la hora de publicar información, ya sea organizado por una regulación o a través de un consenso del sector para su publicación.

«Es importante lograr una uniformidad en la información publicada en los mapas de capacidad. Hay distribuidores, de los grandes, que juntan la capacidad de vertido con la de las líneas de subestación, mientras que otras lo hacen solo con una. No debería haber esta diferencia de criterio”, enfatizó el directivo.

Asimismo, hizo hincapié en las solicitudes que se realizan sobre nodos que llevan de forma recurrente, publicando una capacidad de cero MW

“Debería contemplarse que en aquellas zonas, donde albergan varios nodos vecinos con capacidad de acceso nula, y que suceda en forma recurrente, durante un periodo de tiempo continuado, deban ser obligatoriamente reforzadas”, sugirió Ramos.

Además, comparó esta situación con la calidad de suministro, que tiene una norma desde hace más de 20 años, donde tras tres años seguidos de desempeño regular en un municipio, se realiza un plan específico para mejorar, algo que se podría extrapolar al acceso y conexión.

Por otro lado, comentó sobre el rol de la digitalización en este proceso de cambios en el sector, asegurando que tendrá un papel clave, permitiendo desde nuevos sistemas de operación y control de la red, hasta nuevos modos de atención al cliente.

“La digitalización de las redes es lo que nos va a permitir este mayor grado de control y monitorización de activos, para que en la misma red tengamos más capacidad”, remarcó el directivo.

El Gobierno Nacional analiza dar una prórroga a la convocatoria para presentar las Manifestaciones de Interés para desarrollar “integralmente” proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables y almacenamiento de energía en diversos puntos de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), 

“La intención es extenderla”, anticipa a Energía Estratégica una fuente cercana de la Secretaría de Energía de la Nación, considerando que ya hubo algunos pedidos formales que solicitaban la ampliación de la fecha límite (la vigencia actual vence el 30 de junio). 

Y según pudo averiguar este portal de noticias, la prórroga sería publicada inminentemente y por un plazo de treinta días, por lo que la convocatoria se extendería hasta finales de julio.

La premisa de la iniciativa es contribuir con una mayor sustentabilidad ambiental, social y económica en el MEM y favorecer al aumento de la confiabilidad en SADI, a par de promover la “articulación productiva”, tanto a nivel provincial como regional. 

Sumado al hecho de que el sector energético del país ya venía reclamando por más capacidad de transporte e infraestructura eléctrica que dé paso al desarrollo de más renovables en el país para alcanzar los objetivos fijados en la ley nacional y en los planes de transición energética.

En este marco, de las Manifestaciones de Interés para incorporar generación renovable, ya identificaron cerca de 64 proyectos por aproximadamente 985 MW a lo largo de toda la República Argentina.

Asimismo, CAMMESA elaboró un informe que identifica los nodos con requerimiento de generación local, su necesidad de despacho y estacionalidad, además de la incidencia incidencia de la generación renovable sobre los nodos con generación térmica, aunque se aclara que no es limitante a ingresos de renovables en otros puntos de la red, particularmente de distribuidores en redes de media tensión.

La prórroga también aplazaría otras convocatorias

La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) está a la expectativa de lo que pueda ocurrir con la fecha tope de la Resolución. SE 330/2022, debido a que días atrás lanzó una invitación a participar del desarrollo y construcción de centrales renovables, ya sea de utility scale o de generación distribuida, proyectos de almacenamiento o que permitan mejoras de eficiencia, el aprovechamiento de recursos no convencionales y mejoras de pasivos ambientales en Córdoba.

Y según le informaron a Energía Estratégica que, “preventivamente se estiró el llamado hasta el lunes 27 de junio”. Aunque desde EPEC están a la espera de una decisión gubernamental oficial ya que, si se cambia el cronograma nacional, también se prolongaría el plazo a nivel provincial para mejorar la concurrencia. 

“Haremos que Colombia transite de una matriz energética primaria, predominantemente fósil, dependiente económicamente del carbón y del petróleo, hacia una diversificada, basada en nuestras potencialidades de energías renovables, las cuales son las mejores fuentes energéticas para enfrentar el cambio climático y fortalecer las capacidades del país para la economía productiva”.

