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Javier Huergo, director de Inversiones de FRV, ha afirmado que: “Este acuerdo nos permite seguir promoviendo el acceso a energías renovables mediante soluciones que contribuyen al desarrollo sostenible de las comunidades en las que estamos presentes»

Y agrega que «es una gran noticia ya que contribuye a mejorar el rendimiento del sistema energético con la oferta de energía cada vez más limpia y competitiva».

FRV prevé llevar a cabo inversiones por más de 1.500 millones de dólares con el objetivo de duplicar la capacidad total instalada, superando ampliamente los 4 GW en 2024, siempre apostando por nuevos modelos de negocio y tecnologías innovadoras como baterías e hidrógeno verde.

Esta operación es una muestra más del plan de diversificación e innovación que CaixaBank está llevando a cabo para adaptar las soluciones de financiación sostenible a los productos de Banca Transaccional más utilizados por las empresas.

En 2021 se realizaron 15 operaciones sostenibles de Banca Transaccional que movilizaron 4.188 millones de euros, con empresas de diversos sectores, con operaciones pioneras en factoring, confirming o líneas de avales, entre otros.

Retomar los desafíos de corto plazo de la transición energética, y principalmente la meta de descarbonización del sector eléctrico, fue el tema central de la cita con la autoridad de gobierno, donde también se plantearon otros puntos relevantes como la urgencia de una buena gestión y ordenamiento territorial para el desarrollo de proyectos renovables necesarios para el retiro de las centrales térmicas, los Impuestos Verdes en el contexto de la actual discusión de Reforma Tributaria, y la nueva Ley Marco de Cambio Climático y su importancia para el sector energético, entre otros.

“Agradecemos y valoramos la disposición y el interés de la ministra Rojas para avanzar en materias apremiantes y necesarias para nuestro sector y que también tienen el mismo sentido de urgencia no sólo a nivel país sino también global, siempre con el propósito de avanzar hacia una transición energética justa, inclusiva y sustentable”, comentó Ana Lía Rojas.

Por su parte, la ministra Maisa Rojas, agradeció la información compartida por la Asociación y el espacio de diálogo para trabajar en conjunto entre todos los sectores. Asimismo, aseguró revisar los asuntos más prioritarios, en conjunto con otras carteras sectoriales si era necesario.

La ministra Rojas estuvo acompañada en la reunión por el jefe de la Oficina de Evaluación Ambiental, Sebastián Aylwin; mientras que por ACERA asistieron de manera presencial además, los directores Manuel Tagle y Pablo Caerols, y las consejeras y consejero, Paola Hartung, Andrea Armijo y Martín Valenzuela. Los demás miembros del Directorio y Consejo, se conectaron a la reunión de manera telemática.

Argentina: https://bit.ly/PactoArgentina
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Ecuador: https://bit.ly/PactoEcuador
México: https://bit.ly/PactoMexico
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Sitio web del Pacto Global de Alcaldes por el Clima y la Energía: https://www.semanadelpactoenaccion.com/

Se invita a los periodistas a participar y a plantear sus preguntas así como a solicitar entrevistas. Contacto para la prensa: Ébida Santos, ebida.santos@abm.org.br

Solaria es una empresa fabricante de módulos solares de gama alta  estadounidense, fundada en el año 2000. Hoy en día posee más patentes aprobadas, o en vías de aprobación, que ninguna otra compañía. 

Hace menos de cuatro años desembarcaron en Europa, bajo el nombre de TCS, su división en este continente.

Durante la Feria Energías Renovables 2022, organizada por el grupo educativo MasterD, Enrique Martínez, Territory Sales Manager en España y Portugal, brindó detalles del Powerxt 400+, el módulo que están comercializando en la región.

Este componente tiene una potencia de 400 Wp, con una eficiencia del 20,3%. Sus dimensiones son 1,204 mm x 1,644 mm, con un marco de cuatro mm, y su peso es de 21 kg.

Describiendo el producto, Martínez señaló tres virtudes que la destacan entre el resto, la fiabilidad, la estética y su optimización en la sombra

En primer lugar, destacó que: “Son los módulos más confiables del mercado, solamente el 0,005% de los módulos en garantía han sido devueltos. Es algo importantísimo a la hora de vender un producto a un cliente final, que sepan que el módulo va a durar lo que el fabricante dice que va a durar”.

En este sentido, también hizo hincapié en la eliminación de circuitos visibles que tiene el producto, logrando con ello “borrar de un plumazo a los mayores contribuyentes a la degradación del panel y la pérdida de energía”, enfatizó.

También, subrayó que al cortar la célula en tiras, se multiplica su número, con lo cual hay más superficie en el módulo para generar vatios. Así también, recalcó que gracias al adhesivo conductor, “una de las patentes estrella de Solaria-TSC”, consiguen una mayor flexibilidad en el componente.

Siguiendo esta idea, puntualizó en la garantía de este módulo, que es de 30 años de producción.

“Dentro de esa garantía integral, le brindamos al instalador €250 euros por la primera visita al cliente a causa de una falla. y si tiene que regresar, le damos €150 si tiene que volver.

Por otro lado, aseguró que gracias a su tecnología Pure Black, el PowerXT 400+ «es el módulo más impresionante que hay en el mercado desde la estética».

“Lo que siempre le digo a los instaladores, es que nuestro módulos tienen un ‘efecto llamada’, lo mejor que nos puede pasar es que los vecinos tengan instalaciones de la competencia, con otra estética, para comparar”, agregó Martínez.

Finalmente, indicó que este producto es el “más optimizado para las sombras del mercado. Tiene un cableado paralelo que nos permite que la pérdida de energía vaya relacionada con las parte que queda de la sombra”.

La empresa zaragozana Elektra Aragón cumplió hace unos meses 45 años de existencia. Hoy en día conforman un grupo integrado por más de 17 empresas, 58 puntos de venta y 300 empleados en su oficina matriz.

Durante la Feria Energías Renovables 2022, organizada por el grupo educativo MasterD, Sergio Ibáñez Calvo, Técnico Comercial en Elektra Aragón, destacó que la empresa está impulsando una “fuerte política de expansión”, y marcó algunos puntos fuertes del servicio de la empresa

Entre las claves de la compañía, destacó la interacción digital que tienen con sus clientes: “Allí se pueden consultar el estado y la cantidad de proyectos desarrollados. Hoy en día, tenemos registradas más de 1.200 instalaciones”.

Además, desde esta web se permite consultar las distintas tarifas, disponibilidad de componentes, realizar pedidos y hacer la facturación electrónica.

Luego, el especialista recalcó uno de los casos exitosos de la compañía, se trata de una granja avícola, que posee una instalación aislada de 42 kW, una  acumulación baterías litio 53 kWh, y además un apoyo a grupo electrógeno, con una futura migración a la conexión de red eléctrica.

Por otro lado, Ibáñez Calvo hizo hincapié en las tramitaciones para los emplazamientos, dónde advirtió que, “desde la experiencia y comentarios de los clientes, algunos papeles pueden tardar hasta un mes en aprobarse”.

Sobre esto, comentó una situación sucede en casos de demora en las tramitaciones, donde los clientes cortan el vatímetro, “dejas la inyección a cero, para que la compañía no te pueda decir nada, y mientras se van realizando todos los trámites, tú estás gozando de un autoconsumo a lo mejor reducido, y cuando llega la aprobación del papeleo, liberas y puedes inyectar a la red. “, advirtió el ejecutivo.

En este sentido, también puso el foco en el rol de los ayuntamientos en las demoras con las tramitaciones, destacando que es un problema que varía según la comunidad autónoma.

“Por ejemplo, el tema de la licencia de obra sobre todo, en algunos municipios están más bonificados, hay más ayudas o facilidades que en otros”, enfatizó el directivo.

Expansión

Por otra parte, Ibáñez Calvo indicó que, al ser una empresa de Zaragoza, Aragón, la idea es focalizar ese crecimiento hacía el sur de España, e incluso las Islas Canarias, abriendo puntos de venta en esas zonas.

Sobre la compañía, señaló que hoy Elektra Aragón trabaja con grupos instaladores; cuadristas industriales; fabricantes de maquinaria (OEM) y empresas usuarias finales.

“Pero, con esta política de expansión todo va creciendo, cada vez vamos abarcando más, nos vamos dedicando a más tipologías de clientes y de sectores”, subrayó el directivo.

Además, destacó que el stock de componentes es descentralizado. Con esto, brindan flexibilidad ante la demanda de los clientes, desde cualquier punto en España.

En este marco ya se identificaron oportunidades por casi 1 GW de generación, que mejorarán la provisión, el precio y la fiabilidad del servicio.

La iniciativa forma parte de un conjunto de medidas que incluye la convocatoria vigente hasta el 30 de junio próximo a Manifestaciones de Interés (MDI), para desarrollar proyectos de infraestructura de pequeña escala que contribuyan a incorporar generación renovable, o instalaciones de almacenamiento en la red.

Como parte de la misma estrategia, también se avanzará en la autorización de contratos de distribuidoras para sus grandes usuarios y, en tercer término, la posibilidad de concretar proyectos renovables con empresas generadoras provinciales.

La Secretaria de Energía, a través de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, anticipó la conformación de los Mercados Eléctricos Regionales con los objetivos de impulsar acciones para diversificar la matriz energética a fin de viabilizar el desarrollo de distintas tecnologías sustentables con una con una mirada de integración productiva y alcance federal.

A la vez se busca lograr una dispersión geográfica de los emprendimientos y aprovechar el potencial del país en la materia, y a la vez fomentar la incorporación de generación renovable para alcanzar la meta del 20% de participación en el consumo en 2025.

Para ello, se espera el dictado de una reglamentación para proyectos locales que mejoren la provisión de energía eléctrica en precio y fiabilidad del abastecimiento y que promuevan una articulación productiva provincial y regional.

La premisa de la iniciativa es impulsar generación renovable que se consuma en la misma área que se genera, para lo cual se busca motorizar el desarrollo de proyectos de pequeña escala de índole local aprovechando la capacidad de transporte que disminuya o elimine las restricciones de abastecimiento, y se reduzca la necesidad de generación forzada con gasoil.

Para el llamado a Manifestación de Interés (MDI) para incorporar Generación Renovable se busca orientar a los potenciales oferentes en el desarrollo de proyectos, para mapear las potencialidades en todo el país, para lo cual se identificaron 64 proyectos por un total de 986 MW.

En cuanto a los contratos de las distribuidoras con grandes usuarios, se destacó que estos tienen la obligación de cumplir las metas de de consumo eléctrico con energía renovable.

Mientras que el Mercado de Contratos Renovables (Mater) solo prevé contratos de Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista EM con generadores renovables.

Existen unos 3.438 usuarios que forman parte del rubro Grandes Demandas del Distribuidor (GUDIs), cuya demanda anual es de 13.016 GWh/año que no contractualizan porque para hacerlo deben salir del ámbito de las distribuidoras distribuidas en todas las provincias.

Así, la idea oficial es autorizar que cada distribuidora pueda agrupar a este conjunto y realizar un contrato para cumplir con la meta de cobertura de consumo eléctrico con energía renovable.

De esta manera se ampliaría el mecanismo para que las distribuidoras puedan contratar generación renovable para asignarla a su demanda GUDI que tengan interés y cuyo precio de compra sea similar o menor al de un Gran Usuario del MEM.

Con esta política se amplia la demanda con contratos de libre acuerdo entre las partes, plazos y precios para que los usuarios puedan acceder a energía renovable a través de las distribuidoras, lo que hoy en día sólo lo pueden realizar a través de las compras conjuntas con Cammesa.

El tercer proyecto prevé el desarrollo de proyectos renovables con empresas generadoras provinciales, lo que prevé la contratación directa a sociedades estatales nacionales o provinciales o constituir un régimen dirigido a un número limitado de proyectos no exentos de la limitación del transporte.

Esta iniciativa se anticipa tendrá impacto significativo en el desarrollo local, y los valores que permitirá ofrecer se establecerán en función de los precios resultantes de los procedimientos competitivos convocados con anterioridad por la Autoridad de Aplicación.

Las características y potencial de sustitución con generación renovable contempla a las tecnologías de Biomasa (BM), Biogás (BG), Residuos sólidos urbanos (RSU) y Pequeños Aprovechamientos Hidráulicos (PAH)m consideradas aptas para inyectar potencia tanto en el pico diurno como en el nocturno.

La tecnología Solar Fotovoltaica (SFV) sería efectiva para aportar en el pico diurno, y no así en el pico nocturno, por lo cual debe tener la capacidad de control de tensión a los fines de poder inyectar la potencia reactiva necesaria.

En tanto, la tecnología Eólica (EOL) sería efectiva para aportar energía en forma intermitente siendo menos eficaz en la sustitución de generación forzada, en tanto que la incorporación de baterías de escala y capacidad apropiada sería un complemento para otorgar firmeza a los proyectos.

En todos los casos la ubicación, potencia, recurso, firmeza y costo de instalación serán los elementos principales de evaluación.

Sin que se limite la evaluación de proyectos, se podría indicar que el área NEA, Litoral y Buenos Aires podrían ser las regiones con incorporación de proyectos competitivos en Biogás y Biomasa.

Por su parte, la tecnología Solar FV, con distintos rendimientos podría instalarse en diversas regiones, siendo el NOA un área con potencial; mientras que los Pequeños Aprovechamientos Hidráulicos (PAH) en regiones como Cuyo, Comahue, el NOA y Centro, podrían tener un alto potencial de proyectos de este tipo de tecnología.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) otra vez rechazó permisos de generación eléctrica a proyectos renovables. En esta oportunidad fueron nueve proyectos del sector privado, por más de 1 GW de capacidad, los que vieron la negativa por parte de los comisionados que integran el organismo. 

El primero de esos proyectos fue el parque híbrido (solar + eólico) de 154,81 de potencia, correspondiente de la empresa Aora Generación Durango, la cual estimaba generar 413.3 GWh al año. 

Seguido de éste, fue el turno de la planta solar Colibrí, de 100 MW de capacidad y una generación estimada de 314.41 GWH/año; además del emprendimiento fotovoltaico DRG III (56 MW), la central Eólica del Golfo 4 (88 MW y producción anual estimada de 403.8 GWh) y Guacamayo Solar (150 MW y generación aproximada de  483.5 GWh/año). 

Y a eso se deben agregar los siguientes proyectos, que también fueron denegados del permiso de generación sin la exposición pública de los motivos de la decisión de la CRE:

Parque Solar Lomas de Ocampo II (30 MW – Producción estimada de 71.07 GWh/año)
Vientos de Panabá 1A y 1B (153 MW y  99 MW de capacidad, respectivamente)
Vientos de Sucilá (148.5 MW)
Vientos de Yucatán (198 MW)

Por otro lado, durante la sesión del órgano regulador coordinado en materia energética, los comisionados también desestimaron la modificación de la condición Tercera, relativa al aprovechamiento de la energía eléctrica, y Cuarta, vinculada con los planes de expansión, entre las que se encontraban dos plantas solares y tres eólicas, que sumaban 545,43 MW de capacidad.

Dichas centrales fotovoltaicas pertenecen a Energía Limpia de la Laguna (32.43 MW de potencia) y Salsipuedes Solar (30 MW); mientras que uno de los parques es de Iberdrola (105 MW) y los otros dos al complejo Ventika de Acciona (252 MW y 126 MW). 

Y esta no es la primera vez que CRE rechaza permisos de proyectos renovables en el año, dado que a fines de enero y marzo se dieron situaciones muy similares, aunque no con la magnitud de la potencia en juego como en esta oportunidad. 

Un sólo proyecto tuvo autorización

De todos modos, Comisión Reguladora de Energía aprobó la modificación de la Condición Segunda, relativa al programa, inicio y terminación de obras del parque fotovoltaico de 300 MW de Atlas Renewable Energy, que se ubicará en el Estado de Campeche. 

La provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur presentó su Plan Estratégico para el desarrollo del Hidrógeno, denominado “Hidrógeno TDF, nace una nueva economía regional”. Plan que busca poner en valor la posición geográfica, política, y las diferentes características provinciales.

Y a poco de haber anunciado una inversión de 500 millones de dólares para producir H2V a partir de un parque eólico de 160 MW de capacidad en la localidad de Río Grande, al norte de TDF, las autoridades fueguinas dieron a conocer el estudio de prefactibilidad técnico-económico de proyectos de inversión de dicho vector energético y sus derivados, que llevó casi un año de trabajo. 

Gustavo Melella, gobernador de la provincia, aseguró que “es una oportunidad histórica” y que “Tierra del Fuego prevé la ampliación de su matriz productiva, en buscar todas las maneras de generar más empleo y, dentro de ese plan, se encuentra la producción de energías renovables y de hidrógeno, que hoy es hacia donde el mundo está mirando”. 

Mientras que Martín Guglielmone, director de Fractal Argentina, fue el encargado de explicar el estudio y, anticipadamente, detalló que el mismo se realizó en base a una investigación del hidrógeno verde producido a través de la energía eólica. 

Y agregó que se efectuó un cálculo de costo nivelado que involucró factor de capacidad, LCOE, LCOH, almacenamiento, estructura impositiva local y más, comparando los resultados con los “targets” de los posibles sitios más competitivos del mundo en escenarios 2022, 2030 y 2050. 

Dentro de esos parámetros, se obtuvieron factores de capacidad eólica superiores al 55% en los casos analizados y “se convalidó la disponibilidad de tierras para desarrollar de 6 a 10 GW capacidad de proyectos onshore de H2V”, según mencionó el especialista. 

Asimismo, los resultados de prefactibilidad económica indicaron que el rango actual 2022 del costo nivelado eólico para TDF oscila entre 23,1 a 52,1 dólares por MWh, es decir por encima del target ideal. Pero que a 2050, el LCOE podría disminuir hasta alcanzar de 15,5 a 21,9 USD/MWh. 

“Y si bien los valores descenderá con el avance tecnológico, en un primer escenario de inversión necesaria es de seis mil millones de dólares para un parque de 2,55 GW, una planta de electrolizadores y almacenamiento por 2 GW, su central de agua y de NH3 correspondiente”, sostuvo Guglielmone. 

“Si esto lo multiplicamos por cinco, treinta mil millones de dólares en inversión es a lo que puede aspirar Tierra del Fuego en toda su extensión. Estos valores son muy importantes, pero para acceder a esos mercados mundiales y lograr la escala necesaria, probablemente necesitemos más territorio, por lo que le sugerimos trabajar el tema de manera regional con Santa Cruz, Chubut y Chile”, agregó.

De todos modos, aclaró que es una oportunidad que “está en los papeles” y que se debe desarrollar la cadena de valor, ya sea la demanda, la producción, logística del transporte, riesgos tecnológicos y más. 

“Es posible, pero entre todas las partes interesadas se tendrá que recorrer un camino largo, con muchas dificultades, en el que se tendrán que ayudar a amenizar para caminar. Aunque si se logra, el país se puede beneficiar con todo un ecosistema productivo muy interesante”, concluyó el director de Fractal Argentina. 

Con la calificación AAA, la categoría más alta en el informe de financiabilidad de PV ModuleTech más reciente, Trina Solar se ha convertido en el único proveedor de módulos que logra la calificación AAA de PV Tech y el fabricante de módulos fotovoltaicos de nivel 1 de BNEF.

BNEF ha desarrollado un sistema de niveles para productos de módulos fotovoltaicos basado en la rentabilidad y un conjunto de criterios estrictos, para crear una diferenciación transparente entre los cientos de fabricantes de módulos solares en el mercado. La presencia continua de Trina Solar en la lista de nivel 1 demuestra el reconocimiento mundial de la industria por sus módulos de calidad, credibilidad de marca y fuerte competitividad en el mercado.

Fiabilidad: superación de pruebas rigurosas de PVEL y RETC

El excelente rendimiento de los módulos Vertex de 210 mm de Trina Solar se ha confirmado exhaustivamente mediante secuencias de prueba exhaustivas y estrictas. Los módulos Vertex de 210 mm han sido probados por PVEL, RETC y muchas otras agencias de pruebas de confiabilidad de renombre mundial.

Toda la serie Vertex, incluidos los módulos de ultra alta potencia de más de 600 W, han superado las secuencias de prueba del Programa de calificación de productos de PVEL y, por octavo año consecutivo, Trina Solar fue nombrada de mejor desempeño. Entre las empresas de la lista Tier 1, solo siete participaron en ambas pruebas, siendo Trina Solar una de ellas.

Bancabilidad al 100% y calificación AAA que valida la confianza global

Trina Solar se ha ganado la confianza y el reconocimiento de clientes de todo el mundo con sus productos altamente confiables, y su bancabilidad se mantiene en el nivel más alto.

Trina Solar obtuvo una puntuación del 100 % en la encuesta de bancabilidad de BNEF en cada uno de los seis años hasta 2021 y es un fabricante de módulos fotovoltaicos de nivel 1, siguiendo la calificación AAA en el informe de bancabilidad de PV ModuleTech.

Capacidad de producción que alcanza los 65 GW en 2022

Trina Solar dijo en su informe financiero para 2021 que planea alcanzar los 65 GW en capacidad de producción de módulos este año. PV InfoLink proyectó a principios de este año que la capacidad de la celda de 210 mm alcanzará los 297 GW en 2022 y la capacidad del módulo aumentará a 300 GW.

La nueva capacidad es esencialmente el resultado de la compatibilidad descendente de 210 mm, lo que indica que el uso de 210 mm se ha convertido en una tendencia de la industria. Como proveedor líder mundial de soluciones totales de energía inteligente y fotovoltaica, Trina Solar lleva mucho tiempo comprometida con el avance de la investigación y el desarrollo de tecnología, y con facilitar la aplicación y la popularización de la energía verde en todo el mundo.

De acuerdo a números del Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica (PRETOR), del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en España hay 130 instalaciones generadoras de biogás, con una producción estimada de 2,74 TWh.

En diálogo con Energía Estratégica, el presidente de la Asociación Española de Biogás (AEBIG), Francisco Repullo Almagro, comenta que la industria en el país se encuentra “en un estado optimista y con grandes expectativas”.

“El gran potencial de España, la creciente demanda de gases renovables para alcanzar los objetivos de descarbonización y los de autosuficiencia energética, hacen que tengamos la confianza de que su desarrollo será imparable e inminente”, asegura el directivo.

Siguiendo esta línea, describe algunos aspectos en los que el biogás puede atraer a miembros de la industria y parte de la sociedad: “Un punto es el medioambiental, la valorización de residuos, la generación de empleo en el medio rural, la producción de bioproductos, o la generación de una energía renovable, autóctona, local, almacenable y gestionable. Es un paradigma de la economía circular”.

No obstante, el dirigente de AEBIG  sostiene que el Gobierno debería incentivar más el desarrollo del biogás teniendo en cuenta que, a pesar de que España es el tercer país con más recursos para producir biometano de Europa, está atrasado respecto a sus pares. “No hay más que mirar a nuestro alrededor y aprender de los que casos de éxito que nos rodean, una de las pocas ventajas de llegar algo tarde”, observa de manera optimista el dirigente.

Y destaca: “Hay diversas formas de impulsar el biometano, desde ayudas al CAPEX, garantizar tarifas mínimas, desgravaciones fiscales, etc. Pero no sólo económicas, también la agilización de permisos y licencias, por ejemplo, es otro de los temas demandados por las empresas de este sector”.

Objetivos poco ambiciosos

Asimismo, Repullo Almagro hace hincapié en la hoja de ruta del biogás, advirtiendo que si bien marca un camino a seguir, en su opinión es “muy poco ambiciosa”.

“Marca un objetivo para 2030 de que un 3,5% del consumo de gas sea de biometano, mientras que otros países de nuestro entorno han aceptado el objetivo establecido por la Unión Europea de que sea del 10%”, explica Repullo Almagro.

Cabe recordar que, la hoja de ruta de esta tecnología es regulada por el Ministerio para la Transición Energética, y adjudica una línea de ayudas con un valor de €150 millones para proyectos singulares de biogás, y forman parte del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR).

Finalmente, da su opinión sobre el rol de los biogases en la transición energética, subrayando que todas las energías renovables son importantes para alcanzar la neutralidad climática en el 2050, objetivo del Plan Nacional Integral de Energía y Clima (PNIEC).

“No hay que olvidar, que el biometano es mucho más que una energía renovable, es también una tecnología “limpia y limpiadora”, ya que evita las emisiones de gases invernadero de la materias orgánicas en descomposición, además de las otras externalidades positivas que potencia en la industria y la sociedad”, indica Repullo Almagro.

“Vamos a comprar varias empresas de distintos sectores para posicionarnos como referentes en el mercado español de las renovables. Estaremos atentos a las nuevas tecnologías, no nos queremos estancar”, indica Mario Gómez, Presidente Fundador de TCI Gecomp.

Energía Estratégica está presente en la Feria Internacional Genera 2022 donde el ejecutivo confirma que tienen interés en ampliar la capacidad de su empresa de montaje eléctrico que abarca toda la fase de construcción y desarrollo para cubrir los grandes volúmenes de la demanda española.

Asimismo, adelanta que iniciarán una nueva sección para la gestión de carbono con la siembra de árboles. “Queremos tener una empresa de reforestación, de remediación medioambiental y ya compramos los viveros para comenzar este mismo año”, subraya el líder del Grupo TCI.

Por su parte, manifiesta estar atento al desarrollo de los biocombustibles, derivados del hidrógeno y de la captura de CO2 para el avance de la compañía.

Una empresa en constante crecimiento

El GRUPO TCI, nació en Almería, España, en el año 2007 con la fundación de TCI GECOMP, diseñando y construyendo plantas de energías renovables en varios países de Europa. Desde el año 2012 se ha expandido en Latinoamérica, siendo pionera en la construcción de grandes plantas fotovoltaicas en Perú, Chile, Uruguay y Argentina.

Como comentó a este medio su presidente, desde hace un año y medio volvieron a poner el foco en España y están cerca de igualar diez años de proyectos en Latinoamérica.

“El mercado en España está muy efervescente. Estamos muy atentos a las startup y a las empresas jóvenes que tienen buenas ideas para seguir apostando en tecnología y ser una empresa referente en el sector”, afirmó Gómez.

EI GRUPO TCI, opera en el sector de Energía e Infraestructura, en diseño de la ingeniería, construcción y operación de centrales solares de generación de energía eléctrica, líneas de transmisión y distribución de energía, como así también en nuevos proyectos de energías limpias.

La COP27 debe ser el momento en que los países se unan para poner las energías renovables en el centro de la acción climática. Este año, la Coalición Mundial de Energía Eólica para la COP27 se reunió para garantizar que los líderes mundiales reconozcan la necesidad urgente de un aumento masivo en el despliegue de la energía eólica para resolver las crisis gemelas del clima y la energía.

La Coalición anunció sus objetivos para la COP27 en el Día Mundial del Viento, un día para aprender sobre la energía eólica y las oportunidades que brinda para remodelar nuestros sistemas energéticos, descarbonizar nuestras economías e impulsar el empleo y el crecimiento económico.

Las emisiones globales de dióxido de carbono en 2021 fueron las más altas registradas, a pesar de que el IPCC pidió una emisión máxima para 2025 y una reducción a la mitad de las emisiones para 2030. Esas cifras demuestran el gran desafío en esta década. El enfoque de la COP27 en Sharm el-Sheikh debe ser pasar de los objetivos y las promesas a la acción y la implementación.

En particular, la Coalición pide:

Mayor ambición política y volúmenes disponibles para escalar hasta 390 GW de instalaciones anuales de energía eólica para 2030, en línea con una trayectoria de cero neto.
Reconocimiento global de la urgencia de desarrollar marcos de políticas y estructuras de cadena de suministro para la transición energética, y un enfoque de «emergencia climática y energética» para la formulación de políticas que pueda abordar las preocupaciones climáticas, energéticas y de seguridad.
Implementación de precios del carbono que reconozcan claramente los costos sociales de las emisiones de gases de efecto invernadero y la contaminación.
Creación de coaliciones entre la industria de las energías renovables y la comunidad financiera climática para mejorar la eficacia de los esquemas de apoyo internacional para la transición energética.
Reconocimiento de los beneficios y oportunidades de la energía eólica en la transición justa, que van desde la creación de empleo a gran escala hasta la revitalización de las comunidades locales.

Ante los peligros claros y presentes de la crisis climática y energética, la industria eólica está renovando su Viento. ¿Está usted en? campaña para la COP27, pidiendo a los gobiernos y partes interesadas que apoyen la rápida ampliación de la energía eólica y renovable.

Ben Backwell, CEO de GWEC, dijo: “La energía eólica puede transformar los sistemas de energía en todo el mundo, y se puede hacer ahora mismo a un costo competitivo. El secretario general de la ONU, António Guterres, dice que se está acabando el tiempo para mantener vivos los 1,5 grados. La AIE dice que para mantener al mundo en el objetivo de cero neto, la industria eólica debe instalar 390 GW al año para 2030. La situación es crítica y el momento de actuar es ahora.

“La situación en Ucrania ha puesto al descubierto los peligros de la dependencia mundial de los combustibles fósiles. La industria eólica puede desempeñar un papel vital en la creación de sistemas de energía resistentes, seguros y sostenibles que cumplan con las promesas de cero emisiones netas. Las decisiones políticas deben reflejar el papel central de la energía eólica en la transición energética. Los líderes deben acelerar y agilizar las aprobaciones de proyectos eólicos, modernizar las redes, establecer objetivos de energía renovable alineados con París que brinden certeza a los inversores y desarrolladores y garantizar que exista una cadena de suministro de energías renovables saludable y sostenible”.

