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Reganosa reconfigura su estrategia para el PERTE del hidrógeno con proyectos en Galicia

Para cumplir con su estrategia hacia la transición energética, la compañía promete potenciar las energías renovables en Galicia. 

El 6 de mayo finalizó el plazo del PERTE de Hidrógeno Pioneros para impulsar el despliegue de aplicaciones comerciales de proyectos integrales que incluyen producción, distribución y consumo de hidrógeno renovable en una misma ubicación territorial.

Como uno de sus requisitos era que la instalación de electrolizadores y sistemas auxiliares debían ser de una potencia de electrólisis instalada superior a 0,5 MW e inferior a los 20 MW, las empresas debieron adaptar sus hojas de ruta para acceder a la ayuda. 

Este es el caso de Reganosa, la compañía gallega dedicada al transporte y regasificación de gas natural. 

El proyecto se denomina H2Pole. Suma 100 MW de energía instalada y prevé tres fases: 20 MW en 2025, +30 MW y +50 MW hacia 2030.

Este proyecto inició en 2020, lleva más de 20000 horas de desarrollo e involucra a 30 empresas y organismos. EDP Renovables los acompaña, Siemens es su socio tecnológico y la compañía Inerco se ocupa de la ingeniería contratada.

La inversión estimada total es de 134 M€ entre 2021 y 2030. 

Jorge Martínez Jubitero, Sponsor Técnico y de Proyectos de Reganosa, comenta que en los últimos meses la compañía ha desarrollado una herramienta digital que permite identificar la solución óptima para el despliegue del hidrógeno en Galicia. 

“Se ha identificado una demanda potencial anual en Galicia de 30.000 toneladas de hidrógeno en 2025”, explica y destaca que gracias a esta aplicación pueden entender de mejor manera la capacidad y la producción posibles. 

Retos del Hidrógeno

Martínez Jubitero describe una serie de inconvenientes que se esperan con el avance del vector energético. 

En principio, manifiesta que aún existe un importante desconocimiento de este gas. La tecnología es un campo en desarrollo ya que su material no es accesible por la fragilidad. 

La competitividad aún es ineficiente ya que aún el coste de la energía es un 40 por ciento menor que el del hidrógeno y quedan pendientes muchas cuestiones técnicas que resolver  para su transporte. 

“Hacia 2030 todos estos retos deben estar aceitados para el uso del hidrógeno y potenciarlo mediante los programas de ayuda y hacia 2050 lograr el despliegue comercial”, remarca el ejecutivo de Reganosa.

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AEEólica advierte que se deberán acelerar las tramitaciones para cumplir con el objetivo del  REPowerEUC 

«Se deben conseguir aprobaciones anuales por 2,2 GW en comparación a los 1,5 GW tramitados en 2021 y a los 0 MW aprobados en el primer semestre de 2022», remarca la Asociación Empresarial Eólica (AEE)

En 2021 se otorgaron Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA) por 1,7 GW. Para cumplir el objetivo de 2030, en 2028 deberíamos tener aprobadas las DIAs de más de 22 GW, considerando que desde la aprobación de la DIA hasta la conexión a la red de los parques pasan dos años como período medio. 

«Esto significaría que entre 2022 y 2028 habría que aprobar DIAs a un ritmo de 3,2 GW anuales, casi el doble del volumen del año pasado» agregan desde la AEE. 

El Plan de Acción REPowerEU se presenta en un momento crucial. Respecto a la energía eólica, la UE parte de los 190 GW actuales a 480 GW en solo 8 años, de los cuales 24 GW deben ser instalados en España.

Para lograrlo, hay que instalar 21 GW de eólica terrestre y 3 GW de eólica marina, de acuerdo con la Hoja de Ruta de estas tecnologías aprobada por el Gobierno. 

Acelerar la tramitación de Declaraciones de Impacto Ambiental es el principal desafío que requerirá este camino según afirman desde la entidad. 

«Resolver la problemática de la implantación de la eólica en el territorio es una prioridad», subraya Juan Virgilio Márquez, Director General de la AEE.

Con el destino ajustado por la Comisión Europea (CE), la Asociación Empresarial Eólica (AEE) acepta el desafío de emprender camino al 45 por ciento de renovables en 2030. 

El directivo sugiere: que los empresarios desarrollen sus proyectos con el máximo rigor y sensibilidad social; que las comunidades locales protejan a las personas frente a la amenaza climática y la suba del precio de la energía; y que la administración lidere el ritmo de avance, de manera coordinada y eficiente. 

Sobre el último punto lo resume en cinco aspectos: velocidad, interpretación jurídica única, coherencia en el alcance de las normas, pragmatismo regulatorio con total rigor y coordinación en la zonificación ambiental.  

¿Cuáles son las propuestas legislativas de la Comisión Europea para agilizar las tramitaciones?

Las energías renovables son de «interés público superior». Esto significa que se puede priorizar su construcción en la crisis energética actual caso por caso y hasta que se alcance la neutralidad climática. 
Crea áreas renovables de «desarrollo directo» (GO TO Areas) que los gobiernos nacionales deben establecer en la parte posterior de una evaluación ambiental estratégica. En estas áreas, los proyectos tendrán que ser autorizados dentro de 1 año. 
Mantiene los plazos de permisos existentes – 2 años para proyectos nuevos normales y 1 año para proyectos repotenciados – pero aclara qué permisos y trámites deben entregarse dentro de estos plazos.

Beneficios que se alcanzarán si se cumplen las metas 

La fabricación e instalación de 4.600 aerogeneradores, entre terrestres y marinos significarán un aporte de 5 millones de euros para la industria eólica española y europea.

Además, la reducción de importación de gas por valor de 2,4 millones de euros cada año lo que se traduce en un ahorro para los consumidores eléctricos de 1,7 millones de euros/año.

Se ahorrarán medio millón de euros al año en permisos de emisiones de CO2 por evitar la emisión a la atmósfera de 5.500 toneladas de dióxido de carbono. 

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Galápagos recibirá USD 117 millones para el Programa de Cambio Climático

El Fondo Verde para el Clima (FVC) aprobó el pasado 16 de mayo, la financiación de USD 117,6 millones para el programa “Cambio climático: El nuevo desafío evolutivo para el Archipiélago de las Galápagos”, cuyo objetivo es contribuir a una transformación hacia un sistema insular autosuficiente; en el cual, los medios de vida locales se desarrollen en un modelo bajo en carbono y una mayor capacidad de adaptación al cambio climático.

Tendrá como entidades ejecutoras a la Corporación Andina de Fomento y los Ministerios: de Energía y Minas; Ambiente, Agua y Transición Ecológica; Agricultura y Ganadería. Además, el Consejo de Gobierno del Régimen Especial de las Galápagos, el Fondo Mundial para la Naturaleza y la Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura, quienes además han trabajado desde el año 2019 en la formulación, estructuración del programa.

La iniciativa contribuirá a superar las barreras relacionadas con el acceso a financiamiento, capacidad de gestión de las instituciones del Archipiélago, tecnologías limpias, acciones de adaptación y mitigación, mercado de los medios de vida, conciencia pública y cambio climático.

Asimismo, catalizará las inversiones en energías renovables en las Galápagos, a través del acceso a financiamiento blando y subvenciones en eficiencia energética, para contribuir a un desarrollo bajo en carbono en su economía. Se proporcionarán recursos financieros y no financieros a los sectores de agricultura, pesca y turismo, que son los grandes generadores de empleo, y que actualmente tienen un acceso insuficiente a financiación.

El programa contempla tres componentes: cambio de la matriz energética, construcción de resiliencia climática de los hábitats y mecanismos de sostenibilidad
para la resiliencia climática y entornos de bajas emisiones.

Las acciones, que se implementarán en las cuatro islas pobladas: Santa Cruz, San Cristóbal, Isabela y Floreana, así como, en áreas de alto valor ecológico, incluida la Reserva Marina de las Galápagos, permitirán una reducción estimada de emisiones, en virtud de las inversiones en energía renovable y eficiencia energética, en el orden de 23.366,76 tCO2e al año, unos 111.104,19 tCO2e durante los 5 años de ejecución del Programa.

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1GW en distribuida y más renovables: Así es el nuevo plan de cambio climático en Argentina

Argentina todavía está lejos de cumplir los objetivos de la Ley Nacional N° 27191, la cual establece que se debía lograr una contribución de las renovables del 16% al 2021, 18% al final del 2023 y, al menos, 20% al 2025, en el total del consumo de energía eléctrica. 

Y pese a que el gobierno dio algunas señales en el último tiempo, como la liberación de contratos truncados del Programa RenovAr y algunas modificaciones del Mercado a Término, no se detallan mecanismos concretos a futuro dentro de uno de los borradores del Plan Nacional de Mitigación del Cambio Climático (PNAyMCC) al que accedió Energía Estratégica

“La generación de electricidad contribuirá de manera significativa a trabajar por los objetivos generales globales para 2030, reduciendo sus emisiones de GEI”, señala el escrito elaborado por el Gabinete Nacional de Cambio Climático (GNCC).

Para lograrlo, más del 90 % del incremento de la potencia instalada entre 2022 y 2030 provendrá de fuentes energéticas bajas en emisiones, aumentando significativamente su generación con respecto al promedio de los últimos años, superando el 55% de participación en la generación eléctrica y desplazando las centrales térmicas menos eficientes y más contaminantes”, agrega.  

Sin embargo, el documento no menciona a las renovables en ese segmento ni precisa las herramientas, metodologías o estrategias que prevén impulsar desde el sector público para lograr esas metas. 

Cabe recordar que el PNAyMCC es un documento clave para realizar los medios acciones que permitan alcanzar las metas de adaptación y mitigación detalladas en la Segunda NDC, en las que Argentina se comprometió a no exceder la emisión neta de 349,16 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente (MtCO2e) en el 2030. 

Por otro lado, deja por sentado que se llegará a 1 GW de potencia instalada bajo el esquema de generación distribuida en distintos puntos de consumo residenciales, comerciales e industriales, tal como se propuso en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017.

Aunque en este caso tampoco se especifica el modus operandi o los incentivos para su promoción, teniendo en cuenta que Argentina tan sólo supera el 1,2% (12 MW) instalado la capacidad planteada como objetivo bajo la Ley Nacional N° 27424, además que no todas las provincias adhirieron a dicha ley (algunas todavía no la reglamentaron). 

Mientras que el desarrollo de las cadenas de valor y la industria nacional, el gobierno puso la mirada en la industrialización de metales esenciales para la transición energética y los equipos de energías renovables, entre otros, pero nuevamente no se expresan objetivos ni las estrategias de trabajo. 

Hidrógeno

Si bien se aclara que se incorporaría una hoja de ruta para impulsar “un complejo productor y exportador de hidrógeno como nuevo vector energético”, sólo se nombra al gas (H2 azul) y a que “se considerará la necesidad de contar con nueva potencia renovable” (H2 verde) así como con infraestructura para su almacenamiento y transporte hacia los puntos de consumos finales”.

Pese a ello, los planes para el hidrógeno no fueron la excepción a la regla y el PNAyMCC no describe cómo se gestionará ni qué beneficios habrá en el futuro; aunque también es preciso rememorar que todavía no se aprobó la actualización a la ley de H2, presentada el año pasado, pero que varios actores del sector energético trabajan para darle un mayor empuje al tema. 

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Honduras discute nuevos precios en la renegociación de contratos con generadoras

¿Qué precios resuenan en las mesas de renegociación de contratos del gobierno con generadoras? 

Todo proyecto abajo de USD $0.10 kWh para ellos (el gobierno) es justo y no van a pasar por un proceso de renegociación. Pero todos aquellos contratos entre USD $0.14 kWh y USD $0.16 kWh sí se los convoca a renegociar. Entonces creemos que hay un margen entre USD $0.10 y USD $0.14 kWh como expectativa del gobierno.