Con estas palabras comienza el Programa de campaña del ahora presidente electo Gustavo Petro en lo concerniente al cambio climático (ver).

El líder del partido Colombia Humana, que asumirá funciones el próximo 7 de agosto, propone además “desescalar” al modelo extractivista. “Si bien no plantea acabar de un día para el otro con el Oil&Gas y la minería, sí habla de desincentivarla, sin afectar los contratos ya adjudicados de concesión, pero sin promover nuevos proyectos”, observa Alejandro Lucio, Director de Óptima Consultores.

En diálogo con Energía Estratégica, el experto observa: “Imaginamos que (el de Petro) será un Gobierno pro energías renovables, pero habrá que revisar el cómo”.

“El movimiento hacia las renovables ya empezó y debería pensarse en construir sobre lo construido independientemente de la ideología”, sostiene el experto y argumenta: “Ya venimos con un desarrollo de proyectos, con una subasta y lo más importante será que se mantengan las reglas”.

En este sentido, una de las cuestiones que preocupan a la industria es la mencionada reforma tributaria que revisará incentivos. “Si nosotros queremos que las renovables sigan creciendo, no se pueden tocar los beneficios de la Ley 1715 (aprobada por Juan Manuel Santos) que se ampliaron con la Ley de Transición Energética (N°2099, ejecutada por (Iván Duque)”, indica Lucio.

“Muy buena parte de todo este progreso de las renovables tiene que ver con inversión privada local y, especialmente, extranjera. Entonces hay que tener mucho cuidado con la estabilidad jurídica que se le da a esta inversión”, remata.

Ley de Consultas Previas

Otro de los puntos que advierte el Director de Óptima Consultores tiene que ver con que la preocupación de la nueva administración de Petro sea que los proyectos entren en operación comercial a tiempo.

“Puedes tener todas las subastas que quieras, una nueva reglamentación para toda la capacidad de conexión, como la resolución 075, incentivos tributarios, pero a la hora que esos proyectos empiecen a construirse hay asuntos relacionados al licenciamiento ambiental de los proyectos, y especialmente el licenciamiento social que deberán ser atendidos”, explica Lucio.

Para el experto, será importante que este Gobierno, que está fundamentado en lo social y promete darle protagonismo a las regiones y comunidades, intente diseñar una Ley de Consultas Previas que sean favorables para todas las partes y permita el desarrollo de las energías renovable. “Se necesitan señales de este nuevo Gobierno en ese sentido”, indica.

Cabe recordar que, de los 9 proyectos eólicos por 1584 MW adjudicados durante el año 2019 en las subastas a largo plazo de energías renovables y la de Cargo por Confiabilidad, son tres los que avanzan sin mayores inconvenientes.

Por un lado, el parque eólico Windpeshi, de 200 MW, de Enel Green Power; por otro, Alpha, de 212 MW, y Beta, de 280 MW, ambos de EDPR. Estos casi 700 MW estarían operativos durante el 2023, aunque hay expectativas de que alguno de ellos se adelante para finales de este mismo año.

Como contracara, se encuentran los proyectos Casa Eléctrica (180 MW) y Apotolorru (75 MW), de AES Colombia; y Tumawind (208 MW) y Chemesky (99 MW), de Enel, que no dependen tanto de su propia construcción y puesta en funcionamiento, sino de la línea eléctrica que les permitirá despachar su energía al centro del país: la Colectora I.

Se trata de una obra de gran envergadura, que recorrerá 475 kilómetros desde el centro-norte de La Guajira hacia el centro-sur del Cesar, y entraría en operaciones durante el 2024, según indican fuentes a Energía Estratégica.

La Colectora requiere el visto bueno de más de 200 comunidades. Lo han logrado con unas 140 a pesar de la pandemia del COVID. Pero restan otras 70 para concluir con este procedimiento, que son catalogadas como las “más difíciles” porque entre ellas tienen conflictos internos, lo que suma aún más complejidad.