Joyce Lee, presidenta de la Coalición Mundial de Energía Eólica para la COP27, dijo: “La ventana para cumplir con nuestro objetivo de París de un camino de 1.5C se estrecha cada año. Cuando se trata de escalar la energía eólica para mitigar el cambio climático y descarbonizar los sistemas energéticos, los gobiernos, la industria y los ciudadanos no pueden permitirse retrasar más la acción y la cooperación. Actualmente, la industria instala alrededor de 95 GW de capacidad de energía eólica por año en todo el mundo, pero esta cifra debe cuadriplicarse para 2030 para cumplir con nuestros objetivos de 1,5 °C y cero neto. Estamos de acuerdo con el viento, y la Coalición Mundial de Energía Eólica para la COP27 trabajará para garantizar que todos los gobiernos y organismos internacionales también estén de acuerdo con el viento, para que la industria pueda ofrecer energía limpia para todos”.

Las emergencias climáticas y energéticas que se enfrentan en todo el mundo han puesto de relieve los grandes riesgos del Pacto Climático de Glasgow. Los formuladores de políticas ahora están buscando energías renovables para restaurar el orden y la seguridad energética.

La industria eólica, liderada por la Coalición COP27, está lista para trabajar con los gobiernos para aumentar el crecimiento de la energía eólica mientras aborda los desafíos globales actuales con la cadena de suministro, los costos de los productos básicos y los marcos de políticas efectivos.

Detalles de la coalición

La Coalición Mundial de Energía Eólica para la COP27 (Global Wind Energy Coalition for COP27), una iniciativa liderada por el Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC), es un grupo de múltiples partes interesadas de las principales empresas y asociaciones de energía eólica de todo el mundo comprometidas con aumentar la capacidad de energía eólica para limitar los impactos peligrosos. del cambio climático. Los miembros incluyen: Vestas, Siemens Gamesa Renewable Energy, GE Renewable Energy, Iberdrola, Ørsted, Mainstream Renewable Power, DNV, SSE Renewables, Corio Generation, Gazelle Wind Power, Lekela Power Egypt, el Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC), RenewableUK, WindEurope , la Asociación de Energía Eólica de Sudáfrica (SAWEA), la Asociación del Sector Eléctrico de Kenia (ESAK), la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEolica), la Asociación China de Energía Eólica (CWEA), la Asociación China de la Industria de Energía Renovable (CREIA) y Energía Limpia (ACP).

Para obtener más información sobre la campaña COP27 de la industria eólica mundial, visite el sitio web de la campaña aquí.

El pasado 26 de mayo, la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE) lanzó un llamado con el propósito de solicitar información con respecto a iniciativas de la industria nacional que estén en etapa de idea, pre-factibilidad, o factibilidad que contemplen consumo de hidrógeno verde o producción a pequeña escala para satisfacer una demanda industrial local.

La convocatoria está abierta para la industria, consultores, desarrolladores, universidades, y gobiernos regionales y podrán realizar su Presentación de Manifestaciones de interés hasta el próximo miércoles 22.

Desde la entidad explican que “con la información que se colecte se generarán insumos clave para futuras versiones del instrumento de apoyo al desarrollo de proyectos piloto”.

“Con el llamado a manifestación de interés se busca caracterizar, por cada territorio, una incipiente cartera de proyectos que contemplen consumo local de H2V en alguna de las siguientes configuraciones;

1) proyecto de consumo de H2V que busque un proveedor de este nuevo energético a nivel local,

2) proyectos de consumo de H2V que contemplen la autoproducción in situ

3) proyectos de producción de H2V de pequeña o mediana escala para proveer el nuevo energético a proyectos del tipo A (consumo local sin acceso a H2V). En caso de existir proyectos que salgan de estas tres alternativas también será interesante tener información de estos”, resaltan.

Y señalan que, una vez finalizada la etapa de consulta pública, y dependiendo de sus resultados, se podrá convocar a un llamado de postulación de proyectos a ser acelerados por este instrumento, convocatoria en la que se especificarán todos los detalles a solicitar.

Los interesados podrán realizar consultas relativas al proceso RFI mediante correo electrónico dirigido a aceleradorah2v@agenciase.org utilizando el asunto “RFI + Nombre del Consultante”, debiendo reemplazar nombre del consultante por la organización correspondiente. No se aceptarán consultas por otro medio.

Antecedentes

La estrategia nacional de hidrógeno verde (H2V) del Ministerio de Energía describe las oportunidades, el potencial del país, y las principales acciones necesarias para posicionar al H2V como un nuevo elemento estratégico hacia la descarbonización.

Adicionalmente, Chile a la fecha ya ha dado señales concretas con el objetivo de potenciar tanto la industria de la producción cómo también la aceleración de proyectos de demanda local.

Por un lado, CORFO adjudicó 50 millones de dólares a proyectos tanto de exportación, como también de provisión, de H2V a industria nacional de gran tamaño, como también la aceleradora de H2V financiará 2 proyectos de escala más local.

En este sentido, y durante los últimos dos años, se han identificado una serie de proyectos de tamaño mediano-menor, como también se han posicionado una serie de Hubs, o clusters tecnológicos, que estarían interesados en acceder a consumo y/o producción de H2V a lo largo del país.

Además de la estrategia nacional de H2V, el Ministerio de Energía en conjunto con la Agencia de Sostenibilidad Energética buscan contribuir en la aceleración de proyectos medianos-pequeños mediante una serie de apoyos técnico-económico con miras a que estas iniciativas se implementen en el corto plazo.

Para esto, la Aceleradora de H2V durante el año 2021 permitió identificar desafíos, necesidades, y oportunidades que facilitarán la creación de futuras nuevas experiencias en la demanda nacional.

Algunos de estos aprendizajes fueron:

-validar el interés nacional en el segmento de 1 kW a 1 MW de capacidad de electrolizadores (27 postulaciones recibidas de múltiples segmentos de la industria),

-se identificaron barreras en el acceso a la producción de H2V más aun considerando que los primeros proyectos de producción en el país estarán comisionados a finales del 2025,

-se evidenció la complejidad del desarrollo de los proyectos al depender de actores con conocimientos multidisciplinarios, y finalmente,

-se experimentó la dificultad de acceder a los proveedores tecnológicos. Por todos los motivos mencionados, y en miras a proveer herramientas de apoyo técnico-económico, acercar la regulación a la industria local, llevar el H2V al territorio, y generar capacidades en el país, se hace necesario tener experiencias prácticas que permitan visualizar los desafíos de los posibles escalamientos tecnológico, como también acelerar la creación de capital humano avanzados en el país.

Tierra del Fuego recientemente presentó su plan estratégico provincial el desarrollo del hidrógeno, en el cual prevé que se podría instalar de 6 a 10 GW de capacidad eólica dedicada a la producción de H2V. 

Sin embargo, durante el evento se planteó un posible punto de relevancia para el crecimiento de este vector energético en Argentina: la actualización del marco normativo, teniendo en cuenta que la Ley Nacional N° 26123 ya cumplió su vigencia estipulada, dado que fue promulgada en 2006. 

Gustavo Melella, gobernador de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, no fue ajeno a este debate y se refirió a dicho tema, alegando que, “en términos personales” no cree que haga falta una ley. 

“En algunos países, uno necesitaría una ley para tener seguridad jurídica. Pero en la provincia creemos que no, queremos que las empresas inviertan y tengan los recursos y, dentro de lo normal, puedan manejarse por sí mismos”, mencionó. 

Pero sí reconoció que “a veces es necesario tener un marco regulatorio”, como podría serlo en el país. ¿De qué manera debería desarrollarse?, fue la gran pregunta, a lo que Melella contestó que es necesaria una mesa de trabajo entre el sector público y el privado, “porque a veces el Estado es un gran burócrata y eso entorpece los procesos productivos, desarrollos e inversiones”. 

“Y me parece que debería tener más peso y condicionamiento desde el sector privado, es decir, participación con más fuerza que nosotros (el gobierno) que estamos para acompañar”, agregó. 

Asimismo, Gustavo Béliz, secretario nacional de Asuntos Estratégicos, también se refirió sobre esta cuestión regulatoria y aseguró que desde el ejecutivo ya trabajan en una estrategia y que esperan presentar “muy rápidamente” una ley nacional que enmarque las iniciativas vinculadas al hidrógeno. Aunque no brindó detalles al respecto. 

¿En qué estado está el proyecto de ley? Hasta el momento, en la Cámara de Diputados de la Nación sólo se presentó una iniciativa, desarrollada por la Plataforma H2 Argentina e ingresada al Poder Legislativo por el ahora ex diputado Gustavo Mena. 

“Es el único texto que está activo en la Cámara y hay una intención de moverlo según conversamos con diversos legisladores”, comentó Juan Carlos Villalonga, Presidente de Globe y miembro de la PlataformaH2 Argentina, en diálogo con Energía Estratégica. 

De todos modos, el especialista vaticinó que están trabajando en una revisión detallada de ese proyecto que permita encontrar posibles mejoras y ajustes para presentarlo “cuando el debate se dé” y así ofrecer algunas “opciones superadoras” al texto. 

“Debe contener el desarrollo del hidrógeno, por lo menos, para los próximos diez años, que son cruciales para poner al país en una senda que, hipotéticamente, puede convertirnos en un exportador de H2”, concluyó Villalonga. 

Exactamente sesenta días después de alcanzar los 15 gigavatios (GW), Brasil acaba de superar una nueva marca histórica, la de los 16 GW de potencia instalada de fuente solar fotovoltaica, sumando las grandes plantas y los sistemas de generación propia de energía eléctrica en techos. , fachadas y pequeñas parcelas.

Según la entidad, la fuente solar ya trajo a Brasil más de R$ 86,2 mil millones en nuevas inversiones, R$ 22,8 mil millones en las arcas públicas y generó más de 479.800 empleos desde 2012. Esto también evitó la emisión de 23,6 millones de toneladas de CO2 en generación eléctrica.

Para el director general de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia, el avance de la energía solar en el país, a través de grandes centrales y de generación propia en viviendas, pequeñas empresas, propiedades rurales y edificios públicos, es fundamental para el desarrollo social, económico y ambiental de Brasil. “La fuente ayuda a diversificar el suministro eléctrico del país, reduciendo la presión sobre los recursos hídricos y el riesgo de aumentos aún mayores en la factura eléctrica de la población”, comenta.

“Las grandes plantas solares generan electricidad a precios hasta diez veces más bajos que las termoeléctricas fósiles de emergencia o la electricidad importada de los países vecinos hoy, dos de los principales responsables del aumento de tarifas a los consumidores”, añade Sauaia.

Según el análisis de la entidad, el sector espera un crecimiento acelerado este año de los sistemas solares en operación en Brasil, especialmente de los sistemas solares de autogeneración, principalmente como resultado de la entrada en vigor de la Ley N° de generación propia de energía.

“Es, por tanto, el mejor momento para invertir en energía solar, precisamente por el periodo de transición previsto en la ley, que garantiza hasta 2045 el mantenimiento de las normas vigentes para los consumidores que instalen un sistema solar en el tejado hasta enero de 2023. ”, explica Ronaldo Koloszuk, Presidente del Consejo de Administración de ABSOLAR.

Brasil tiene aproximadamente 5,1 GW de potencia instalada en grandes plantas solares, equivalente al 2,6% de la matriz eléctrica del país. Desde 2012, las grandes usinas solares ya trajeron a Brasil más de R$ 27,0 mil millones en nuevas inversiones y más de 152 mil puestos de trabajo, además de proporcionar una recaudación de R$ 8,4 mil millones a las arcas públicas.

En el segmento de generación propia de energía, hay más de 10,9 GW de potencia instalada de fuente solar. Eso equivale a más de R$ 59,2 mil millones en inversiones, R$ 14,4 mil millones en cobranzas y más de 327.800 empleos acumulados desde 2012, repartidos en las cinco regiones de Brasil. La tecnología solar se utiliza actualmente en el 98% de todas las conexiones de autogeneración del país, liderando claramente el segmento.

Al sumar las capacidades instaladas de las grandes usinas y la generación propia de energía solar, la fuente solar ocupa el quinto lugar en la matriz eléctrica brasileña. La fuente solar ya superó la potencia instalada de las termoeléctricas alimentadas con petróleo y otros combustibles fósiles en la matriz eléctrica brasileña y se acerca rápidamente a la potencia instalada total de las centrales que utilizan biomasa como fuente principal.

Según Koloszuk, además de ser competitiva y asequible, la energía solar es rápida de instalar y ayuda a aliviar el bolsillo de los consumidores, reduciendo sus costos de electricidad hasta en un 90%. “La energía eléctrica competitiva y limpia es fundamental para que el país recupere su economía y pueda crecer. La fuente solar es parte de esta solución y un verdadero motor de generación de oportunidades y nuevos puestos de trabajo”, concluye el presidente del Consejo.

Atlas Renewable Energy, un generador internacional de energía renovable, adquirió un proyecto eólico en el estado brasileño de Minas Gerais del productor y proveedor de energía francés Voltalia.

El proyecto, denominado Juramento, tendrá una capacidad de generación de 378 MW y estará compuesto por 63 aerogeneradores. Juramento es el segundo proyecto eólico que desarrollará Atlas Renewable Energy, después de que la empresa anunciara el mes pasado la firma de un Acuerdo de Compra de Energía* (PPA) con Enel Energía Chile para el desarrollo del portafolio eólico Alpaca (417 MW).

A diferencia de Alpaca, Juramento no cuenta con un *PPA por el momento, y se encuentra abierto a compradores que busquen fuentes de energía renovable en Brasil.

«Con Juramento seguimos ampliando y diversificando nuestra oferta de productos en todas las regiones en las que operamos», dijo Luis Pita, Gerente General de Atlas Renewable Energy en Brasil.

«Este proyecto está actualmente disponible para cualquier gran consumidor de energía que busque un PPA para la transición de fuentes de energía convencionales a renovables», agregó.

Juramento generará 1.650 GWh al año, lo que equivale a beneficiar a 799.524 familias brasileñas, evitando 123.750 toneladas de CO2 (est.), lo que podría compararse con retirar más de 49.500 vehículos de las calles de Sao Paulo. La estructura de la transacción será revisada y finalizada por el Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE) de Brasil en los próximos días.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, mantuvo una reunión virtual con el viceministro de Electricidad y Energías Alternativas de Bolivia, Edgar Caero, la secretaria de Minería y Energía de Salta, Flavia Royón, y otros funcionarios del área de Energía del Estado Plurinacional de Bolivia y de la provincia de Salta, con el objetivo de avanzar en el intercambio binacional de energía eléctrica.

La obra de interconexión permitirá un abastecimiento abundante y confiable a la ciudad de Tartagal y a localidades vecinas como Orán, Piquirenda, Tabacal, Pichanal, Senda Hachada y Dragones, aliviando el vínculo con San Juancito. El intercambio eléctrico de hasta 120 MW reducirá las emisiones contaminantes y los costos derivados de la generación eléctrica con combustibles líquidos.

A través de la interconexión internacional de intercambio de oportunidad Argentina podrá comprar energía eléctrica “cuando quiera”, siempre que el precio ofrecido en cada tramo horario por Bolivia resulte conveniente, según el acuerdo de intercambio firmado entre ambos países en 2015.

La obra de interconexión consiste en una doble terna de 132 kV de 110 km entre la Estación Transformadora en Yagacuá (Bolivia) y la ampliación ya concluida de la ET Tartagal, en Salta.

Estuvieron presentes también en la reunión el presidente de la Empresa Nacional de Electricidad de Bolivia (ENDE), y otras autoridades de la corporación estatal boliviana, así como el director general de Energía e Hidrocarburos de Salta, el director de Energía Eléctrica de esa provincia y el presidente del Ente Regulador de Servicios Públicos de Salta (ENRESP), Carlos Saravia.

La emisión de un reglamento de tarifas, un reglamento de servicios públicos, normas de calidad tanto para el nivel de transmisión como distribución, marco para generación distribuida, así como las propuestas de normas de servicios complementarios son algunos de los legados que fueron dejando profesionales del sector en su paso por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).

Entre ellos, el Ingeniero Gerardo Antonio Salgado con más de 30 años de trayectoria en el sector eléctrico, colaboró con su conocimiento para la elaboración de algunos de ellos y hoy, tras 7 años de labor en la CREE, se despide de su cargo como comisionado no sin antes compartir su balance con Energía Estratégica:

«Todos los avances que habíamos trabajado los considero marginales ante la desaparición de un mercado como originalmente se planteaba en la Ley General de la Industria Eléctrica», se lamentó.

Y es que en su retrospectiva del mercado eléctrico hondureño, mencionó que la reforma eléctrica llegó a cambiar las reglas del juego y a deshacer las bases en las cuales se fundamentó buena parte de la regulación que se emitió durante estos siete años de trabajo y que fomentaban principalmente la competitividad del sector eléctrico.

“Me siento incómodo diciendo que hay logros. Con la reforma, cualquier paso significativo que se haya conseguido deja de tener sentido”, consideró.

En concreto, preocupa el paso de un mercado abierto competitivo a un mercado integrado verticalmente, a partir de la vigencia de la Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social.

“Estamos en un punto en el cual no sabemos qué es lo que va a suceder porque se está restringiendo al mercado”, cuestionó.

“Se atribuye a la ENEE exclusividades e inclusive se plantean limitaciones a la participación privada con la reforma eléctrica. Y el mercado abierto que se había pensado con clientes libres, contratos entre privados y licitaciones se limitó enormemente”.

En tal sentido, mencionó que hace más de un año ha trabajado en las bases de la licitación que aún sigue pendiente convocar y alertó que no han recibido respuestas de la autoridad.

“Nosotros elaboramos esos documentos hace más de un año y hemos estado dándole seguimiento a los avances, porque la ley mantiene la obligación de las empresas distribuidoras de hacer licitaciones para la compra de nueva capacidad”

“Hemos enviado al menos dos solicitudes para que se nos comunique los avances y no hemos tenido respuesta. Pareciera que, o se quieren tomar más tiempo para analizar la necesidad de compra de capacidad o están buscando otro mecanismo”, se apenó.

Al respecto es preciso remarcar que la reforma eléctrica no elimina la necesidad de nueva capacidad y contempla además del mecanismo de licitación, la renegociación de contratos, la ampliación de contratos con las empresas que estaban participando en el mercado de oportunidad y contratos BOT de manera directa.

“Si esta entrevista hubiera sido antes del 16 de mayo se podrían haber dicho muchas cosas positivas. Pero a la luz de la reforma, se complica resaltar los aportes que habíamos realizado a través del reglamento del servicio eléctrico, las normas de calidad para asegurar los mecanismos de prestación de un servicio bajo condiciones que reúnan estándares internacionales y otros instrumentos que se impulsaron en estos siete años y que son buenos para el mercado, pero que hoy son marginales”.

Greenwood Energy, subsidiaria de energía renovable en Latinoamérica para Libra Group, persigue ser un jugador distinguido en el mercado panameño por su oferta de triple impacto. Este año, las fichas del tablero se acomodaron y podrán concretar su primer proyecto de envergadura en el país que une a las Américas. 

La importancia no radicaría sólo en que a partir de este inicien con contratos en Panamá, el proyecto resulta emblemático por la manera en la cual lo estructuraron y están llevando a cabo. 

En lo relativo a contratos, este convenio marco de colaboración suscrito con la Universidad de Panamá involucra un contrato PPA para la compraventa de energía, un lease para alquiler de la tierra y un contrato BOT para transferir el activo al año 20. 

Ahora bien, según indicó Menelao Mora, Country Head Panama de Greenwood Energy: “la energía no es la punta de lanza”. 

“Fuimos más allá con este proyecto. Lo que suscribimos es todo un convenio de colaboración a partir del cual no sólo vamos a ejecutar una planta solar sino que también se incluyen iniciativas significativas, tales como desarrollar una carrera de energías renovables para la Universidad”.

Aquello iría en línea con el mandato de George Logothetis, Chairman de Libra Group. Según precisó Menelao Mora desde la casa matriz insisten en que los proyectos deben tener un impacto social y ambiental además de económico. 

“Al final del día, la Universidad recibirá 30 millones de dólares pero los beneficios irán más allá”, subrayó el referente de Greenwood Energy en Panamá. 

Y ejemplificó: “Estamos creando una bolsa de 2 cv por kWh generado para investigación, estamos ofreciendo becas y formando docentes. No es solo el ahorro por lo generado con energía limpia vs lo que estás pagando en el mercado”.  

En conversación con Energía Estratégica, Mora puso a consideración que tampoco es un detalle menor el componente educativo de este proyecto ya que se espera que a partir de este se genere un efecto multiplicador atrayendo a nuevas generaciones al sector de las energías renovables.

De allí que el referente de Greenwood en Panamá aclare que en la construcción de los 40 MW se contemple además la distribución de instalaciones de 5kW de capacidad fotovoltaica en varios puntos de la universidad para que cada vez más estudiantes puedan familiarizarse con la tecnología. 

Nicho de mercado   

Según reveló Menelao Mora, Country Head Panama de Greenwood Energy, la estrategia de la compañía para ampliar sus negocios en Panamá incluye fortalecer su oferta para instituciones académicas. 

“En Panamá existen oportunidades de crecer junto a varias universidades. De hecho, la Universidad de Chiriquí o la Universidad Tecnológica de Panamá son puntos a los que creo que podemos dedicarnos a hacerles propuestas adicionales, una vez que hayamos avanzado con el primero”, señaló el referente empresario.

Aquello no sería todo. Ganar terreno en generación distribuida y, en específico, el suministro energético para entidades públicas también sería prioridad para Greenwood.

“Hemos visto con muy buenos ojos la política del gobierno de la Secretaría de Energía a través de su agenda de transición energética. Está muy bien diseñada con vistas a dar un cambio en la matriz energética de Panamá. Ahí, entra un capítulo que es generación distribuida que podemos aprovechar porque el mercado ha madurado. Seguiremos en el nicho de educación pero la generación distribuida en entidades públicas, escuelas, hospitales y demás centros de salud también nos interesa por el impacto que pueda crear”.

En tal sentido, es preciso aclarar que si bien Greenwood no se dedica a la construcción de instalaciones, cuenta con un equipo de ingeniería y músculo financiero para impulsar junto con el aliado adecuado muchos más proyectos renovables en Panamá.

Descomprimida la agenda del Gobiernoter de temas urgentes, como la publicación de la excepción ibérica para mitigar el precio de la energía, el ejecutivo liderado por Pedro Sánchez estaría en condiciones de lanzar la tercera subasta de renovables antes de que termine junio. 

De acuerdo a fuentes de la industria, en lo que resta del mes, se publicarán los documentos definitivos que dan lugar a esta convocatoria que incluye 500 MW: 200 serán producidos a partir de energía termosolar, 140 MW de fotovoltaica distribuida, otros 140 de biomasa y 20 más de “otras tecnologías”.

El 15 de octubre sería la fecha en la que se recibirán las ofertas. Mientras se aguarda a la confirmación, los diferentes sectores empresariales se mantienen entusiastas y expectantes a las condiciones para adaptar los proyectos. 

Días atrás, referentes de la asociación de biomasa comentaron a este medio que esperan seguir creciendo por encima de los 1.000 MW de potencia instalada y esta subasta significará un incentivo luego de 6 años sin convocatorias. 

Al igual que desde Avebiom, integrantes de Protermosolar afirman que esta licitación definirá el futuro de estas tecnologías. En este caso, las metas descriptas en el PNIEC establece 2.500 MW adicionales de potencia instalada hacia 2025 y otros 2.500 MW hacia 2030, hasta sumar un total de 7.300 MW.

Ambas cámaras coinciden en que, si se pretenden cumplir los objetivos propuestos en las hojas de ruta, será necesario que se hagan efectivos estos plazos para dar inicio a una nueva etapa de desarrollo de estas energías limpias de cara al 2025. 

El calendario del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) anunciaba la subasta para el 6 de abril, pero diferentes factores postergaron su publicación: propuestas realizadas por el sector privado para modificar el borrador, nuevos parámetros de la biomasa renovable fijados por la Unión Europea y la invasión de Ucrania que elevó aún más los precios y cambió la prioridad de los Gobiernos.

Desde el Gobierno indicaron que, en el caso de que no se adjudique la capacidad en su totalidad, lo que quede como excedente de potencia podrá ser asignado a otras tecnologías.

Es de destacar que el Plan Integral Nacional de Energía y Clima (PNIEC), se propone instalar 60 GW de renovables, para que el 74% de la producción eléctrica del país sea de origen verde hacia 2030. 

Fue en el marco de esta estrategia que se crearon en el 2020 estas subastas de energía renovable.

En las dos anteriores ediciones de subastas del REER que se han llevado a cabo, en enero y octubre del 2021 se han asignado en total 2.900 MW de tecnología fotovoltaica y 3.250 MW para la eólica.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en estricto cumplimiento de lo establecido en el Convenio de Lima, anuncia oficialmente la convocatoria para presentar las candidaturas al cargo de Secretario Ejecutivo para el periodo 2023-2025, que serán consideradas en la elección prevista para la LII Reunión Ordinaria de Ministros a realizarse el 15 de diciembre de 2022, en la ciudad de Panamá-Panamá.

Dado que existió ya una reelección en el 2019, el actual secretario ejecutivo, Alfonso Blanco, deja su cargo en el 2023, por no poder efectuarse una nueva instancia de reelección.

Esta convocatoria esta direccionada estrictamente a los ministerios de energía, secretarías o entidades que tengan a su cargo los asuntos relativos a la energía y cancillerías de los Estados Miembros de la Organización.

El nuevo Secretario Ejecutivo, será elegido por un período de tres años, con la posibilidad de una sola reelección.

Convenio de Lima

El Convenio de Lima es el tratado constitutivo que rige el funcionamiento del Organismo.

Organización Latinoamericana de Energía – Olade

Es un organismo de cooperación, coordinación y asesoría técnica, de carácter público intergubernamental, constituido el 2 de noviembre de 1973 mediante la suscripción del Convenio de Lima, ratificado por 27 países de América Latina y El Caribe, con el objetivo fundamental de fomentar la integración, conservación, racional aprovechamiento, comercialización y defensa de los recursos energéticos de la Región. Más información https://www.olade.org/olade/

“Esperemos que en las próximas semanas, con la reducción de temperatura y el paso de esta ola de calor, nos permitan ver precios por debajo de los que estamos”, soltó Teresa Rivera en una conferencia de prensa que concedió en Genera, de la que participó Energía Estratégica.

Allí la ministra de Transición Ecológica y Vicepresidenta Tercera de España enfatizó en que “el tope de gas está funcionando y de forma muy importante, porque si no hubiéramos visto precios superiores a los de Francia”.

Indicó que la tan ansiada baja en torno al 20% que se esperaba del tope al gas para la producción de energía eléctrica no llegó debido a la “situación extraordinaria que estamos viviendo”.

Explicó: “Ayer (por el miércoles 15 de junio) de nuevo batimos records de temperatura (en torno a los 40°), con picos de demanda muy importantes en un escenario en el que la generación de origen renovable cayó de forma muy importante”, sobre todo de la eólica.

“Más demanda, menos renovables, significa más (consumo de) gas, y, por tanto, el impacto de la medida se ve reducido”, resumió la funcionaria

Aseguró que el precio del día 15 de junio, que resultó en torno a los 250 €/MWh, “pudo haber sido de 280 o 290” €/MWh.

“O sea que sí funciona (la Excepción Ibérica) pero, obviamente, en un escenario de tensión como este el resultado no es lo que nos hubiera gustado”, defendió Ribera.

A esta situación, la funcionaria agregó externalidades que están empujando a precios del gas más altos, como el anuncio de Gazprom en empezar a reducir aún más la capacidad de suministro del fluido a Europa, a través del gasoducto Nord Stream

“Si el precio del gas habitualmente está en torno de los 10 o 20 €/MWh, ayer (por el 15 de junio) alcanzamos los 98 €/MWh”, sumó la ministra.

Y remató: “Afortunadamente tenemos una Excepción Ibérica que está en marcha y está funcionando, si no los precios serían muchos más altos”

La semana pasada, la Empresa Mendocina de Energía (EMESA) lanzó un concurso público para seleccionar interesados en adquirir dos proyectos de generación fotovoltaica ya desarrollados en Luján de Cuyo y Malargüe que, en total, suman 45 MW de capacidad. 

Proyectos destinados a presentarse en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) para lograr prioridad de despacho, teniendo en cuenta la importancia que ha tomado este segmento como uno de los principales drivers de crecimiento renovables del país. 

Y a poco de cumplirse el plazo para la presentación de ofertas, Energía Estratégica logró acceder al pliego de bases y condiciones de la convocatoria por las cuales Mendoza celebrará un contrato de adquisición y/o de cesión de acciones, ya sea en bloque o separadamente. 

Para ser precisos, el contrato permitirá que el inversor tenga derecho a concertar la adquisición del cien por ciento 100%) de los derechos de Malargüe (25 MW) y/o de Luján de Cuyo III (20 MW). En este último caso, será conjuntamente con las acciones de la sociedad anónima de propósito específico asignada. 

Mientras que el precio mínimo que se obliga a pagar en la oferta por MW de potencia a instalar se fijó en USD 2000 para el parque solar Malargüe y USD 2500 para Luján de Cuyo II. En tanto que el monto que se debiera a pagar en concepto de cesión de las acciones de las SPE a valor nominal por esa última central asciende a $100.000. 

El inversor interesado deberá suscribir el contrato de adquisición y/o cesión de acciones y abonar previamente el 60% precio base y del adicional sobre el mismo, o el 100% de cesión, según corresponda. 

El restante 40% de la primera opción mencionada se dividirá en dos etapas: un 20% dentro de los diez días hábiles de haber obtenido la habilitación comercial por parte de CAMMESA y otro 20%  dentro de los diez días hábiles tras finalizar el primer año de generación de energía.