Ahora bien, en renovables no hay un estándar. Hay algunos solares que están arriba de los USD $0.14 kWh, hidroeléctricas que ya están en unos USD $0.13 kWh en promedio que podrían mantenerse pero como existen otros de USD $0.6 kWh o USD $0.10 kWh se nubla el panorama para el gobierno aunque expliquemos que son costos vinculados a construcciones de años atrás con otras condiciones de país.

¿Alguno de los contratos ya tiene avances concretos en su renegociación?

Ya hay una empresa generadora térmica que está renegociando.

¿La aprobación de una nueva ley eléctrica en el medio de las mesas complicó el escenario? 

La nueva ley no era necesaria para llevar a cabo una renegociación. Desde nuestra perspectiva quedaron de más los artículos 4 y 5 porque ya los contratos contienen cláusulas de salida y renegociación de acuerdo mutuo. Entonces, vemos que la ley y su espíritu no es tanto la revisión o renegociación sino la mala fe de no respetar los contratos porque si no se lograsen acuerdos se habla de una adquisición por parte del estado previo a un «justiprecio», que lo vemos como un término más vinculado en todos los principios de la semántica española a una expropiación que a una real renegociación o revisión.

¿Qué destaca como positivo en diálogo con el gobierno?

Creo que finalmente nos están escuchando los principales actores tomadores de decisión.

Primero, se tomó un paso muy importante que fue la división por tecnologías renovables, para empezar a hablar en términos de cada tecnología y bajo diferentes factores de planta.

Segundo, un logro de la semana pasada fue que se empiece a evaluar proyecto por proyecto, porque hay diferentes contratos y diferentes términos por financiamiento.

Por lo menos, esto ha generado una comprensión de que se debe de evaluar caso por caso junto o de la mano de los bancos y los asesores financieros.

¿Qué plantea la AHER como salida? 

Ahora, estamos logrando que la propuesta venga desde la empresa para que exista una comprensión de la economía de escala y su nivel de endeudamiento, las diversas tasas de interés y períodos de prepago diversos que tiene cada cual.

¿El gobierno está apurado con lograr una definición? 

Sí, vimos bastante improvisación en el inicio de este mes. Entendemos que fue un mandato de los primeros 100 días de gobierno porque sucedió justo en ese tiempo: el domingo se cumplieron los 100 días y el lunes ya fuimos convocados a reuniones.

Lo mismo ocurrió con la nueva ley, circuló más en el aniversario de los 100 días que en el Congreso. Por lo que se la vio como una actividad bien política que es evidente que lo que buscan es una aceptación populista por el momento en el que ocurre.

¿Realmente bajar el precio de los contratos de generadores impactará en la tarifa del cliente final? 

No y ese es el principal argumento del gobierno. Hemos hecho evaluaciones en las que aunque bajemos todos tres centavos, eso no impacta en la tarifa. Lo que está impactando en la tarifa en este mercado es la distribución y la transmisión. Así que el impacto puntualmente con la renegociación de contratos va a ser mínimo, a no ser que hagan malabares.

El reto más grande es resolver las pérdidas técnicas y no técnicas del sistema porque han representado un déficit de USD$ 650 millones para la ENEE y se siguen acumulando. Así que, si no se ataca eso, es como seguir llenando un tanque de agua con con hoyos, ¿verdad?

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Guatemala: Silvia Alvarado prevé nuevas normativas para explotar energías renovables

En Guatemala, el Ministerio de Energía y Minas releva más de 50 empresas dentro de su registro de comercializadores alineado con el marco regulatorio vigente. Sin embargo, comercializadores activos hay alrededor de 28 habilitados para realizar transacciones en el mercado mayorista.

De aquellos será la voz Silvia Alvarado de Córdoba, recientemente electa para representar, durante el periodo 2022-2024, al gremio de comercializadores de Guatemala ante la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), el Operador del Sistema y el Mercado Eléctrico Nacional.

“En verdad me siento ilusionada de volver a la mesa directiva del operador en mi país, pues es el corazón del sector en el cual me he desempeñado profesionalmente durante más de 30 años”, expresó Silvia Alvarado a Energía Estratégica.

La titular de Energy Intelligence Consulting (IE Consulting) que pasó por la directiva de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), el Ministerio de Energía y Minas de Guatemala y la Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID), acumula más de 30 años de experiencia cubriendo un amplio rango de materias tanto regulatorias como de los mercados eléctricos de Centro América y el Caribe.

Su conocimiento de distintos escenarios en la región validan sus declaraciones al asegurar que el mercado eléctrico de Guatemala es un mercado maduro y consolidado que ha logrado superar con creces todas las expectativas que se tenían hace 25 años cuando se aprobó la reforma del sector.

Ahora bien, la experta también reflexionó ante este medio que es preciso ir haciendo ajustes normativos y perfeccionando las herramientas técnicas que permitan hacer frente de manera adecuada a las nuevas condiciones del mercado.

En tal sentido, valoró a la actividad de la comercialización como el elemento más importante para optimizar el uso de los recursos energéticos del país y mantener la competitividad de nuestro mercado y por eso destacó la relevancia de atender mejoras regulatorias.

“Hay algunas medidas pendientes de implementar que permitirían potenciar aún más el impacto de la comercialización en el mercado nacional, que actualmente es responsable de atender a un 30% de la demanda eléctrica del país. Esperamos poder trabajar de la mano con los agentes para avanzar la implementación de dichas acciones”, señaló Silvia Alvarado.

Entre aquellas medidas, Energía Estratégica consultó especialmente sobre retos y oportunidades vinculadas a las energías renovables. A lo que la referente de comercializadores contestó:

“Será importante avanzar en la propuesta normativa para la promoción de nuevas tecnologías como el almacenamiento de energía que permitan maximizar el uso de fuentes renovables en el país”.

Y agregó: “También lo será continuar con la visión de largo plazo explicitada a través de los planes de expansión y las licitaciones de largo plazo para nueva generación, en las cuales Guatemala afortunadamente y gracias al liderazgo de su sector eléctrico ha conseguido muy buen desempeño”.

Para profundizar en su lectura sobre el mercado y en las medidas que potenciarán el mercado eléctrico nacional, la referente de los comercializadores rememoró que el año pasado el AMM contrató una opinión experta con la misma firma consultora que desarrolló la Ley General de Electricidad para hacer una revisión macro de la normativa vigente a efecto de identificar los ajustes que se requiere introducir a la misma luego de los 25 años que tiene el mercado de haber iniciado.

Al respecto consideró: “Entendemos que dicha consultoría se encuentra en sus etapas finales y servirá de base durante el segundo semestre del presente año para ir proponiendo al regulador los ajustes normativos que permitan modernizar y optimizar la operación del mercado nacional”.

“También es importante mantener las condiciones regulatorias y normativas óptimas que nos permitan como mercado aprovechar la interconexión con México. Mantener una visión integral del mercado es importante para aprovechar al máximo las ventajas que nos dan las interconexiones internacionales”.

Y, respecto al mercado regional agregó: “El MER ha sido un ámbito muy importante para las actividades de los agentes guatemaltecos prácticamente desde el inicio de su operación y durante más de una década el país fue un exportador neto al MER”.

“Esa dinámica está cambiando como resultado de las adiciones de nueva generación en algunos de los mercados de la región, lo cual constituye otro tipo de oportunidad para abastecer la demanda nacional dependiendo de las condiciones prevalentes en cuanto a oferta y demanda”.

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PMGD y NetBilling: abril «negro» para la generación distribuida en Chile

Según el Coordinado Eléctrico Nacional, de enero a abril de este año se conectaron 44 MW en Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD): 41 MW solares fotovoltaicos y 3 MW térmicos.

El mes más bajo lo registró abril, con 5 MW, y el más alto enero, con 17 MW.

En relación interanual, el 2021 marcó un récord de 406 MW instalados. El 2022 apenas alcanza un 10% de esa cifra en lo que va del cuatrimestre.

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional

El reporte indica que, existen siete emprendimientos solares fotovoltaicos por 25,6 MW pronto a ingresar en funcionamiento, ya que cuentan con emisión de carta de entrada en operación.

Además, se registran 27 PMGD, por 137 MW, que iniciaron su puesta en servicio y que están en proceso de obtener su entrada en operación: 22 proyectos fotovoltaicos por 130,4 MW; dos hidroeléctricos, por 0,6 MW; dos de biogás, por 3 MW; y uno diésel, de 3 MW.

Autogeneración

Asimismo, en NetBilling, abril también experimentó una caída. De acuerdo al último informe (ver) elaborado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), durante el mes pasado se instalaron 234 proyectos de autogeneración por 1.697 kW.

La cifra está por debajo de las conexiones alcanzadas meses anteriores. A saber, durante el primer trimestre se instalaron 1.216, que suman 8.863 kW: en enero se conectaron 466 proyectos, luego en febrero 432 y en marzo 318.

El cuatrimestre cerró con 1.450 conexiones por 10.560 kW, un 30% de lo concretado durante todo el 2021.

Fuente: SEC

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Números «finos»: Baja el ritmo de crecimiento de la solar en Brasil

Brasil llevaba un ritmo creciente de más de 500 MW de capacidad fotovoltaica por mes en lo que iba del año, a tal punto que pasó de tener de 13 GW a 15 GW instalados en el primer trimestre del 2022, de los cuales poco más de 10 GW correspondían a generación distribuida y 4,97 GW a la centralizada.

Sin embargo, el último reporte de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) indica que durante abril hubo un tímido avance en comparación con el resto del año, ya que sólo ingresaron en operación 309 MW, siendo uno de los valores más bajos del último tiempo. 

De esa potencia instalada en el mes pasado, 302 MW (97,7%) fue del segmento de GD (límite de hasta 5 MW por proyecto), que ya acumula 10329 MW. Mientras que el porcentaje restante corresponde a 7 MW de la generación centralizada, que suma 4981 MW. 

No obstante a ese leve avance, la fotovoltaica sigue ganando terreno en la matriz eléctrica de Brasil y con el 7,8% se posiciona como la quinta fuente de generación de mayor capacidad y está muy cerca de alcanzar a las bioenergías (8,3%).

Situación que sostiene al país como el mercado solar más grande de Latinoamérica e incluso los +300 MW representan más potencia de la que otros países de la región lograron instalar en los últimos meses o incluso años. 

Y a eso se debe agregar que la fuente solar ya trajo a Brasil más de R $78,5 mil millones en nuevas inversiones, R $21,7 mil millones en las arcas públicas y generó más de 450000 empleos desde 2012, según datos de ABSOLAR. 

Ranking de estados 

Cuatro entidades federativas del sur y sudeste de Brasil son las principales responsables del gran impulso a la generación distribuida – y a la energía fotovoltaica en general – del país. Y como no podía ser de otro modo, Minas Gerais continúa liderando el ranking. 

Es el estado con más potencia distribuida (1730,2 MW) y el que tiene las proyecciones más altas en proyectos “centralizados” gracias a 16093,7 MW otorgados, los cuales se dividen en 730,2 MW en operación, 1806,6 MW en construcción y 13557,7 MW todavía sin inicio de obra.

El podio de la GD lo completan Sao Paulo (1323,1 MW) y Río Grande do Sul (1170,1 MW); mientras que en el segmento de mayor escala, Bahía se ubica segundo con 6,865.6 MW otorgados (1354,7 MW ya instalados, 687,5 MW en construcción y 4823,3 MW a la espera de la obra), seguido por Piauí que posee 4275,3 MW (1162,9 MW operativos, 299,2 MW construyéndose y 2813,3 MW a la espera).

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Baja el precio de la Bolsa de Energía pero suben los del mercado bilateral en Colombia

Según lo reportado por XM, gestiona las transacciones comerciales y financieras entre todos los participantes del mercado, el precio de la energía negociada en contratos bilaterales durante el mes de abril para el mercado regulado (pequeños negocios y hogares) fue en promedio de 275.04 COP/kWh el cual registró un incremento del 14.27% con respecto al mismo mes de 2021 que fue de 240.70 COP/kWh.