Independientemente de la Colectora, explican que, al no haber una ley que estandarice las negociaciones, el arreglo al que se llegue entre las partes no siempre es parejo, lo cual podría ser en algunos casos beneficios para las comunidades pero en otros no.

Andrés Manuel López Obrador (AMLO) volvió a dar indicios de los proyectos energéticos que prevé para mitigar el cambio climático en conjunto con Estados Unidos, luego de la visita de John Kerry, el enviado para el clima de EEUU, y de que anunciara que existen inversiones de 17 empresas privadas para desarrollar parques solares y eólicos en el país. 

Para ser precisos, el máximo mandatario de México, sostuvo que está buscando la “forma de ayudar a Estados Unidos de forma mutua en el caso de que continúe la inflación y se profundice la crisis económica”, ya que bajo su mirada, “se puede hacer mucho” para integrar las economías de ambos países.

Entre esas iniciativas, AMLO nombró al recurso energético y destacó una que, particularmente, se vincula con las energías renovables: la creación de una “batería de plantas solares en el estado de Sonora hasta la frontera”.

“Sí se podría en corto plazo hacer frente a las necesidades energéticas si se unen esfuerzos, aunque lleve tiempo. Y esa iniciativa 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. Estamos trabajando en ello y pronto se dará más información”, aseguró López Obrador. 

Lo que sorprende es que estas declaraciones dadas en conferencia de prensa llegan pocos días después de que el presidente de México reconociera que existen inversiones de 17 empresas privadas de Estados Unidos para desarrollar parques solares y eólicos en el país, por un total de 1854 MW de capacidad.

Y a eso se debe agregar que, durante su intervención en Foro de las Principales Economías sobre Energía y Acción Climática, encabezado por Joe Biden, AMLO dio a conocer un decálogo de las acciones sustentables que el gobierno mexicano busca llevar a cabo. 

Actividades entre las que se encuentran la construcción de la central fotovoltaica de Puerto Peñasco (Sonora), de 1000 MW de potencia, los propios compromisos con las compañías estadounidenses y exploración para crear parques solares en la frontera de México con EEUU, así como también la construcción de redes de transmisión que permitan despachar esa energía. 

Hechos que marcan un giro de 180° si se contempla que, hace poco menos de un año, Andrés Manuel López Obrador presentó una reforma constitucional en la que pretendía disminuir la participación privada en el mercado eléctrico del país y darle mayor poder a la empresa productiva del estado, CFE. 

Tras el éxito del primer mes, la Unión Europea, a través del programa Low Carbon and Circular Economy Business Action (LCBA) en Argentina, amplía al 21 de julio la presentación de proyectos verdes a la convocatoria pública.

Hasta la fecha, más de 35 proyectos de diferentes sectores y provincias del país se han registrado, y el equipo de LCBA ha comenzado a apoyar aquellas iniciativas seleccionadas.

Los proyectos tienen como denominador común un claro impacto medioambiental positivo y buscan incorporar tecnología europea de vanguardia, para mejorar la competitividad y eficiencia de sus procesos productivos o descarbonizar sus operaciones. Los principales sectores de los proyectos seleccionados son el tratamiento de digeridos, gestión y aprovechamiento de residuos forestales, mejora en la eficiencia energética de maquinaria frigorífica, entre otros.

LCBA trabaja en la identificación de tecnología europea de vanguardia que mejor se ajuste a las demandas que presentan las empresas y en el acompañamiento a las mismas en su proceso comercial. Dentro de los diferentes servicios y apoyos que otorga el programa, se incluyen servicios de asesoramiento técnico, medioambiental y financiero gratuitos.

En las próximas semanas el equipo de LCBA estará acompañando, junto al programa europeo Digital Biogas Cooperation Project (DiBiCoo), a empresas argentinas en una misión comercial en el norte de Italia. En esta misión, centrada en el sector del biogás, las empresas participantes Eittor, Bioeléctrica, Frigorífico La Florida, Bio4, Agropecuaria San Lino, BGA, Adecoagro y Agro de Souza, tendrán la oportunidad de conocer de primera mano a potenciales proveedores, soluciones tecnológicas, así como realizar visitas técnicas a plantas de producción.