De todos modos, la Empresa Mendocina de Energía aclaró que podrá cancelar el acuerdo y todas las habilitaciones y permisos correspondientes si el inversor no obtiene la asignación de prioridad de despacho en el plazo de dieciocho meses luego de la adjudicación de la presente convocatoria. 

Como así también si, habiendo obtenido la prioridad de despacho en el MATER, no se habilite comercialmente el parque renovable en dos años exactos desde la decisión de CAMMESA.

Y de concretarse, EMESA cederá el 100% de las acciones de las sociedades anónima de propósito específico, libre de gravámenes e inhibiciones, y demás documentación que acredite el cumplimiento de los permisos, habilitaciones y autorizaciones administrativas correspondientes a los proyectos, así como la habilitación del uso libre de ocupantes del terreno en cuestión. 

El proceso de asignación de capacidad de transporte de energía eléctrica que adelanta la UPME es un trámite administrativo frente a una entidad estatal y, como tal, debe ceñirse también a unos principios jurídicos y no limitarse a evaluaciones técnicas o eléctricas.

En ese sentido, las actuaciones administrativas deben superar diferentes filtros jurídicos que van desde una respuesta oportuna hasta una respuesta congruente, de fondo y clara. Por esta razón cada actuación debe ser revisada de manera exhaustiva, con lupa jurídica y regulatoria para identificar en qué falló y/o que le faltó a la entidad al momento de resolver una solicitud.

Cuando me refiero a que la respuesta debe ser oportuna me refiero a que lo solicitado debe atenderse pronta y rápidamente. Es decir, que la respuesta debe entregarse dentro del término legalmente establecido para ello y si se requiere ampliar el plazo de la respuesta la entidad debe explicar las razones en que justifica su ampliación.

Por otro lado, la respuesta debe ser clara y efectiva respecto de lo pedido, de tal manera que permita al promotor del proyecto conocer la situación real de lo solicitado.

Mucho cuidado con esto porque se ha puesto de moda responder con frases de cajón como que “en la aplicación de los criterios de seguridad, confiabilidad y calidad” o que el análisis de viabilidad de la conexión considera un “riesgo sistémico”. Pues no señores y señoras, la respuesta debe detallar y explicar las razones en que se sustenta una respuesta.

La respuesta a una solicitud debe ser clara para todos los niveles y todas las profesiones porque ese es el esfuerzo que debe caracterizar a un buen profesional. Entender y hacerse entender. De lo contrario, se puede estar desconociendo principios que rigen una actuación administrativa.

Otro punto importante es que la respuesta debe ser de fondo y congruente con lo solicitado. Con esto, lo que debemos entender es que todas las preguntas, solicitudes y pruebas requeridas deben ser respondidas. Pero además que lo respondido guarde coherencia con lo pedido.

Finalmente, poco derecho contencioso administrativo conoce el que considera que dentro de un procedimiento o actuación especial no son aplicables las reglas generales del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

De paso, también termina desconociendo el principio de subsidiariedad que invita a llenar los vacíos jurídicos con las normas de la primera parte de la Ley 1437 de 2011. Por aquello que nos enseñan a los abogados en primer año de derecho y es que la ley prevalece frente a las normas de inferior jerarquía

Advierto que mi mensaje no es que toda respuesta de la UPME deba ser a favor del solicitante promotor o dueño de un proyecto de generación de energía, ni más faltaba. Pero lo que sí quiero decir es que las actuaciones administrativas que adelanta la UPME deben cumplir un rigor jurídico, no solo eléctrico o técnico.

Con la presencia de más de 50 proveedores del sector, se realizó el seminario «Panorama del sector Energía, Hidrógeno Verde y oportunidades de desarrollo para proveedores de Atacama».

La iniciativa fue organizada por el Programa Territorial Integrado (PTI) Energía Atacama de Corfo, programa desarrollado con recursos del Gobierno Regional de Atacama y, cuyo propósito principal, es contribuir al desarrollo y fortalecimiento de proveedores de bienes y servicios locales, con el fin de aumentar su participación en proyectos y negocios de la industria energética y sus derivados.

En este encuentro se dieron a conocer los proyectos en cartera para la región, los desafíos que plantea la industria de Hidrógeno Verde, junto con la realización de un espacio de vinculación para los proveedores de la región de Atacama.

Al respecto, el gobernador regional, Miguel Vargas, valoró la iniciativa e indicó que “este es un programa, que funciona con recursos del Gobierno Regional de Atacama, y que apunta a desarrollar la industria energética en la región, que se generen encadenamientos y que tengamos la posibilidad de materializar más inversiones en este sector que está teniendo un desarrollo pujante en la región de Atacama”.

“Pero también es importante que tengamos buenas prácticas asociadas al sector, porque muchas veces el no cumplir los compromisos desencanta a muchos proveedores y proveedoras que manifiestan tener algún grado de dificultad con algunas iniciativas de inversión vinculada al sector de energía, por lo tanto, creo que este es un tema que también tiene que discutirse, tiene que evaluarse y ahí tomar algunas decisiones” indicó la autoridad.

Además, sostuvo: “Atacama es más que minería, Atacama está apostando con decisión por la diversificación de su matriz productiva y la energía representa una gran oportunidad de desarrollo”.

Por su parte, la seremi de Energía, Cecilia Sánchez Valenzuela, señaló: “Uno de los principales objetivos que tiene el PTI de Energía es fortalecer la cadena de valor de la industria energética, entregando mayores herramientas a los proveedores, así como también lograr mayor formación de capital humano, con enfoque de género”.

“Seguiremos trabajando en estos desafíos, porque es importante continuar fortaleciendo esta industria para que sea un aporte a nuestro territorio tanto en lo económico, como en lo social y también, en lo medio ambiental, es lo que nos ha pedido el presidente (Gabriel) Boric y haremos nuestro mayor esfuerzo por lograrlo”, puntualizó la funcionaria.

Y agregó: “Instancias como éstas, nos permiten conocer con mayor detalle el actual mercado energético local, para seguir generando acciones con el fin de fortalecer a las empresas locales. Hoy quisimos también, abrir un especio de conexión entre los diferentes proveedores, porque nos parece que es clave para el fortalecimiento de los mismos proveedores como de la industria energética en general”.

En tanto, el director (s) de Corfo Atacama, Pedro Maturana, afirmó que “este encuentro fue una gran oportunidad para conocer los requerimientos de las empresas mandantes de energía, así como también dimensionar el potencial que tiene el desarrollo de la industria de Hidrógeno Verde en el país”.

“Con el PTI, buscamos que las empresas locales retengan valor en el territorio a partir del desarrollo de la industria energética y creemos que se cumplió el propósito”, aseveró.

Y prometió “Proyectamos continuar el trabajo de este programa abordando desafíos como el desarrollo de energía fotovoltaica domiciliaria, en zonas rurales e incorporando iniciativas de hidrógeno verde que permitan el cambio de nuestra matriz energética tradicional”.

Al respecto, el delegado presidencial, Gerardo Tapia, destacó: “Nosotros como Gobierno del Presidente Gabriel Boric, vamos a impulsar y a sostener este tipo de iniciativas, para poder seguir generando las energías limpias que están instaladas en nuestro territorio, de manera sostenible”.

La actividad también contó con la participación de los seremis de Economía, Makarena Arias, y de Minería, Carlos Ulloa, del alcalde de Freirina, César Orellana y del concejal de la misma comuna, Claudio Lazcano.

Participantes

Entre los asistentes al seminario, destaca la participación de empresas regionales de distintos ámbitos y que buscan insertar su servicio en el rubro de las energías renovables de Atacama, provenientes de las diferentes provincias de la región.

Judith Castañeda de Amffal, comentó que “estamos motivados en poder desarrollar tecnología relacionada con el hidrógeno verde así que participamos de este seminario a fin de educarnos y saber cómo estamos con el tema regional y cómo lo estamos abordando”.

También, José Sexton, de José Sexton I.R.L., señaló que “desde que partió el PTI de Energía ha sido muy importante para nosotros, los proveedores, así que agradecer haber sido invitado a participar de este proyecto; y este seminario, excelente, muy bueno, porque nos abre una oportunidad de negocio, de trabajo y, lo más importante, es que los expositores nos abren una oportunidad de hacer un trabajo seguro para proveedores y trabajadores”.

María Valencia dejó de formar parte de la Agencia de Energía del Estado de Puebla (AEEP) tras poco más de dos años, en donde ocupó los cargos de subdirectora de Relación con la Federación, titular de la Unidad de Igualdad Sustantiva y, el más reciente, directora de Vinculación Institucional.

“Ha sido un gran honor trabajar en esta institución, verla crecer desde su creación y ser parte de sus resultados. Estoy orgullosa de las personas que la conforman y de lo que estamos haciendo por México”, destacó en sus redes sociales hace algunos días, cuando se despidió formalmente de la AEEP.

María comenzó dentro del sector energético a sus 21 años tras algunas experiencias en comercio exterior. Sus primeros pasos estuvieron relacionados con la Comisión Nacional de Hidrocarburos, pero a fines del 2019 y principios del 2020 se vinculó directamente con la Agencia de Energía de Puebla, cuando dicha entidad también iniciaba su recorrido en México.

Y a días de haber cumplido 26 años, la joven brindó una entrevista para Energía Estratégica en la que repasó su camino por la AEEP y comentó cómo seguirá vinculada con la sustentabilidad, las energías limpias y renovables, la transición energética y la igualdad de género.

“Tuve la oportunidad de colaborar en este proceso de arranque y estuve más involucrada en la estrategia de consolidar a la institución como un modelo de gobernanza subnacional. Es decir, el posicionar que pueden existir herramientas donde los propios estados tomen decisiones en cuanto a energía, ya que están más cerca de la sociedad y conocen sus necesidades, infraestructura y cuáles son los obstáculos que poseen”, manifestó.

“Y la innovación energética fue un tema importante dentro de la Agencia, pues no es un secreto que a nivel nacional hay un nicho de oportunidad de congregar esfuerzos en materia de innovación y fue ahí donde pude poner sobre la mesa al hidrógeno verde”, agregó haciendo alusión a una tendencia que avecinaba por aquel entonces y que hoy en día ya es una realidad.

Justamente, durante su gestión, Puebla avanzó en varios aspectos asociados a la innovación, entre ellos la búsqueda de ser pionera del H2V – incluso está en desarrollo un electrolizador junto a una universidad local – y fomentar la electromovilidad a través de diferentes propuestas.

Pero por otro lado, la especialista – y la agencia – también puso el foco en el liderazgo de la implementación de políticas de género, comenzando con un análisis organizacional de cómo se sentías los colaboradores y colaboradoras en términos de diversidad, inclusión, discriminación, acoso laboral, etc, que derivó en un plan de acción concreto.

“Nos propusimos ser referente en temas de género e implementarlo en proyectos de energía, visibilizando el rol de la mujer en la industria e invitar a las instituciones e iniciativa privada a aplicar estas prácticas”, mencionó durante la conversación con este portal de noticias.

“Todo ello hizo que fuera una experiencia bastante enriquecedora porque era la primera vez que podía colaborar en acciones locales y me di cuenta que en México se necesitan acciones de este estilo”, amplió quien también fue galardonada como una de las 100 líder del sector de la energía de México.

A eso se debe agregar que María también fue partícipe de la creación del Clúster Energético Poblano, asociación que integra al segmento privado, el académico y gubernamental y que, curiosamente, nació como una iniciativa del gobierno. Y que, a su vez, busca más offtakers con energía generada en el propio Estado.

Es decir que, con apenas poco más de 26 años, la ahora ex directora de Vinculación Institucional de la AEEP ya tiene un vasto recorrido y conocimientos sobre varios de los temas que poco a poco resuenan más a nivel global y dentro del propio México.

Por lo que no sorprendería encontrar a dicha joven dentro de algún otro proyecto relacionado a la transición energética y de las energías limpias y renovables en el corto plazo, aunque aún está analizando propuestas concretas.

“Puedo asegurar que aportaré a nivel local, porque fue una de las cosas que me ayudó mucho a acercarme a otros estados. Y me enfocaré en políticas de descarbonización, diversidad, inclusión y transición, tanto a nivel empresarial como en gobierno”.

“Creo que es hacia donde va el mercado y en México estamos con estos retos de implementar políticas que ayuden a la gobernanza de una organización, la perspectiva de género y que el mercado ya orilla en las empresas que ni siquiera son generadores de energía”, concluyó.

El futuro del sector energético se dirige hacia la generación de energía renovable, pero existe un camino que el sector debe recorrer para alcanzar un proceso sostenible en el tiempo a través, principalmente, de fuentes de generación cada vez menos contaminantes. Así lo sostuvo Rolando González Bunster, presidente y fundador de InterEnergy Group, casa matriz de CEPM y Evergo, durante su participación en la IV Cumbre de CEO de las Américas, organizada por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos, en Los Ángeles, California. 

“Tengo el firme convencimiento de que el futuro es renovable. Es una cuestión de tiempo. Pero no se trata únicamente de saltar hacia las energías renovables. Existe un proceso intermedio que debemos atravesar por una transición sostenible”, manifestó González Bunster.

En este sentido, InterEnergy Group ha desempeñado un papel líder en la región de Latinoamérica y el Caribe, donde este grupo tiene presencia, a través de un programa de descarbonización de sus plantas generadoras, y la sustitución del Heavy Fuel Oil (HFO) por energías más limpias, como el gas natural, el que se considera el combustible fósil con menor impacto medioambiental. “De la mano de nuestros socios de AES Panamá, estamos en el proceso de construcción de la planta de generación Generadora Gatún, la cual será la central eléctrica de gas natural más grande y eficiente de Panamá y Centroamérica, con una capacidad de 670 MW”, explicó el ejecutivo. 

Este impulso también lo traduce en innovadoras soluciones hacia sus clientes, como es el caso en Panamá de la Iniciativa SER (Suministro de Energía Renovables), un programa que permite combinar energías 100% renovables para suministrarla a sus grandes clientes; y el primer proyecto District Energy del Caribe, en el caso de la República Dominicana, sistema que utiliza la energía que se pierde de las operaciones de la planta, para generar agua caliente, vapor y agua helada utilizados por los hoteles.

En este país, según anunció el grupo a inicios de año, están liderando un ambicioso programa de descarbonización con la meta de convertir a la empresa CEPM en una de las primeras empresas eléctricas del mundo en llegar a tener cero emisiones netas, en esta década, a través de la instalación de 600MW de nuevas plantas de potencia solar, eólica, hidráulica de bombeo e hidrógeno verde a través de una inversión estimada de US$1,000 millones. Este plan parte de su iniciativa “CEPM Zero”, la cual aspira a convertir a la República Dominicana en el primer destino turístico que se convierta en un modelo sostenible global.

Transformación energética, a través de la movilidad eléctrica 

Otro de los puntos clave donde InterEnergy está marcando un liderazgo sin precedentes es el avance de la movilidad eléctrica a través de la instalación de la infraestructura de carga para vehículos eléctricos más sofisticada de la región, que este año sumará más de 4,000 puntos entre República Dominicana, Jamaica, Panamá, Puerto Rico, México, Paraguay, Uruguay y Aruba, entre otros muchos mercados de expansión. 

En este sentido, uno de los próximos proyectos del grupo, según anunció González Bunster, es la creación de la primera electrolinera de la región, es decir, una estación de servicio destinadas únicamente a vehículos eléctricos, que estará ubicada en la zona este de la República Dominicana. 

En definitiva, tal y como expresó Rolando González Bunster en este foro, esta compañía ha experimentado una transformación sin precedentes hacia la generación de energía limpia. 

“La experiencia nos ha demostrado, en nuestros 30 años de historia, que la evolución y progreso es una cuestión de tiempo. La transformación energética es un hecho; y, desde InterEnergy Group, mantenemos el liderazgo por una transición limpia hacia ese futuro, primariamente enfocada en la generación renovable”, concluyó el presidente de InterEnergy Group.

En el marco de su asistencia a la IX Cumbre de las Américas, Rolando González Bunster también participó en la Recepción de Resiliencia del Sector Energético del Caribe, ausipiciado por John Kerry, enviado especial presidencial de los Estados Unidos para el Clima, y la Agencia Internacional de los Estados Unidos para el Desarrollo (USAID); al que también asistieron el Sr. Roberto Álvarez, ministro de Relaciones Exteriores; el Sr. Antonio Almonte, ministro de Energía y Minas; entre otros importantes exponentes del sector público y privado. 

En este encuentro participó en un panel sobre el papel del sector privado en la transición hacia energías limpias y seguridad climática, bajo el título “Iniciativa de Seguridad Climática y Energética del Caribe (CESI) 2030”.

Como parte de la comitiva de InterEnergy Group, Rolando González Bunster estuvo acompañado por Roberto Herrera, gerente país de InterEnergy Group en República Dominicana, miembro de su consejo de directores y director ejecutivo de CEPM; y Mónica Lupiañez, gerente país del grupo en Panamá y directora de la División de Renovables.

«España se desarrolla en la velocidad equivocada», sentenció Teresa Ribera, durante la presentación del Reporte del Estado Global de Renovables 2022, presentado por REN21 en la Feria Genera. 

Para la máxima autoridad del Ministerio para Transición Ecológica y el Reto Demográfico, los logros obtenidos en fotovoltaica y eólica son pasos que deben completarse con el resto de las medidas que se tienen que impulsar en cuanto a: digitalización, democratización, descentralización y descarbonización. 

Estas son «las 4D» que guían el camino del avance en la apuesta por las energías limpias, como el único posible para contrarrestar lo que definió como «efectos en cascada de la dependencia energética»: falta de seguridad alimentaria, falta de capacidad de acceso a la energía y la pobreza energética. 

«Nos hemos quedado con una esperanza que no hemos materializado», remarcó la funcionaria. 

Asimismo destacó que existen ventajas competitivas que permitirán sobreponerse al desafío del cambio de la matriz energética: un marco estratégico seguro, abierto a mejoras en lo concreto; recursos disponibles; gran dimensión territorial; y la combinación de alianzas necesarias.  

“Hoy tenemos más razones para poner fin a la dependencia de los combustibles fósiles. Solo nos falta multiplicar por tres o, por qué no, por cinco y alcanzar una velocidad crucero en la expansión de las energías limpias”, subrayó Ribera.

Para sostener el liderazgo del país, cree que la clave es continuar colocando paneles solares en los tejados. 

Además, duplicar la tasa de despliegue de bombas de calor  e implementar medidas para integrar la energía geotérmica y solar térmica en sistemas de calefacción urbana y comunitaria modernizados. 

«Una recomendación para abordar la lentitud y complejidad de los permisos es también una invitación a reflexionar sobre cómo hacerlo, sabiendo que la protección ambiental, el respaldo social y la integración de soluciones es el equilibrio que necesitamos», manifestó Ribera. 

¿Qué se logró hasta el momento?

En 2021 en el país se alcanzó el récord de instalaciones fotovoltaicas de 4,9 GW de capacidad añadida, un 44 por ciento más que en 2030, elevando la capacidad total a 18,5 GW. 

Con un crecimiento anual del 36,7 por ciento, solo España representó el tres por ciento del crecimiento global de fotovoltaica y en 2022 se espera superar con creces esa cifra. 

Por su parte, continúa siendo líder mundial en capacidad acumulada de energía solar térmica concentrada, con 2,3 GW en 2021 y es el segundo país de Europa en capacidad eólica total, con 28,2 GW que solo son superados por Alemania. 

Según el Reporte del Estado Global de Renovables 2022, España ocupa el 8° lugar en capacidad renovable instalada, 7° en capacidad renovable per cápita y 29° en cuanto a la cuota de renovables en el consumo total de energía. 

Este martes, el Consejo de Ministros aprobó el Real Decreto 451/2022, propuesto por el Ministerio para la Transición Energética y el Reto Demográfico (MITECO), con el que establecen la concesión de 499 millones de euros, para financiar los programas estratégicos de ambas comunidades autónomas.

“Siempre es buena toda ayuda que sea para desarrollar e impulsar las renovables en España. Pero en particular Baleares y Canarias, son muy buenas noticias”, destaca José María Moya, Director General de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA), en diálogo con Energía Estratégica.

Según el Gobierno, estas partidas generarán una inversión del sector privado por encima de los 1.000 millones en áreas como el autoconsumo, las comunidades energéticas, las renovables innovadoras, el almacenamiento y la movilidad eléctrica. 

De acuerdo al MITECO, el autoconsumo se multiplicará en ambas comunidades autónomas, así como el despliegue de la infraestructura de recarga, con la instalación de 3.150 nuevos puntos públicos

Asimismo, Moya comenta que, si España es un paraíso natural en cuanto recursos renovables, “las islas lo son aún más”. Además, resaltó que la aprobación de estas ayudas es un ejemplo del impulso, el desarrollo y la apuesta por las renovables a nivel nacional, en este caso por parte del gobierno.

“Esta concesión de ayudas va a suponer una gran movilización de inversión, recursos, además de generación de empleo y riqueza en las islas, que hacen buena falta”, señala el directivo.

Cabe recordar que ambas comunidades autónomas tienen dos hojas de ruta en lo que respecta a transición energética, con objetivos a 2030, previos a la descarbonización total en 2050: “Estrategia de Energía Sostenible” en las Islas Canarias” y el “Plan de Inversiones para la Transición Energética” de les Illes Balears.

Por otro lado, Moya indica que esperan la llegada nuevas ayudas, comprendidas en el Plan de Recuperación Trabajo y Resiliencia (PRTE), que posee una “inversión por las renovables muy fuerte”.

“Se anunció hace escasas semanas la liberación de una partida adicional para autoconsumo, ahora esto de las islas. Esperamos ese tipo de ayudas, y del desarrollo tanto del PERTE ERHA, como otros fondos que vengan del plan de recuperación hacia el sector, bienvenidos serán”, remarca el ejecutivo.

Finalmente, Moya apunta a la tramitación como una barrera para el desarrollo de las renovables: “La barrera que encuentran los proyectos está en todo este tema del permitting y las licencias”.

Así también, hace hincapié en las diferentes regulaciones que hay en cada comunidad autónoma, generando un desarrollo de potencia e instalaciones renovables en España “asimétrico”.

“Y en ese caso sí que hay ejemplos buenos como Andalucía, Extremadura, Las Castillas, en el cual ese desarrollo renovable se está viendo en los últimos años” puntualiza el directivo.

Aunque, también señala que este problema no es solo de las comunidades autónomas o de España, sino de toda Europa: “así lo marca la Comisión Europea en su último paquete de REPOWEREU, establece que Europa tiene que aprobar procedimientos express, un problema que estamos viviendo a nivel europeo”, recalca el presidente de APPA.

Expertos coinciden en que el debut de la Excepción Ibérica fue fallido. Desde el Gobierno esperaban que la medida, que fija durante seis meses un precio tope de 40 euros el MWh para las centrales de generación a gas, bajara el Pool entre un 15 a un 20%: lo que beneficiaría a la demanda, principalmente al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC).

Algunas voces indicaron que, durante el debut del pasado martes 14, la baja fue del 23%. Pero Carlos Martin Graña, responsable de Operaciones en ENERJOIN, cuenta a Energía Estratégica que esto sería cierto si es que no se tomara en cuenta los ajustes (cargos por subsidios al gas) que los usuarios deben pagar por la Excepción Ibérica.

El consultor sostiene que el total del precio de ese día fue de 214 €/MWh. Y el del 15 de junio fue superior aun: 225 €/MWh.

“Para el 16 de junio el precio del mercado está establecido en 170 €/MWh, pero han salido casi 89 €/MWh por complemento de ajuste. Con lo cual, de los 225 (del 15 de junio) pasamos a 259 €/MWh. El precio al bolsillo de los consumidores está aumentando”, advierte Graña.

Los cálculos a Francisco del Río De Pablo, consultor independiente sobre gestión de energías y PPAs, le dan que efectivamente hubo una baja en los precios, pero de apenas un 6%.

En diálogo con este medio, el especialista explica: “Si el precio del gas hubiera sido el del mercado, habría sido un 6% superior al que ha salido hoy (por ayer) teniendo en cuenta el sobrecoste por la compensación a los ciclos combinados”.

«Se ha comparado mucho el precio del 15 con respecto al 14 de junio (214 €/MWh), pero la demanda eléctrica ha aumentado un promedio de unos 1.000 MW en todas las horas llegando a 2.000 MW en la punta como consecuencia del aumento de las temperaturas. Esta demanda adicional se ha cubierto con producción de ciclos más cara», indica.

¿Cuáles son las causas de este mal inicio? Los consultores cuentan que se ha dado una tormenta perfecta. Por un lado, condiciones climáticas en torno a los 40 grados, que han aumentado el consumo de sobremanera.

Por otro, una caída en la generación de energías renovables, principalmente eólica (por la escasez estacional de vientos) e hidráulica (por la sequía).

Esto generó que debieran utilizarse centrales de ciclo combinado poco eficientes desde un punto de vista técnico y más caras en términos económicos.

“Más allá de la eficiencia de cada planta, el coste de Operación y Mantenimiento (OyM) tampoco es el mismo. Depende de los contratos que hayan negociado los propietarios de esas instalaciones”, indica del Río De Pablo.

Agrega que cada central tendrá un coste de operación en función de la masa salarial, del número de empleados que tenga y luego de los acuerdos que tenga para mantenimiento y la gestión desde el punto de vista operativo para cada una de las plantas.

Además, habría que sumar peajes y estructuras de suministro de gas, que podrían encarecer más la generación, lo que se traduce en mayores precios de ajustes.

Cuando comience septiembre

Por su parte, Graña confía que este primer paso fallido de la Excepción Ibérica ya había sido advertido por distintos expertos del sector. “Esto ya se sabía que iba a ser así: Que la medida del tope del gas iba a ser útil si se consumía poco gas”, asevera.

En efecto, tanto para del Río De Pablo como para Graña la medida recién alcanzará la tan ansiada baja en los precios cuando comience septiembre.

“Es previsible que los ciclos combinados sigan siendo necesarios, especialmente en el mes de julio que es el más caluroso y en el que la demanda sigue siendo alta en España, porque se mezclan consumos de industrias y negocios que siguen abiertos y funcionando”, a diferencia de lo que puede ser agosto, considera del Río De Pablo.

Pero Graña es más determinante: “Creo que ni en junio, ni en julio, ni en agosto se verán mejoras por el efecto del gas, por lo cual quedan solo tres meses donde debiera verse caídas de precio (septiembre, octubre y noviembre)”.

El responsable de Operaciones en ENERJOIN advierte que luego de noviembre, dada la propia arquitectura de esta medida, los precios del Pool tenderán nuevamente al alza.

Explica: “A partir de diciembre ese precio de referencia de 40 €/MWh irá subiendo a 5 euros cada mes, hasta que en mayo del año que viene, cuando acabe la medida, el precio del gas llegará a 70 €/MWh”.

Una medida dilatada

“Si esta medida se hubiera aplicado en octubre, luego llegaría todo el invierno, donde hay mucha más generación eólica, y el tope al precio del gas hubiese sido perfecto. Pero ahora la parte más agresiva de la medida ha coincidido con la época de menos generación eólica”, lamenta Graña.

Y opina: “Creo que no hubiera habido diferencia de ofertar con el mercado antiguo que con el mercado nuevo. Creo que no hay ahorro y hasta que no baje la generación con gas y tengamos unos días con una inmersión renovable suficiente, el sistema no va a dar ningún tipo de beneficio”.

No obstante, el experto reconoce que el Gobierno quiso aplicar la Excepción Ibérica mucho antes de junio. De hecho, la actual administración advierte desde hace casi un año sobre la disparada de precios del gas y la necesidad de intervenir el mercado marginalista. Desde marzo pasado que quiere aplicar este tope, pero distintos condicionamientos han provocado su postergación.

“El problema es que después de tanto esperar y que la Comisión Europea haya destacado a la medida como positiva, resulta que todos tienen los ojos puestos en ti, llega junio y el primer día en que se aplica te encuentras que, por los factores que sea, no funciona: Has dado una imagen y una señal muy mala”, considera Graña.

El factor externo también pesa

Por otro lado, el consultor de ENERJOIN agrega otro factor a la presionada Excepción Ibérica, que es el externo.

“España está muy interconectado con Portugal, y Portugal está teniendo los mismos problemas de generación que España, pero con el agregado que ellos tienen mucho menos fotovoltaica que nosotros. Con lo cual estamos generando mucho más de lo que se debería para poder ayudar a Portugal a cubrir su demanda”, indica.

Y agrega que a ello se le suman las exportaciones hacia Francia. Gracias a la Excepción Ibérica la energía eléctrica se ha tornado mucho más barata y apetecible para el país vecino.

“España se ha transformado en exportador de energía. Las transacciones entre países van por precios y al final el Pool de España está en 170 €/MWh y el de Francia en 233 €/MWh, por lo que se envía energía más barata; aunque luego con el ajuste podemos ser más caros”, explica Graña. Y aclara que a tal ajuste sólo lo paga la demanda de la Península Ibérica.

“La única parte positiva que tenemos en este caso es que la interconexión con Francia está limitada a 2,5 GW”, bromea el consultor.

“Nuestra nueva batería residencial será el producto estrella para el año que viene”, anunció Teresa Alfaro, Sales Manager Key Accounts Emerging Markets de Jinko Solar, durante el III Congreso Nacional de Autoconsumo, Sevilla 2022. 

La ejecutiva comentó que la presentación oficial de este producto se realizó durante la feria Intersolar 2022 pero que aún se encuentra en fase de certificación. 

Se trata de una solución de suelo para exteriores. Puede utilizarse en instalaciones aisladas e híbridas y promete una durabilidad de 6.000 ciclos.