Mientras que para la industria y el comercio (mercado no regulado o competitivo), fue de 252.77 COP/kWh, el cual registra un incremento del 21.72% con respecto al mismo mes de 2021 que fue de 207.66 COP/kWh.

Fuente: XM

Para abril de 2022 el índice MC fue de 281.9 COP/kWh. Este índice corresponde al precio promedio ponderado de los contratos para el cálculo de la tarifa de los usuarios finales. El incremento de 6.89 COP/kWh respecto al mismo mes del año anterior. y respecto a abril de 2021 incrementó un 17.13% (240.70 COP/kWh).

Adicionalmente, durante abril de 2022 se transaron 348.52 GWh en contratos bilaterales de largo plazo con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), de los cuales 330.06 GWh provienen de contratos adjudicados a través de las subastas del Ministerio de Minas y Energía y 11.46 GWh provienen de convocatorias públicas.

Se resalta que, del total de la energía requerida para atender el mercado regulado, el 7.80% contratado proviene de recursos FNCER.

Bolsa de energía

En abril de 2022, el precio promedio ponderado de bolsa fue de 145.66 COP/kWh decreciendo 36.51% con respecto al precio promedio del mes anterior que fue de 229.40 COP/kWh y decreciendo 11.39% con respecto a abril de 2021 que fue de 164.38 COP/kWh.

El precio de bolsa está relacionado directamente con el tipo de fuente de generación. En abril, el 86.27% de la energía se generó con fuentes renovables principalmente hidráulica y el 13.73% de la energía restante con fuentes no renovables. Esta distribución en gran medida se debe al comportamiento del embalse agregado cuyo volumen pasó de 57.38% en marzo a un 63.97% en abril de 2022.

Por su parte, las compras en la bolsa de energía realizadas por los comercializadores para atender a sus usuarios en abril de 2022 correspondieron al 15.91% del total de la demanda de energía, presentando una disminución del 2.28% respecto al mismo mes de 2021. En relación con las transacciones del Mercado de Energía Mayorista, el valor de la energía que compran los comercializadores disminuyó un 11.60% pasando de 169 mil millones de pesos en abril de 2021 a 150 mil millones de pesos en el mismo mes de 2022.

Transacciones

Estas son las cifras más destacadas de las transacciones en el Mercado de Energía Mayorista durante abril de 2022:

En el Mercado de Energía Mayorista se transaron 2.55 billones de pesos, 29.68% más de lo negociado en el mismo mes de 2021 (1.96 billones de pesos). De esta suma, 322,855.28 millones de pesos correspondieron a compras en bolsa de energía, donde el rol de XM es liquidar y compensar estos dineros, además de administrar las garantías para el pago de los mismos.
En abril, en contratos de largo plazo se liquidaron 1.85 billones de pesos, valor superior en un 30.05% a lo transado en el mismo mes de 2021 (1.42 billones de pesos). Este valor es superior principalmente por el aumento en el precio promedio de contratos despachados.

Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE)

Durante abril de 2022 el Sistema Interconectado Nacional (SIN) importó un total de 31.28 GWh presentando una disminución del 82.00% con respecto al mismo mes del año anterior que fue de 173.81 GWh. Asimismo, el valor de las transacciones por importación de energías fue de 3,551.14 millones de pesos, un 75.33% menos a lo transado el mismo mes del año anterior. Adicionalmente, se exportó 3.69 GWh, lo cual representó 331.48 millones de pesos.

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Nuevas tecnologías para nuevos mercados: Así es el plan de Longi en Latinoamérica

Para los fabricantes de insumos de los proyectos de renovables aún es un desafío sobreponerse al impacto de la pandemia. Asimismo deben adecuarse a los tiempos de los diferentes planes de transición energética que emprende cada uno de los países. 

En este sentido, Rodrigo Sotelo, Sales Manager Utility Mexico & CA de Longi, cuenta que la compañía proyecta instalar 112 MW en Brasil, 111 MW en México, 32 MW en Colombia y 240 MW en Chile. 

“Más allá de las dificultades, queremos apoyar proyectos en diferentes lugares, principalmente en Centroamérica que presenta complejidades muy grandes”, destaca.

Al respecto describió la situación actual de México y República Dominicana, particularmente. Dos países que tienen diferentes maneras de encarar la transición.

En el primero, el marco normativo y sus planes estratégicos apuestan a desarrollar la generación distribuida.

De manera que con soluciones que se adapten a las características tanto eléctricas como mecánicas del código de red, las características de instalación en superficies de canales industriales cumplan con un máximo de generación.

En cambio, en República Dominicana, se está invirtiendo no solamente en abrir otros tipos de generación sino en fortalecer su sistema de transmisión con tres líneas que van a ayudar a dar el despacho en ciertas zonas con el objetivo de atraer la inversión. 

“Para los países de Centroamérica la generación es una verdadera necesidad. La producción se está quedando corta y corren riesgos de apagones”, destaca Sotelo.

Es en este sentido que el ejecutivo pone en el foco del análisis el factor ambiental como el principal desafío en la región y como propuesta de valor. Longi garantiza el acompañamiento, la eficiencia y el respaldo de cada proyecto. 

Apuesta a la eficiencia en todos los sentidos

Desde el análisis de bancabilidad y financiamiento para mitigar riesgos con los fondos de inversión, pasando por la eficiencia por metro cuadrado, Longi busca aterrizar en potencias de salida de 550 MW con soluciones monofacial y bifaciales.

La estructura de encapsulación de vidrio del módulo bifacial tiene una mayor resistencia a la erosión ambiental por el vapor de agua, la niebla salina, etc. Los módulos monofaciales son más adecuados para la instalación de baldosas en regiones montañosas y aplicaciones distribuidas.

En temas de la construcción, pretenden una estandarización, integrando diferentes componentes, ya que el módulo evoluciona más rápido y se deben adaptar. 

Pensando en plazos de 30 y hasta 40 años, la compañía respalda proyectos asegurando la flexibilidad y transparencia en los costes. “Buscamos robustecer estas soluciones pero más adelante evolucionaremos al utilizar otro tipo de energías”. 

Innovación en paneles solares

El Hi-Mo 5 tiene una gran potencia y una alta eficiencia, lo que lo hace más rentable en la BOS. 

Este modelo puede aumentar la potencia de una sola cadena, y puede aumentar significativamente la relación CC/CA cuando se utilizan inversores, lo que puede diluir el coste de los equipos eléctricos y, por tanto, reducir el LCOE. 

Además puede reducir el coste logístico de los módulos gracias a su mayor aprovechamiento del espacio de los contenedores.

“Es una apuesta muy importante que hacemos en la segunda generación de Hi-Mo 5 con potencia de salida de 550, de 500 W en 56 celdas y 54 celdas potencia de salida de 410 W para mercados comerciales”, afirma Sotelo. 

Asimismo, concluye en que no solamente el objetivo es acompañar en la transición energética a sus clientes sino que sus procesos también enfrentan una evolución en este sentido. 

Por eso el 40 por ciento de la energía que consumen actualmente en la fábrica es renovable y hacia el final del 2050 proyectan que sea el 100 por ciento. 

Al igual que la fabricación de módulos se transformará al concepto de economía circular cumpliendo con los requisitos en cada uno de los mercados. 

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SPR adhiere con la ONU: para que el futuro sea sostenible debe basarse en energías renovables

El Secretario General de la ONU, António Guterres, alertó que el aumento del nivel del mar y de la temperatura de los océanos, y su acidificación, así como las concentraciones de gases de efecto invernadero, alcanzarán nuevos y alarmantes récords. En tal sentido, advirtió que el tiempo apremia y señaló que, al romperse el sistema energético mundial, el mundo se ha puesto al borde de la catástrofe climática.

No obstante, mencionó que para estabilizar el calentamiento global a 1,5 grados y evitar los peores efectos de la crisis climática, el mundo debe actuar en el curso de esta década. “La buena noticia es que tenemos el salvavidas al alcance de la mano. Para que el futuro sea sostenible, también deberá ser renovable”.

Tras señalar que la transformación de los sistemas energéticos es fácil de lograr, destacó que las tecnologías de energía renovable, como la eólica y la solar, están ampliamente disponibles y, recordó que, en la mayoría de los casos, son más baratas que el carbón y otros combustibles fósiles.

Al respecto, Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables -SPR-, recordó que en la última década el costo de la energía eólica se redujo en 56%, mientras que el costo de la energía solar y las baterías cayeron en un 85% y no requieren de subsidios, son competitivas con otras tecnologías. “Estas ventajas no las hemos aprovechado aún. Son necesarios cambios regulatorios para trasladar las eficiencias de esas tecnologías. Para ello se requiere decisión política, responsables institucionales para estructurar el proceso adecuadamente, debe ser un proceso totalmente inclusivo y horizontal para efectos de darle el valor y justificación que requiere porque al final el resultado será la aprobación de normas”.

Esta inacción para impulsar las modificaciones regulatorias demora realizar inversiones en el sector. Actualmente tenemos tres centrales eólicas con capacidad de 565 MW y una central solar en construcción que juntas representan US$ 759 millones, y podría haber más, dijo Oviedo tras precisar que de acuerdo al último plan de transmisión presentado por el COES hay 17 541 MW entre solar y eólica con estudios de pre operatividad en trámites o aprobados.

En ese sentido, destacó que el Secretario General de la ONU resalte el hecho que la inversión en energías renovables crea puestos de trabajo, el triple de los generados por las energías tradicionales.

Precisamente, para Guterres los “gobiernos deben crear marcos y reformar la burocracia para igualar las condiciones en favor de las energías renovables”. “Pido a los Gobiernos que aceleren y agilicen la aprobación de proyectos solares y eólicos, que modernicen las redes y que fijen objetivos ambiciosos de energía renovable alineados con el objetivo de 1,5 grados y que ofrezcan seguridad a inversores, promotores, consumidores y productores”. Las políticas de energía renovable son fundamentales para reducir el riesgo del mercado e impulsar la inversión en el sector.

“Cada minuto de cada día, el carbón, el petróleo y el gas reciben aproximadamente 11 millones de dólares en subsidios. Cada año, los Gobiernos de todo el mundo invierten alrededor de medio billón de dólares en bajar artificialmente el precio de los combustibles fósiles, más del triple de lo que reciben las energías renovables. “Hay que poner fin a este escándalo”, dijo António Guterres.

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El acuerdo con el sector pesquero será clave para el desarrollo de la eólica marina en España

Javier Monfort, country manager de BlueFloat Energy, destacó que el principal reto de la eólica marina es la concertación del territorio. Además advirtió que tanto los promotores, como los desarrolladores, tendrán que hacer “un esfuerzo” y consensuar con el sector pesquero».

En esta línea, comentó que los proyectos del primer concurso de la tecnología tienen que ser ejemplares, pidiendo porque tengan el mayor grado de cohesión que se pueda conseguir.

Por otra parte, Monfort apuntó al rol que debiera asumir la administración pública “estableciendo un marco normativo” para organizar la convivencia entre la industria pesquera y los proyectos eólicos marinos.

También indicó que tiene que haber un balance a la hora de mover al sector de la pesca o realizar pasillos para crear una coexistencia.

Cabe recordar que, durante el 2021, fue presentado el proyecto de parque eólico marino “Nordés”, que estaría ubicado en la costa de Ferrol, A Coruña, y tendrá 1,2 GW de potencia instalada.

En el mes de febrero de este año el sector pesquero de Galicia, Asturias y Cantabria, se unieron en una plataforma llamada “Manifiesto de Burela en defensa del sector pesquero del Cantábrico-Noroeste”.

Estos se manifestaron en contra de este megaproyecto, argumentando que “es inviable, ya que está afectando directa o indirectamente a 30 caladeros de pesca”.