Actualmente, el programa en América Latina (Argentina, Brasil, Chile y Colombia) ha acelerado más de 56 iniciativas entre proveedores de tecnología europeos y empresas latinoamericanas. LCBA sigue trabajando en la generación de alianzas y desarrollo de negocios sustentables en América Latina.

Para más información: https://latam.lowcarbonbusinessaction.com/convocatoria-publica-europea-para-proyectos-sustentables/?lang=es

Enel Green Power Costa Rica, línea de negocio de energía renovable del Grupo Enel en el país, a través de su Central Hidroeléctrica Chucás, ubicada en la provincia de San José, recibió la autorización para la venta de la Certificación Internacional de Energía Renovable (IRECs), un instrumento que garantiza que la energía suministrada al consumidor final proviene de fuentes renovables.

La certificación es efectuada por la International REC Standard Foundation y puede ser utilizada por múltiples organismos, ofreciendo un valor agregado a las entidades que utilizan este tipo de energía. En especial porque los IRECs son reconocidos internacionalmente como una herramienta de mitigación y cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad.

«Este es un hito muy importante para Enel Green Power Costa Rica, ya que demuestra nuestro compromiso de descarbonización completa para 2040. Con la comercialización de esta certificación, podremos otorgar a las empresas, un título que comprueba que la energía que se utiliza proviene de fuentes renovables, contribuyendo a cumplir sus objetivos de sostenibilidad y ayudando al medio ambiente en general”, expresó Karla Rodríguez, Country Manager Enel Green Power.

Cada IREC representa una prueba de que se ha producido 1 MWh de energía renovable e incluye los beneficios ambientales que ha generado esta energía. Además, comprueban el desarrollo sostenible de las empresas que los adquieren, documentan la reducción de CO2, cuentan en el Alcance 2 de Gases de Efecto Invernadero (GEI), optimizan el uso de energías renovables y elevan el índice de sostenibilidad. Sinnúmero de organizaciones podrán beneficiarse de la certificación del origen de su energía.

En este contexto, Enel Green Power, multinacional propietaria del Proyecto continúa posicionando su estrategia de descarbonización de la matriz energética, impulsando el cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenibilidad (ODS) y contribuyendo a que distintas empresas logren su carbono neutralidad en los años próximos.

Algunos de los beneficios de contar con este reconocimiento son: documentan que la energía que se consume proviene de fuentes limpias, sirven para calcular la reducción de huella de carbono de la empresa y alcanzar los objetivos de emisiones establecidos, y apoyan a la transición energética hacia una economía baja en carbono ya que proporcionan un incentivo a la producción de electricidad a partir de fuentes renovables.

Los IRECs pueden ser adquiridos por cualquier empresa que desee certificar la generación e inyección en la red de energía de fuentes renovables, como son la energía solar, eólica e hidráulica. Los mismos son vendidos de manera individual y separados de la tarifa de electricidad básica.

A nivel de Centroamérica Enel Green Power cuenta con 4 plantas certificadas para emitir I-RECs: en Guatemala P.H. El Canadá, en Costa Rica P.H.Chucás y en Panamá P.H. Fortuna y la P.S. Estrella Solar. Enel es la segunda empresa con mayor venta de I-REC desde el 2019 al 2021 en Centroamérica, han colocado más de 300,000 IREC a nivel local e internacional.

Enel Green Power trabaja para contribuir a la mitigación del cambio climático y acelerar la transición energética en Centroamérica, la sostenibilidad ambiental representa una prioridad absoluta y las fuentes renovables ocupan un lugar central en su actividad. Por ello, se han anticipado los objetivos del Grupo de Cero Emisiones Netas adelantadas al 2040.

Ginlong Technologies (Solis) lanza su customer satisfaction survey semestral para averiguar cómo puede mejorar sus productos y servicios y satisfacer mejor las necesidades de sus clientes en todo el mundo.

“Para asegurarse de que Solis se satisfaga las necesidades de los clientes en todos nuestros mercados con productos y servicios que se ajusten a esas necesidades», dice Eric Zhang, Director de Ventas Internacionales de Solis.