Cuenta con  una capacidad de almacenamiento que oscila entre 7,1 kWh y 21,31 kWh, una tensión nominal de 192 V a 576 V y una capacidad nominal de 37 Ah.

Se presenta en diferentes tamaños: el más pequeño mide 504 mm x 380 mm x 700 mm y el más grande tiene un tamaño de 504 mm x 380 mm x 1.500 mm. El número de módulos puede variar entre dos y seis y el peso entre 105 kg y 169 kg. 

De esta manera, Jinko Solar inicia su camino en el mercado del almacenamiento que, según la consultora IHS market, se espera un importante crecimiento del uso de baterías para el autoconsumo. 

En un sistema con una participación del 74% en 2030 de las energías renovables en la generación eléctrica y un 100% en el año 2050, la flexibilidad que estos sistemas aportarán, será fundamental para garantizar el servicio de energía. 

La Estrategia de Almacenamiento Energético, aprobada por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), contempla disponer de una capacidad de almacenamiento de unos 20 GW en 2030 y alcanzar los 30 GW en 2050, considerando tanto almacenamiento a gran escala como distribuido. 

En el mismo sentido, la compañía china fabricante de módulos solares, continúa desarrollando sus productos con la nueva tecnología N-type, la cual desde el sector aseguran que antes del 2028 abarcará el 40 por ciento del mercado. 

La principal ventaja de su uso es que, durante los primeros 12 meses, su degradación es menor al 1% y luego es lineal de 0,4% durante 29 años más. Esto significa un aumento de cinco años en su vida útil, comparada con versiones anteriores. 

También rinde mejor en condiciones de baja radiancia y, según afirmó Alfaro, es la que mejor funciona en tejados residenciales, ya que en el mismo espacio, con la misma cantidad de paneles, puede instalarse mayor capacidad, alcanzando 9,96 kW en total. 

A mediados del año pasado, el Gobierno del principado de Asturias presentó su “estrategia de transición energética justa”, una hoja de ruta en la cual apuestan por reformar su sistema eléctrico por uno totalmente descarbonizado en 2050.

En el marco de la VII Jornada de Divulgación Científica realizado en Gijón, Carlos García Sánchez, Director de la Fundación Asturiana de Energía (FAEN), resaltó que la ciudad autónoma se encuentra en la “tormenta perfecta”, debido a su importante producción minera y de carbón, y ahora con su lucha por la transición energética.

Siguiendo con el caso de Asturias, el ejecutivo comentó que identificaron distintos proyectos dentro del marco de la estrategia de transición energética justa. En total son 205 emprendimientos, que alcanzarían una inversión de 16.460 millones de euros.

Dentro de esas 205 iniciativas, 19 están orientadas al almacenamiento de energía, 34 al desarrollo del hidrógeno renovable, 45 se tratan de economía circular y 24 a diferentes energías renovables.

En este sentido, puntualizó acerca de los objetivos que se plantea la hoja de ruta asturiana, dando como ejemplo los planes para la eólica marina: instalar 100 MW en 2025 y 770 MW para 2030.

“Hoy, son irrealizables. Ni siquiera podemos empezar las labores de tramitación administrativa, no es posible. Pero es un objetivo que está fijado en la estrategia y que evidentemente hay que modificar en cuanto a fechas”, advirtió García Sánchez.

Continuando con este ejemplo, explicó que la región está en un proceso de ordenación del espacio marítimo, organizado por la administración central, donde participan científicos y expertos en la materia.

Aunque, también enfatizó sobre el potencial que tiene Asturias en la materia, indicando que las empresas locales tienen experiencia en proyectos eólicos marinos, tanto tecnologías como flotantes.

Y asimismo, que está prevista la instalación de un hub de fabricación de componentes para el sector eólico marino en el puerto de Gijón. Este proyecto de Zima Equity Investments tendrá una inversión de 70 millones de euros y espera generar más de 300 empleos.

Rehablitación de edificios

Por otro lado, García Sánchez comentó la situación de Asturias en materia de la rehabilitación energética de edificios.

“Las ayudas que nos habían dado de 7,6 millones desde el Gobierno para realizar actuaciones duraron un día y medio. Luego se pidieron otros 40 millones adicionales y estos duraron menos de un mes”, subrayó el ejecutivo.

Una situación que según indicó: No ha ocurrido en ninguna otra comunidad autónoma de España.

La Hoja de Ruta de Biogás prevé multiplicar por 3,8 la producción actual de este biocombustible hacia 2030, superando los 10,4 TWh, para llegar a su potencial máximo de participación en la matriz eléctrica de un 5,8%.

No obstante, para Jorge Herrero Cabrejas, Director de Proyectos en la Asociación Española de Valorización Energética de Biomasa (Avebiom), la meta es “poco ambiciosa”, ya que podría llegar a los 120 TWh, en consonancia con los objetivos que le ha puesto la Unión Europea a España.

En diálogo con Energía Estratégica, el dirigente analiza la actualidad del sector, opina sobre las medidas del gobierno y la tercera subasta de renovables. Además, comenta el potencial de las bioenergías y su comparación con el hidrógeno.

¿Cómo se encuentra la industria de la biomasa en España?

El sector está demostrando mayor interés por esta tecnología para la generación de energía. La situación está demasiado activa ya que, los consumidores percibieron los beneficios de cambiar los combustibles de origen fósil importados por la biomasa.

Podemos decir que es un producto de alta demanda porque permite ahorros clave y precios estables a largo plazo. En muchos casos, esto es imprescindible para el mantenimiento de la actividad empresarial.

¿Qué opinión le merece a la Hoja de Ruta del Biogás? 

Es un punto de partida de intenciones políticas que llega algo tarde. Peor aún, llega poco ambiciosa y con déficits en la concreción de medidas que permitirían al sector aprovechar la alta demanda de un biocombustible sostenible y de producción local que nos ayude como país a reducir la dependencia energética.

Por poner un ejemplo: se fija un objetivo mínimo de producción de biogás de 10,41 TWh anuales en 2030. Una cifra bastante alejada del potencial real que la Comisión Europea ha establecido para España y que se sitúa en 120 TWh.

¿Cuáles son los principales incentivos que tiene la industria para continuar desarrollando proyectos de biomasa? 

La industria española lleva unos meses buscando en la biomasa la alternativa al uso de gas de origen fósil en sus procesos productivos. El incremento de precios de los combustibles fósiles ha forzado a la industria a mejorar su mix energético, reducir costes y riesgos ante la escasez de suministro.

Desde la Asociación Española de la Biomasa llevamos más de 15 años tratando de promover el uso de biomasa en el sector industrial. Por ejemplo, convocando año tras año a los principales decisores a Expobiomasa, la feria líder del sector en el sur de Europa.

Durante los últimos 5 años, la instalación de equipos industriales por encima de 50 kW de potencia estaba ralentizado debido al bajo coste de los combustibles fósiles. Desde el 2021, con la suba de precios, se produjo una importante aceleración que permitirá batir récords en potencia instalada y energía generada a partir de biomasa.

¿Tienen un objetivo de instalación de potencia para este año?

El objetivo del sector es seguir creciendo por encima de los 1.000 MW de potencia instalada, de forma constante, como se viene haciendo desde 2014 en España.

El sector trata de ir sustituyendo, poco a poco, el consumo de combustibles fósiles por biomasa sin generar problemas de stocks ni déficits puntuales en la producción de biocombustibles, aunque exista un importante aumento de demanda en toda Europa.

¿El Gobierno podría hacer algo para incentivar más esta industria, teniendo en cuenta que muchos actores sostienen que las bioenergías son más caras que la eólica y la solar, por ejemplo? 

La administración pública es la primera interesada en desarrollar los biocombustibles de origen local porque cuentan, sin duda, con las mejores herramientas para cumplir los postulados de la Economía Circular y la Bioeconomía que tanto afecta al mantenimiento de los bosques españoles y los entornos rurales.

Incentivar el uso de bioenergía dentro del mix energético nacional le permitirá aprovechar recursos propios de forma sostenible y de forma gestionable, por ejemplo, cuando no hay viento ni sol o cuando se requiere mucho calor.

Luchar contra el cambio climático y reducir la dependencia energética son las tareas pendientes del Gobierno de España y la sociedad.

De acuerdo a la tercera subasta, se licitarán 500 MW, donde se destinarán 140 MW para biomasa y 20 MW para «otras tecnologías». ¿Qué expectativas tiene la industria?

El sector piensa que hay que tomarse más en serio la transición energética. Han pasado más de 6 años desde la última subasta destinada a biomasa.

Los retrasos del Gobierno de España llevan a las empresas al abandono de proyectos y, por tanto, a seguir dependiendo de combustibles fósiles. La industria de verdad confía en que el Gobierno haya estado atento y escuchado al sector, por ejemplo: en la importancia que tiene equilibrar tamaño y suministro en nuestro país.

¿Cuándo esperan que finalmente se comuniquen las nuevas condiciones de la tercera subasta y que se presenten ofertas? Se esperaba antes de verano, pero ahora mismo, como es lógico ante la ausencia de noticias, existen dudas. Por supuesto que existe interés entre los asociados.

Mucho se está hablando del hidrógeno como combustible del futuro, que al fin de cuentas es un gas. En ese futuro, ¿qué rol jugarán las bioenergías?

El uso de bioenergía es una tecnología estable, muy probada y operativa desde hace años, en España y en todo el mundo.

Las mejoras en eficiencia están siendo claves para superar todos los obstáculos y generar mucha más energía usando la misma cantidad de biomasa. Como sector que pisa cada día la calle, pensamos que la bioenergía cada vez aportará más al mix energético a todos los niveles sin ninguna duda.

Energía Estratégica contactó a empresas importadoras e integradoras de energía solar fotovoltaica en Panamá para consultar cuál incentivo urgiría impulsar para el avance de nuevos negocios en el segmento de autoconsumo.

Juan Andrés Navarro, CEO de NSolar, advirtió por ejemplo que los paneles solares que importan aún se ven impactados por el 5% del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) complicando la inversión inicial para muchos usuarios interesados en incorporar la tecnología.

«Sin dudas se pueden dar incentivos más grandes para poder avanzar. Creo que la medida más importante sería la eliminación del 5% del ISC a los paneles solares», mencionó J. A. Navarro.

Aquello no quita que haya sido bien recibido por la industria que más de 6 millones de balboas hayan sido otorgadas por el Estado panameño en incentivos fiscales para la importación de paneles solares tras la Ley 37 del 10 de junio del 2013 hasta la actualidad.

No obstante, el CEO de NSolar consideró que aquella cifra que como número absoluto definitivamente es un número importante podría ser aún más superadora para acelerar la incorporación de esta tecnología en Panamá.

Consultado también por este medio, Nanik Singh Castillero, director de Potencia Verde, consideró necesario no sólo eliminar el impuesto selectivo al consumo sino también que este se aclare entre Secretaría de Energía y Aduana para que la medida rija a todos por igual.

«Hay algunos a los que no se nos cobra y otros a los que no. Las autoridades deben estar alineadas para que se elimine definitivamente el 5% del ISC a los paneles solares», consideró Nanik Singh.

Dicho aquello, como importadores e integradores de la tecnología los referentes consultados coincidieron en que con esta medida no sólo se abarataría el costo de los paneles, sino que tendría un impacto tanto micro -reduciendo el costo total del sistema para los usuarios- como macro -permitiendo mayor intercambio comercial con otros países de la región-.

«Panamá es un hub logístico con enorme potencial y que, con incentivos adecuados como este, podría convertirse en el hub de las energías renovables y de los paneles solares», valoró Juan Andrés Navarro, CEO de NSolar.

Siguiendo con su análisis Juan Andrés Navarro consideró que el rol de Panamá será clave para tal despliegue: «tenemos la infraestructura, la zona libre y no necesitamos adicionar mucho más para que se vuelva realidad».

Aquello podría abrir el juego a nuevos negocios donde otros países elijan a Panamá como centro de acopio de paneles para la región: «Si hay más incentivos de seguro será más barato inclusive para gente del Caribe venir a Panamá a comprar paneles».

Ahora bien, la prioridad sería vender a nivel local. Al respecto, Nanik Singh director de Potencia Verde, agregó que «de nada servirá que se elimine el 5% si el mercado interno no se mueve»; para lograrlo, insistió en que simplificar la tramitología y hasta eliminarla para aquellos proyectos menores a 20 kW permitirá un mayor despliegue en techos panameños.

«Si para instalar un aire acondicionado no tuve que pedir permiso ni a los bomberos, ni al gobierno; porqué lo haría para instalar dos paneles solares en mi casa con un eléctrico idóneo que notificó a la distribuidora y utilizó tecnología probada y certificada. Con más burocracia solo se está desincentivando a que la gente masifique una tecnología que le puede cambiar la vida», expresó Singh Castillero.

Y adhiriendo a aquello Navarro concluyó asegurando que además de todo lo que se pueda hacer en importación y tramitología, «aún hay muchísimas oportunidades para dar beneficios fiscales al consumidor final, medidas como un 30% de cash back o tax credits importantes como los que se dan en Estados Unidos; y que, por lo pronto, en Panamá el único beneficio fiscal que impacta favorablemente al consumidor final es utilizar la depreciación acelerada y depreciar el bien en los primeros tres años, pero eso realmente funciona si eres una empresa, no una casa».

La prestigiosa empresa de investigación de mercado EUPD Research ha concedido a Growatt seis sellos de «Marca destacada de almacenamiento fotovoltaico» en varios mercados clave de almacenamiento solar, como Italia, Australia, Reino Unido, Escandinavia, República Checa y Brasil. En términos de fiabilidad, penetración en el mercado, conocimiento de la marca y satisfacción, Growatt supera a los demás proveedores en estos países y regiones.

«Poder ser reconocidos por los clientes globales, especialmente los de Europa y Australia, donde cada vez más residentes demandan sistemas de almacenamiento de energía de alta calidad, es un gran honor para nosotros. Al ofrecer soluciones de almacenamiento de energía inteligente de primera clase y basadas en escenarios, atendemos a las necesidades de nuestros clientes», dijo Lisa Zhang, directora de marketing global de Growatt.

Como segundo proveedor mundial de inversores de almacenamiento, según Wood Mackenzie, Growatt cuenta con ventajas de liderazgo en lo que respecta a sus productos, sus ventajas técnicas y su servicio. Para facilitar y facilitar el trabajo a sus clientes, Growatt ofrece todo un conjunto de soluciones de almacenamiento de energía solar, incluyendo inversores de almacenamiento, sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) y soluciones de monitoreo, y también proporciona servicios de soporte técnico y garantía de todo el sistema, ofreciendo una excelente experiencia al cliente.

Además de sus clásicos inversores de almacenamiento residencial, las series SPA y SPH, Growatt ha desarrollado una nueva generación de inversores preparados para baterías que permiten a los clientes elegir libremente la instalación de sistemas de almacenamiento de energía en el futuro. Estos inversores de almacenamiento son compatibles con las baterías de bajo o alto voltaje de Growatt, que utilizan materiales de fosfato de hierro y litio (LFP) para una mayor seguridad y adoptan un diseño modular para facilitar el transporte, la instalación y la ampliación.

«Los clientes también pueden optar por instalar nuestros cargadores THOR EV, el controlador del calentador de agua GroBoost y otros dispositivos inteligentes de IoT para acceder a nuestras soluciones de hogar inteligente para una experiencia más inmersiva de la vida energética inteligente», señaló Zhang.

Aparte de eso, Growatt también está desarrollando soluciones de almacenamiento de energía industrial y comercial de 50-100kW – la serie WIT y sus baterías a la altura para llevar sus fortalezas técnicas al campo C&I.

«En un contexto de aumento de los precios de la electricidad en todo el mundo, nuestras soluciones de almacenamiento solar ofrecen una alternativa ideal para que los clientes reduzcan sus facturas de energía y ganen más independencia de la red. De cara al futuro, estamos más comprometidos que nunca y seguiremos desarrollando soluciones de almacenamiento solar excepcionales y haciéndolas fácilmente accesibles a más personas en todo el mundo», concluyó Zhang.

El gobierno de Uruguay dio a conocer su Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde (descargar), documento que fue elaborado con el apoyo de la consultora energética McKinsey y que representa un plan de política de estado en el camino de la segunda transición energética del país. 

Durante la jornada del martes, las autoridades gubernamentales indicaron que para 2030, los costos de producción del H2V pueden alcanzar 1,2-1,4 USD/kg, en la región oeste y de 1,3 a 1,5 USD/kgH2 en el este, bajo proyectos de gran escala y con una capacidad total mayor a los 90 GW de potencia a partir de energía renovable en los sitios con mayor potencial.

“Estos costos de producción permitirían que Uruguay se posicione de manera competitiva entre exportadores netos, como Chile, Arabia Saudita, Omán, Namibia o Australia”, afirmaron.

“Teniendo en cuenta la potencialidad de sus recursos y las metas establecidas, para 2040 la producción de hidrógeno podrá acercarse a un millón de toneladas por año. Esto requerirá una instalación de 20 GW en energías renovables y 10 GW en electrolizadores”, agrega la hoja de ruta. 

De todos modos, para obtener los mejores resultados, el gobierno uruguayo estableció metas en tres fases a corto, mediano y largo plazo. 

La primera etapa tendrá como objetivo impulsar el desarrollo del mercado local, sentar las bases para los primeros proyectos de exportación y avanzar en la regulación específica para el sector a medida que se desarrolle la industria; en la ingeniería necesaria para las obras de infraestructura y en la implementación de incentivos. 

María José González, asesora del Ministerio de Industria, Energía y Minería y coordinadora del programa del hidrógeno verde, detalló que para el 2025 se espera contar los primeros proyectos pilotos de una escala entre 150 y 300 MW de electrolizadores y de 200 a 500 MW de capacidad renovable. 

“Ya para el 2030, podría crecer la escala, teniendo más claro el panorama internacional y cómo se consolidan los mercados, y que nos permita escalar con mayor potencia en electrolizadores (1-2 GW) y energía renovable (2-4 GW) y expandirnos a nivel nacional y de exportación”, sostuvo. 

“Y, finalmente, al 2040, dar el gran salto en base a los aprendizajes desarrollados previamente”, agregó a la par que señaló que la meta de la capacidad en electrolizadores estará fijada en 10 GW, mientras que la de renovables en 20 GW. 

¿Por qué se llegaron a los números previamente especificados? Según el documento, las características de las energías renovables solar y eólica en Uruguay permitirían lograr, en 2030, costos nivelados de energía (LCOE) de entre 16 y 19 USD/MWh. En tanto que la eólica offshore, presentaría costos comprendidos entre 26 y 28 USD/MWh.

Aunque, impulsada por posibles reducciones del Capex y mejoras tecnológicas, el LCOE disminuiría hasta 11 USD/MWh para fotovoltaica, 15 USD/MWh para el eólico y 21 USD/MWh para offshore al 2040. 

A eso se debe agregar que el estudio estimó que las áreas solares de nivel I (factores de capacidad entre 25% y 28%) ofrecen potencia asociada de 60 GW renovables; mientras que las áreas centrales de nivel II (factores entre 20% y 24%) tendrían un potencial de 135 GW adicionales. 

“Asimismo, para el desarrollo de plantas eólicas onshore, Uruguay presenta una capacidad de 30 GW en las áreas de alta calidad (nivel I) 50 GW para el resto del país (…) Y el área disponible para desarrollo de offshore, permitiría la instalación de una potencia adicional de 275 GW”, detalla la hoja de ruta.

Los participantes del mercado energético chileno encontrarán una enorme representatividad en el próximo evento presencial de Latam Future Energy para el sector renovable.

Se trata del «Latam Future Energy Southern Cone Summit» a llevarse a cabo el próximo 6 y 7 de julio en El Golf Club 50, de la ciudad de Santiago. Que contará con la participación de destacadas figuras del sector público y privado de la región.

Entre ellas, confirmaron su asistencia ocho asociaciones lideres de Chile: Asociación Gremial de Generadoras de Chile (Generadoras de Chile), Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile), Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), Asociación Gremial de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR). 

PARTICIPAR

Es todo un lujo mencionar a los primeros portavoces propuestos por estas asociaciones gremiales, ya que son ejecutivos con gran trayectoria profesional en el mercado. Uno a uno, ellos son:

Carlos Cabrera Rivas – Presidente – ACESOL

Teresita Vial – Directora – ACESOL

Ana Lía Rojas – Directora Ejecutiva – ACERA

Darío Morales – Director de Estudios – ACERA

Javier Bustos – Director Ejecutivo – ACENOR

Sebastián Novoa – Presidente – ACEN

Cristián Sepúlveda – Gerente Ejecutivo – ACSP

Ignacia García – Directora Ejecutiva  – GPM

Hans Kulenkampff – Presidente – H2 Chile

Todos estos referentes del sector confirmaron su participación durante los paneles de debate del evento que promete la conferencia y debate más sofisticado de la región.

ASISTIR

¿Qué temas se abordarán? Algunos de ellos serán: nuevos mecanismos de financiamiento, esquemas contractuales, seguridad energética, vertimientos, minería sustentable, desafíos regulatorios y de infraestructura eléctrica.

Acceda a mayor información en la web oficial de Latam Future Energy, una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam.

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En el pasado mes de abril, Greenwood Energy, subsidiaria latinoamericana de Libra Group, informó que llegó a un acuerdo de sociedad con la Confederación Indígena Tayrona (CIT), representante del pueblo Arhuaco, para desarrollar un parque solar de 150 MW denominado Terra Initiative, que se emplazará en la Sierra Nevada de Santa Marta, Colombia.

En diálogo con Energía Estratégica, Camilo Patrignani, EVP de Energía en Libra Group, destaca que la iniciativa, además de tener un propósito comercial “tiene un impacto social importante, más allá de los beneficios medioambientales que generaría el reemplazo de generación fósil por solar”.

Cuenta que por lo menos un 5% de las ventas que genere la central fotovoltaica serían de la comunidad, la cual utilizaría los fondos para desarrollar su población, no sólo territorialmente sino en infraestructura energética, en salud y en educación.

“Es un proyecto muy lindo”, resume Patrignani y anticipa que, luego de 25 años de operación, la central será cedida a la comunidad, para que continúe siendo explotada por el pueblo Arhuaco.

Los pasos de la obra

El ejecutivo anticipa que la empresa ya posee los terrenos donde se emplazaría la central que se construiría en dos tramos de 75 MW cada uno.

Actualmente Greenwood Energy está en gestiones de acceso de interconexión de los proyectos y se encuentran en la búsqueda de EPCistas, proceso de selección que finalizará en septiembre.

“Quisiéramos iniciar construcción de la primera etapa de 75 MW en el segundo cuarto del año que viene; y a la segunda etapa iniciarla en el último cuarto del 2023”, precisa Patrignani.

Esta etapa de montaje demoraría unos 12 meses, por lo que ambos tramos estarían en funcionamiento en 2024.

Por otra parte, el EVP de Energía en Libra Group cuenta que a partir de junio comenzarán a buscar activamente los offtakers, para rubricar acuerdos de abastecimiento de energía (PPA) entre julio y septiembre de este año.

“Estimamos que vamos a cerrar contratos a valores de mercado, en línea con los PPA negociados por terceras partes que celebra el operador de red en Colombia (XM), y seguramente los firmemos por 15 o 20 años”, indica el ejecutivo, al tiempo que destaca que ya hay tres grupos interesados en contratar energía limpia de estos parques.

La Hidroeléctrica El Volcán, S.A. de C.V. (Hidrovolcán) avanza con su proyecto más emblemático: “El Tornillito” de 200 MW. Esta central que atravesará el río Ulúa será la segunda más grande de Honduras, ubicándose sólo por detrás de la represa de Francisco Morazán (conocida como “El Cajón”) de 300 MW y propiedad de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

“El Tornillito” entonces se perfila como la central hidroeléctrica de capitales privados más grande del país. Y, de acuerdo con su Consejo de Administración, su ejecución promete generar no sólo un impacto económico propicio por la competitividad de la tecnología sino también social por los empleos que generará y medioambiental por la renovabilidad de la fuente de generación.

Aquel triple impacto genera muchas expectativas positivas para beneficio de Honduras. En concreto, esta central que operará a filo de agua estaría diseñada además para controlar una severa problemática de inundaciones que actualmente enfrenta la zona, garantizar suministro eléctrico precios competitivos al sector productivo de la zona y ser fuente de más de 3000 empleos directos y 10000 indirectos entre los municipios de Villanueva y San Antonio de Cortés.

Todo aquello no se hará esperar, ya que la central tiene comprometida la fecha de operación comercial para el 2025.

Sus ejecutivos e inversionistas confiaron a este medio que este mismo año esperan realizar el cierre financiero y recibir en sitio los componentes electromecánicos, entre ellos las turbinas, de la compañía con la que suscribieron la proveeduría de equipos Voith. Y hacia el 2023, prevén que se lleve a cabo la etapa de construcción más importante.

«Las obras civiles se iniciarán luego de que logremos el cierre financiero con un banco regional. Pero esperamos realizarlo en el segundo semestre de este año y comenzar inmediatamente en épocas tempranas del 2023», reveló Salomón Ordoñez Soto, presidente del Consejo de Administración de Hidrovolcán.

A partir de allí, la intención de la empresa Hidrovolcán es acelerar la puesta en marcha para poder concretar contratos de suministro con la ENEE y eventuales PPAs privados que puedan suscribir al encontrarse en una zona muy estratégica para el consumo del sector productivo hondureño.

«Vemos un potencial bastante grande en el Valle de Sula donde están los principales proyectos de exportación textiles y donde de hecho llegarán aún más inversiones asiáticas. Estos grandes usuarios creemos que se verán atraídos por comprar energía de proyectos privados como El Tornillito, no sólo porque ofrecerá precios competitivos sino también porque es un proyecto verde», consideró Salomón Ordoñez Soto.

Nuevos desarrollos

«El Tornillito» sería un punta pie inicial para nuevos proyectos de la Hidroeléctrica El Volcán, S.A. de C.V. Lo que sigue para la compañía es diversificar su cartera de proyectos. ¿Cómo? Según confió a este medio el presidente del Consejo de Administración de Hidrovolcán estarían trabajando en el diseño de un proyecto que integra dos tipos de tecnologías renovables para la generación y almacenamiento energético.

«El próximo proyecto de Hidrovolcán está en proceso de ingeniería. Este podría combinar tecnología solar fotovoltaica con almacenamiento de agua para suministrar durante más horas del día», adelantó Salomón Ordoñez Soto.

Desde la perspectiva del referente de Hidrovolcán, ambas fuentes de generación además de ser abundantes en la región, representarían el presente y futuro de las inversiones en energías renovables en Honduras.

En el 2020 Chile actualizó su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) presentada en el marco del Acuerdo de París. Allí se comprometió alcanzar la Carbono Neutralidad para el año 2050.

Uno de los instrumentos que se propusieron para lograrlo fue la creación de una Estrategia Climática de Largo Plazo que, finalmente, ayer terminó por constituirse.

A través del Diario Oficial, el Gobierno reglamentó la Ley Marco de Cambio Climático N°21.455 (ver) que “tiene por objeto hacer frente a los desafíos que presenta el cambio climático, transitar hacia un desarrollo bajo en emisiones de gases de efecto invernadero y otros forzantes climáticos, hasta alcanzar y mantener la neutralidad de emisiones de gases de efecto invernadero al año 2050”.

Por ende, la normativa sugiere el cierre de todas las termoeléctricas para los próximos 30 años y su reemplazo por fuentes “costo-eficientes”, como las energías renovables, priorizando “aquellas medidas que, siendo eficaces para la mitigación y adaptación, sean las que representen menores costos económicos, ambientales y sociales, considerando los costos indirectos de la inacción para la adaptación”.

La nueva Ley fija que el Ministerio del Medio Ambiente deberá evaluar cada cinco años que el sendero hacia la Carbono Neutralidad al 2050 se esté logrando.

Además, esa cartera será la que ejecute la Estrategia Climática de Largo Plazo, que tendrá los aspectos fundamentales de:

a) Presupuesto nacional de emisiones de gases de efecto invernadero al año 2030 y 2050, según la meta del artículo 4° y conforme a la Contribución Determinada a Nivel Nacional, de acuerdo a criterios de costo efectividad y equidad de las cargas. Además, contendrá lineamientos respecto del manejo contable de las absorciones, de las emisiones del transporte internacional y de los resultados de mitigación producto de la cooperación internacional. El presupuesto nacional de emisiones para el año 2040 será asignado en la actualización de la Estrategia Climática de Largo Plazo;

b) Presupuestos sectoriales de emisiones de gases de efecto invernadero al año 2030 asignados a los sectores señalados en el artículo 8°, de acuerdo a criterios de costo efectividad y equidad. Los presupuestos sectoriales de emisiones para los siguientes periodos serán asignados en el proceso de actualización de la Estrategia Climática de Largo Plazo. Las reducciones de emisiones necesarias para no sobrepasar el presupuesto sectorial respectivo, se alcanzarán mediante las medidas contempladas en los Planes Sectoriales de Mitigación;

c) Niveles de absorción y almacenamiento de gases de efecto invernadero para alcanzar y mantener la meta del artículo 4°, estableciendo lineamientos relativos a conservación de ecosistemas, restauración ecológica, forestación y reforestación con especies nativas, tecnologías y prácticas para la captura y almacenamiento de carbono, incluyendo consideraciones sobre las opciones de reducción de riesgos basadas en los océanos y sus efectos de mitigación. Los lineamientos no incentivarán la plantación de monocultivos forestales;

d) Objetivos, metas e indicadores de mitigación y adaptación a mediano plazo, conforme a lo establecido en la Contribución Determinada a Nivel Nacional;

e) Lineamientos para las acciones transversales de adaptación que se implementarán en el país, estableciendo objetivos, metas e indicadores de vulnerabilidad y adaptación a nivel nacional, que contendrá obras y acciones mínimas para la adaptación al cambio climático de manera de proteger a la población, sus derechos fundamentales y a los ecosistemas a mediano y largo plazo;

f) Lineamientos para que las medidas de mitigación y adaptación consideren soluciones basadas en la naturaleza, con especial énfasis en la sostenibilidad ambiental en el uso del agua frente a amenazas y riesgos asociados a sequías, crecidas y contaminación, y la consideración de refugios climáticos;

g) Directrices en materia de evaluación de riesgos y pérdidas y daños asociados al cambio climático, considerando la vulnerabilidad de cada sector específico a los efectos adversos, tanto evitados, no evitados e inevitables, del cambio climático;

h) Mecanismos de integración entre las políticas nacionales, sectoriales y regionales, considerando las sinergias entre adaptación y mitigación, e

i) Criterios de monitoreo, reporte y verificación del cumplimiento de las metas y medidas de los instrumentos de gestión del cambio climático, los planes sectoriales de mitigación y adaptación, definidos de acuerdo con los requerimientos de los compromisos internacionales de Chile y velando por la transparencia en el seguimiento, calidad y coherencia de los datos reportados.