Para poner paños fríos, la Directora General de Pesca, Acuicultura e Innovación Tecnológica de Galicia, Mercedes Rodríguez, destacó la necesidad de avanzar en el desarrollo de tecnologías renovables, pero también este debe ser compatible con la actividad pesquera y con la preservación del ecosistema.

La Xunta de Galicia, órgano colegiado del gobierno de la ciudad autónoma, tiene armada una hoja de ruta, apostando en convertirse en un polo de energías renovables y acelerar la transición energética.

En este sentido, Monfort remarcó que hay una gran parte de la industria que aún depende de los combustibles fósiles, y agregó que a todos esos sectores hay que ofrecerles soluciones verdes.

“Con lo cual hace falta capacidad importante renovable para dar coberturas a futura demanda, si queremos llegar a esos objetivos de emisiones cero”, explicó el directivo.

Asimismo, se refirió al rol que jugará la eólica marina en la transición energética: “Tiene un papel fundamental, porque nos va a permitir acceder a aguas profundas, que es donde se encuentra el recurso eólico de mayor densidad energética”.

“Es una energía predecible y con un perfil de generación que se adecua muy bien, podemos garantizar que el molino puede girar las 24 horas, los 365 al año, a una cierta capacidad. Eso es bueno para integrar renovables en los sistemas”, subrayó el country manager de BlueFloat Energy.

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Atlas se propone 1 GW operativo con renovables en Colombia

“Tenemos un plan de negocios claro en Colombia, donde nuestra meta es alcanzar 1 GW operativos al 2028 a través de energía solar, eólica y baterías”, revela a Energía Estratégica Rubén Borja, Director para Colombia de Atlas Renewable Energy.

El ejecutivo cuenta que, a medida que transcurran los meses, esperarán más claridad en algunos aspectos regulatorios para el despliegue de su objetivo. Uno de ellos tiene que ver con el almacenamiento a través de baterías.

“En este momento está muy claro el uso de baterías como activo de transmisión, donde el año pasado inclusive se adjudicó una subasta para tal fin. Pero esperamos pronto una regulación de las baterías como activos de generación. Además, que haya más claridad para esta tecnología con los beneficios de la ley 1715”, considera Borja.

En esa línea, para el directivo de Atlas es claro que Colombia adoptará medidas en el mediano plazo. “Creo que es solo cuestión de tiempo y, en máximo 2 o 3 años, tengamos mayor penetración y previsibilidad de sistemas con baterías en Colombia”, destaca.

Cabe destacar que Atlas desarrolla, construye y opera proyectos en Latinoamérica. En los últimos cinco años han constituido una cartera de 3,1 GW de proyectos de energías renovables contratados en Brasil, Chile, México y Uruguay.

Borja apuesta a que Colombia formare parte de este elenco de plazas estratégicas para las inversiones de Atlas. Y una de las facilidades de ingreso es el avance de la Resolución 075, a partir de la cual el Gobierno colombiano reasignará capacidad de red a proyectos y establecerá un nuevo esquema de asignaciones.

“Estamos seguros que la naturaleza de la Resolución 075 es necesaria” para el desarrollo del mercado renovable, considera el ejecutivo.

Y sostiene: “Es necesario cambiar la dinámica en que el desarrollador se puede atornillar en un punto de conexión, independientemente de sí avanzada o no en su desarrollo. Esto no les daba oportunidad a otros desarrolladores con proyectos bien estructurados y con iniciativa de construcción”.

Rubén Borja, Director para Colombia de Atlas Renewable Energy

No obstante, cabe indicar que no es fácil para el Gobierno de Colombia implementar semejantes cambios: ya ha habido postergaciones. Al respecto, el ejecutivo de Atlas observa que “el 2022 va a ser un año de transición” en la aplicación, pero que durante el 2023 y 2024 el esquema ya estará aceitado.

“Su puesta en marcha va a ser doloroso para algunos, que hace años trabajan en sus proyectos y quedaron atrapados en un cambio regulatorio, y tal vez en una falta de agilidad de las instituciones para darle una respuesta rápida a las empresas; pero para los nuevos inversionistas existe la oportunidad de estudiar muchos proyectos que actualmente están en un limbo regulatorio”, observa Borja.

Consultado sobre el salto de garantías que pasará a pedir la UPME, las cuales ya no serán de 1 dólar por kW sino de 10 dólares, para el especialista “si bien es onerosa, porque fue multiplicada por 10, cuando se la compara con otros mercados no es tan alta”; “en México o España son similares o mucho mayores”, compara.

Y señala que lejos de ver este salto en las garantías como un obstáculo, cree que son un reaseguro para el buen funcionamiento del mercado. “Es una barrera que la UPME establece para que quienes participen sean desarrolladores robustos, que cuando pongan una garantían tengan un proyecto bien estructurado y con altas posibilidades de materializarse”, enfatiza.

Y concluya: “Para nosotros, como Atlas, será un desafío saber navegar la 075 y estar muy atentos a los puntos que se liberan para saber dónde hacer proyectos greenfield (desde terreno) y eso es clave, porque se liberará mucha capacidad, en muchas subestaciones, y eso abre oportunidades para calcular puntos de conexión”.

Nuevas subastas

Consultado sobre cuáles son las principales motivaciones que ven desde Atlas sobre el mercado eléctrico colombiano, Borja asegura que es “atractivo y prometedor”, “que está en proceso de maduración lo cual ofrece oportunidades”.

“Este gobierno desarrolló dos subastas que pueden decirse que fueron exitosas, cada una con sus particularidades en contextos diferentes del mundo y del mercado. Estamos convencidos de que van a venir más subastas”.

“Cuando uno estudia las plataformas políticas de los candidatos presidenciales, independientemente de sus tendencias, todos están muy alineados para seguir desarrollando las energías renovables. Creemos que un nuevo gobierno va a seguir buscando mecanismos para seguir apalancando la penetración de las renovables”, enfatiza el directivo de Atlas.

Asimismo, pone el foco sobre los mecanismos de la Resolución CREG 114, que tiene por objeto incentivar aún más el mercado entre privados, tanto desde un plan presentado por Derivex como de otro impulsado por la Bolsa Mercantil.

“Por caso, vemos cómo el mecanismo de Derivex comienza a tener buenos resultados, si bien los volúmenes son pequeños ya ha probado su efectividad como mecanismo de cobertura de manera significativa en relación al mercado spot. También vemos que en el SICEP hay una demanda de curvas por tecnología y con contratos cada vez más a largo plazo que es lo que necesitan las renovables”, puntualiza Borja.

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Diputada de Costa Rica incluye recursos energéticos distribuidos en la agenda legislativa

El pasado lunes 16 de mayo, el Poder Ejecutivo desconvocó el expediente 22.989 “Modificación del artículo 2 de la ley 10.086 para la promoción y regulación de los recursos energéticos distribuidos”, iniciativa que fue convocada el 12 de mayo y dispensada de trámite.

La diputada socialcristiana, Daniela Rojas, cuestionó los motivos de la desconvocatoria y aprovechó para reiterar el llamado para avanzar en la ruta de la prosperidad y competitividad.

“Vivimos en tiempos de cambio y debemos adaptarnos. Debemos avanzar y hacerlo con altura con propuestas disruptivas, propositivas y llevar al país hacia la ruta de la prosperidad”, señaló Rojas.

Para la diputada, desconvocar este proyecto es desafortunado, pues no permite la construcción y mejora continua de las herramientas jurídicas y técnicas para el desarrollo del país.

“No deben pasar otros 15 años para modificar una ley del sector eléctrico, debemos priorizar las iniciativas que coloquen a Costa Rica a la vanguardia en la generación de tecnologías de innovación y en la modernización del sistema eléctrico nacional. Debemos dejar de lado el temor a la modernización y al cambio”, concluyó.

¿Qué dice el expediente? En concreto, es un artículo único que modifica el artículo 2 de la ley 10.086, aprobada en la anterior legislatura para la promoción de los
recursos energéticos distribuidos.

Este artículo aclara la forma en que los generadores distribuidos pueden entregar los excedentes de la energía producida a las distribuidoras eléctricas del país, como lo son el Grupo ICE, la ESPH, JASEC o cooperativas de electrificación rural.

El artículo indica que el excedente de los generadores distribuidos puede ser:

A. Vendido a la empresa distribuidora

B. Compensado como crédito aplicable a sus facturas

C. Retirado para consumo diferido del abonado

La ley menciona que UNICAMENTE el inciso “A” (venta de excedentes) será de carácter OPCIONAL para la empresa distribuidora. No hay ninguna disposición de obligar a las empresas distribuidoras de energía a comprar los excedentes producidos por los generadores distribuidos.

La Ley 10.086 fue un proyecto visionario que se construyó a partir del diálogo y la participación de TODOS los sectores involucrados del sistema eléctrico nacional.

Fue la primera ley en 15 años aprobada para el sector eléctrico, en tiempos donde la modernización continua y la competitividad nos demanda mayor celeridad.

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Latam, Europa y USA: Grenergy anuncia su un portafolio de 10GW en energías renovables

La compañía Grenergy presenta sus armas para enfrentar la descarbonización y lograr la independencia energética. 

La planificación hacia 2025 detalla que el objetivo es llegar a 10 GW entre eólica y solar: 4,3 GW en latinoamérica, 3,8 GW en Europa y el resto en Estados Unidos. 

Actualmente cuenta con 1 GW de potencia instalada en todo el mundo y 5 GWh de almacenamiento logrados en su mayoría en territorio sudamericano y 1,7 GWh en Europa. 

«Esto nos permitirá, sin dudas, mantener el ritmo de crecimiento en los próximos años y dar plena visibilidad a nuestra actividad más allá del 2023», destaca David Ruiz de Andrés, CEO Grenergy

Por primera vez la compañía ingresará en el mercado estadounidense e instalará 1,9 GW de potencia solar y 0,6 GWh de almacenamiento. 

En 2021 los desafíos en la cadena de suministros en España no permitieron alcanzar el objetivo de 600 MW. Solo se alcanzó 541 MW en energía solar. 

Este año lograron conectar uno de los parques fotovoltaicos más grandes de España: parque Escuderos con 200 MW.

Grenergy está sumando equipos de desarrollo propios en Polonia a los ya creados en Italia y el Reino Unido. «La crisis de Ucrania se está dando con una aceleración sin precedentes en los planes de descarbonización e independencia energética», afirma Ruiz de André.

Plan de sostenibilidad hacia 2030

«Somos conscientes de que el momento presente es el que cuenta y que las decisiones que estamos tomando hoy son las que realmente marcarán la diferencia en el futuro», subraya el CEO de Grenergy. 

Bajo esta política, incrementaron la ambición de sus objetivos de reducción de emisiones propias para alinearlos con los objetivos de limitar el calentamiento del planeta a 1,5º, reduciendo a un 55 por ciento de emisiones de CO2. 

En esta línea la compañía invertirá 1,3 millones de euros para acelerar la transición con el aumento de la oferta energética en zonas estratégicas. 

Hacia 2030 espera reducir a un 55 por ciento sus emisiones de CO2.  

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Soltec recomienda regular con «un mínimo de 50 MW» para agilizar los proyectos solares

Soltec ya trabajó en la instalación de más de 500 MW en Colombia, sumando proyectos ejecutados o que aún están en desarrollo. Y también suministró sus dispositivos en la construcción del parque solar más grande del país, “La Loma”, con una potencia instalada de 187 MW. 

Uno de los principales objetivos de la compañía fabricante de seguidores solares es tener instalados 1 GW en suelo colombiano para el 2023, teniendo en cuenta el mercado creciente del país, en el que se espera que en el transcurso del año ingresen cerca de 1.500 MW nuevos en proyectos.

A finales de 2021, durante la tercera subasta de energías renovables del Ministerio de Minas y Energía, fueron adjudicadas 11 centrales fotovoltaicas, por 796,3 MW, por parte de nueve empresas generadoras que celebraron convenios con 44 comercializadoras.