«Es importante escuchar a los distribuidores, a los usuarios y a otras partes interesadas del sector para mejorar.”

La empresa pretende que todo el mundo exprese su opinión e invita a los usuarios de Solis y de otros productos y servicios del sector solar FV que respondan. La empresa aprovechará los resultados del cuestionario para analizar los procesos y las áreas de desarrollo de productos que podrían mejorarse para obtener una mejor experiencia del cliente.

Si desea participar, haga clic en el enlace «Cuestionario de satisfacción del cliente de Solis» que se encuentra en el sitio web www.solisinverters.com y en los canales de medios sociales de Solis. El cuestionario no tardará más de 5 minutos en completarse y estará activa desde hoy jueves 17 de junio y se cerrará el 6 de julio.

PARTICIPAR

Cualquiera que complete el cuestionario y proporcione su dirección de correo electrónico entrará en un sorteo con la posibilidad de ganar una Tarjeta Regalo de 200 dólares de Amazon. Los ganadores serán elegidos por continente (Europa, África, Asia, América del Norte, Sudamérica, etc.) y se les notificará por correo electrónico una vez cerrada la encuesta y como máximo el 15 de julio.

Durante el 2021 se instalaron 1.151 MW de capacidad en autoconsumo, superando por primera vez la barrera del gigavatio. Estos números representan un crecimiento del 85%, en comparación con el 2020. 

Asimismo, desde el sector fotovoltaico afirman que es muy probable duplicar la capacidad instalada durante el 2022.

En el marco del III congreso de autoconsumo, realizado en Sevilla, Andalucía, Ricardo Bajo del Pozo, Director de Medidas y Liquidaciones en la REE, comentó que será un reto importante verter al sistema los 14.000 MW que se tienen pensados en 2030 para esta tecnología.

“Tenemos la suerte de tener un sistema eléctrico muy robusto y de una calidad muy alta. Es algo que todos queremos mantener en el tiempo”, señaló el ejecutivo.

Consultado sobre los obstáculos a sobrepasar en este sentido, el especialista respondió que hay cinco desafíos principales.

El primero, la identificación de las instalaciones. Hoy, el medio que utiliza la REE para conocer estas cifras es el distribuidor, ya que por normativa, el operador debe informar al Sistema de Medidas Eléctricas (SIMEL).

Según los datos de esos reportes, la potencia fotovoltaica de autoconsumo en España es de 693 MW, provenientes de 104.376 instalaciones, un número diferente a las estimaciones actuales de la UNEF, de 2.742 MW.

Como segundo punto, el directivo afirmó que estas diferencias en la información afecta a la operación en tiempo real. Impactando en la realización de la cobertura de la demanda por parte del grupo empresarial, lo que podría causar incidentes como el apagón de julio de 2021.

En este sentido, Bajo del Pozo destacó que la REE está desarrollando el piloto de un panel representativo de las instalaciones de esta tecnología que “creemos que están entrando, para de esta forma tener un conocimiento de su comportamiento”.

Y al igual que en la idea anterior, la falta de información también golpea en esta función. “Si no tenemos una visibilidad de la potencia y la ubicación de las instalaciones no nos funcionará este sistema”, enfatizó el directivo.

Otro desafío estará relacionado con la medida de energía de autoconsumo en Simel, que utiliza la REE para hacer su liquidación en los mercados.

“En el caso de esta tecnología, los números van a estar apoyados en los contadores en frontera, que nos permite medir la energía consumida de la red y la vertida. Con este sistema vamos a validar el modelo de predicción”, informó Bajo del Pozo.

Sin embargo, remarcó que con la normativa actual de contadores, la información llega meses después, y en algunos casos con datos agregados. Lo que genera una pérdida de cifras de la producción de renovables.

Y finalmente, apuntó hacia la planificación de acceso, recalcando la falta de adecuación tecnológica, como por ejemplo la incapacidad de soportar huecos de tensión, lo que condiciona la capacidad de algunos nudos.