Además, la Estrategia Climática de Largo Plazo deberá establecer objetivos, metas e indicadores para el fomento e intensificación del traspaso de conocimientos, habilidades, técnicas o equipamientos, con el fin de incrementar la conservación, restauración y manejo sostenible de la biodiversidad y de los ecosistemas naturales como sumideros de carbono, la resiliencia climática, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y apoyar el cumplimiento de las metas.

Deberá contener, al menos, lo siguiente:

a) Diagnóstico de las necesidades y prioridades tecnológicas en materia de cambio climático;

b) Identificación de barreras institucionales, normativas y económicas para el desarrollo y transferencia de tecnología y lineamientos para posibles soluciones;

c) Identificación de tecnologías disponibles para ser transferidas, así como de sus proveedores y destinatarios;

d) Propuestas para la generación de redes para la creación de sinergias, intercambio de buenas prácticas, experiencias, lecciones y conocimiento;

e) Mecanismos de promoción para la instalación y fortalecimiento de centros de investigación, desarrollo e innovación, que acompañen el proceso de transferencia tecnológica, así como para la asociación del sector privado y el sector público dirigida a su desarrollo;

f) Propuestas para la incorporación de soluciones innovadoras y nuevas tecnologías que permitan facilitar la mitigación y adaptación al cambio climático;

g) Recomendaciones al sector privado y a los órganos de la Administración del Estado dedicados al fomento del desarrollo tecnológico, y

h) Lineamientos para la investigación y la observación sistemática relacionados con el clima, con miras a recopilar, archivar, analizar y modelar los datos sobre éste, a fin que las autoridades nacionales, regionales y locales cuenten con información más precisa.

Corio Generation, una empresa dedicada a proyectos eólicos offshore, anunció su llegada a Latinoamérica con un portafolio de cinco centrales marinas en Brasil, que acumulan poco más de 5 GW de capacidad en desarrollo y se suman a su cartera de 20 GW a lo largo del mundo. 

Dicha compañía tiene la intención de desarrollar los proyectos junto con la empresa energética brasileña denominada Servtec, con el objetivo de solicitar arrendamientos para los cinco proyectos de fondo fijo en las áreas marítimas del noreste, sureste y sur del país, que van desde casi 500 MW a más de 1,2 GW en capacidad instalada.

Jonathan Cole, CEO de Corio Generation, sostuvo que es un día “histórico” para la compañía que representa y que ven “una gran oportunidad para aprovechar la eólica offshore de Brasil, trayendo inversión económica y empleos verdes al país”.

Y este anuncio se produce justo en un momento en el que el gobierno federal estableció el fomento para diversificar la matriz a partir de la incorporación de capacidad eólica en aguas jurisdiccionales del país, mediante el Decreto Nº 10.946, publicado en enero de este año, que entrará en vigor este miércoles 15 de junio

De este modo, los emprendimientos Costa Nordeste (+1200 MW), Vitoria (+495 MW), Guarita (+1200 MW), Cassino (+1200 MW) y Río Grande (1170 MW), se podrían incorporar a la extensa lista de usinas eólicas offshore en proceso de licenciamiento ambiental.

Según el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA), Brasil cuenta con 54 proyectos de esta índole, que totalizan 133332 MW de potencia en exactamente 9074 aerogeneradores. 

De ese inventario, la mayor cantidad de centrales se ubican en el mar del estado de Río Grande do Sul (17), que limita con Uruguay, seguido por la unidad federativa de Ceará (12) y Río de Janeiro (9). Mientras que Río Grande do Norte (8), Espírito Santo (4) Piauí (4) y Santa Catalina (1) completan el listado de los estados. 

Además, Río Grande do Sul también es la entidad que acumula mayor capacidad offshore en proceso de licenciamiento ambiental, con 44719 MW (más del 30%), pero Río de Janeiro supera a Ceará en el podio, con 27498 MW y 26942 MW, respectivamente. 

Por el lado de las empresas, BlueFloat Energy lidera el ranking con 7 parques; mientras que Shell y Equinor igualan en el segundo escalón con 6. Aunque se debe destacar que Ventos do Atlántico, SPE Bravo Vento y Geradora Eólica Brigadeiro cuentan con 5 cada una. 

Innergex Renewable Energy Inc. (TSX: INE) (“Innergex” o la “Corporación”) anuncia que ha completado la adquisición del 100% de las acciones ordinarias de Aela Generación S.A. y Aela Energía SpA (ambas “Aela”), una cartera de 332 MW pertenecientes a tres parques eólicos en operación, recientemente construidos en Chile, por un precio de compra de 685,6 millones de dólares estadounidenses (861,2 millones de dólares canadienses).

Creada en 2013 como parte de un joint venture entre el inversionista en infraestructura sostenible a nivel global Actis (60 %) y Mainstream (40 %), compañía eólica y solar también de nivel global, Aela ha crecido hasta convertirse en uno de los mayores productores independientes de energía renovable de Chile. La cartera de Aela incluye los parques eólicos Sarco (170 MW), Aurora (129 MW) y Cuel (33 MW). Los ingresos provenientes de estas instalaciones están garantizados mediante dos tipos de acuerdos de compra de energía (PPA) con 25 compañías distribuidoras chilenas, con vencimiento a fines de los años 2036 y 2041, por un plazo restante promedio de 16 años.

“Esta adquisición corresponde a la sexta inversión de Innergex en Chile desde el año 2018. A principios de este año completamos la adquisición de un parque solar de 50,6 MW en el desierto de Atacama, y hace solo unas semanas anunciamos el desarrollo de dos nuevos proyectos a escala comercial del sistema de almacenamiento de energía en baterías, totalizando 425 MWh en Chile. En conjunto, nuestros desarrollos, fusiones y adquisiciones aportan una diversificación significativa y complementaria a nuestra matriz de generación”, señaló Michel Letellier, presidente y director general de Innergex.

“Chile sigue siendo un mercado atractivo para la inversión y ofrece diversas posibilidades de crecimiento. Mientras continuamos trabajando para mejorar la eficiencia operacional y la optimización financiera, nuestros equipos siguen dedicados al avance en el desarrollo de nuevos proyectos y aprovechando las oportunidades de fusiones y adquisiciones que ofrece el país”.

Las plantas ofrecen una generación promedio a largo plazo de 954,7 GWh anual. Las plantas poseen un atractivo perfil de flujo financiero y se espera que generen ingresos por 74,6 millones dólares estadounidenses (93,5 millones dólares canadienses) durante los primeros doce meses siguientes a la fecha de cierre, y gastos operacionales, generales y administrativos por 26,6 millones dólares estadounidenses (33,4 millones dólares canadienses) durante el mismo período.

El 22 de febrero de 2022, con el fin de financiar el precio de compra de la adquisición, Innergex completó un acuerdo de financiación mediante la compra de acciones ordinarias por 172,5 millones dólares, junto con una colocación privada por 37 millones dólares con Hydro Québec. Las restantes necesidades de financiación serán cubiertos por ingresos netos de una refinanciación combinada de la deuda sin recurso en las plantas y en los ingresos existentes de Innergex en Chile, con el objetivo de obtener una calificación de grado de inversión para toda la cartera chilena.

Goldwind, proveedor de soluciones integrales de energía eólica, se encuentra en el top 3 del reporte 2021 global wind turbine Market share de Bloomberg NEF por superar los 12 GW globales.

En Argentina, la compañía también está entre las líderes de la industria. Cuenta con cinco parques eólicos operativos por ~350 MW, de los cuales tres resultan los más emblemáticos a haber sido destacados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista como los que mayor factor de planta registran en esta tecnología en el país: 61,1% 60,2% y 57%.

Por si aquello fuera poco, la compañía va por más. Fuentes cercanas a Energía Estratégica revelan que Goldwind aspira a aumentar su cuota de mercado y mejorar su competitividad con una importante estrategia de negocios.

Como primera medida, la compañía realizó varias ofertas en la última ronda del Mercado a término de las energías renovables (MATER) retomando la dinámica en el mercado entre privados con nuevas propuestas para ampliar su parque de generación.

Además, se confió a este medio la información exclusiva de que Goldwind suscribió un acuerdo clave con un actor local para iniciar con la fabricación de torres eólicas en Argentina.

Con esta iniciativa, la compañía se aseguraría aún mayor competitividad en el mercado. ¿De qué modo? No solo reducirá tiempos y costos en el suministro y logística para este componente, sino que también accedería a otros beneficios al garantizar un mayor porcentaje de “componente local” en nuevos proyectos.

Aquello no es menor ya que, de resultar asignada en la última ronda del MATER y activar la puesta en marcha de la producción local de torres, la compañía motivaría no solo más inversiones vinculadas a renovables en el país, sino también mejores precios en los contratos de suministro de energía con privados.

Una de las promesas del actual Gobierno de Gabriel Boric es que Chile alcance los 500 MW para los proyectos de Net Billing. Es decir que, la actual potencia de poco más de 100 MW deberá cuadruplicarse en los próximos años.

Para David Rau, vicepresidente en la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), una de las medidas para alcanzar este objetivo es que se eleve el límite de potencia, de 300 a 500 kW. “Parece que estamos cada vez más cerca y que hay consensos para que esto ocurra”, confía el directivo a Energía Estratégica.

No obstante, indica que hay otra medida que es más urgente: el desarrollo de una Ley que establezca criterios claros de conexión a los emprendimientos de autogeneración.

Rau advierte que los proyectos residenciales, actualmente con mucha actividad gracias al programa de Gobierno Casa Solar, “pueden demorar cuatro días en instalarse, pero entre uno a seis meses para certificarse”.

“Los clientes no entienden cómo se demora tanto y muchas veces queda como responsable la energía solar. Cuando un cliente compra algo no quiere esperar medio año para utilizarlo”, observa.

La normativa actual indica que, desde el ingreso de una notificación de conexión a la puesta en marcha del proyecto, la distribuidora no debería demorar más de 15 días en ejecutarla, pero ahí generalmente se presentan atrasos.

“A veces se pide algún cambio pero, junto con eso, se solicita un nuevo ingreso de solicitud donde el plazo comienza nuevamente de cero, demorando el proyecto”, indica Rau.

En efecto, esos 15 días pueden extenderse a 100 días. Según el directivo de Acesol, se estima que un 20% de los proyectos presentados están afectados. Hay empresas que solo ante una distribuidora tienen más de 200 emprendimientos de autogeneración con reclamos activos frente la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Rau sostiene que, de fondo, no se trata de una incapacidad ni de la SEC ni de las distribuidoras, sino más bien de la falta de una Ley que facilite e incentive la conexión de plantas para autogeneración y que quede bien claro cuáles son las responsabilidades de cada actor.

Explica: “Es clave que se reconozca que la Generación Distribuida es un trabajo de las distribuidoras. Como no existía esta actividad en su momento, la Ley de Electricidad no lo reconoce así. Entonces, toda la problemática de fondo que hay es porque es muy difícil de manejarla. La SEC no tiene mucha facultad para actuar y la distribuidora de cierta forma tampoco”.

Por ende, ahora desde Acesol están exhortando a las empresas a que eleven todos los reclamos ante atrasos en las conexiones de proyectos para que se pueda elaborar una “base de información necesaria para actuar correspondientemente”.

“Queremos dejar en claro que con esto no estamos estableciendo una crítica a la SEC, que de hecho hacen lo que pueden con el personal que tienen; sino que el foco aquí es mostrar y visibilizar que hay un tremendo problema y la idea de ofrecernos para encontrar soluciones y hacer los ajustes necesarios”, enfatiza Rau.

Hace 10 años Genneia nacía impulsada por la visión de desarrollar proyectos con foco en tecnologías limpias y amigables con el planeta. Hoy, tras una década de actividad, lidera la generación de energías renovables en Argentina alcanzando el 18% del mercado total, conformado por el 24% de generación de energía eólica y el 8% de la energía solar instalada en Argentina. 

Con el foco puesto en aportar a la mitigación del cambio climático y continuar creciendo en la participación de las energías renovables de la matriz energética, la compañía lleva adelante la construcción de su nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, de 80 MW de capacidad instalada en la Provincia de San Juan, y anunció recientemente una inversión de 150 millones de dólares para el Parque Eólico La Elbita, de 103,5 MW, que se llevará a cabo en Tandil. 

En esta línea, en la última licitación del Mercado a Término de Energías Renovables Genneia se adjudicó también el parque solar Tocota III en San Juan, sumando 60 MW adicionales a su portfolio de energías limpias. De esta manera, la empresa se perfila como la primera generadora de energía limpia en superar 1 GW (1100 MW) de capacidad instalada renovable, un hito nunca antes alcanzado en nuestro país.

“Es un orgullo para nosotros ser parte de Genneia, una empresa que hace 10 años nació pionera y en este tiempo se convirtió en líder y referente. Con gran responsabilidad continuamos mirando hacia adelante, apoyando la transición energética del sector productivo argentino en busca de las mejoras y más innovadoras prácticas con el objetivo superarnos día a día”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

De este modo, gracias a sus 236 aerogeneradores y 283.000 paneles solares provenientes de sus 8 parques, la empresa generó en 2021 un total de energía renovable, de 3.3 millones MWh, de energía solar y eólica, lo que permitió abastecer el equivalente de 900.000 hogares y evitar la emisión a la atmósfera de más de 1.4 millones de toneladas de dióxido de carbono.

Este liderazgo fue posible gracias al compromiso constante de sus accionistas invirtiendo más de 1.200 millones de dólares en cinco años y sumando 200 millones de dólares más para tres nuevos proyectos: Sierras de Ullum, La Elbita y Tocota III. 

Este viernes 17 de junio, el Fenoge dará a conocer cuáles son los proyectos ganadores de hidrógeno verde y azul que recibirán financiamiento dentro de la convocatoria Más Hidrógeno Colombia  –+H2 COLOMBIA (ver)-.

Según se anunció, son 58 los proyectos que están participando. Este portal de noticias pudo saber que el 40% de ellos están en etapa de factibilidad y el otro 60% en prefactibilidad.

“Recibimos proyectos en toda la cadena de valor”, destacó Katherine Castaño Fonseca, asesora jurídico-contractual del Fenoge. Es decir, tanto en producción como en almacenamiento, re electrificación, acondicionamiento, distribución y uso del hidrógeno verde.

En tanto indicó que en emprendimientos de hidrógeno azul “se han recibido solo para producción”.

La funcionaria señaló, básicamente, la subasta “va a determinar si los proyectos son fiables desde el punto de vista técnico y financiero”.

La evaluación para la adjudicación radicará en cuatro criterios. Uno de ellos es la calidad de la estructuración.

Allí se evaluará que los proyectos, si bien se encuentran en etapa de pre factibilidad y factibilidad, se analizará que sean robustos en términos de descripción, justificación, análisis de riesgo, que tengan una muy buena formulación y estructuración.

Otro criterio tiene que ver con la replicabilidad y escalabilidad, concerniente a su inserción dentro de la cadena de valor del hidrógeno y que cuente con una estrategia de adquisición y comercialización clara.

“Nos interesa que todos los proyectos tengan una vocación de comercialidad y puedan insertarse en esa canasta energética que contribuyan a la diversificación”, destacó Castaño Fonseca.

Multiplicación de recursos es otro de los puntos que tendrá en cuenta el Fenoge. Aquí se tendrá en cuenta el aporte financiero de los interesados para ejecutar los estudios de preinversión en personal o en dinero, que no podrá ser inferior al 10% del valor estimado para el desarrollo de estos estudios.

El cuarto ponderable es el potencial de innovación. Se tendrá en cuenta la capacidad de crear valor para el país en el futuro, a partir de los elementos tenidos en cuenta en la manifestación de interés.

“Con base a los resultados que obtengamos es que vamos a diseñar los mecanismos de inversión y de financiación necesarios para la aceleración de los proyectos de hidrógeno”, resaltó la asesora jurídico-contractual del Fenoge.

Y enfatizó: “La Ley 2099 nos permite construir, participar y ser gestores de vehículos de inversión. Entonces el Fenoge va a aportar ese capital ancla que permita multiplicar recursos, alinear los incentivos de los inversionistas a partir del aporte de recursos reembolsables y de recursos no reembolsables”.

Puerto Rico debe poner al día las reglas del juego para nuevos proyectos de energías renovables, almacenamiento y microrredes eléctricas. Y es que, entre los pendientes que aún queda resolver de la Ley 17 del 2019, el Negociado de Energía tiene el mandato de hacer nuevos reglamentos al respecto, pero su definición se ha ido demorando por diversos motivos.

Hasta tanto se llegue a la publicación de los mismos, Luma Energy ha elevado su propia propuesta de TIR (Technical Interconnection Requirements) al Negociado, para que se los contemple en próximas reglamentaciones.

El documento TIR detalla lo que para el operador independiente del sistema deben dar cumplimiento los nuevos proyectos de microrredes y generación de energía, de distintas tecnologías y escalas, así como unidades de almacenamiento o acumulación de energía para poder ingresar y operar en la red.

Haciéndose eco de aquello, la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) se comunicó con Luma para que le realicen la entrega formal del TIR y expresar sus consideraciones sobre aquellos parámetros técnicos.

“Nos reunimos este mes. Nosotros les trajimos muchas preguntas pero también muchas experiencias de nuestros asociados en otros mercados más avanzados como Hawaii, que tienen altísima penetración de generación distribuida, para que escuchen cómo se ha manejado ese tipo de preocupaciones en otras jurisdicciones. No sólo las escucharon sino que nos dijeron que quieren seguir hablando”, señaló Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en la Asociación SESA.

A partir de allí, es que desde SESA esperen poder iniciar un proceso de colaboración que contemple sus comentarios en los TIR de Luma y hasta barajan la idea de poder avanzar en nuevas consideraciones en conjunto para presentarlas al Negociado de Energía.

El jueves pasado, la consultora Aleasoft realizó un webinar llamado “Perspectivas de los mercados de energía europeos en la segunda mitad de 2022”, en el que distintos especialistas del sector brindaron sus análisis.

El Director de Estrategia y Asuntos Públicos del grupo Engie, Daniel Fernández Alonso, comenzó su presentación explicando la reciente  noticia de la regulación al precio del gas, y aseguró que la medida no destruirá “en lo más mínimo la apuesta de España por las renovables”.

La llamada excepción ibérica estará vigente a partir del 14 de junio de 2022 y hasta el 31 de mayo de 2023. Este mecanismo topa de forma artificial el valor del gas en el mercado, y su objetivo es reducir el valor marginal para favorecer a un amplio arco de consumidores.

El precio será en un comienzo de 40 €/MWh, subiendo hasta los 70 €/MWh. La medida supondrá una reducción de la electricidad que empezará con un aproximado del 20% de descuento, decreciendo hasta el 15% para los clientes con una potencia contratada sea inferior a 10 kW.

En este sentido, el directivo recalcó que la excepción ibérica es una medida a corto plazo, e implementada principalmente por cuestiones políticas y situaciones excepcionales. Agregando que: “No responde a un cambio en una realidad tangible como es que España está a la vanguardia en el desarrollo de energías renovables en el continente europeo”.

Siguiendo esta línea, citó al Plan Nacional Integral de Energía y Clima (PNIEC) de España, y señaló que, según sus previsiones, los objetivos planteados en este programa se cumplirán, y agregó que posiblemente se superen las cifras esperadas.

Cabe recordar que, El PNIEC marca una serie de metas, como paso previo a una descarbonización total en el 2050, estos son: la reducción de un 23% de emisiones de gases de efecto invernadero con respecto a las de 1990; un incremento de hasta un 42% de renovables sobre el uso final de la energía: la mejora de la eficiencia energética en un 39,5%; y el incremento de hasta un 74% de energía renovable en la generación eléctrica.

PPA renovables

Por otro lado, y haciendo hincapié en el desarrollo de los PPA, Ignacio Sáenz Berruga, Jefe de organización y ventas del grupo francés Engie, indicó que, ante este escenario de volatilidad de precios y protecciones momentáneas del mercado, optar por los contratos bilaterales asegura “ pagar a un coste menor que en el mercado”.

“En este contexto, el valor de la electricidad marca un descenso en el largo plazo. Hoy al año se está pagando por encima de los €100 MWh). Pero si en su lugar se realiza un contrato con términos a cinco años, los costos bajarán hasta los €60 o €70”, subrayó el ejecutivo.

Además, remarcó que ha habido un cambio de paradigma en la búsqueda de proyectos por parte de los clientes. “Históricamente se buscaba un “carga-base” al precio más bajo posible, pero en los últimos años se ha generado un compromiso con la transición energética, optando por proyectos verdes, pero un poco más caros”, destacó Sáenz Berruga.

Desde la empresa austríaca Fronius Solar Energy, destacaron que, dada la alta demanda de instalaciones para autoconsumo que hay en España, están en proceso de duplicar su área y sus líneas de fabricación. 

Lo reveló Francisco Heredia, Business Development Manager de Fronius en España, Durante el III Congreso de Autoconsumo, realizado en Sevilla y producido por APPA Renovables.

Allí el Directivo destacó el gran crecimiento del autoconsumo en el país en los últimos años: “Creo que ni el más optimista de nosotros hubiera pensado que iba a haber un crecimiento tan brutal”.

Cabe agregar que, durante el 2021 se instalaron 1,151MW 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 la industria fotovoltaica, afirman que es muy probable duplicar la capacidad instalada durante el 2022.

Otro motivo para duplicar su producción, es el último modelo de inversores desarrollados por la empresa: los Gen 24. Incluso fueron premiados con el premio el Premio Intersolar hace dos años.

“A veces vemos al inversor como algo que instalamos y listo, pero en realidad es el cerebro y el corazón de todo el emplazamiento”, comentó el directivo.

Indicó que este dispositivo es un modelo híbrido y bidireccional, que trabaja conectado a la red y de manera automática va a gestionar los flujos de energía de manera inteligente, esto gracias a la incorporación de un medidor inteligente que captura las curvas de corriente en el sistema.

Permite interactuar con la red, cargando la batería a la red cuando haya una tarifa eléctrica que convenga, o incluso inyectar a la red cuando el cliente lo determine.

Así también, Heredia destacó que se pueden incorporar otras fuentes de energía, como puede ser otra instalación fotovoltaica, o un aerogenerador. “Hay múltiples posibilidades gracias a la versatilidad que incorpora el inversor, y en las características técnicas también tiene algunos rasgos que lo hacen diferencial”, señaló Heredia.

En este sentido, indicó dos soluciones de emergencia ante un corte en el suministro que poseé este modelo. Uno es el PV Point, que es capaz de alimentar el consumo con 3 kW en monofásico, con o sin batería, y sin la necesidad de una instalación adicional.

“Y si lo que se tiene es una instalación trifásica, y queremos aprovecharla en todos los circuitos, hasta 9 kW, entonces ofrecemos la posibilidad de trabajar con el ‘full back up’. Si hay un corte, a través de un contactor nos separamos de la red y abastecemos todos los consumos de todos los circuitos que haya en la instalación”, remarcó el directivo de Fronius.”

El potencial del hidrógeno verde en Latinoamérica y su contribución a la transición energética atraen más negocios y oportunidades para la región que involucran a dicho vector energético, ya sea para el desarrollo local como para exportarlo al mundo. 

Messer Group, una empresa energética multinacional y con presencia en Brasil, ya piensa en la conversión de su portafolio y servicios ofrecidos, utilizando el H2V para los mercados y sectores que abarca dentro de la región.

“Por nuestra parte, tenemos negocios de hidrógeno verde en Chile y Colombia, pero en Brasil, en particular, hay un gran momentum que se ha ido creando, considerando la cantidad y la escala de los proyectos de los que se está hablando, en términos de megavatios o gigavatios que podamos exportar a todo el mundo”, reconoció Scott Lata, presidente de Messer Brasil. 

“El hidrógeno ya es un portafolio muy robusto en Brasil. Y la estrategia, la oportunidad en Sudamérica, es grande para el hidrógeno”, agregó durante su participación en un evento organizado por Siemens Energy.

Y justamente, a mediados del año pasado, esas dos compañías mencionadas firmaron un acuerdo de cooperación con el objetivo de trabajar en proyectos de hidrógeno verde en el rango de 5 a 50 MW para aplicaciones industriales y de movilidad en España. 

Incluso, la sección ibérica de Messer Group le presentó al gobierno español tres proyectos de hidrógeno limpio en el complejo químico de Tarragona, por un total de 70 MW de capacidad en electrolizadores. Por lo que, teniendo en cuenta tales antecedentes, no sorprendería que surjan iniciativas de esta índole en América Latina. 

“Las oportunidades son muy fuertes, al igual que los recursos naturales, como el viento y el sol. Entonces la capacidad de tener energías renovables están aquí. Y eso significa que el resto depende de nosotros. Debemos ver cómo lo podemos aplicar para verdaderamente hacernos verdes, eso es fundamental”, sostuvo Scott Lata. 

“En Brasil, tenemos un marco regulatorio bastante fuerte y apoyo del gobierno. Y a ello se debe agregar que se anunció el programa nacional de desarrollo del hidrógeno, lo que es un paso importante para nuestro éxito, así como lo es el apoyo de las compañías”, amplió el empresario. 

¿Qué papel jugaría en la escala industrial?

Según detalló el especialista, “sólo” habría dos perspectivas a considerar: “la sudamericana y la del mundo”. La primera de ellas se enfocaría en cómo impulsar la producción y la cadena de valor local de este vector energético. 

Mientras que el segundo punto de vista está asociado a los proyectos de utility scale para la exportación del hidrógeno verde y sus derivados, principalmente hacia Europa, que se perfila como el mercado más demandante de H2V a nivel global. 

JA Solar, fabricante de módulos, obleas y celdas fotovoltaicas sigue enfocado en la búsqueda continua del costo nivelado más bajo de la electricidad (LCOE) y aumentar el valor para el cliente a través de JA Solar DeepBlue 3.0.

Y a poco de haber recibido una distinción para su tecnología para parques fotovoltaicos como el “panel solar más eficiente para instalaciones domésticas” según Deege Solar, Ja Solar publicó el documento técnico (Technical White paper) de su avance DeepBlue 3.0. 

El archivo detalla las características de uno de los módulos más avanzados que tiene la compañía con gran presencia en Latinoamérica, tras cerrar el 2021 con más de 940 MW comercializados a lo largo y ancho de la región – con buenas previsiones para el 2022 -.

Entre dichas características se destaca que DeepBlue 3.0 tiene como objetivo reducir el LCOE y aumentar el valor para el cliente mediante la adopción de obleas de silicio de gran porte, con un tamaño de 182 mm aplicando tecnología de celda de alta eficiencia PERCIUM+ de nueva generación y optimizando el tamaño y el diseño del módulo.

Y en el eslabón de extracción de cristal, la tasa de cristalización de los productos de 182 mm es básicamente la misma que la de los productos de 158 mm, y el rendimiento por unidad también es el mismo en la actualidad. Por lo que todavía hay espacio para el crecimiento en el rendimiento por unidad en el futuro, según se aclara en el documento. 

Asimismo, el tamaño y el peso de los módulos de 182 mm estarían dentro de un rango razonable para el manejo manual ya que el ancho de los módulos es de alrededor de 1130 mm.

A eso de este agregar que la serie DeepBlue 3.0 permite más del 23,1 % de la eficiencia promedio de celdas producidas en masa al mejorar el proceso de pasivación en la parte delantera y trasera, un rendimiento superior de generación de energía de baja irradiación y un “excelente alto rendimiento de generación de energía en altas temperaturas”. 

Es por ello que, desde la compañía aseguran que los módulos de la serie DeepBlue 3.0 adquieren un atractivo diferenciados frente a otras alternativas por adoptar múltiples tecnologías que ahorran costos y aumentan las ganancias para los usuarios. 

Y para más información, se puede descargar las notas y el documento “Technical White Paper of JA Solar DeepBlue 3.0” haciendo click aquí. 

Continúa abierta la consulta pública para la elaboración del marco normativo relativo al desarrollo de la eólica marina, publicada por el Ministerio para la Transformación Ecológica la semana pasada.

El paso previo al borrador de lo que sentará las bases del desarrollo de esta tecnología propone la participación efectiva, desde el inicio del proceso, de los agentes públicos y privados, del sector eólico y de las energías del mar, así como el resto de sectores usuarios del mar: incluyendo la pesca, la acuicultura y la navegación.