En el marco del evento «Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen«, organizado por Latam Future Energy, Juan Carlos Ruiz, manager general de Soltec en la región, asegura que si bien ven un empuje y apoyo a los grandes proyectos, muchos de estos se inclinan hacia el desarrollo de parques pequeños.

“¿Por qué muchos desarrolladores nos vamos a plantas pequeñas? Porque realmente es un ‘fast-track’”, incluso hay algunas compañías que hacen cuatro plantas de 9 MW en lugar de una de 40MW”, sostiene el ejecutivo.

Asimismo remarca que es importante hacer un replanteo de las condiciones en las cuales se desarrollan las plantas solares.

“Tiene que regularse como sucede en Europa, para que sean zonas medioambientales y socialmente no sensibles. Tiene que haber un mínimo de 50 MW, para que sea más ágil”, aconseja el directivo.

Otro factor que señaló es el del valor de los informes medioambientales que se pagan en Colombia, a los que califica como “los más caros del mundo”.

Almacenamiento

Por otro lado, el Manager Regional de Soltec en Colombia, destaca el valor del uso de baterías como respaldo de la fotovoltaica: “La solar es la energía más barata que se produce. Pero hay que avanzar en temas de almacenamiento porque es fundamental”, comenta.

“Creo que en el país, y en toda Sudamérica, hay que regular mejor el tema de las baterías. Hay que fomentar que las plantas de renovables, tengan este apoyo para poder enviar energía a todas horas y hacerla aún más competitiva”, indica Juan Carlos Ruiz.

En esta línea, remarca que esta tecnología tendría una gran valor en las zonas donde no hay una conexión con la red nacional de energía. “En esos nichos el ‘storage’ no solo tiene que ser importante, tiene que ser líder”, apunta el directivo.

“El rol de la fotovoltaica en la transición energética es el de ser el líder. Creo que la energía solar va a ser la líder mundial en esta transición. Y para que también sea una transición justa, las baterías tienen que llegar a las zonas no conectadas”, subraya el ejecutivo de la compañía española.

Emprendimientos en Europa

Por el lado de la experiencia de la empresa en materia de ecovoltaica, Ruiz recalcó que en Italia han desarrollado más de 1GW de agrovoltaica, a base de emplazamientos pequeños de alrededor de 20MW.

“Lo hemos hecho en España, en Dinamarca y va a llegar a Latinoamérica. Al final una de las cosas que tenemos que transmitir es socializar los beneficios de la energía fotovoltaica” enfatiza el Manager General de Soltec en Colombia

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Industria eólica global convoca a impulsar la transición «antes de que sea demasiado tarde»

“Esta es una intervención sin precedentes del Secretario General de la ONU, Antonio Guterres. Como él dice, se acaba el tiempo para mantener vivo el objetivo de 1,5 grados. Lo que se necesita ahora es una acción urgente, concertada y práctica de los gobiernos. No más palabras o declaraciones de alto nivel», dijo el CEO de GWEC, Ben Backwell.

“El Secretario General hace un llamado a los gobiernos para que aceleren y agilicen las aprobaciones de proyectos solares y eólicos, modernicen las redes y establezcan objetivos ambiciosos de energía renovable alineados en 1,5 grados que brinden certeza a los inversores, desarrolladores, consumidores y productores.

“La energía eólica y solar pueden transformar nuestros sistemas de energía ahora mismo a un costo competitivo. Pero los gobiernos deben actuar de inmediato para apilar la baraja a favor de las energías renovables, no de los combustibles fósiles. Deben eliminar los cuellos de botella donde los proyectos se ven frenados por burocracia innecesaria, permisos y falta de conexiones a la red.

“El Consejo Mundial de Energía Eólica respalda plenamente este mensaje y hace un llamado a los gobiernos y a los responsables políticos para que tomen estas medidas ahora: no tenemos tiempo para esperar la próxima llamada de atención.

“La industria eólica instaló más de 100 GW de nuevos proyectos en 2021 según nuestros últimos datos. Sin embargo, necesitamos instalar casi cuatro veces esta cantidad cada año para ponernos en camino de ser consistentes con el objetivo de Cero Neto del mundo, por lo que estamos detrás de donde debemos estar.

“Mientras tanto, la cadena de suministro de energía eólica continúa sufriendo pérdidas, lo que lleva a las empresas a reducir sus huellas en el mismo momento en que necesitamos aumentar la inversión para un rápido crecimiento. Los gobiernos de todo el mundo invierten alrededor de medio billón de dólares en la reducción artificial del precio de los combustibles fósiles cada año, y mientras los consumidores sufren los altos precios de la energía, las empresas de combustibles fósiles obtienen miles de millones de un mercado distorsionado.

“Como dice el Secretario General, ‘Este escándalo debe parar’”.

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Proyecto Triskelión: la primera planta de metanol verde de España

El proyecto Triskelión busca producir 40.000 toneladas de metanol verde al año, empleando un electrolizador de 50 MW. El objetivo de Forestal del Atlántico es que posea una calidad comercial similar al fósil. 

Esta planta será la primera de España dedicada a la producción de este vector. En el proceso se usará como materia prima el CO2 capturado desde una planta de cogeneración de 25 MW eléctricos, esta emitirá 85.000 toneladas al año.

En Europa se consumen unas 10 millones de toneladas de metanol al año, de los cuales unas 2 millones son fabricadas en el continente. 

El desarrollo de este emplazamiento tendrá una inversión de más de 130 millones de euros, respaldado por ayudas de 70 millones de euros provenientes del programa Innovation Fund de la Comisión Europea.

Las instalaciones estarán en la ciudad de A Coruña, Galicia y contarán con una línea eléctrica de 132 kW, que puede vehicular aproximadamente 100 MW de potencia. Asimismo tendrá una superficie de 30.000 metros cuadrados donde se implantaran las unidades.

“Capturaremos unas 75.000 toneladas de Co2 y fabricaremos 40.000 toneladas de metanol verde al año”, destacó Iván Seoane, Director Técnico en Forestal del Atlántico, quién además adelantó que estará en operaciones para 2026.

Dentro de este proyecto también está pensada la fabricación de hidrógeno verde y la reutilización del oxígeno resultante del proceso.

“Prevemos licuarlo, almacenarlo y distribuirlo. Consideramos que va a haber un mercado para este oxígeno, porque va a ser con una baja huella de carbono”, aseguró Seoane

Por el lado logístico de la funcionamiento del emprendimiento, el representante de la empresa remarca dos puntos de atraque de buques que nos permitirán recibir barcos de hasta 60.000 toneladas de peso muerto.

Asimismo, el ejecutivo indicó que cuentan con un cargadero de camiones-cisternas capaces de mover hasta 20.000 metros cúbicos de metanol al mes.  

Por la parte administrativa, el Director Técnico en Forestal del Atlántico señaló que se han presentado las manifestaciones de interés al Ministerio de Transición Ecológica. 

Asimismo recalcó que van a inscribirse en el programa de ayudas del Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE) correspondiente

A finales de abril, el presidente de la Xunta de Galicia, Alberto Núñez Feijóo declaró a la planta Triskelión como una “iniciativa empresarial prioritaria”. Esta iniciativa forma parte de la candidatura de la comunidad autónoma al PERTE de energías renovables.

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Las externalidades de la megaplanta de hidrógeno verde de Iberdrola

La semana pasada, la empresa española Iberdrola  inauguró su planta de hidrógeno verde en Puertollano, Castilla-La Mancha. Este proyecto es el más grande de uso industrial de todo el continente.

Se calcula que el emplazamiento podrá generar alrededor de 3.000 toneladas de hidrógeno renovable al año, que irá destinado a la fabricación de fertilizantes.

En el marco de presentación del emprendimiento Agustín Delgado, Director de innovación de Iberdrola, comentó que la energía que utilice la planta provendrá de un parque fotovoltaico de 100 MW a unos 9 KM de distancia.

“No siempre tenemos sol, por lo tanto, para suministrar a la planta durante más tiempo contamos con un sistema de baterías de 20 MWh para alargar la energía de la planta”, comentó el directivo.

Asimismo destacó que la generadora cuenta con 11 tanques de almacenamiento, con una capacidad de hidrógeno suficiente para alimentar durante dos días a la planta de Fertiberia, fabricante del fertilizante.

Remarcando la importancia de una autosuficiencia energética en España, Delgado señaló: “El sistema energético en España no es sostenible, gastamos 43 mil millones de euros al año en compras al exterior de combustible”.

Nerea Bartolomé, ingeniera de proyectos de hidrógeno de Iberdrola, mencionó que el valor que el hidrógeno puede tener en la industria alta temperatura y en el sector de la movilidad. “Allí donde las baterías no alcanzan, tenemos el hidrógeno como alternativa”, subrayó.

Siguiendo esta línea, Ignacio Galán, Presidente y Consejero delegado de Iberdrola, aseguró que la instalación de esta planta es parte de un proyecto ambicioso, en el que planean invertir más de 2 mil millones de euros.

El ejecutivo también recordó la presentación en Toledo, Guadalajara, de una planta de electrolizadores, llevada a cabo por la empresa estadounidense Cummins, asociados con la empresa española.

“Seremos el prototipo de empresa que pueda tener sus fertilizantes libres de emisiones gracias al sol en lugar de estar dependiendo del gas natural, importado de terceros países”, indicó Galán.

Por su parte el Director industrial de Fertiberia, David Herrero señaló que para el 2050 se espera un aumento cercano al 40% en el consumo de fertilizantes, debido a la demanda alimenticia de una población creciente.

La empresa española fundada en 1966 será la receptora de la producción de hidrógeno verde de la planta. “Necesitamos visión, coraje y apoyo institucional a partes iguales para una transformación de nuestras capacidades industriales”, apuntó Herrero.

Asimismo recalcó que este proyecto sienta las bases para una mayor independencia, utilizando energías limpias y autóctonas. 

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El CEO de Fortescue pidió al Gobierno de Argentina acelerar una «Ley de Hidrógeno Verde»

En el marco de la Conferencia de Hidrógeno Verde, celebrada en la ciudad de Barcelona por la Green Hydrogen Organization, Dr. Andrew Forrest AO, Chairman y fundador de Fortescue Future Industries, junto con su CEO Julie Shuttleworth y el Presidente para Latinoamérica Agustin Pichot, se reunió con el ministro de Desarrollo Productivo de la Nación Argentina, Matías Kulfas, y con la gobernadora de la Provincia de Río Negro, Arabela Carreras.

En dicha reunión, Andrew Forrest AO compartió los avances de la compañía en relación con el Proyecto “Pampas” a desarrollarse de la Provincia de Río Negro, y remarcó la importancia de la creación de una Ley de Hidrógeno en Argentina que brinde un marco regulatorio al desarrollo de esta incipiente industria.

Asimismo, Andrew Forrest AO ratificó la necesidad de colaboración, facilitación y compromiso de las autoridades provinciales y nacionales para que el Proyecto de FFI sea una realidad. La creación de una ley permitirá la definición de lineamientos para el desarrollo de la industria del Hidrógeno Verde en el país y permitirá a FFI colaborar con las ambiciones de descarbonización de la Argentina, la región y el mundo.

Desde los anuncios realizados en la Cumbre de Cambio Climático de Glasgow (COP26), Fortescue ha presentado a la Provincia de Río Negro su propuesta de iniciativa privada para el desarrollo del proyecto de generación de energía eléctrica renovable para abastecer una planta productora de hidrógeno verde y sus derivados. Dicha propuesta fue aprobada por unanimidad por la legislatura de la provincia el pasado 20 de abril.

Actualmente, el Proyecto se encuentra en una etapa de prefactibilidad que definirá su viabilidad. En esta etapa inicial del proyecto, FFI está ejecutando los Estudios de Impacto Ambiental y Social en el marco de la Ley Provincial N° 3266, cuyo objetivo es resguardar los recursos naturales dentro de un esquema de desarrollo sustentable.