En este sentido, recordó que fue aprobado el plan de transporte 2021-2026, que reserva un 10% de la capacidad total del sistema para el autoconsumo en aquellos nudos.

Mientras por el lado de las soluciones, explicó: “Estamos en un escenario donde no podemos utilizar las mismas recetas del pasado, tenemos que adaptarlas o usar unas nuevas. Para solucionar los problemas que estamos detectando tenemos que trabajar con los distribuidores”

Asimismo subrayó que creen desde la REE que deberían tener una participación más activa en algunas de las medidas de la hoja de ruta de autoconsumo. Y que de allí se podrían derivar otras mejoras, sin obstaculizar la seguridad del sistema.

«Es tiempo de demostrar por qué la tecnología termosolar sigue siendo una buena opción para que el Gobierno incentive su industria y la gestionabilidad será la clave”, comenta Gonzalo Martín, Director General de Protermosolar, en diálogo con Energía Estratégica. 

A finales del 2021 se anunció la tercera subasta de renovables que incluye 200 MW de potencia para la generación de energía termosolar, como puntapié inicial para reactivar un sector estancado por nueve años. 

Debido a la gran expectativa que existe en el sector, se espera que las ofertas los superen ampliamente.

“El futuro de la termosolar estará marcado por las condiciones que se determinen en la subasta, las cuales marcarán el pipeline de las empresas”, señala Martín y agrega que de sostenerse un espiral virtuoso que aumentará la escala de los proyectos, se conseguían ofertas cada vez más competitivas.

Según la autoridad de Protermosolar, uno de los principales riesgos es que las autoridades se centren en el precio y no en los atributos competitivos de la tecnología, como puede ser el aporte de estabilidad de la matriz energética. 

“Frente al gas, las plantas termosolares se convierten en la opción más accesible para gestionar la energía nocturna”, afirma Martín. 

Pero ¿cuál es la situación actual de la tecnología termosolar y por qué es tan importante su implementación?

A inicios de los años 2000, se implementaron medidas que promovieron la instalación de 50 plantas en el territorio español. 

Desde el 2009 hasta el 2013 se instalaron 2,3 GW. Por entonces, suponía más del 75 por ciento de la industria a nivel global, siendo Estados Unidos el otro país con gran presencia en el mercado.

“Nuestra industria pudo exportar su conocimiento que permitió que hasta antes del 2019 exista una participación española en casi el 80 por ciento de los proyectos termosolares de todo el mundo. Pero, en las últimas construidas, ya no hay presencia alguna”, explica Martín.  

Diferentes cambios regulatorios desalentaron esta forma de generación, estancando su crecimiento a nivel nacional y corriendo el interés de los bancos que financiaban los proyectos.  

Con un valor histórico de la energía de entre 30 y 40 €/MWh, la participación de la termosolar no resultaba atractiva en los mercados. 

Desde entonces, ronda el 2 por ciento de la generación total de energía, perdiendo competitividad frente a fuentes de energía como la fotovoltaica y la eólica. 

Pero ninguna de las anteriores garantiza la independencia de los combustibles fósiles, debido a su condición de variables. La posibilidad de almacenamiento que ofrece la termosolar, la coloca en una de las mejores alternativas de generación de base.

Y, aunque esta requiere más tiempo para arrancar la planta, está dimensionada para poder producir toda la noche sin interrupción, convirtiéndose en carga base renovable tras la puesta del Sol.

Asimismo, sus plantas significan una importante activación económica para las localidades donde se sitúan. 

El 96% de las centrales están en municipios de menos de 50.000 habitantes y más del 60% en municipios de menos de 10.000 habitantes, según datos de la asociación que promueve esta industria.

El PNIEC establece 2.500 MW adicionales de potencia instalada hacia 2025 y otros 2.500 MW hacia 2030. La propuesta consiste en iniciar con un mínimo de instalación anual de 200 MW e ir escalando la capacidad hasta alcanzar un total de 7.300 MW.

Lo que representa una verdadera apuesta como país a esta tecnología ya que las características del territorio español lo convierten en un núcleo clave para su desarrollo.