Consultados por Energía Estratégica, desde Greenalia sostienen que se encuentran expectantes al avance del marco regulatorio.

«La evolución de la eólica marina hace necesario tener lo antes posible una normativa que permita avanzar en esta tecnología en nuestras costas, sobre todo teniendo en cuenta los plazos de los objetivos marcados por la Hoja de Ruta de eólica marina de España», indican fuentes de la empresa.

Explican que uno de los condicionantes del marco actual es que solo se pueden tramitar parques eólicos marinos menores a 50 MW. Por lo tanto, afirman que la introducción de cambios será vital, sobre todo para que España pueda alcanzar los 3 GW que propone el PNIEC hacia 2030.

«La eólica marina está llamada a ser una de las tecnologías de futuro y aquí tenemos industria, puertos y know how. Por tanto, desde Greenalia consideramos que el desarrollo de esta tecnología permitirá contribuir de manera clave al proceso de descarbonización y al mismo tiempo servir de impulso a la industria del país», enfatizan.

Cabe resaltar que Greenalia es una de las compañías con proyectos más avanzados en eólica marina de España.

Son cinco en total los parques eólicos costa afuera flotantes que forman parte de su cartera. Todos ellos están ubicados en las Islas Canaria e incluyen una capacidad de 50 MW.

En conjunto, los emprendimientos sumarán 250 MW, con cuatro aerogeneradores marinos cada uno, de 12,5 MW de potencia unitaria. Sus instalaciones se conectarán a la Red de Transporte mediante el uso de cables submarinos y subterráneos que evacuarán la energía generada de manera completamente independiente.

El primero de ellos es Gofio, previsto en San Bartolomé de Tirajana. Ha superado ya hitos relevantes de su tramitación, incluida la obtención del permiso aeronáutico para la instalación y operación de parque, siendo el único proyecto en España que cuenta actualmente con este nivel de desarrollo.

Desde la empresa aseguran: «La aportación de estos cinco parques eólicos supondría una oportunidad única para la independencia energética del archipiélago canario y al impulso de su industria».

Ordenamiento

Cabe señalar que, por otro lado, el Gobierno está culminando la tramitación de los “Planes de Ordenación del Espacio Marino” (POEM), un instrumento de zonificación en el que, una vez analizadas las posibles interacciones con otros usos del mar, quedarán reflejadas las áreas más adecuadas para el desarrollo de la eólica marina, por viabilidad técnica y ambiental.

En consecuencia, el nuevo marco normativo para la eólica marina y las energías del mar debe partir de la definición espacial recogida en los POEM y la planificación y la normativa eléctrica. Su objetivo es coordinar el procedimiento de autorización de las instalaciones con el otorgamiento de derechos sobre el uso del espacio marino, el acceso y la conexión a la red eléctrica, y el impulso a la inversión mediante procedimientos de concurrencia competitiva.

Durante el 2021 se instalaron 1.151MW 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. 

Además, desde la industria esperan que durante el 2022 se duplique la capacidad ya instalada, por lo que esta espiral creciente genera altas expectativas en el mercado.

En el marco del III Congreso de Autoconsumo, realizado en Sevilla, Andalucía,  y producido por APPA Renovables, se desarrolló una charla acerca de las previsiones de precios. Allí, Jorge González, presidente de Contigo Energía, destacó que el momento actual de los mercados de electricidad “es inédito”, a nivel nacional y europeo.

Además, señaló que el mercado de la autogeneración está creciendo en el marco de la volatilidad de precios altos y que la aprobación de la excepción ibérica que baja el precio del Pool de la energía tampoco generará un desincentivo en la actividad.

“Creo que los precios de mercado están en unos niveles tales, que incluso con ese gap del gas, es muy conveniente hacer autoconsumo”, opinó.

La excepción ibérica fue aprobada esta semana por la Comisión Europea, y estará vigente del 14 de junio de 2022 al 31 de mayo de 2023. Este mecanismo topa de forma artificial el valor del gas en el mercado, y su objetivo es reducir el valor marginal del mercado.

El precio será en un comienzo de 40 €/MWh, subiendo hasta los 70 €/MWh. La medida supondrá una reducción de la electricidad que empezará con un aproximado del 20% de descuento, decreciendo hasta el 15% para los clientes con una potencia contratada sea inferior a 10 kW.

Por otro lado, el directivo aseguró que los contratos PPA son uno de los elementos que más favorece a los usuarios es el de autoconsumo. “Ofrecemos un precio conocido de la energía a lo largo de toda la vida de la instalación. Creo que esa es la mejor opción”, agregó Gónzalez.

En este sentido, recalcó que, en este contexto de turbulencia en los mercados, “la estabilidad es el camino al que debemos dirigirnos”.

Cabe recordar que dentro de la hoja de ruta de esta tecnología, aprobada a finales del 2021, se propone como objetivos alcanzar los 9.000 MW de potencia instalada para el 2030.

Dificultades

Por otra parte, el titular de Contigo Energía hizo hincapié en las trabas administrativas y su impacto en los modelos de negocio.

“El mayor reto para nosotros se encuentra en cómo explicarle al cliente, que ofrecemos una serie de servicios que contiene elementos que no dependen únicamente de nosotros”, advirtió González.

En este sentido, remarcó la importancia de que desde los órganos administrativos haya una agilización en el desarrollo de las tramitaciones.

“Son cosas que no controlas, pero que afectan a tu modelo de negocio, y por tanto a tu credibilidad, que es lo más importante”, subrayó el ejecutivo.

¿A qué políticas dará continuidad la nueva administración de Gobierno?

Nosotros sí seguimos pensando en continuar con todo el proceso del plan de descarbonización. Costa Rica tiene una sombrilla ambiental que es la que rige todas las actividades económicas y es una decisión país que allí esté incluido el subsector energía.

Entonces cualquier actividad que nosotros hagamos desde la rectoría del Viceministerio de energía, tiene que verse con esa óptica.

¿Cuál es el punto de partida de las nuevas medidas que prepara? 

Si uno revisa el avance de la transición hacia la carbono neutralidad o una economía baja en emisiones, lo primero que encontramos en actividad productiva agrícola, en actividad agroforestal y en conservación de bosques es que prácticamente somos un país neutral. Costa Rica es un país que no tiene una tasa de deforestación, más bien es negativa, porque hay reforestación.

Cuando vemos el landscape ya prácticamente somos un país carbono neutral.

¿Qué ejes sectoriales atenderán? 

Por un lado, la energía eléctrica -donde prácticamente el 99% de la producción es renovable, mayoritariamente hidroeléctrica, seguida de geotermia, eólica y en menor medida la biomasa y solar. Y por otro, el tema de combustibles.

¿Qué rol juega la energía renovable? 

En la parte energética eléctrica tenemos una ley que promueve los recursos distribuidos renovables y que van más allá que la generación distribuida.

¿Porqué el cambio de enfoque? 

Nosotros tomamos la decisión como país de que la generación distribuida no era suficiente. No hay generación distribuida que se justifique por un tema de falta de cobertura o por tema ambiental, porque hay un 99.6% de cobertura de energía eléctrica en Costa Rica y es 99% renovable.

¿Continuarán con generación distribuida?

La generación distribuida está para que existan más opciones. Buscamos que se dinamice un mercado privado con minigeneradores eólicos, biomasa o solar, que puedan dar la oportunidad a que los hogares, las industrias y los comercios puedan tener una forma opcional de bajar la factura mensual; o sea, bajar el costo mensual de la energía.

¿Tendrán prioridades para dinamizar recursos renovables distribuidos? 

Nosotros por la situación país decidimos que el tema iba a ser bajo recursos distribuidos. Y los recursos distribuidos, aparte de oportunidades de generación distribuida, que es lo primero que mencioné, incluye otras cosas más.

El segundo gran bloque es movilidad eléctrica o cargas móviles, cómo gestionar la energía almacenada en un vehículo para mi propio consumo, tu consumo o viceversa, eso se está regulando.

El tercero es propiamente almacenamiento en todas sus formas; lo que puede ir desde baterías químicas, reacciones químicas hasta hidrógeno.

La cuarta actividad de recursos distribuidos tiene que ver con valor agregado.

¿En qué consiste este último? 

Por ejemplo, permitir que un especialista pueda colocarse entre la empresa pública de servicios de electricidad y el consumidor final -no importa si es un hogar, un comercio o una industria- y pueda realizar optimizaciones ya sea incorporando sistemas que de pronto definan cuál es la energía más barata en cada instante de tiempo, si es mejor usar el sistema fotovoltaico propio, si puedo utilizar almacenamiento en baterías o puedo utilizar la red, o que se pueda hacer microrredes en algunas industrias o zonas francas industriales.

¿Esta sofisticación de mercado que llevarán a cabo se abre a nuevas inversiones renovables?

Sí, si es distribuida. La capacidad instalada en el sistema en estos momentos no vislumbra crecimiento más que lo que se pueda hacer por autoconsumo.

De aquí al 2026 posiblemente nuestro sistema de potencia eléctrica no ocupe una nueva planta grande, pero sí el crecimiento normal que se de en demanda eléctrica, si va mucho por generación distribuida.

El mensaje que queremos enviar es que sí hay posibilidades y trabajaremos en pos de una dinámica de mercado atractiva.

¿Qué retos quedan por delante? 

Como tenemos un landscape prácticamente neutral, tengo una energía eléctrica prácticamente renovable, nos quedan retos en el sector transporte y el uso de combustible fósiles, que es el problema que padecemos en nuestro país y que es el mismo que padecen los países en Europa o en Estados Unidos donde el 60-70% del consumo de energía viene de los combustibles derivados de petróleo.

¿Qué oportunidades identifica? 

Tener combustibles alternativos. Por un lado, nos interesan los biocombustibles, no importa si es para sustituir diésel o para sustituir mezclas en gasolina.

Por otro lado, nos interesa el hidrógeno como tema de investigación para poder buscar alternativas. Estamos trabajando en un proyecto para hacer planes pilotos y poder hacer casos reales replicables.

Y, finalmente, la electromovilidad tanto en el transporte masivo de pasajeros, vehículos individuales y el tren metropolitano del pasajeros y los trenes de carga a la zona atlántica.

Todo esto puede generar una atracción interesante de inversiones para la electrificación del transporte y la electrificación de la industria, pasando procesos que se basan en combustibles fósiles a procesos electro intensivos, apoyándonos en que la fuente energética sea autóctona y renovable.

El anunció del inicio de la Renegociación de Contratos con Generadoras efectuado el 1 de mayo pasado, encendió la alerta de muchos participantes del mercado eléctrico hondureño.

A poco más de un mes de aquel inicio del diálogo público privado las partes han expresado públicamente estar dispuestos a trabajar en conjunto para encontrar las soluciones a la crisis que atraviesa la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y el sector eléctrico en general.

Energía Estratégica se comunicó con generadores eólicos, solares e hidroeléctricos para conocer su análisis del avance de las instancias de diálogo público privado. Y, entre ellos, Adolfo Larach compartió un balance positivo a este medio.

“Todos los inversionistas hemos estado velando por que la ENEE esté fortalecida, que el sistema eléctrico en general se diversifique en actores, que haya apertura de mercado y transacciones entre agentes de todo tipo”.

“Considero que desde el gobierno buscan lo mismo solo que con esta medida de la nueva Ley hicieron una pausa en el camino para primero fortalecer la ENEE como agente, en vez de hacerlo al mismo tiempo que dinamizar el sector eléctrico haciendo más transacciones entre los agentes privados”, expresó Larach.

En el análisis que compartió también señaló que se habrían hecho a un lado “los miedos” al artículo 5 y 6 de la “reforma eléctrica” que determina que «en caso de no ser posible la renegociación, se autoriza plantear la terminación de la relación contractual y la adquisición por parte del Estado previo el justiprecio».

A la preocupación le habría ganado la apertura al diálogo: “muchos pensaban que se aproximaban expropiaciones pero en todas las conversaciones que hemos tenido ese término ha salido de las pláticas completamente descartado por el Gobierno”, consideró Larach.

Desde la óptica de este referente de las renovables se empieza a recuperar la certeza jurídica que terminará por incentivar el retorno de la inversión privada en el país

Restará que las mesas de renegociación concluyan con acuerdos aceptables para las partes. No será sino hasta dentro de 40 días que se pueda aclarar más el panorama.

“Participantes de la mesa de renegociación queremos cerrar este ciclo. Tenemos hasta el 18 de julio para lograrlo por Ley y por buena fe. Queremos hacerlo porque sino esto puede durar 2 años y eso no le conviene al país en este momento que urge de certidumbre para atraer inversiones al sector eléctrico y otras industrias que esperan como se desenvuelve estas negociaciones”, confió el empresario.

La expectativa es que puedan lograr consensos y los 28 contratos en juego puedan adaptarse para que sea un ganar-ganar para todas las partes.

En tal sentido, Adolfo Larach aclaró:

“Hay una necesidad y voluntad de renegociar para lograr un alivio a la ENEE en el flujo de caja en el corto plazo y asegurar que la ENEE haga las inversiones en reducción de pérdidas por hurto de energía. Podemos ponernos de acuerdo con esquemas de descuento de flujos financieros a cambio de liquidez y puntualidad de pagos, por ejemplo: renegociar una extensión de un plazo contractual a cambio de una reducción en el precio de ahora en adelante. Pero para eso los funcionarios de gobierno tenían que tener una autorización por Ley para hacerlo porque no estamos entre privados y ellos requieren un mandato del poder legislativo para gestionar acuerdos de este tipo”.

“Las baterías tendrán una baja importante de precios por la propia economía de escala y el impulso de los vehículos eléctricos”, sostuvo Luis Marquina, Presidente de la Asociación Española de Pilas Baterías y Almacenamiento Energético (AEPIBAL). 

Durante el Congreso Nacional de Autoconsumo Sevilla 2022, afirmó que el almacenamiento electroquímico ganará competitividad en un período de entre 3 a 5 años. 

El dirigente hizo un paralelismo con lo ocurrido en la industria fotovoltaica, en la que desde el 2008 al corriente se redujeron en 10 veces los costes de instalación.  

“Hoy estamos como en el 2008 con el mercado fotovoltaico. Por entonces se construía a 6 millones de euros el MW y ahora se construye a 600 mil. Con el almacenamiento pasará algo parecido”, sentenció el dirigente.

El objetivo de la descarbonización propuesto por la Hoja de Ruta del Almacenamiento, que propone que España llegue a 20 GW al 2030 y 30 GW en 2050, pone a las baterías en un lugar privilegiado en el corto plazo, comparado con otro tipo de soluciones para gestionar la energía, como podrían ser la termosolar y la hidráulica de bombeo, porque su instalación es más rápida.

Los principales retos para las tecnologías electroquímicas son la reducción de costes y el aumento de la vida útil de los sistemas, así como favorecer la reutilización y reciclaje de los dispositivos, una vez agotados. 

Sobre este último punto, Marquina indicó que en otros países ya se está avanzando en la tecnología y en métodos de economía circular para resolver las demandas medioambientales. 

Lo cierto es que no existen regulaciones que establezcan parámetros específicos en España para unificar criterios. 

En el mismo sentido, el titular de AEPIBAL planteó otros factores que dificultan la penetración de las baterías en el país y los engloba en cuatro ejes. 

Mala definición de almacenamiento para el sistema eléctrico. Actualmente, las baterías son consideradas generadoras de energía y no son tenidas en cuenta como una solución para la congestión de la red. Por ejemplo, esto impide su instalación en espacios donde existe saturación. 

Por otro lado, y aunque para el autoconsumo la legislación esté más avanzada, continúa siendo un real inconveniente en los utilities scales. 

Las plantas cercanas a los 50 MW que quieran incorporar almacenamiento, terminan superando ese límite y obliga a sus operadores a iniciar nuevamente las tramitaciones en un nuevo órgano sustantivo. 

La ausencia de la actividad en los Anexos 1 y 2 del decreto medioambiental, deja un vacío legal en las regulaciones de cómo debería hacerse el estudio de impacto de los contenedores. 

Por último, Marquina confirma la inmadurez del mercado sobre cómo operar y qué configuraciones pueden aplicarse en caso de montar sistemas de almacenamiento conectados a la red o a una hibridación y, en este último caso, cómo debería ser si es continua o alterna. 

Además, consideró que los instaladores para el autoconsumo no cuentan con el conocimiento suficiente para ofrecer almacenamiento a los clientes para que puedan explicar los beneficios que le representará en términos de flexibilidad y rentabilidad de inversión. 

A pesar de todas estas dificultades, el Presidente de AEPIBAL se manifestó conforme con el interés y el esfuerzo por parte de los agentes del sector.

Asimismo, concluyó: “Todo el despliegue de las renovables es inconcebible sin almacenamiento, por tanto nos tendremos que acostumbrar a que el modelo sedentario de la energía murió hace años y ahora los activos energéticos son gestionables día a día”.

Las empresas se enfocan en el desarrollo del hidrógeno verde como una de las alternativas para afrontar su propia transición energética y como una ventana de oportunidad hacia un nuevo modelo de negocio. Incluso aquellas que se dedican a las energías fósiles. 

Uno de esos casos es Compañía General de Combustibles (CGC), desde donde reconocieron que ya están “mirando” proyectos de hidrógeno verde, analizando cómo encarar la transición energética y la estrategia de la empresa a futuro. 

“Estamos viendo off takers, en principio. Tratando de tomar relaciones con países importadores, porque tenemos una visión de una Argentina exportadora de hidrógeno y sus derivados”, afirmó Santiago López, director de Legales de CGC, durante un evento. 

“La idea es aprender un poco de lo que está pasando en estos lugares y buscar tecnología apropiada para los proyectos que vamos a encarar acá en los próximos años, porque entendemos que para llegar a los mercados en 2030 necesitamos empezar ahora”, agregó.

Y la tecnología que toma mayor fuerza en la empresa sería la eólica en el sur del país, con un proyecto dedicado exclusivamente a la producción del vector energético “in situ” para, posteriormente, venderlo a otros países gracias a la cercanía con los puertos. 

“Debe estar cerca de la zona portuaria para llegar rápido a los mercados internacionales. Y lo bueno del H2V es que puede valerse en cierta forma de la estructura existente, no necesita construir infraestructura nueva, aunque sería beneficiada por una ampliación de las mismas», sostuvo Santiago López.

De todos modos, el especialista dejó en claro la importancia que tiene el acceso al financiamiento para obtener tecnología que permita llegar a los mercados internacionales con costos competitivos “de los subproductos del hidrógeno”. Así como también el hecho de tener un marco regulatorio, al que consideró “trascendental” en la estrategia del país y de las empresas que deseen participar de la cadena de valor. 

Asimismo, el director de Legales de Compañía General de Combustibles, manifestó que el despliegue de la industria del H2 en Argentina “debería replicar lo que se da en renovables, con algunas variables”. 

“Debería contar con los beneficios impositivos, subsidios o facilidades para el financiamiento para las inversiones de capital y estabilizar los precios para afrontar los costos operativos que tienen estos proyectos”, dijo durante el evento virtual. 

“Y es fundamental blindar los contratos de largo plazo que tienen proyectos exportadores. Y el país debe ofrecer garantías de suministro porque tiene mucho para ofertar y tendrá competitividad”, concluyó.

Tras varios meses de espera, el gobierno de Uruguay finalmente presentará la hoja de ruta del hidrógeno verde del país, la cual fue elaborada a partir de la colaboración entre diversos actores de los sectores público, privado, académico y de la sociedad civil. 

La cita, según informó el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), será el próximo martes 14 de junio a las 12 horas en el auditorio del edificio anexo de la Torre Ejecutiva, en el departamento de Montevideo.

“Es muy trascendente porque es la comunicación oficial del resultado de la consultoría de McKinsey sobre la hoja de ruta de Uruguay, y aterrizado a un plan de política de estado. Estamos todos expectantes de lo que se comunique, que seguramente esté relacionado con el potencial que tiene el país para desarrollar hidrógeno verde y alguna particularidad más del estudio”, comentó Marcelo Mula, presidente de la Asociación Uruguaya de Energía Renovable (AUDER). 

“Y también, seguramente habrá algún adelanto de las postulaciones que se hicieron en la prueba piloto de H2 de Uruguay, por lo que será muy interesante”, agregó el especialista en conversación con Energía Estratégica. 

Justamente, este lanzamiento llega días después del cierre de la convocatoria para proyectos de hidrógeno verde en el país, publicada por el MIEM, el Laboratorio Tecnológico del Uruguay (LATU) y la Agencia Nacional de Investigación e Innovación (ANII). 

Dicho llamado estaba abierto a distintas posibilidades en cuanto a fuente de energía renovable, escala y localización, pero se preveía que la escala mínima del proyecto sea de 1,5 MW de potencia en el electrolizador y el mismo podrá ser considerado como la fase inicial de un proyecto escalable en una siguiente etapa.

Mientras que el beneficio sería desembolsado a partir de la entrada en operación de la planta y cumplidos los hitos del primer año; pero con la aclaración de que se les daría prioridad a aquellos emprendimientos que propongan una entrada temprana en operación, con fecha máxima a diciembre de 2025.

Y a ese hito se debe agregar que a mediados de mayo, Uruguay lanzó el Fondo de Innovación en Energías Renovables (REIF) para avanzar hacia una segunda transformación energética y la posible reactivación de contratos renovables, además de afianzar el compromiso de cumplir con las metas de descarbonización mediante la contribución de un programa de financiamiento “innovador”.

La Cámara Argentina de Energías Renovables realizó el webinar «Evaluación técnica y económica de ampliaciones prioritarias para aumentar la capacidad de inyección de energías renovables en el SADI», donde presentó el informe homónimo, solicitado por CADER al Grupo Mercado Energéticos Consultores.

La introducción al evento estuvo a cargo de Santiago Sajaroff, presidente de CADER, y Jorge Ayestarán, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Redes Eléctricas de CADER, quienes concordaron en la importancia de ampliar la capacidad del sistema de transmisión en Argentina para aumentar la participación de las energías renovables y lograr los objetivos establecidos en la Ley Nacional N° 27.191.

Mientras que Nicolás Pérez, consultor de Grupo Mercados Energéticos Consultores presentó los detalles y principales conclusiones del informe técnico que analiza la situación actual del sistema interconectado argentino para la entrada en servicio de generación renovable adicional y la prioridad de obras de ampliación de transporte, tanto de 500 kV como ampliaciones “intermedias y menores”, asociadas a modificación de equipamiento de menor costo, además del análisis económico correspondiente.

Aunque se aclaró que el informe se hizo, principalmente, a partir de un estudio estático del sistema, incluyendo un análisis dinámico para los casos particulares en los que fue necesario, y que la generación renovable adicional fue ubicada sólo en nodos donde ya existían proyectos renovables.

Posteriormente, el webinar contó con una mesa redonda en el que se debatió la actualidad y el rol del sistema de transmisión en Argentina y cómo podría afectar a futuro que no se invierta en su expansión.

Bernardo Andrews, presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA), manifestó que “si no se hacen las inversiones de capacidad de despacho, transformación y transmisión, es muy difícil cumplir con la Ley N° 27191”. (:..) “Y el impacto que tiene la inversión en eólica o fotovoltaica en Argentina, es para ahorrar divisas en el mediano plazo”, aseguró.

“Para llegar al objetivo del 20% del cubrimiento renovable del total del consumo de energía eléctrica, previsto en la ley, se necesitan instalar 2600 MW renovables. Pero es evidente que sin la construcción de líneas, es imposible con la situación actual de la infraestructura de transporte”, agregó Fernando Antognazza, gerente general de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA).

Por otro lado, Jorge Lemos, miembro de la Comisión Directiva de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), planteó que se debería revisar la normativa para que posibilite hacer los contratos con la inclusión del transporte.

“Si hay un recurso económico que al país le conviene su explotación y se necesita sumar kilómetros de redes, bienvenido sea. Por lo que la Resolución SE 370/2022 nos parece un buen primer paso para ello y deberíamos aprovecharla”, afirmó.

En tanto que Bruno Brunetti, vicepresidente de la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGUEERA), coincidió con la propuesta y reconoció que “lo ideal es tratar de pensar en un círculo virtuoso, donde la expansión del sistema, la incorporación de tecnologías actuales y a futuro, y los costos decrecientes, no sean ideas antagónicas”; aunque aseveró que la única forma de nuclear eso será a través de un plan federal a largo plazo.

Con más de 25 años como actor clave del rubro de la energía solar fotovoltaica y luego del webinar junto a Energía Estratégica, en el que lanzó oficialmente para la región latinoamericana su línea de trackers Vanguard 1P, Trina Solar continúa apostando por el debate tecnológico en la región y realizará un nuevo evento virtual. 

El próximo jueves 26 de junio, Trina Solar dará lugar a todos aquellos interesados en los avances innovadores para el sector energético a través del «Webinar de Tendencias Tecnológicas para la optimización de LCOE en proyectos de C & I», realizado en conjunto con Multisolar. 

INSCRIPCIÓN GRATUITA

El evento estará dictado por José Alberto Florez Hernández, Head of Technical Services Latam de Trina Solar, quien realizará una introducción del curso y abordará temáticas “Tecnologías aplicadas y Optimización de diseño 210”, “RoadMap 2022 y Capacidad productiva”, “ventajas logísticas” y “garantía y buenas prácticas”.

Y a eso se debe añadir que habrá un espacio para contestar las preguntas que generen los asistentes del webinar que se transmitirá en vivo a través de la plataforma Microsoft Teams. 

Acompáñenos este jueves 26 de junio a partir de las 11 am (hora Argentina) en este evento donde se conversarán sobre las tendencias para el mercado fotovoltaico en Latinoamérica que permitan optimizar el costo nivelado para los proyectos en el segmento comercial e industrial. 

Al registrarse vía e-mail, recibirán el link de acceso para el día del evento y un recordatorio minutos antes del inicio del encuentro virtual para conocer todos los detalles. 

REGISTRO

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) está avanzando en su misión de modernizar el parque de generación mexicano. Entre los proyectos de mantenimiento a sus unidades generadoras se destacan sus hidroeléctricas de gran y pequeña escala.

Aquello no es menor. Actualmente, sus 60 centrales hidroeléctricas aportan una capacidad efectiva total de 12,125.363 MW, lo que representa ≈12% de la generación total en México, de acuerdo con registros de la propia CFE.

Por lo pronto, avanza con convocatorias para las primeras centrales hidroeléctricas que ya fueron planteadas para repotenciar y/o modernizar entre 2019 y 2023.

En estas semanas, referentes de CFE habrían organizado visitas a algunas de ellas y sumado distintas reuniones con fabricantes que puedan presupuestar aquellos trabajos.

Energía Estratégica se comunicó con uno de aquellos para conocer más detalles sobre el avance de estos procesos. En concreto, Gabriel Pinetta, director comercial de TechnoHydro en la región, expresó:

«La CFE está sacando varias licitaciones abiertas e internacionales. TechnoHydro está presentando propuestas propias y entendemos que nos están tomando muy en consideración».

«No tenemos la adjudicación directa para la modernización de una central, pero tras las reuniones que hemos tenido con Comisión, consideramos que TechnoHydro es un aliado estratégico idóneo para modernizar sus centrales».

De allí que, Techno Hydro a través del consorcio con la empresa CGV ENERGY en México ha avanzado en presupuestos concretos para convocatorias en curso de CFE.

«Nosotros preparamos una oferta a precios competitivos con la misma calidad de un fabricante en Europa y con fabricación y soporte local porque estamos en esta región».

«Ayer, visitamos una central que está operando desde 1906. Consideramos que esta misión del gobierno mexicano es muy interesante para que este parque hidroeléctrico que empieza a volverse obsoleto pueda renovar sus turbinas y demás equipos electromecánicos».

Antecedentes y horizontes de negocios 

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) informa que en 2021 se inició el proceso de licitación para modernizar las primeras 9 centrales hidroeléctricas, 8 de gran escala y una de mediana escala, que incluye la sustitución de equipos principales.

Durante este año 2022, se continuarían los procesos de licitación de 4 centrales minihidroeléctricas y 3 equipamientos de las presas ubicadas en el estado de Sinaloa con la intención de aumentar la capacidad de generación limpia en 303.60 MW.

En paralelo a aquellas convocatorias y durante este mismo año, la CFE asegura que realizará estudios hidrológicos, hidroenergéticos y evaluación financiera de 16 centrales minihidroeléctricas —ubicadas en Michoacán, Jalisco, Chiapas y Nayarit— para llevar a cabo la modernización de sus equipos principales. Y aclara que, en caso de que sea factible, se iniciarán los procesos de licitación correspondientes para aumentar la capacidad de generación en 17 MW, con una inversión aproximada de 25.5 millones de dólares.

Comenzó el mes de junio y el sector de la industria termosolar se mantiene expectante al lanzamiento de la tercera licitación de renovables. La operación incluye 500 MW, de los cuales 200 serán producidos a partir de energía termosolar, 140 MW de fotovoltaica distribuida, otros 140 de biomasa y 20 más de “otras tecnologías”.

El calendario del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) la anunciaba para el 6 de abril, pero diferentes factores postergaron su publicación: propuestas realizadas por el sector privado para modificar el borrador, nuevos parámetros de la biomasa renovable fijados por la Unión Europea y la invasión de Ucrania que elevó aún más los precios y cambió la prioridad de los Gobiernos.

Gonzalo Martín, Secretario General de Protermosolar, en diálogo con Energía Estratégica, indica que, según las reuniones con el MITECO, este es el mes en que debería publicarse la licitación para que en septiembre se presenten las ofertas. 

Según sugiere el directivo, si se retrasa el lanzamiento nuevamente, se deberían conceder por lo menos tres meses para que los promotores puedan preparar sus ofertas y la convocatoria se prolongaría tanto que no se cumplirían con los objetivos mínimos del Gobierno de los 200 MW anuales.