FFI posee un gran compromiso con el empoderamiento de las comunidades y buscará en todas las etapas del proyecto brindar beneficios económicos y sociales positivos, empleos, capacitación y desarrollo de habilidades. A su vez, FFI reconoce y valora la biodiversidad única de las regiones en las que opera y asume el compromiso de salvaguardar tal biodiversidad a través de una gestión ambiental responsable.

FFI se encuentra a disposición de las autoridades argentinas para colaborar en la creación de una Ley de Hidrógeno y de esta manera poder hacer del proyecto una realidad en la provincia de Río Negro.

FFI y el desarrollo de tecnología

A nivel global, Fortescue está trabajando en el desarrollo de tecnología para la industria del hidrógeno verde. En ese sentido, Fortescue ha adquirido Williams Advanced Engineering, una empresa de tecnología e ingeniería líder en el mundo reconocida por sus proyectos innovadores en electrificación y sistemas de baterías de alto rendimiento. Esta asociación también permitirá a Fortescue convertirse en un actor importante en el creciente mercado mundial de equipos de transporte industrial ecológicos.

Asimismo, Fortescue ha comenzado la construcción de la instalación de electrolizadores más grande del mundo en Gladstone, Queensland. La fabricación de electrolizadores es vital para la producción de hidrógeno verde que permitirá descarbonizar sectores difíciles de reducir, como el transporte pesado, el transporte marítimo, la aviación y la industria.

En este marco, en el mes de abril, los líderes del equipo tecnológico de FFI, Michael Dolan, Director de Ciencia y Tecnología, y Stan Knez, Líder del FFI Technology Hub visitaron las provincias argentinas de Río Negro y Mendoza. El propósito de su visita fue visibilizar el trabajo que realiza Fortescue a nivel global para el desarrollo de la tecnología necesaria para producir hidrógeno verde y promover alianzas con las comunidades científicas locales.

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La VII Semana de la Energía abordará la seguridad energética y las transiciones energéticas justas en Latinoamérica y el Caribe

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

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

De esta manera retomamos con fuerza la modalidad presencial y se continúa fortaleciendo este tipo de canales en el ámbito de discusión del sector energético.

En su VII edición, la Semana de la Energía se llevará a cabo del 12 al 16 de diciembre del 2022 en la ciudad de Panamá. Es organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), la Secretaría de Energía de Panamá y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), con la colaboración de EnergyNet.

La VII Semana de la Energía constituye una plataforma de referencia para impulsar las oportunidades para el sector en medio de las actuales circunstancias geopolíticas.

Se centrará en las siguientes áreas claves:

– Innovación en el sector energético
– Desarrollo energético sostenible: acceso a la energía, eficiencia energética, renovabilidad
– Género y energía
– Seguridad energética
– Integración energética

Adicionalmente se desarrollarán:

– Diálogo inter-agencias
– LVIII Junta de Expertos
– LII Reunión de Ministros con el Diálogo Político Ministerial.

Este encuentro es motivo de orgullo y satisfacción para sus organizadores, ya que cuenta con una gran aceptación en el sector. Los resultados han demostrado que la Semana de la Energía es el principal espacio sectorial de la región reuniendo a gobiernos, empresas, academia y agencias internacionales.

Las últimas ediciones efectuadas en modalidad virtual (2020 y 2021) tuvieron un gran impacto en la comunidad del sector energía. Se contó con 2.121 inscriptos580 asistentes conectados por sesión a través de distintas plataformas, con un total de 5.167 asistentes y la participación de 88 organismos.

En el 2019 en Lima-Perú se desarrolló la IV edición de la Semana de la Energía de manera presencial, la cual congregó a 2173 participantes entre representantes de gobiernos, organismos internacionales, conferencistas, panelistas y miembros de la academia, junto a 56 empresas. Fueron 20 delegaciones oficiales de Países Miembros de Olade las que se dieron cita en la XLIX Reunión de Ministros.

Estos resultados motivan y comprometen cada vez más a realizar este tipo de eventos en beneficio de la región.

La VII Semana de la Energía contará con la presencia de los representantes de los gobiernos de los 27 Países Miembros de Olade, así como la participación de referentes del sector energético.

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Acelerar las renovables: Cómo es el ambicioso plan que presentó Europa para dejar el gas ruso

La Comisión Europea (CE) presentó ayer el Plan REPowerEU, una respuesta a las dificultades y la interrupción del mercado energético mundial causadas por la invasión rusa a Ucrania.

Desde la entidad sostienen que “hay una doble urgencia para transformar el sistema energético de Europa: acabar con la dependencia de la UE de los combustibles fósiles rusos, que se utilizan como arma económica y política y cuestan a los contribuyentes europeos casi 100.000 millones de euros al año, y abordar la crisis climática”.

“Al actuar como bloque, Europa puede eliminar gradualmente su dependencia de los combustibles fósiles rusos más rápido. El 85% de los europeos cree que la UE debería reducir su dependencia del gas y el petróleo rusos lo antes posible para apoyar a Ucrania”, aseguran desde la CE.

Las medidas del Plan REPowerEU pueden responder a esta ambición, a través del ahorro de energía, diversificación del suministro de energía y despliegue acelerado de energía renovable para reemplazar los combustibles fósiles en los hogares, la industria y la generación de energía.

La Comisión propone aumentar el objetivo principal para 2030 de energías renovables del 40 % al 45 % en el marco del paquete Fit for 55. Establecer esta mayor ambición general creará el marco para otras iniciativas, que incluyen:

Una estrategia solar de la UE dedicada a duplicar la capacidad solar fotovoltaica para 2025 e instalar 600 GW para 2030.

-Una iniciativa de tejados solares con una obligación legal gradual de instalar paneles solares en nuevos edificios públicos y comerciales y nuevos edificios residenciales.

-Duplicación de la tasa de despliegue de bombas de calor y medidas para integrar la energía geotérmica y solar térmica en los sistemas de calefacción comunitarios y de distrito modernizados.

-Una recomendación de la Comisión para hacer frente a la tramitación lenta y compleja de grandes proyectos de energías renovables, y una modificación específica de la Directiva sobre energías renovables para reconocer las energías renovables como un interés público primordial.

Los Estados miembros deben establecer áreas de acceso específicas para las energías renovables con procesos de autorización abreviados y simplificados en áreas con menores riesgos ambientales.

Para ayudar a identificar rápidamente tales áreas de «ir a», la Comisión está poniendo a disposición conjuntos de datos sobre áreas ambientalmente sensibles como parte de su herramienta de mapeo digital para datos geográficos relacionados con la energía, la industria y la infraestructura.

-Establecer un objetivo de 10 millones de toneladas de producción local de hidrógeno renovable y 10 millones de toneladas de importaciones para 2030, para reemplazar el gas natural, el carbón y el petróleo en industrias y sectores de transporte difíciles de descarbonizar.

Para acelerar el mercado del hidrógeno, los colegisladores deberían acordar mayores subobjetivos para sectores específicos.

La Comisión también está publicando dos Actos Delegados sobre la definición y producción de hidrógeno renovable para garantizar que la producción conduzca a la descarbonización neta. Para acelerar los proyectos de hidrógeno, se reserva una financiación adicional de 200 millones de euros para la investigación, y la Comisión se compromete a completar la evaluación de los primeros Proyectos Importantes de Interés Común Europeo para el verano.

-Un Plan de Acción de Biometano establece herramientas que incluyen una nueva asociación industrial de biometano e incentivos financieros para aumentar la producción a 35 bcm para 2030, incluso a través de la Política Agrícola Común.

Reducir el consumo de combustibles fósiles en la industria y el transporte

Reemplazar el carbón, el petróleo y el gas natural en los procesos industriales reducirá las emisiones de gases de efecto invernadero y fortalecerá la seguridad y la competitividad.

El ahorro de energía, la eficiencia, la sustitución de combustibles, la electrificación y una mayor absorción de hidrógeno renovable, biogás y biometano por parte de la industria podrían ahorrar hasta 35 bcm de gas natural para 2030 además de lo previsto en las propuestas Fit for 55.

La Comisión pondrá en marcha contratos de carbono por diferencia para apoyar la adopción de hidrógeno verde por parte de la industria y la financiación específica para REPowerEU en el marco del Fondo de Innovación, utilizando los ingresos del comercio de emisiones para apoyar aún más el abandono de la dependencia rusa de los combustibles fósiles.

La Comisión también está dando orientación sobre las energías renovables y los acuerdos de compra de energía y proporcionará un servicio de asesoramiento técnico con el Banco Europeo de Inversiones.

Para mantener y recuperar el liderazgo tecnológico e industrial en áreas como la solar y el hidrógeno, y para apoyar a la mano de obra, la Comisión propone establecer una Alianza de la Industria Solar de la UE y una asociación de habilidades a gran escala. La Comisión también intensificará el trabajo sobre el suministro de materias primas críticas y preparará una propuesta legislativa.

Para mejorar el ahorro y la eficiencia energética en el sector del transporte y acelerar la transición hacia vehículos de emisión cero, la Comisión presentará un paquete de transporte de mercancías ecológico, con el objetivo de aumentar significativamente la eficiencia energética en el sector, y considerará una iniciativa legislativa para aumentar la proporción de vehículos de cero emisiones en flotas de automóviles públicas y corporativas por encima de cierto tamaño.

La Comunicación sobre el ahorro de energía de la UE también incluye muchas recomendaciones para ciudades, regiones y autoridades nacionales que pueden contribuir de manera efectiva a la sustitución de combustibles fósiles en el sector del transporte.

Ahorrar energía

El ahorro de energía es la forma más rápida y económica de abordar la crisis energética actual y reducir las facturas. La Comisión propone mejorar las medidas de eficiencia energética a largo plazo, incluido un aumento del 9 % al 13 % del objetivo vinculante de eficiencia energética en el marco del paquete «Apto para 55» de la legislación del Pacto Verde Europeo.

Ahorrar energía ahora nos ayudará a prepararnos para los posibles desafíos del próximo invierno. Por lo tanto, la Comisión también ayer una ‘Comunicación de ahorro de energía de la UE’ que detalla los cambios de comportamiento a corto plazo que podrían reducir la demanda de gas y petróleo en un 5% y anima a los Estados miembros a iniciar campañas de comunicación específicas dirigidas a los hogares y la industria.

También se impulsa a los Estados miembros a utilizar medidas fiscales para fomentar el ahorro de energía, como tasas reducidas de IVA en sistemas de calefacción eficientes energéticamente, aislamiento de edificios y electrodomésticos y productos.

La Comisión también establece medidas de contingencia en caso de una interrupción grave del suministro, y emitirá orientación sobre los criterios de priorización para los clientes y facilitará un plan coordinado de reducción de la demanda de la UE.

Inversión inteligente

Cumplir los objetivos de REPowerEU requiere una inversión adicional de 210 000 millones de euros de aquí a 2027. Se trata de un pago inicial a nuestra independencia y seguridad. Reducir las importaciones rusas de combustibles fósiles también puede ahorrarnos casi 100 000 millones de euros al año . Estas inversiones deben ser asumidas por el sector público y privado, ya nivel nacional, transfronterizo y de la UE.

Para apoyar a REPowerEU, ya hay disponibles 225 000 millones de euros en préstamos en el marco del RRF. La Comisión ha adoptado hoy legislación y orientaciones para los Estados miembros sobre cómo modificar y complementar sus PRR en el contexto de REPowerEU.

Además, la Comisión propone aumentar la dotación financiera del RRF con 20 000 millones de euros en subvenciones procedentes de la venta de derechos de emisión del Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la UE que actualmente se encuentran en la Reserva de Estabilidad del Mercado, que se subastarán de forma que no perturbe el mercado. Como tal, el ETS no solo reduce las emisiones y el uso de combustibles fósiles, sino que también recauda los fondos necesarios para lograr la independencia energética.