“Ya no hablamos de ahorros cuando ofrecemos instalaciones autoconsumo, sino que es una solución para correrse del riesgo que produce la volatilidad del mercado”, afirmó Susana Gómez, Responsable de Desarrollo de Negocios de Nexus Energía. 

La ejecutiva agregó que si el cliente puede afrontar la inversión, la rentabilidad está garantizada y que las comercializadoras generan opciones para facilitar esa posibilidad. 

Con la aprobación de la excepción ibérica, el gas quedará topado desde el 14 de junio de 2022 hasta el 31 de mayo de 2023. 

El precio iniciará en 40 €/MWh, subiendo hasta los 70 €/MWh con la intención de reducir el costo de la luz primero en aproximadamente un 20%, hasta llegar a un 15% para los clientes con una potencia contratada sea inferior a 10 kW.

Para Gómez, esto “solo genera más revuelo e incertidumbre y retrasa las inversiones en España” y agregó que la volatilidad de los precios ha venido a quedarse y que el autoconsumo podrá garantizar una estabilidad en este sentido para los clientes. 

En el 2021 se instalaron 1.151MW de capacidad en autoconsumo en el país superando en un 85 por ciento el registro del 2020.

“Las ayudas, incentivos y la suba de precios han generado que muchos se lancen a instalar sin haber realizado estudios de consumo y gestionabilidad”, remarcó la representante de Nexus. 

Incluso, este año se espera que la capacidad instalada para el autoconsumo se duplique y, como manifestó Gómez, muchos de esos nuevos productores tendrán energía excedente por no haber realizado correctamente el procedimiento. 

Por lo tanto, el desafío no solo es aumentar la capacidad de la red, sino profundizar la concientización de los usuarios y reforzar los desarrollos en la cadena de valor para este segmento. 

A más de un año del lanzamiento de la licitación para la Extracción Directa de Litio (EDL) –ver-, de las 20 empresas que estaban participando sólo ocho pasaron el filtro técnico.

Sin embargo, la startup estadounidense EnergyX y a la argentina Tecpetrol fueron descalificadas y seis permanecen preseleccionadas.

Se trata de las chinas Citic Guoan Group Co.; Fusión Enertech; TBEA Group; y Catl (Contemporary Amperex Technology), la más grande en fabricación y reciclaje de baterías de litio; la rusa Uranium One Group (Rosatom) y la estadounidense Lilac Solutions.

El ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina Ortiz, indicó que en estos momentos están realizando las evaluaciones económicas de las ofertas y aclaró que podría no haber sólo una adjudicataria.

“Lo ideal es que entren las seis” empresas, indicó el funcionario, quien aclaró que la subasta tiene por objeto probar tecnología para la extracción directa de litio de las salmueras de los salares de Uyuni, Coipasa y Pastos Grandes, y proponer alternativas de procesamientos de otros elementos de valor comercial contenidos allí.

Molina Ortiz destacó se está evaluado la explotación de “cinco plantas, cada una de una capacidad aproximada de 20 mil toneladas: tres podrían estar en Uyuni, dos en Oruro”, precisó.

Y aseguró que la eficiencia de extracción de los salares superan el 80% y llegan hasta el 90%.

“Se estima que alrededor de 1.500 millones de dólares se podrían invertir en estas cinco plantas”, proyectadas a ingresar en funcionamiento al año 2024.

No obstante, la producción y posterior exportación de litio podrían generar ingresos anuales para Bolivia por 5 mil millones de dólares, aseveró el ministro de Hidrocarburos y Energías.

En términos comparativos, sostuvo que esta cifra superará a las exportaciones de hidrocarburos, que ronda los 4 mil millones de dólares.

Y redobló la apuesta. Señaló que, de profundizarse el proceso de industrialización, que es el objetivo del Gobierno, los números podrían ser aún mejores.

“Si agregamos el elemento de la producción de cátodos, podremos más que duplicar esos ingresos de 5 mil millones de dólares anuales. Y si a esto agregamos la producción de baterías, lógicamente que ya estaríamos en otro estadio”, resaltó Molina Ortiz.