El PNIEC establece 2.500 MW adicionales de potencia instalada hacia 2025 y otros 2.500 MW hacia 2030, hasta sumar un total de 7.300 MW en España. Una planta termosolar tarda entre tres y cinco años en ponerse en marcha, tiempo que afectará  los plazos de esos objetivos, si se vuelve a postergar la fecha de lanzamiento. 

Buena convocatoria

Para Martín la licitación será exitosa. “Esperamos que los oferentes superen ampliamente la potencia subastada. Estuvimos reunidos con varias empresas muy interesadas que están atentas a las condiciones que el gobierno proponga”, comenta a este medio. 

Hasta el momento solo la compañía Sener, que inició en agosto del 2021 la planta solar híbrida de 150 MW en Andalucía, ya aseguró formar parte de la subasta. 

No obstante, para el Secretario de Protermosolar existen retos e incertidumbres que la subasta para la tecnología termosolar deberá despejar en su Pliego. Una de ellas es cómo se resolvieron las alegaciones del borrador sobre la hibridación. 

Al inicio se dio lugar a que se presenten proyectos de hasta 50 por ciento con fotovoltaica. Pero quedaron «muchas dudas legales de cómo hacerlo», plantea Martín y agrega que existe la posibilidad que ese porcentaje se reduzca.

El dirigente explica que la hibridación generará una caída en los precios de las ofertas que se presenten. Pero lo que quedará por verse son los precios máximos que fije el Gobierno.

«Si las medidas son agresivas y el precio máximo es muy bajo, podría dejar afuera a muchos o incluso a todos los proyectos y calificar a esta tecnología como una alternativa muy costosa e inviable», advierte Martín.

Y agrega que, de darse un escenario y frustrarse la convocatoria, podrían verse resentidas las futuras subastas de energía termosolar que se den en España.  Caso contrario, si este proceso es exitoso, el futuro de las licitaciones también lo será, observa el dirigente.

Cree que de sostenerse un espiral virtuoso las próximas subastas superarán el cupo de   200 MW fijados para este año,  lo que, por escala, permitirá la participación de ofertas más competitivas.  

«El diseño del pliego le proporcionará un pipeline a las empresas. La clave de la inversión no estará solo en los números de capacidad a instalar, sino en el compromiso del Gobierno en dar certeza de continuidad de las subastas», resume el secretario de Protermosolar.

Una referencia tomada en cuenta por los mercados del mundo es la del parque termosolar, a 50 kilómetros de Dubai. Se trata de la planta más grande del planeta, con el menor precio de venta: 74 dólares MWh. 

Incluye una torre térmica de 260 metros de altura, utiliza tres tecnologías para producir 950 MW de energía limpia. Está apoyada por una amplia superficie de paneles fotovoltaicos compuesta por 70.000 espejos con el objetivo de aumentar la temperatura a más de 500 ºC.

Esta tiene un presupuesto que rebasa al cambio en más de 11.500 millones de euros hasta 2030, está en su cuarta fase y firmó un contrato de venta de 35 años. Su coste capital es mucho más bajo del que se pide en otros países.

«Precios que se ven en esta planta solo se podrán alcanzar si se repitieran sus condiciones», explica Martín, tomando en cuenta la producción a gran escala y las características contractuales que se diferencian de lo  propuesto por el gobierno español donde, por ejemplo, el plazo máximo de los contratos será de 20 años y las plantas no podrán superar los 100 MW.

Con el anuncio de que pronto se lanzará el borrador del concurso de capacidad para el autoconsumo, Carlos Redondo, Subdirector General de Energía Eléctrica del MITECO, destacó la voluntad del Gobierno español de darle prioridad a este segmento en la participación en la generación de energía. 

“El acceso es un recurso finito y precioso en estos momentos. No obstante, hay que gestionarlo de la mejor manera posible y el autoconsumo agrega un plus que justifica el trato preferencial frente a otras formas de generación”, indicó el funcionario. 

En el Real Decreto Legislativo aprobado a fines del mes de marzo, se liberó un 10 por ciento de los nudos reservados para concursos a la autoproducción. 

“Estamos viendo la forma de incluirlos a través de cupos específicos o dándoles una puntuación adicional”, informó Redondo, dando indicios de cómo podrían ser las condiciones en el borrador que se presentará a audiencia pública. 

También mencionó que se ha aumentado a todos los niveles de tensión la conexión a través de residente para fomentar el autoconsumo compartido en las comunidades energéticas. 

Otras de las medidas que llevó adelante el Gobierno fue exigirles a las empresas distribuidoras de energía que destinen un 10 por ciento de sus inversiones a ampliar la capacidad de acceso a la red.

Estos números se verán en los planes de inversión para el período a partir del 2023. Por ejemplo, Iberdrola ya ha comentado que parte de este porcentaje será utilizado para presentar sandboxes regulatorios.

Con ellos intentarán llevar a cabo proyectos que busquen cómo conectar instalaciones para maximizar el hueco disponible de todas las horas en las cuales la situación de red es más favorable  para zonas en las cuales no hay capacidad.

Para Redondo, aún son muchos los retos que hay que sortear pero evaluó que están transitando por el camino correcto y agregó: “Es un mundo nuevo pero debemos ir hacia un modelo que sea automático”. 

En Andalucía, como en toda España, el autoconsumo está en auge. Desde el 2019 se ha cuadriplicado la potencia instalada, alcanzando los 127 MW.

Durante el III Congreso Nacional de Autoconsumo, realizado en Sevilla, la Secretaria General de la Asociación de Energías Renovables de Andalucía (CLANER), Gemma García-Pelayo, resaltó: “Ese incremento implica que hay mucha involucración del sector público como el privado”.

Sin embargo, advirtió que aún quedan aspectos para trabajar, lo cuales están siendo abordados en la mesa de autoconsumo, espacio formado por asociaciones de empresas y desarrolladores de la región, que tiene como objetivo el impulso y la mejora normativa de la tecnología.

En primer lugar, señaló que actualmente en Andalucía, las instalaciones con una potencia inferior a 100 kW solo necesitan comunicar la puesta en marcha. Mientras que las demás instalaciones se encuentran sometidas a presentar una autorización administrativa.

“Desde CLANER y las empresas del sector nos gustaría que esto se flexibilizara, o que se suprimiera esa autorización para este tipo de instalaciones. Hay mucha demanda para pequeñas y medianas empresas que quieren poner una potencia de más de 100 kW y chocan con esta barrera”, destacó la especialista.

Por parte de los ayuntamientos, comentó que ven la necesidad de que la licencia de utilización sea sustituida por una declaración responsable. Así también, que incorporen estas medidas dentro de sus ordenanzas municipales, para dar seguridad jurídica a las empresas.

“Muchas veces esas regulaciones quedan obsoletas, porque la terminología y la regulación quedan por detrás de la tecnología, que está mucho más avanzada”, remarcó García-Pelayo.

Aunque, en este sentido, la Secretaria General de CLANER recalcó que la ley de suelos es un primer paso para poder clarificar esta nomenclatura, e impulsar la sustitución de la licencia de obra por la declaración responsable.

“Igualmente el decreto ley 26/2021 ha introducido algunas novedades importantes en la tramitación como es la supresión del trámite de información pública, cuando la instalación no está sometida ni a una autorización ambiental, ni a declaración de utilidad pública”, explicó la directiva.

Por otro lado, apuntó hacia una armonización en la tramitación en todas las comunidades autónomas de España.

“Hay regiones donde estás instalaciones de más de 100 kW no requieren una autorización administrativa, y en otras en las que sí. Queremos que haya un criterio uniforme en la interpretación, porque entre las ciudades hay mucha disparidad. Quizás en eso el ministerio podría aclarar un poco más”, enfatizó García-Pelayo.

Finalmente, García-Pelayo subrayó que “el futuro del autoconsumo es ahora, es una revolución a lo que estamos asistiendo, podemos llegar a mucho más, sobre todo en Andalucía que hay un gran recurso solar”.

El gobierno de la provincia de Santa Fe lanzó el “Plan Renovable”, que consiste en una línea de créditos por $400.000.000 para facilitar el acceso a equipo de generación sustentable a vecinos de la provincia, monotributistas, PyMEs y MicroPyMEs. 

El objetivo del plan es reducir el consumo de energías convencionales a base de combustibles fósiles, generando importantes ahorros energéticos y económicos, y a su vez limitando las emisiones de gases de efecto invernadero.

Y el crédito está constituido por dos segmentos: la instalación de sistemas fotovoltaicos bajo el marco del Programa Energía Renovable para el Ambiente (ERA), y la compra y colocación de termotanques solares. 

Para el primero de los casos, se destinará un total de $300.000.000 y la financiación será de hasta el 80% de la inversión a realizar, con topes máximos de  $750.000, $ 2.250.000 y $ 15.000.000, según el tipo de beneficiario, los cuales podrán ser usuarios de la Empresa Provincial de Energía (EPE), cooperativas eléctricas adheridas al Programa ERA, monotributistas, autónomos y personas en relación de dependencia, microempresas y PyMEs.

Y el plazo y formas de pago llevará hasta 48 o 60 (depende el tipo de beneficiario) e incluirá un plazo máximo de seis meses de gracia, según se detalla en las bases y condiciones que publicó el gobierno santafesino. 

Mientras que en el caso de los termotanques solares, podrán acceder todas las categorías previamente mencionadas, a excepción de usuarios de EPE y las cooperativas eléctricas adheridas al Programa ERA. 

En cuanto a los montos, se destinarán los $100.000.000 restantes, con la particularidad se pondrá  un límite de $750.000 por proyecto (tope del 80% de la inversión), en tanto el plazo será solamente de 48 meses para todos aquellos beneficiarios que soliciten el crédito. 

Aunque se debe aclarar que la potencia máxima a instalar por el interesado varía conforme la categoría y consumo del año previo, rango que se detalla a continuación: 

Residenciales – 5 KW
Establecimientos rurales – 15 kW
Comercios y pymes – 30 kW
Consorcios residenciales – 30 kW
Asociaciones civiles – 15 kW

Aquellos interesados en solicitar el crédito deberán completar el formulario de calificación, y el Consejo Federal de Inversiones evaluará crediticiamente y emitirá la Pre-Aprobación si es que cumple con los requisitos. 

En caso que también obtenga la Resolución de Elegibilidad, aquel usuario deberá concurrir al Banco Santa Fe para obtener el Crédito a fin de realizar la instalación con el proveedor registrado. Mientras que la distribuidora será la encargada de inspeccionar las obras y dar de alta al interesado como Usuario-Generador del Programa ERA.

Estados Unidos prevé financiar un programa para desarrollar centros regionales de hidrógeno bajo en carbono (H2Hubs) en todo el país y crear redes de productores, consumidores e infraestructura “conectiva” local para acelerar la demanda de este vector energético. 

Para ello, el Departamento de Energía (DOE) de EEUU publicó un aviso de intención para solventar la iniciativa de la Ley de Infraestructura Bipartidista con más de ocho mil millones de dólares, teniendo en cuenta que la cadena de valor resulta crucial para descarbonizar el sector industrial y alcanzar el objetivo de tener una red eléctrica 100% limpia para el 2035 y net zero al 2050.

Y cabe recordar que, según datos de los organismos gubernamentales del país, Estados Unidos produce cerca de diez millones de toneladas métricas de H2 por año, es decir, aproximadamente el 11% de lo que se genera a nivel mundial, aunque la mayor parte proviene del gas natural. 

Por lo que esta iniciativa estaría orientada a cambiar ese paradigma, ya que se buscaría producir el hidrógeno utilizando electricidad limpia a partir de energías renovables, incluidas la solar, la eólica y la nuclear.

Y la selección de los H2Hubs regionales utilizaría la colaboración entre jurisdicciones y considerará factores como la justicia ambiental, la participación de la comunidad, la ubicación basada en el consentimiento, la equidad y el desarrollo de la fuerza laboral.

Asimismo, el Departamento de Energía de EEUU escogerá las propuestas que prioricen las oportunidades de empleo y aborden las materias primas de hidrógeno, los usos finales y la diversidad geográfica. 

Mientras que un aviso de intención proporcionará el plan preliminar “de alto nivel” para la visión actual del departamento en cuestión, que tiene el objetivo de reducir costos en múltiples sectores de la economía, entre ellos el LCOH a USD 1/kgH2 para la próxima década. 

Esta medida llegó en la misma semana en la que el presidente de Estados Unidos, Joe Biden, emitió una determinación para utilizar la Ley de Producción de Defensa y acelerar la producción de cinco tecnologías energéticas claves para la transición que impulsa la Casa Blanca, con tal de reducir los costos energéticos para las familias. 

Y en concreto, las tecnologías que recibirán un impulso serán los sistemas solares fotovoltaicos, transformadores y componentes de la red eléctrica, bombas de calor, aisladores y, por último, electrolizadores y pilas de combustible.

Elementos que van en concordancia con la idea de mejorar la cadena de suministro y no depender de las importaciones de energía limpia en el futuro, más aún si según los cálculos de DOE, la demanda de tecnologías de esta índole aumentará entre 400 y 600% en el mediano y largo plazo.

La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) avanza en el desarrollo de proyectos de energía renovable para contribuir a una mayor sustentabilidad ambiental y el cuidado del medio ambiente. 

Por lo que EPEC abrió la convocatoria para aquellos interesados en presentar proyectos de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y/o almacenamiento de energía en la provincia.

El período para efectuar las consultas para proyectos con intención de participar en el Programa MDI estará disponible hasta a las 16 hs del miércoles 15 de junio del corriente año, y la fecha límite para la recepción de ofertas y apertura de sobres será una semana más tarde, el 22 de junio.

Mientras que el cronograma de emprendimientos a ser comercializados en la red provincial u en otro mecanismo de comercialización que se establezca en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) tendrá el período de consultas abierto hasta el 30 de junio y el plazo máximo para presentar las propuestas será el 30 de julio. 

Es decir que, en esta instancia, se encuentra vigente la convocatoria de Manifestaciones de Interés (MDI), a través de la cual se busca el desarrollo de proyectos de Energía Renovable con escalas y condiciones conforme lo establecido en el anexo de la Resolución SE N° 330/2022, así como también de emprendimientos bajo el esquema de Energía Distribuida Comunitaria (Resolución SBCyER N° 1/2021). 

Por lo que el llamado está dirigido a la construcción de nuevas 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.

A eso se agrega el financiamiento para emprendimientos sustentables, la adopción de las bioenergías, la comercialización de energías renovables y el aporte de terrenos para el desarrollo de los proyectos. 

Asimismo, con el objeto de aprovechar la disponibilidad de recursos renovables en Córdoba, la EPEC realizó un relevamiento de centrales para ser construidos en las instalaciones disponibles de la empresa, aunque se prevé que ello no limite la presentación de otros proyectos de terceros: 

Entre ellos se incluyen catorce plantas solares que van desde 400 kW hasta 80 MW de potencia (la mayoría son de mediana y baja escala), además de cinco pequeños aprovechamiento hidroeléctrico, de 420 kW a 3-4 MW, y el parque eólico Levalle, de 10 MW. 

Y para aquellos interesados en el montaje y construcción de las centrales renovables o de instalaciones con almacenamiento, se proponen dos modelos comerciales con diferentes niveles de participación, condicionado a la adjudicación en el Programa MDI o concertado por EPEC a través de estructuras comerciales existentes o que se establezcan en el mediano plazo, tales como el MATER.

En el primero de los casos, el interesado suscribirá con EPEC un acuerdo de implementación (Contrato BMT), donde se comprometerá a diseñar, realizar la ingeniería, compra, construcción, montaje y puesta en marcha a su costo y financiamiento de los activos que componen el proyecto. 

Durante la vida del contrato BMT, el equipamiento instalado será propiedad del interesado y dirigirá técnicamente a la EPEC en las tareas de operación y mantenimiento. Mientras que el Agente Generador/Gestor del Almacenamiento en el MEM será la Empresa Provincial de Energía de Córdoba quien tendrá a su cargo las acciones que le corresponden conforme lo establecido en Los Procedimientos del MEM. 

Y a cambio de los servicios mencionados, la EPEC cederá un monto fijo del precio de venta de la energía y/o potencia, correspondiente a los ingresos producidos por la central. 

En tanto que otra alternativa es que los interesados presenten una oferta económica y técnica para ejecutar los trabajos necesarios mediante la suscripción de un contrato EPC bajo modalidad “llave en mano”. 

Desde su fundación NSolar ha instalado más de 150 sistemas de energía solar incluyendo microrredes y sistemas con almacenamiento, con una capacidad instalada de más de 15 MWp, ahorrando a sus clientes ~$5,000,000.00 y va por más.

Juan Andrés Navarro, CEO de NSolar quien además es director de la Cámara de Comercio, Industrias y Agricultura de Panamá (CCIAP) y de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), aceptó brindar una entrevista exclusiva a Energía Estratégica en la que compartió su análisis del mercado y los nuevos horizontes de negocios que identifica.

¿Qué negocios exploran en Panamá con energías renovables y almacenamiento en baterías?

Impulsamos la generación distribuida para reducir los costos y aumentar la productividad, abriendo nuevos horizontes a la economía nacional. La energía solar combinada con almacenamiento es la mejor solución para proveer energía limpia a el menor costo y de manera abundante a nuestros países y comunidades. Esto ya es el presente y el futuro de la energía.

¿Qué proyectos emblemáticos de este tipo ha impulsado su empresa? 

En el 2019 NSolar instaló una microrred con energía solar, baterías/almacenamiento y un back up térmico en la comunidad de La Miel, cerca de Puerto Obaldía, reduciendo de manera importante las emisiones de CO2, el ruido y la contaminación, a la vez que se mejoró sustancialmente la calidad y seguridad de la energía para los pobladores.

Adicionalmente, acabamos de instalar una batería industrial de 2.2 MWh con un UPS de 1 MWh, combinado con paneles solares, en una empresa líder del patio, lo que le ha permitido ahorros y eficiencias sustanciales en sus procesos productivos.

¿Qué nuevas oportunidades surgen a partir de aquello? 

Esta combinación de la energía solar con baterías abre la puerta a nuevas inversiones y tecnología de punta para la instalación de microrredes, Virtual Power Plants (VPP) y otras oportunidades de negocios en el sector empresarial del país así como en llevar energía a bajo costo a comunidades aisladas.

Debemos analizar Community Solar y Virtual Power Plants. Esto crea incentivos importantes para la inclusión de fuentes renovables en todo Panamá, y aporta positivamente a la matriz energética.

Debemos aprender de otros países, como Puerto Rico, donde están avanzando con la constitución del fideicomiso de energía verde que apoyará sistemas renovables y democratizará la energía renovable para las futuras generaciones.

La independencia energética es vital ante tiempos de incertidumbre con los precios del petróleo y el gas natural altísimos, producto de problemas de abastecimiento y de logística a nivel global.

Hoy, más que nunca, debemos buscar la manera de independizarnos energéticamente, y la mejor manera (y más barata) de hacerlo es mediante fuentes renovables. El papel aguanta todo. Ya es tiempo de actuar, no de hablar.

¿Qué barreras encuentran hoy?

En NSolar no nos enfocamos en barreras: nos concentramos en soluciones. Panamá cuenta con unas de las mejores regulaciones y leyes para promover la generación distribuida (GD). Dicho eso, tenemos potencial para mejorar inmensamente en interconexión y comisionado de proyectos.

La generación distribuida en Panamá representa solamente el 1.11% de la matriz panameña. Para impulsar el crecimiento de GD es urgente acortar y simplificar los trámites requeridos para interconectar los sistemas fotovoltaicos (Bomberos, Municipio, Distribuidora). Hoy en día, es un proceso pesado, caro y largo, que tenemos que mejorar.

Iniciativas como la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED) ayudarán a impulsar el autoconsumo y la GD. Ahora nos queda lo más importante: tomar ACCIÓN.

¿Qué expectativas tiene de la implementación de la ENGED?

La implementación de la ENGED requiere la activa participación y liderazgo de la empresa privada, incluyendo comunicación fluida con la Cámara Panameña de Energía Solar y La Cámara de Comercio de Panamá (CCIAP).

El autoconsumo y la implementación de la ENGED tiene que crear posibilidades para todos. Programas de fomento, incluyendo incentivos fiscales van a ser vitales para el éxito de la ENGED. Para ello, el proceso de permisos e interconexión debe ser fácil, sencillo, transparente y seguro.

¿Qué retos de regulación identifica que traerá la figura del comercializador que propone la ENGED?

Un hito importante para el éxito de la ENGED será optimizar, actualizar y revolucionar la red eléctrica. Requerimos un smart-grid, una red inteligente, segura (ciberseguridad) y robusta. Tenemos que empezar a trabajarlo desde hoy, a fin de estar preparados para la cuarta revolución industrial y la penetración de fuentes renovables y la movilidad eléctrica.

Para ello, propongo modificar la Ley 6 y que la ASEP y la Secretaría de Energía de Panamá (SNE) abran toda la información relativa del sector a las empresas y los ciudadanos, para garantizar la competencia y transparencia de este pilar de la economía. Todo lo que promueva la libertad y la independencia energética aumentará nuestra productividad y competitividad, win-win para Panamá.

Solarever Tecnología de América S.A de C.V, empresa mexicana líder en la fabricación de productos solares, incluidos paneles fotovoltaicos (PV), sistemas de almacenamiento de energía (ESS), vehículos eléctricos (EV) y otras soluciones de cero emisiones, ha firmado un acuerdo comercial con LONGi, la empresa de tecnología de energía solar más valiosa del mundo, con el objetivo de impulsar el acceso a las innovaciones fotovoltaicas de última generación en México.

Con la firma de esta alianza, Solarever será la empresa encargada de distribuir con éxito en México y Latinoamérica las soluciones de energía solar Tier 1 de LONGi y hacerlas accesibles para las industrias de servicios y transformación. Por su parte, Solarever obtendrá el apoyo del gigante tecnológico para optimizar sus procesos de innovación tecnológica y fabricación y, de esta forma, continuar el fortalecimiento de esta marca mexicana.

Por su parte, LONGi siempre ha tenido la gestión sostenible como criterio central para la toma de decisiones empresariales, incluyendo inversiones continuas en innovación e investigación, abogando por una cultura corporativa abierta y promoviendo la investigación científica institucional, valores que comparte con Solarever.

“Los mercados energéticos mundiales han llegado a un punto de inflexión, con consumidores e inversionistas exigiendo fuentes alternativas de energía más limpias. Los retos para implementar tecnología para el uso de estas energías en México son diversos, desde ajustar con rapidez los procesos en la línea de producción hasta lograr que la normativa técnica se adecue a la velocidad con la que surgen las innovaciones; sin embargo, con alianzas como la forjada con LONGi, Solarever busca jugar un papel relevante en la transición energética en México y América” dijo Simón Zhao, presidente de Solarever.

Solarever ha estado haciendo negocios en México durante los últimos diez años, invirtiendo más de US$250 millones y construyendo su reputación comercial entre cientos de clientes en los Estados Unidos, Canadá, América Latina y, más recientemente, América del Sur.

La alianza con LONGi permitirá a Solarever mantener e incrementar su participación en dichos mercados ofreciendo soluciones de calidad Tier 1, al tiempo que continúa impulsando el desarrollo de la infraestructura de energía fotovoltaica, elemento vital para mantener la seguridad energética y para combatir las emisiones de CO2 que dañan al planeta.

En conjunto LONGi y Solarever continuarán liderando los cambios en la industria de energía promoviendo el desarrollo sostenible del planeta y de la humanidad.

“¿Por qué ya nos consideran la pila verde de España? Porque estamos construyendo el 27% de las renovables que se producen en el país, porque tenemos un marco normativo que es propicio para el desarrollo, porque tenemos horas de sol, estabilidad política y social y capacidad de formación”, destacó el Presidente de la Junta de Extremadura, Guillermo Fernández Vara.  

Uno de los hitos que marcó el funcionario es el desembarco de la multinacional china Envision que, en colaboración con Acciona Energía, construirá una gigafactoría de baterías en Navalmoral de la Mata (Cáceres), con una inversión de 2.500 millones y la creación de hasta 3.000 empleos. El proyecto se acoge al PERTE VEC y estará operativo a partir del 2025.

Se prevé que la construcción se desarrolle en tres fases de 10 GWh (a razón de unos 850 millones de inversión cada una) y que las obras comiencen en 2023. Al mismo tiempo se levantará la planta fotovoltaica que suministrará la energía para su funcionamiento.

Los promotores ya se encuentran negociando con la Junta de Extremadura la compra de los terrenos públicos (200 hectáreas en el parque industrial de Navalmoral de la Mata) o la adquisición de los derechos en superficie mediante un convenio de colaboración. De forma paralela, Acciona necesitaría otro espacio para levantar la planta fotovoltaica encargada de suministrar energía a la gigafactoría.

La recuperación de la soberanía industrial y energética de Europa pasa por un momento clave en la inversión en estas áreas y para la región será la gran oportunidad de posicionarse como líderes de las renovables con la instalación de la planta. 

Asimismo, anunció que en una semana se presentará el Plan de Formación Profesional que responderá a la nueva demanda. 

“Ahora sí tenemos empleabilidad. Tenemos que ser capaces de afrontar este inmenso reto de la formación con el convencimiento de que realmente hoy comienza para nosotros un tiempo nuevo”, destacó el funcionario haciendo referencia a la oportunidad que surge en Extremadura con la instalación de la planta. 

Y concluyó: “No hay mejor manera de equilibrar un país y un territorio que a través de la industria y la inversión en innovación y desarrollo”.

JinkoSolar Holding Co. Ltd., uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo, anunció que su principal subsidiaria operativa, Jinko Solar Co., Ltd., firmó un nuevo acuerdo de distribución en América Latina con Aldo Solar.

Aldo Solar, que se destaca como la mayor distribuidora de soluciones de energía solar del país con una participación de mercado de aproximadamente el 30% en el segmento de Generación Distribuida, traerá al mercado los nuevos módulos fotovoltaicos de ultra eficiencia Tiger Neo Tipo N de JinkoSolar.

A finales del año pasado, las empresas anunciaron la firma del mayor acuerdo de distribución de Generación Distribuida jamás firmado por Jinko Solar Co., Ltd. fuera de China.

Y ahora, este nuevo acuerdo con Aldo Solar convierte a Brasil en el primer mercado de América Latina en poner a disposición los nuevos módulos tipo N de JinkoSolar y marca la firma del contrato más grande del mundo para la distribución de módulos fotovoltaicos de ultra eficiencia tipo N de la familia Tiger Neo de JinkoSolar.

Bajo este acuerdo, se espera distribuir aproximadamente 600 MW de potencia de la familia Tiger Neo. Se espera que los nuevos paneles estén disponibles en Aldo Solar para la preventa a partir de julio.

«El mercado fotovoltaico mundial está entrando en una nueva era a una velocidad sin precedentes. La necesidad de abordar diferentes escenarios de aplicación de electricidad y la urgencia de los gobiernos y las industrias por la transformación energética han elevado la demanda de energía solar a un nuevo nivel», dijo Kangping Chen, director ejecutivo. de Jinko Solar Co., Ltd.

El Sr. Alberto Cuter, Gerente General de JinkoSolar para Italia y América Latina, comentó: «El Tiger Neo tipo N de JinkoSolar representa una innovación de vanguardia en la industria solar y estamos orgullosos de que Aldo Solar, con su espíritu pionero y relevancia en el mercado brasileño de distribución fotovoltaica, eligió este producto para su negocio de distribución, lo que una vez más demuestra su compromiso de ofrecer la mejor tecnología al mercado brasileño. Estamos muy entusiasmados con esta asociación entre los dos principales jugadores importantes en el mercado brasileño».

Según el Sr. Aldo Teixeira, fundador y CEO de Aldo Solar, «desde nuestro primer acuerdo con JinkoSolar hasta una asociación a largo plazo, buscamos traer al mercado lo más innovador y disruptivo en paneles solares. Estoy seguro de que el nuevo línea de paneles fotovoltaicos tipo N supondrá una revolución en el mercado, con la mejor solución y rentabilidad para los consumidores».

«Estoy seguro de que en los próximos dos o tres años será la principal tecnología de paneles disponible en el mercado. Por lo tanto, me gustaría agradecer a JinkoSolar en nombre de nuestros revendedores e instaladores, así como a todo el equipo de Aldo Solar. A través de esta asociación, esperamos difundir aún más la energía solar y ofrecer condiciones sorprendentes de energía limpia y más barata para todos los brasileños”, concluye el director general de Aldo Solar.

El World Resources Institute (WRI) anunció este martes la conformación de un nuevo equipo global de liderazgo, el cual guiará al instituto en su meta de desarrollar soluciones críticas para las personas y el planeta. El equipo está compuesto por cinco nuevos directores generales globales que reflejan el perfil diverso y global de WRI. Liderarán la implementación de la estrategia global de WRI y serán responsables de generar impacto, al tiempo que se enfocarán más en el trabajo a nivel local en los países en los que la organización opera con un ecosistema diverso de socios.

El anuncio sucede en el marco de las celebraciones por el 40 aniversario de la organización y la implementación de la nueva estrategia global de WRI para su quinta década.

El nuevo equipo refleja la amplia experiencia y el alcance global del instituto y está conformado por Wanjira Mathai, directora general para África y asociaciones globales, Janet Ranganathan, directora general de estrategia, aprendizaje y resultados, y Craig Hanson, director general de programas.

También se integra al equipo de liderazgo Adriana Lobo, actualmente directora ejecutiva del Instituto de Recursos Mundiales para México y Colombia, y quien se convertirá en directora general de presencia global y acción local.