En el marco del actual MFP, la política de cohesión ya apoyará proyectos de descarbonización y transición ecológica con hasta 100 000 millones de euros invirtiendo en energías renovables, hidrógeno e infraestructura. Se podrían poner a disposición 26 900 millones EUR adicionales de los fondos de cohesión en forma de transferencias voluntarias al RRF.

Otros 7 500 millones de euros de la Política Agrícola Común también están disponibles a través de transferencias voluntarias al RRF. La Comisión duplicará la financiación disponible para la convocatoria a gran escala de 2022 del Fondo de Innovación este otoño hasta unos 3 000 millones EUR.

Las Redes Transeuropeas de Energía (RTE-E) han ayudado a crear una infraestructura de gas de la UE resistente e interconectada. Se necesita una infraestructura de gas adicional limitada, estimada en alrededor de 10 000 millones de euros de inversión, para complementar la Lista de Proyectos de Interés Común (PCI) existente y compensar por completo la pérdida futura de las importaciones de gas ruso.

Las necesidades de sustitución de la próxima década se pueden satisfacer sin bloquear los combustibles fósiles, crear activos varados u obstaculizar nuestras ambiciones climáticas. Acelerar los PCI de electricidad también será fundamental para adaptar la red eléctrica a nuestras necesidades futuras. El Mecanismo Conectar Europa apoyará esto, y la Comisión lanza hoy una nueva convocatoria de propuestas con un presupuesto de 800 millones de euros., con otro a seguir a principios de 2023.

Fondo

El 8 de marzo de 2022, la Comisión propuso el esbozo de un plan para lograr que Europa sea independiente de los combustibles fósiles rusos mucho antes de 2030, a la luz de la invasión rusa de Ucrania.

En el Consejo Europeo de los días 24 y 25 de marzo, los líderes de la UE acordaron este objetivo y pidieron a la Comisión que presente el Plan REPowerEU detallado que se ha adoptado hoy. Las recientes interrupciones del suministro de gas a Bulgaria y Polonia demuestran la urgencia de abordar la falta de fiabilidad del suministro energético ruso.

La Comisión ha adoptado 5 paquetes de sanciones de gran alcance y sin precedentes en respuesta a los actos de agresión de Rusia contra la integridad territorial de Ucrania y las crecientes atrocidades contra los civiles y las ciudades ucranianas. Las importaciones de carbón ya están cubiertas por el régimen de sanciones y la Comisión ha presentado propuestas para eliminar el petróleo antes de fin de año, que ahora están siendo discutidas por los Estados miembros.

El Pacto Verde Europeo es el plan de crecimiento a largo plazo de la UE para hacer que Europa sea climáticamente neutra para 2050. Este objetivo está consagrado en la Ley Climática Europea, así como el compromiso jurídicamente vinculante de reducir las emisiones netas de gases de efecto invernadero en al menos un 55 % para 2030, en comparación con los niveles de 1990.

La Comisión presentó su paquete de legislación «Apto para 55» en julio de 2021 para implementar estos objetivos; estas propuestas ya reducirían nuestro consumo de gas en un 30 % para 2030, y más de un tercio de dicho ahorro provendría del cumplimiento del objetivo de eficiencia energética de la UE.

El 25 de enero de 2021, el Consejo Europeo invitó a la Comisión y al Alto Representante a preparar una nueva Estrategia Energética Exterior.

La Estrategia vincula la seguridad energética con la transición global a la energía limpia a través de la política y la diplomacia energética externa, respondiendo a la crisis energética creada por la invasión rusa de Ucrania y la amenaza existencial del cambio climático.

La UE seguirá apoyando la seguridad energética y la transición ecológica de Ucrania, Moldavia y los países socios de su vecindad inmediata. La Estrategia reconoce que la invasión de Ucrania por parte de Rusia tiene un impacto global en los mercados energéticos, afectando en particular a los países socios en desarrollo. La UE seguirá proporcionando apoyo para una energía segura, sostenible y asequible en todo el mundo.

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Uruguay lanza un nuevo fondo para fomentar energías renovables

Este nuevo fondo nace tras más de un año desde que Uruguay fuera seleccionado por la Organización de las Naciones Unidas (ONUDI) como uno de los cuatro países del mundo que recibiría diez millones de dólares no reembolsables a modo de financiamiento por parte del Fondo Conjunto de Naciones Unidas para cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). 

De este modo, el país avanza hacia una segunda transformación energética y la posible reactivación de contratos renovables, además que se afianza el compromiso de cumplir con las metas de descarbonización mediante la contribución de un programa de financiamiento “innovador”.

“Este fondo es único. El mundo mira a Uruguay y a esta experiencia. Es un proyecto que va a servir de ejemplo para todos. Es una nueva forma de hacer negocios», sostuvo Pablo Ruiz Hiebra, Coordinador de la ONU en Uruguay, durante el lanzamiento de RIEF. 

Mientras que Omar Paganini, Ministro de Industria, Energía y Minería del país, manifestó que “el mundo avanza hacia la generación de infraestructura, tecnología e innovación para la transición energética”. 

“Esperamos que esto traiga beneficios ambientales, económicos, pero también generación de empleo. Todo esto está tomado en cuenta en este instrumento», agregó. 

Justamente uno de los puntales del apoyo económico de la ONUDI se basaba en la búsqueda de desarrollos de movilidad sustentable e innovación tecnológica, tales como hidrógeno verde y almacenamiento, o la propia generación de medidas y ayudas para desarrollar aún más las renovables en el país, en el marco de la Agenda 2030. 

E incluso, desde abril del 2021, el Director Nacional de Energía del MIEM, Fitzgerald Cantero Piali, le confesó a Energía Estratégica que se esperaba que los fondos sirvan para que el sector privado que se embarque en este tipo de proyectos, pueda acceder al sistema financiero con tasa cero o con créditos muy blandos. 

Y cabe recordar que hace menos de dos meses, el gobierno uruguayo lanzó el Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde, con el que fomentará los primeros emprendimientos para la construcción, producción y uso del H2V y sus derivados a partir de proyectos de una escala mínima de 1,5 MW de capacidad nominal del electrolizador. 

Dicho programa incluirá un apoyo monetario de hasta USD 10.000.000 no reembolsables que será adjudicado y distribuido en un plazo no superior a diez años, en partidas anuales e iguales, desde el inicio de la operación de la planta. En tanto que el pago estará asociado al cumplimiento de hitos.

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Greenyellow pone el acento para fotovoltaica y eficiencia en centros comerciales en Colombia

En los últimos años, inversionistas, desarrolladores y operadores de centros comerciales han mostrado un creciente interés por medir su consumo de energía, optimizarlo y hacerlo más eficiente, no sólo para generar ahorros económicos, sino también porque en el ámbito ambiental el tema cobra más relevancia por lo que la compañía francesa Greenyellow ha sido el gran aliado para sus proyectos de eficiencia energética y energía solar.

Implementando medidas que reducen la huella medioambiental como, por ejemplo, la potenciación de la luz natural y los espacios verdes, el uso de energías renovables y la iluminación eficiente. Han apuntado que sea su nuevo compromiso. 

A la fecha, Greenyellow Colombia ha construido 15.622 paneles en los 14 proyectos en centros comerciales en departamentos como Cundinamarca, Sucre, Antioquia, Meta, Atlántico, Boyacá y la Guajira y su equivalencia en arboles sembrados es de 22.219.

Primera planta de energía solar para autoconsumo en Sopó

Contribuyendo a la mitigación del cambio climático y al 25% reducción del costo anual de energía en el centro comercial Premium Outlet Arauco Sopó se dio a funcionamiento su planta de energía solar instalada sobre suelo con una Capacidad instalada de 55.8 kWp en un área de casi 500 m2. Para Parque Arauco este proyecto es uno de los más importante por ser el primero en los activos de la división en Colombia.

Ecosistema de ahorro sostenible en un Centro Comercial 

Los centros comerciales tienen un potencial de acciones sostenibles, debido a que su operación es prolongada en el tiempo y que a su vez le permite reducir sus gastos energéticos.  

Un ejemplo de la construcción de este ecosistema es el Centro Comercial Panorama en Barranquilla que, durante los últimos tres años, ha intervenido algunos de sus sistemas para ofrecer un mejor confort a sus visitantes y con ellos reducir su gasto energético y con ello reducir sus emisiones de CO2.  

Estas acciones han involucrado la implementación de fuentes limpias de energía con proyectos fotovoltaicos e intervención de sus sistemas de aire acondicionado, que le han permitidos al centro comercial prevenir la emisión de 953,3 toneladas de CO2 al año, equivalente 1,6 hectáreas de árboles plantados necesarios para la absorción de dicho gas. 

En el 2019, el centro comercial implemento sobre su cubierta, a través de su supermercado ancla, una planta solar con una capacidad instalada de 518,3 kWp y actualmente genera 706 MWh/año y cubre el 30% del consumo del supermercado.  

Esta estrategia que se complementó a finales del 2021, con la construcción del carport solar más grande, instalado hasta la fecha, sobre el parqueadero de un centro comercial, con una capacidad instalada de 256,62 kWp.  

Para esta hazaña, se instalaron 546 paneles solares sobre una estructura, que hoy ocupa 1226 m2 del parqueadero del centro comercial y hoy brinda sombra y protege a los vehículos de los visitantes sobre las inclemencias del sol caribe, y aún mejor, es aprovechado para la generación de 415,43 MWh/año de energía limpia, la cual está siendo inyectada a las instalaciones de Panorama, cubriendo más del 39% del consumo energético del establecimiento.  

“Con estas estrategias el Centro Comercial Panorama ha logrado convertirse en uno de los abanderados en la optimización de su recurso energético, que se traduce en la reducción de sus emisiones de CO2, insertándose en los acuerdos de París o el Protocolo de Montreal que buscan reducir las emisiones de este gas en la lucha contra el cambio climático” concluyó Rafael Pareja director Fotovoltaico de GreenYellow.  

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La próxima semana presentarán al Gobierno una hoja de ruta del hidrógeno en México

La Asociación Mexicana de Hidrógeno presentará una hoja de ruta del H2 en el Congreso durante el transcurso de la semana que viene, en la que se analizarán las barreras de entrada para la implementación de producción de dicho vector energético, retos y oportunidades para México. 

Israel Hurtado, presidente de la entidad que nuclea a 45 empresas del sector energético del país, confirmó en un evento internacional sobre hidrógeno que ya está todo encaminado para llevar la propuesta al Poder Legislativo, pocas semanas después de la fecha que había mencionado anteriormente en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. 

En aquel entonces, había dicho que para alcanzar este documento se trabajaba con una consultora internacional, con tal de detonar la industria del H2V en México, de manera organizada y eficiente.

Y según pudo averiguar este portal de noticias, dentro de los hallazgos más importantes de la hoja de ruta se destaca una posible demanda de, al menos, 2,700 kilotoneladas para el 2050, lo que apalancaría las ventajas competitivas del país en materia de exportación. 

Mientras que para satisfacer dicha demanda estimada, se requeriría la instalación de 80 GW de capacidad renovable y 51 GW de electrólisis, equivalente a una inversión total de 60 mil millones de dólares entre 2025 y 2050.

De este modo, la industria de hidrógeno verde podría reducir más de 50 millones de toneladas de gases de efecto invernadero al 2050, “que representa una reducción del 14% comparado con el año base 2019”, según detallaron las fuentes cercanas a Energía Estratégica. 

Y cabe recordar que en México existen alrededor de 200 centrales renovables en operación a gran escala – más de 14 GW instalados -, por lo que se espera que en el corto plazo se puedan producir dicho vector energético. 

Aunque, para ello, desde la Asociación Mexicana de Hidrógeno ya manifestaron que uno de los principales temas a resolver es la necesidad de trabajar en Normas Oficiales Mexicanas (NOM) o regulaciones correspondientes, dado que podrían ser una barrera de entrada en el comienzo y también a considerar para el futuro. 