Un quinto director general, aún por anunciar, es un líder global con más de tres décadas de experiencia en temas ambientales y de desarrollo quien supervisará el alcance global de la organización.

“Sobre la base de 40 años de impacto, WRI se prepara para el futuro”, dijo Ani Dasgupta, presidente y director ejecutivo de WRI a nivel global. “Nos honra nombrar a líderes tan respetados, apasionados y conocedores, quienes servirán como directores generales de WRI. Estas increíbles personas no sólo aportan una experiencia sin par en nuestro campo, sino que también brindan una humanidad y humildad excepcionales, y un verdadero espíritu de colaboración, todas cualidades necesarias para abordar los desafíos más urgentes del mundo para las personas y la naturaleza”.

El nuevo equipo de liderazgo de WRI incluirá también a Elizabeth Cook, vicepresidenta ejecutiva de gobernanza y desarrollo, Stientje van Veldhoven, vicepresidenta y directora de WRI Europa, Jocelyn Starzak, consejera general, y Kevin Moss, jefe de alineación institucional.

Los nuevos directores generales ayudarán a WRI a fortalecer la colaboración en su red global, mejorar la eficiencia y agilizar la toma de decisiones mediante el trabajo en equipo. Sumando colectivamente casi 70 años de servicio, el equipo aportará un amplio y profundo conocimiento sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta el planeta y llevará a WRI a una nueva era de enfoque estratégico e impacto.

Como la nueva directora de presencia global y acción local, Adriana Lobo, con base en Ciudad de México, impulsará el fortalecimiento de una red vibrante que se expanda por todos los países y regiones en los que opera WRI, llevará la voz de cada una de estas geografías a cada mesa de alto nivel en la que se tomen decisiones y se discutan estrategias, y alineará las estrategias globales, nacionales y regionales de WRI.

Lobo ha liderado WRI México y Colombia durante casi dos décadas, y continuará desempeñando un papel como asesora principal en el programa de ciudades, el cual ayudó a construir.

“Me apasiona el poder de WRI para abordar las crisis climáticas y de la naturaleza de una manera centrada en las personas”, dijo Adriana Lobo. “Se está produciendo una gran transformación global, y el nuevo equipo de directores generales trabajará con nuestro personal global para garantizar que WRI aproveche su amplia experiencia a nivel de país para impulsar una estrategia hacia un mundo justo y equitativo”.

“Adriana ha sido una querida líder en WRI México y Colombia y del programa Ciudades (anteriormente CTS EMBARQ México) durante 18 años, y es conocida como una persona innovadora y una defensora del personal. Adri ha demostrado constantemente su capacidad para asumir objetivos programáticos ambiciosos y cumplirlos dentro del contexto de ese país para lograr el máximo impacto. Este será un gran activo en su nuevo rol”, dijo Ani Dasgupta en su mensaje sobre la transición.

Con el apoyo del consejo de WRI México, WRI realizará una búsqueda de la siguiente persona que ocupará la dirección ejecutiva para WRI México y Colombia. Mientras tanto y a partir del mes de julio, Angélica Vesga, directora de asuntos públicos y comunicación para WRI México y Colombia, se desempeñará como directora ejecutiva interina para ambos países. Junio será el mes de la transición para el paso de mando.

Fernando Páez, anteriormente director de movilidad urbana para México y Colombia y quien lleva más de 10 años de colaboración con la institución, se convierte en el nuevo director adjunto para WRI en Colombia.

Asimismo, Carlos Orozco se integra al equipo de WRI México como gerente senior de movilidad.

Durante las últimas décadas, WRI ha pasado de ser una organización en su mayoría basada en Estados Unidos a una organización verdaderamente internacional, con más del 60% de su personal radicado fuera de Estados Unidos y con oficinas en 12 países. Como tal, los nuevos directores generales estarán ubicados en todo el mundo para ayudar a impulsar cambios globales y un mayor impacto en los países.

“España se convirtió en el sumidero de gas de Europa y lo coloca en una posición muy competitiva con respecto a otros países. El precio del pool podría caer por debajo de los 100 €MWh al llegar septiembre”, aseguró Antonio Aceituno, Consultor Senior en la Compra de Energía y CEO de Tempos Energía.

Como mencionó esta semana la ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, cuando comience a regir el tope, el precio fluctuará entre un 15 por ciento y un 20 por ciento menos del valor actual, ubicado en torno 180 euros por MWh.

Para Aceituno, esta medida podría llegar a provocar la baja de hasta el 30 por ciento del precio del pool mayorista. “Es un escenario muy positivo para mis clientes industriales”, resaltó. 

El experto hizo un análisis de las oportunidades que surgen en el contexto actual para el mercado ibérico en el programa Alto Voltaje. 

Comentó que se está dando un movimiento de GNL a nivel mundial provechoso para la península y particularmente para España donde se concentran un cuarto de las regasificadoras de todo el continente.

Explicó que de todos los gases consumidos en el mes de abril en España, un 88 por ciento provino de los barcos de GNL estadounidenses que antes iban a China. 

El país oriental está importando un 18 por ciento menos interanual y produciendo más gas. Asimismo, Francia está vertiendo energía a través de los dos gaseoductos que lo conectan al país galo. 

Este contexto resultó en que España finalice el mes de mayo con el 67 por ciento de su inventario mientras que otros países europeos solo alcanzan el 36 por ciento. Para llegar a un 90% en el invierno centroeuropeo. 

En la mira

El tope al gas se convertiría en una medida ejemplificadora para el resto de los países europeos que también sufren la emergencia energética tras el conflicto con Rusia. 

Como comentó Ribera a los periodistas durante el inicio del desmantelamiento de la Refinería de Cepsa en Tenerife, “lo más importante es lograr la reducción del precio que ha habido en los últimos meses y la tendencia de que da seguridad al suministro ante el corte de gas que ha habido de Rusia a Finlandia”.

Asimismo se expresó en gratitud con la Comisión Europea por el respaldo de la excepción ibérica. 

Países como Italia se mantienen expectantes a los avances del tope para poder implementarlo en su economía. 

Durante el webinar “Energía undimotriz. Aprovechamiento de la energía del mar”, Raúl Villa Caro, Dr. Ingeniero Naval y Oceánico, destacó: “El potencial existente en España, tanto en la costa Cantábrica, como en Galicia y Asturias en particular es de los mayores del mundo. Debe ser un recurso para poder explotar en un futuro cercano”, indicó el Ingeniero Naval.

Señaló que Galicia es uno de los puntos primordiales para la utilización de esta tecnología, que aprovecha la energía cinética y potencial del oleaje producido por el viento.sobre todo en sus playas del mar Cantábrico.

“En la comunidad gallega existen olas de gran valor a futuro, presenta los valores de energía de oleaje más elevados de España, con potencias medias entre 40 y 45 kW/m.

Así también, el ingeniero experto indicó que la energía proveniente de las olas, y que su concentración es cinco veces mayor que la de la eólica, y de diez a treinta veces superior a la de la fotovoltaica.

Además, recalcó que España es el país con más instalaciones de I+D dedicadas a la eólica flotante, y las otras energías del mar, de todo el continente europeo.

En este sentido, Villa Caro hizo hincapié en la hoja de ruta que incorpora la tecnología undimotriz. Esta es la que envuelve el desarrollo de la eólica marina y energías de mar, que apunta a convertir el país en una referencia europea en el diseño e instalación de energías renovables en el entorno marino.

Allí, se pone como objetivo que haya entre 40 y 60 MW de potencia instalada en 2030, de emprendimientos que se basen en mareas y olas.

Asimismo, destacó el Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE) Naval, un proyecto de ayudas del gobierno destinado a impulsar las iniciativas de renovables en territorio naval.

Por otro lado, Villa Caro reparó en que no considera a las tecnologías dedicadas a la undimotriz como maduras, sino que todavía es una energía en fase de desarrollo y carente de un diseño optimo.

“Ninguna tecnología se impone sobre el resto. Se han realizado muchos experimentos y proyectos de investigación, pero de ellos emana la existencia actual de muchos desafíos técnicos, que deben resolverse antes de que se pueda disponer de dispositivos de generación eléctrica fiables y efectivos”, explicó el especialista.

Siguiendo esta línea, también advirtió que el desarrollo de proyectos energéticos marinos es un tema de discusión en la comunidad autónoma, dado sus conflictos con el sector pesquero local.

“Para intentar llegar a puntos de encuentro, la Xunta de Galicia creó el observatorio de eólica marina. Además las consellerías del mar y de economía plantearon a este organismo la posibilidad de desarrollar una zona experimental para poder investigar la tecnología y su interacción con la actividad pesquera”, comentó Villa Caro.

El pasado 30 de mayo, el periódico de España y prensa Ibérica organizaron un evento llamado “Next Generation EU: Fondos Europeos para la Sostenibilidad”, en el cual un grupo de especialistas del sector debatió sobre estas ayudas.

Los fondos Next Generation EU fueron aprobados por la Unión Europea (UE) en 2020, y su objetivo es servir de apoyo a la recuperación económica del continente, aportando 100 millones a proyectos renovables.

Uno de los asistentes fue Roberto Mariscal, Director de innovación de Iberdrola, quien comentó que es necesario acelerar en la colaboración público-privado para el desarrollo de proyectos, como por ejemplo en el hidrógeno.

“El problema es cómo luego implementamos los marcos normativos, para que realmente se pueda poner todo esto en marcha”, advirtió Mariscal.

En ese sentido, recordó que en el Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento (PERTE ERHA), se destinan 1.555 millones de euros para el desarrollo del  hidrógeno verde. 

Sobre esto, resaltó: “Actualmente en España hay habilitadas dos convocatorias, una por 150 millones de euros y otras por 250 millones de euros. Estas asignaciones son pequeñitas, hay 1.555 millones en el plan de recuperación, esto necesita una escala”.

Las ayudas de 150 millones están destinadas a proyectos pioneros que implementen el hidrógeno verde. Mientras que las de 250 millones ponen el foco en alimentar y desarrollar la cadena de valor del vector energético.

Además, subrayó que hace dos años se abrió un proceso a nivel europeo de Proyectos Importantes de Interés Común Europeo (IPCEI). 

Estos están diseñados para reunir a los sectores público y privado con el fin de emprender emprendimientos transnacionales a gran escala de importancia estratégica para la UE. Aunque indicó que aún esperan una resolución.

“En Iberdrola, nos ha dado tiempo a desarrollar la primera planta industrial de hidrógeno renovable, en Puertollano de 20 MW de electrolizador, una renovable asociada de 100 MW con un cliente industrial, Fertiberia, para que utilice ese hidrógeno verde para fertilizantes”, destacó el ejecutivo.

Cabe destacar que Iberdrola presentó a los fondos Next Generation EU 175 proyectos que movilizarían inversiones de 30.000 millones de euros en España e involucrarían a 350 pequeñas y medianas empresas,

En este sentido, adviritió que desde las empresas existe una voluntad inversora, pero que necesitan marcos regulatorios predecibles y estables. Asimismo que esas convocatorias sean las que nos permitan activar las inversiones.

“Estoy hablando de una colaboración a nivel Comisión Europea – Gobierno de España, para ver cómo se acelera esto, para que en España seamos más competitivos, porque no estamos compitiendo en Europa, estamos compitiendo desde el contienente con otras regiones del mundo”, explicó Mariscal.

En este punto, vuelve a que las ayudas, como puede ser para el desarrollo de puntos de carga para vehículos elétricos, son útiles para los ciudadanos, pero que puede resultar más dificultoso conseguir el permiso para ese punto de carga, que recibir las ayudas.

“Entonces, o mejoramos y aceleramos esa colaboración, entre la administración y las empresas, tanto a nivel Europa-España, como a nivel de todas las comunidades autónomas, o realmente vamos a dejar pasar una oportunidad histórica en el desarrollo de renovables, que Europa no se puede permitir”, recalcó el directivo.

DHL Supply Chain, empresa líder en logística en el mundo y parte del Grupo Deutsche Post DHL, anuncia su alianza con Vestas Wind Systems A/S, empresa danesa especializada en el diseño, fabricación, mantenimiento, venta e instalación de aerogeneradores globalmente, con el objetivo de soportar el plan de crecimiento de la compañía líder en energía sostenible.

Dicha alianza entre ambas compañías viene a reforzar el compromiso de ambas empresas para impulsar sus objetivos medio ambientales, considerando que Vestas ha sido nombrada a inicios de este año por la Consultora Corporate Knights como la empresa más sostenible a nivel mundial.

Por otro lado, DHL Supply Chain ha establecido en los últimos años, objetivos claros en materia de reducción de CO2 tanto en sus soluciones de transporte como de almacenamiento al incorporar el uso de energía limpia en sus operaciones.

Durante el arranque de las operaciones, Claudemir Alves Costa, Head of LATAM Supply Chain Operations en Vestas, afirmó “estamos muy orgullosos de la alianza con DHL Supply Chain Chile, ya que aseguramos la mejor logística y seguridad de nuestros equipos. Desde un centro de distribución más moderno – con cerca de 3.000 m2, ubicado en una zona estratégica con acceso a las principales vías intermodales del país – atenderemos y acompañaremos la operación y mantenimiento de proyectos eólicos en mercados clave como Chile, Perú y Bolivia”.

Agregó además que “la rapidez del sistema logístico es fundamental para respaldar las operaciones de servicio y mantenimiento, que optimizan la producción de energía y proporcionan confiabilidad durante la vida útil de los proyectos eólicos”.

Cabe mencionar, que fue en el 2001 cuando Vestas instala su primer aerogenerador en Chile con el proyecto de Alto Baguales. Permitiendo que hoy, a más de 20 años, la compañía cuente con más de 1,4 GW de capacidad eólica instalada o en construcción en Chile, la cual representa cerca del 40% de la capacidad nacional y ante la tendencia mundial de mejores prácticas de cuidado del medio ambiente; Vestas encara un constante aumento en su demanda, y el correcto manejo de la cadena de suministros es fundamental para el éxito de la operación. Es por ello por lo que su alianza con DHL Supply Chain es clave para hacer frente a este desafío y establecer un crecimiento sostenido.

Germán Arango, Gerente General de DHL Supply Chain para Perú, Argentina y Chile destacó: “Estamos muy contentos con esta nueva alianza con VESTAS Chile, la cual nos permite seguir profundizando en nuestro desarrollo como operador logístico. Esto marca un hito para DHL Supply Chain Chile, sobre todo porque es una compañía que cuenta con un compromiso real con la sostenibilidad y el cuidado del medio ambiente, al igual que nosotros. Esperamos continuar trabajando de la mano para ayudarlos en su operación y continúen como protagonistas en su industria, por nuestro lado, nos encontramos muy entusiasmados al ser parte de la cadena de suministro de la energía eólica en nuestro país”.

Con el nuevo centro de distribución en Santiago, Chile, Vestas propone soportar el crecimiento del mercado chileno por al menos 5 años, y en este sentido DHL Supply Chain, se encuentra brindando su capacidad de almacenamiento así como tecnologías para el manejo eficiente de energía.

La alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam presenta una nueva propuesta para el sector energético renovable de América Latina. 

Este 6 y 7 de julio, Latam Future Energy llega a Santiago de Chile para ofrecer otro mega evento presencial, el tercero tras el éxito de LFE Colombia 2021 y LFE República Dominicana 2022, y el segundo de las conferencias físicas de LFE esperados para este año. 

El evento se llevará a cabo en el Golf Club 50 y, al igual que en las ediciones anteriores de Latam Future Energy, incluirá una conferencia de alto nivel y la generación de contenido exclusivo junto al más sofisticado networking con hombres y mujeres referentes de asociaciones y de las más prestigiosas empresas del sector energético de la región. 

Y en esta oportunidad, bajo el nombre «Latam Future Energy Southern Cone Summit», traerá nuevas temáticas para el crecimiento de las energías renovables en Argentina, Chile, Paraguay y Uruguay, es decir, la zona austral de la región.

Entre ellas se destacarán los debates acerca de la evolución de los costos y desarrollos de proyectos en eólica y solar, perspectivas e iniciativas de inversión en almacenamiento e hidrógeno verde y PPAs atractivos para generadoras y grandes consumidores. Además de cuestiones relacionadas con la seguridad energética y mecanismos de financiamiento. 

Este mega evento también tendrá la particularidad de que será pocos días después de la fecha de presentación de ofertas por parte de las empresas generadoras para la subasta por 5.250 GWh de la la Comisión Nacional de Energía de Chile, que permitirá abastecer las necesidades de energía renovable de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional.

Mientras que en el caso de Argentina, Paraguay, Perú y Uruguay, atraviesan procesos muy distintos en su transición energética, pero las energías renovables siguen presentes en los planes de gobierno, empresas y organizaciones como una de las respuestas más viable para ampliar del parque de generación, por lo que también tendrán un lugar en el Latam Future Energy Southern Cone Summit. 

Y es por ello, que en este contexto de expansión y donde los países apuestan por ser más sustentables y por mitigar el cambio climático, se espera que más de cincuenta profesionales destacados se congreguen como panelistas durante las dos jornadas de conferencia. Mientras que también se aguarda que el Golf Club 50 de Santiago llene su sala gracias a la confluencia de más de 300 representantes del sector público y privado del cono sur.

El “Green Bank” da pasos firmes en su constitución. Tras la “Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico” [Ley 17-2019] que creó el fideicomiso de energía verde, la entidad adquirió personería jurídica y ya estaría por recibir los primeros fondos federales.

El monto inicial identificado por el Gobierno de Puerto Rico y aprobado este mes luego de ser discutido en distintas instancias sería de 200 mil dólares. Y la caja podría ser aún más grande para esta iniciativa.

“Separamos $400 millones de los fondos CDBG-MIT para que nuestra gente tenga acceso a placas solares, democratizando así la energía renovable para las próximas generaciones”, aseguró el gobernador Pedro Pierluisi a finales del 2021.

Si bien el monto total mencionado todavía no fue inyectado, el hecho de que el fideicomiso pueda recibir tanto fondos públicos como privados permite creer que se alcanzarán montos superiores al lograr la madurez de sus mecanismos de financiamiento.

¿Cuál será el destino de aquellos fondos? El espíritu de la Ley 17 es dar lugar a créditos especiales para apoyar financieramente a proyectos sostenibles tales como sistemas de generación a partir de energías renovables y eficiencia energética.

Con esta iniciativa se buscaría democratizar el acceso a la energía, dotar de resiliencia al sistema eléctrico y ampliar el parque de generación con tecnologías sostenibles, así como motivar la cultura del ahorro y uso eficiente de la energía.

Ahora bien, impulsar todo aquello aún no sería posible hasta tanto termine de constituirse este «Green Bank” y se anuncien las líneas de financiamiento especial que abrirá.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) lanzó a consulta pública el día de ayer la Norma Técnica de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional Capítulo sobre la Programación de la Operación (descargar).

El documento tiene por objetivo establecer el procedimiento y la información requerida para que el Coordinador realice la Programación de la Operación de las instalaciones interconectadas al Sistema Eléctrico Nacional, de manera de preservar y garantizar la operación segura y más económica de este, además de garantizar el acceso abierto al Sistema de Transmisión.

La Norma Técnica, que estará a consideraciones de entidades públicas y privadas hasta el próximo 20 de julio, también establece etapas de programación en la operación al largo plazo, al mediano plazo y al corto plazo.

También fija criterios de modelación que deberá utilizar el Coordinador y los plazos a los que deberá sujetarse en el desarrollo de la etapa de programación intradiaria (PID).

Para ello, se establece que el Coordinador deberá realizar la modelación de, al menos, dos etapas.

La primera de ella durante el día previo al del inicio del horizonte de simulación, y la segunda durante el día de inicio del horizonte de simulación. El Coordinador deberá definir los horarios en que se iniciará la elaboración de cada etapa PID, las cuales deberán ser repartidas equitativamente durante el día correspondiente.

La etapa PID deberá considerar, al menos, un horizonte de tiempo de simulación que incluya las horas restantes del día en que se realiza la etapa y las del día siguiente. Asimismo, dicho horizonte de modelación deberá considerar una resolución de, al menos, 15 minutos.

El Coordinador podrá utilizar un mayor horizonte de simulación o una mayor resolución que las señaladas anteriormente, con el objetivo de determinar adecuadamente la colocación de los recursos energéticos del Sistema durante la etapa PID, lo cual deberá dejarse establecido en el Informe Anual de la Programación de la Operación.

Por otra parte, la Norma Técnica establece criterios que van desde la instalación de generación e información estadística de centrales hidroeléctricas hasta pronósticos solar y eólico, sistemas de almacenamiento, instalación de transmisión y demanda, entre otros aspectos.

El Gobierno Nacional expidió el Decreto 895 del 2022 (descargar) por medio del cual permite que los desarrolladores de proyectos de hidrógeno de cero y bajas emisiones en el país, así como las iniciativas que promuevan el uso eficiente de la energía, puedan acceder a beneficios tributarios.

El decreto actualiza la reglamentación de la Ley 1715 del 2014, la cual busca promover el desarrollo y la utilización de las Fuentes No Convencionales de Energía, principalmente aquellas de carácter renovable en el sistema energético nacional por medio de la implementación de incentivos y beneficios tributarios para las personas naturales o jurídicas que lleven a cabo este tipo de proyectos.

Algunos de los incentivos fiscales que están incluidos en el decreto son la sobrededucción de hasta el 50% en el impuesto sobre la renta del total de la inversión realizada durante 15 años y la depreciación acelerada de los activos en tres años.

La norma también permite que los desarrolladores de proyectos de energías renovables (ahora incluido el hidrógeno), puedan excluir el IVA y el pago de aranceles de los equipos, elementos, maquinaria y servicios nacionales o importados que se destinen para la producción y utilización de iniciativas de energías renovables o de gestión eficiente de la energía.

Es de mencionar que en Colombia ya se inauguraron los dos primeros proyectos pilotos de generación de hidrógeno verde por parte de Ecopetrol y Promigas en Cartagena. El proyecto de Promigas, ubicado en la estación La Heroica, pretende producir hidrógeno verde a partir de electrólisis con el fin de probar condiciones de manejo en las líneas afines a su negocio.

Por su parte, el piloto de Ecopetrol tiene un electrolizador en la Refinería de Cartagena con una potencia de 52,2 KW y evaluará el desempeño de la tecnología de generación de hidrógeno electrolítico bajo las condiciones operacionales de la refinería, recopilando información operacional y de mantenimiento que Ecopetrol aprovechará en el desarrollo de los proyectos de hidrógeno verde de las refinerías.

Gracias a la implementación de un marco regulatorio moderno y atractivo, Colombia ha adjudicado proyectos de energías renovables por más de 2.800 MW que van a multiplicar por 100 veces la capacidad de generación de energías renovables que había en 2018.

Hace dos semanas, Sara Aagesen, secretaria de Estado de Energía y titular delEl Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía de España (IDAE), anunció una nueva ayuda de 500 millones de euros para impulsar el autoconsumo a través de energías renovables.

En contacto con Energía Estratégica, Joan Groizard, Director General del IDAE, explica cómo se implementará esa ampliación y como es el trabajo en conjunto con las comunidades autónomas.

“La gestión de una parte importante de los fondos europeos es junto con las CCAA, por temas normativos, los tribunales nos obligan a que sea así”, informa el funcionario.

En este sentido, destaca que han planteado un reparto inicial, utilizado bajo “un criterio objetivo” en la división de las partidas.

“Una gran parte del año pasado lo hemos dedicado a poner en marcha las líneas y establecer sistemas de comunicación con las comunidades autónomas. Ya hemos conseguido reportes frecuentes y adecuados por parte de las regiones”, comenta Groizard.

En esos relevamientos las comunidades describen: cuantas peticiones tienen; qué lista de espera hay; y cómo van solucionando ellas mismas los problemas con las solicitudes de ayuda.

“Nos llegan algunas preocupaciones, por ejemplo de inscribirse en el programa y todavía no tener una respuesta. Sabemos que es un esfuerzo importante por parte de las comunidades autónomas resolver todo eso”, subraya el dirigente.

Además, agrega que están analizando las situaciones en las distintas regiones, desde qué volumen de demanda ha habido, cuáles son sus necesidades presupuestarias y hasta la verosimilitud de los proyectos, revisando en detalle las peticiones.

Nuevamente, Groizard remarca que desde el Gobierno español han detectado una fuerte demanda, y que están trabajando con las comunidades para poder tramitar esas ampliaciones “en el menor tiempo posible; aunque la normativa de estos fondos exija unos tipos de informes e información específica”, se compromete

Finalmente, apunta a que el mensaje de estos fondos es fomentar las presentaciones de proyectos, con el incentivo de que hay recursos económicos adicionales, comparados con los que había inicialmente.

Cabe recordar que, por medio del Real Decreto 477/2021, el Gobierno español aprobó el año pasado la concesión de la primera línea de ayudas por 660 millones de euros, ampliables a 1.320 millones, para instalaciones de autoconsumo (hasta 900 millones), almacenamiento detrás del contador (hasta 220 millones) y climatización con energías renovables (hasta 200 millones).

Esto se debe a que en menos de un año de ser aprobada la hoja de ruta de autoconsumo, en diciembre de 2021, ya se agotó el presupuesto de 600 millones destinados a la tecnología.

La inserción de las energías renovables y el hidrógeno verde en la matriz energética presente y futura de Argentina sigue siendo un tema de debate entre los actores del sector. Y al igual que en otras oportunidades, se señaló a la mejora de la infraestructura eléctrica como uno de los principales desafíos a afrontar. 

Claudio Cunha, Country Manager de ENEL Argentina, participó de una charla sobre la transición energética y aseguró que, para soportar el crecimiento de la demanda de electricidad, “se necesitará poner tecnología en la red y equipamiento que permita operarla de forma más ágil”.

“Debemos brindar más robustez a la red (desde las líneas de transmisión) para acompañar el incremento de la producción de energía renovable y reforzar las ya existentes. Además, la creación de nuevos vectores energéticos como el hidrógeno verde es algo que necesita desarrollarse más para consolidarse, pero es un camino que seguirá avanzando. Pero para que eso ocurra, las redes deben ser robustas”, manifestó. 

Es preciso recordar que, actualmente no hay demasiada capacidad de transporte disponible para emprendimientos renovables, debido a que no se realizaron obras de esta índole así como también que existen contratos truncados del Programa RenovAr que ocupan potencia contratada del sistema.

Temas por los que el gobierno ya se avanzó a partir de la Resolución SE 1260/2021 y la convocatoria para presentar manifestaciones de interés (MDI) para desarrollar “integralmente” proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables en diversos puntos de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Por otro lado, el Country Manager de ENEL Argentina reconoció que la generación distribuida es otra gran alternativa para aportar a la diversificación de toda la matriz, pese a que hoy en día el país no tiene tanta cantidad de usuarios-generadores o potencia instalada como estaba previsto en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017 (se esperaban 14.563 a fin del 2021 y momentáneamente hay 827 U/G que suman 12.060 kW). 

Es por ello que afirmó que todas las opciones “son vectores y potenciales que se deben seguir desarrollando para permitir que Argentina dé su contribución en el proceso de descarbonización mundial y, principalmente, para viabilizar que los productos nacionales sigan siendo exportados”. 

¿Qué podría pasar si eso no ocurre? Teniendo en cuenta que cada vez se mira con detenimiento que los procesos sean sustentables y amigables con el medio ambiente, Claudio Cunha sostuvo que “el mundo, y Europa en particular, va en camino a colocar tasas arancelarias a países que no se suman”. 

“El mundo financiero paga más barato y más volúmenes a proyectos que sean más sustentables. Y si nosotros como país, que tenemos una gran dificultad de acceder a capitales, no apuntamos a eso, cada vez perderemos más competitividad a nivel global”, concluyó. 

“Existe un gran potencial de autoconsumo en ciudades para los edificios que aún no se está explotando porque hay muchas restricciones en cuanto a la distribución de la energía”, afirma Pablo Barbado, Account Manager de Enphase, en diálogo con Energía Estratégica.

Actualmente, las instalaciones domésticas se concentran en Valencia, Sevilla, Madrid y Barcelona. No solo porque haya mayor demanda, sino por ser las regiones que cuentan con más instaladores especializados, un recurso escaso por el momento en el país. 

Aunque la legislación fomenta y reglamenta a las comunidades eléctricas, la realidad es que hoy solo se está instalando en viviendas unifamiliares. 

Pero solo el 30% de la población de estas ciudades vive en este tipo de residencias. “El desafío ahora está en cómo superamos eso para poder explotar este segmento”, agrega Barbado. 

En cuanto a la experiencia de Enphase, ingresaron en el mercado ibérico en 2020 con 1 MW de potencia instalada. Durante 2021 llegaron a los dos dígitos y para este año proyectan entre 50 y 100 MW únicamente en instalaciones residenciales. 

Las ayudas del Gobierno ¿positivas o negativas para el mercado?

El ejecutivo de Enphase, asegura a este medio que desde que aparecieron las subvenciones del Gobierno nacional y de las diferentes Comunidades Autónomas, la demanda de baterías ha aumentado. 

Asimismo, afirma que el plazo de amortización de la instalación de autoconsumo se ha reducido de siete u ocho años a solo cuatro. 

Pero para Barbado, estas solo generaron un boom en la demanda y no ayudan a sostener el mercado en el largo plazo. El cuello de botella producto de la explosión de la demanda, no favoreció a los inconvenientes internacionales de la cadena de suministro.

Además, plantea: “Estos incentivos fomentan el enojo en los usuarios por la falta de capacidad de entrega. Mejor invertir el dinero en promoción y educación financiera al ciudadano que sostengan el autoconsumo en el tiempo”.