Por lo que, Israel Hurtado insistió en la importancia de generar diálogo con los principales actores del sector, tanto aquellos consumidores del hidrógeno como productores, y los invitó a dialogar y que conozcan “lo que se debe hacer en materia de H2V, de descarbonización, de los Objetivos de Desarrollo Sostenible y del camino net-zero”. 

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Puerto Rico: Exigir rango de precios atentaría contra la construcción de nuevos proyectos renovables

La Junta de Control Fiscal establece unos rangos de precios para proyectos de energías renovables que irían en detrimento de nuevas inversiones en el sector. 

La medida se remonta tiempo atrás y se han ido actualizando los valores en base al Plan Fiscal de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) sin contemplar crisis globales, cambios macroeconómicos locales, así como la deuda que aún mantiene la empresa estatal y que dificultan sujetar el LCOE de proyectos con distintas características a cifras prestablecidas dentro de un año fiscal.

Desde la perspectiva de desarrolladores y generadores renovables se les debe permitir trasladar a sus proyectos esos “riesgos” que se atraviesan en el escenario actual y que terminarán por generar precios distintos y, en general más altos -dependiendo la tecnología, escala, ubicación, etc- que aquellos propuestos en el rango entre USD 80 y USD 105 MWh.

Desde la Asociación de Productores de Energía Renovable de Puerto Rico (APER) advierten que en 2021 “por primera vez en más de dos décadas, el costo de los proyectos solares instalados y, por lo tanto, de la energía solar, es más alto que el año anterior y se espera que dichos costos aumenten en el futuro”.

Aquello no es especulación, sino todo lo contrario y se lo advierte para evitar aquellas prácticas en específico dentro de las convocatorias a Solicitud de propuestas (RFP) que están en marcha, argumentando la necesidad de no fijar rangos de precios porque los preestablecidos imposibilitarían la construcción de los proyectos considerando, por ejemplo, las alzas en toda la cadena de suministro.  

En específico, aseguran que el índice de precios al productor de la Oficina de Estadísticas Laborales de EE. UU. (WPU10) demuestra un aumento general en los precios de las materias primas del 53% para metales y productos metálicos, y los costos de todos los materiales necesarios para la fabricación de paneles solares también han aumentado dramáticamente.

Los impulsores más significativos son un aumento de más del 300 % en el costo del polisilicio y un aumento de más del 60 % en el costo del cobre y el aluminio que afectan directamente el costo de los paneles solares, racks, inversores, interruptores e infraestructura de interconexión.

Los costos de envío globales también aumentaron aproximadamente 6 veces, lo que resultó en un aumento de $ 0,005 por Wp a $ 0,03 por Wp.

Por ello, desde la APER indicaron en su carta a la AEE que: “Estos aumentos de costos son bien conocidos y están impactando los mercados de energía renovable en todo el mundo y particularmente en Puerto Rico. Estos aumentos de costos son una realidad del mercado actual, fuera del control de los proponentes, la AEE, el NEPR, la JSAF o el gobierno de Puerto Rico”.

Por carta empresarios cuestionaron a las autoridades tope de USD 105 para renovables en Puerto Rico

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Basualdo: “Argentina tiene un crecimiento exponencial en renovables y una potencialidad excepcional en solar y eólica”

Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación participó del evento “Mesa Redonda sobre Energía”, organizado por el Institute of the Americas junto al Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE) en el Alvear Palace Hotel.

Allí, el subsecretario disertó en la jornada sobre Transición Energética, encabezando el panel “Creando las condiciones necesarias para una transición energética sostenida”, junto a la secretaria de Provincias del Ministerio del Interior, Silvina Batakis.

Y durante su alocución, Basualdo afirmó que “Argentina tiene un crecimiento exponencial en energías renovables y una potencialidad excepcional en solar y eólica”.

«Además de la repotenciación proyectada de las centrales hidroeléctricas, que aportan potencia y energía limpia al Sistema, en el corto plazo estamos impulsando los mercados eléctricos regionales para la incorporación de energías renovables en cada región del país. Así vamos a aprovechar la capacidad remanente de transporte, y reemplazar generación diésel costosa y contaminante por generación limpia y competitiva», agregó.

Por último, el subsecretario resaltó “estamos reactivando y finalizando obras para ampliar la capacidad de transporte en 500 kV, limitada por la falta de inversiones de la gestión anterior».

«Además, vamos a licitar el Plan Federal 3, con una inversión de 1.200 millones de dólares, y el Plan AMBA I, para reforzar el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires con una inversión de 1.000 millones de dólares”, concluyó el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación.

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Acolgen solicita que la próxima gestión de Colombia impulse la Ley de Consultas Previas

Este 29 de mayo, los colombianos y colombianas se dirigirán a las urnas para elegir al próximo presidente de la República.

La asociación de generadores, Acolgen, ha conversado con el equipo de Energía de los tres principales candidatos a la presidencia: Sergio Fajardo, del Centro Esperanza; Gustavo Petro, candidato del Pacto Histórico; y Federico Gutiérrez, referente del Equipo por Colombia.

“Las tres tienen muchos puntos en común, están buscando seguir el camino de ampliar la penetración de nuevas energías a la matriz, lo cual nosotros vemos con tranquilidad, aunque siempre hemos dicho que tiene que haber un equilibrio entre la entrada de estas nuevas energías y la confiabilidad de los precios”, expresó Natalia Gutiérrez, Presidente de Acolgen.

Durante una entrevista brindada al medio La República, la dirigente hizo referencia a uno de los temas del momento: La promoción de una Ley de Consultas Previas.

“No tener una normativa ha sido una gran dificultad para poder tener clara las reglas de juego y, definitivamente, se están atrasando los proyectos. Se están atrasando las líneas y este es uno de los llamados que le estamos haciendo al nuevo Gobierno: Por favor, saquen adelante la Ley de Consulta Previa. No podemos seguir sólo con los fallos de la Corte Constitucional”, sostuvo.

Y aseveró: “Las reglas claras son importantes para todos: Para las comunidades y para las empresas, que puedan asumir compromisos y tiempos. Vemos que esto genera mucha incertidumbre para la realización de nuevos proyectos”.

Gutiérrez explicó que desde la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) han mejorado mucho en la expedición de certificaciones ambientales, pero que el cuello de botella sigue siendo la posibilidad de acuerdos entre empresas y comunidades por el uso de los terrenos.

“Lo que permite la Ley de Consultas Previas es generar beneficios de ambos lados, ponerle tiempos y montos a estos compromisos y resolver situaciones que a veces se presentan desafortunadamente en las regiones y es que las mismas comunidades son secuestradas por agitadores profesionales, que se dedican a volver un negocio las consultas y eso no nos puede pasar”, advirtió.

En esa línea, la ejecutiva de la entidad de generadores expresó: “De La Guajira esperamos que entren 3.000 MW de nueva energía eólica y solar”.

Recordó que en la subasta del 2019 se adjudicaron más de 1.000 MW eólicos en esa región, pero por no poder avanzar en consultas previas podría suceder que los proyectos se pongan en marcha pero que no tengan la infraestructura de despacho.

La Colectora, que es la línea que despachará la energía de 550 MW de esos emprendimientos eólicos, tiene que tener el visto bueno de más de 200 comunidades indígenas. Según Gutiérrez, lo ha alcanzado con el 60%, pero aún resta un 40%.

Para la directiva, una Ley provocaría un proceso virtuoso. “Las inversiones en este sector generan unos encadenamientos productivos fundamentales en las regiones, motivando toda una economía alrededor de estos proyectos que, si no logramos consolidarlos, no solo vamos a tener problemas de entregar energía sino con la tarea pendiente de hacer proyectos de infraestructura”, observó.

Eólica marina e hidrógeno

Por otra parte, la Presidente de Acolgen expresó que el lanzamiento de la hoja de ruta eólica marina y la del hidrógeno “son señales muy importantes de políticas públicas para que se puedan desarrollar proyectos pilotos y se prueben estas tecnologías”.

Observó que aun el precio de los emprendimientos para generar energía “son todavía bastante costosas”, pero que los pilotos y la depreciación de las tecnologías “en el largo plazo generarán complementariedad eficiente en nuestra matriz”.

“Con los proyectos piloto podremos aprender estas mejores prácticas para luego tener un despliegue masivo de estas tecnologías en la red”, confió Gutiérrez.

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Uruguay premia el uso de calentadores solares y paneles fotovoltaicos para autoconsumo

Uruguay continúa en el camino de la transición energética y sigue fomentando iniciativas para descarbonizar aún más la matriz y consumir menos energía proveniente de fuentes contaminantes.

Es por ello que el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay lanzó una nueva convocatoria de Certificados de Eficiencia Energética (CEE) para reconocer a aquellos usuarios que hayan implementado soluciones de eficiencia energética en el último tiempo. 

De este modo, se busca dar un reconocimiento económico entre 7% y 30% de la inversión realizada, en función de los ahorros de energía en la vida útil de las medidas utilizadas. 

Las postulaciones valdrán para aquellas esquemas y equipos puestos en práctica de manera exitosa de todos los sectores de la actividad productiva y del segmento residencial, entre las que se encuentra la instalación de paneles solares térmicos y módulos fotovoltaicos para autoconsumo, entre otras. 

Esta medida del gobierno uruguayo se enmarca dentro de la Ley N° 18597, (ley de uso eficiente de la energía), promulgada en 2009 y del Plan Nacional de Eficiencia Energética 2015 – 2024, que tiene por objetivo alcanzar una meta de energía evitada de 1690 kilotoneladas de petróleo (ktep). 

Y dentro de esa estrategia, se prevé que tener instalados, al final de período considerado, “algo más de 150000 m2 de colectores solares térmicos”, más de la mitad de ellos en el Sector Residencial, representando cerca de 50000 instalaciones familiares.

Los interesados a acceder a los Certificados de Eficiencia Energética, podrán postularse de dos formas: para medidas estandarizadas y otra para medidas no estandarizadas, siempre y cuando que, al momento de la postulación los equipos tengan mínimo un año de uso y máximo dos.

En la medida estandarizada corresponde a los ahorros de energía acotados – hasta 100 toneladas de petróleo en la vida útil -, pre-calculados y certificados por el MIEM. Y a modo de referencia, 100 tep de ahorros de energía equivalen a 90 paneles solares térmicos y 35 kW de paneles fotovoltaicos, por ejemplo. 

Mientras que la postulación de medidas no estandarizadas se trata del mecanismo habitual de aplicación a la herramienta, y para todos los casos cuyos ahorros de energía superen las 100 tep. y que hayan comenzado a operar entre el 01/07/2020 y el 30/06/2021. 

Para postularse se deberán certificar los ahorros de energía generados con un Agente Certificador de Ahorros de Energía registrado en el MIEM, y cumplir con los demás requisitos exigidos en la convocatoria. En tanto que la fecha límite para presentarse es hasta el 22/07/2022.

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Galicia elabora una agenda energética para desarrollar polo de energías renovables

Galicia es la segunda región española con más generación eléctrica renovable del país con un 74% del total, detrás de Castilla y León. 

La Directora General de Planificación Energética y Recursos Naturales de la comunidad, Paula Uría, comenta que se está elaborando una agenda energética, con vistas al 2050. «Fue presentada recientemente al comité de energía”, comenta la funcionaria.

“Queremos posicionarnos como un polo energético innovador dirigido a la eólica marina y almacenamiento energético. Creemos que tenemos el potencial y la capacidad para consolidarnos como una zona puntera en este sector.”, asegura Uría.

En este sentido destaca a la energía eólica como uno de los puntos de la comunidad autónoma: “El viento es el petróleo de Galicia”.

En las aguas entre Cedeira y Cariño, a 30 KM de A Coruña, la empresa BlueFloat construirá un parque eólico flotante con 80 generadores que alcanzará una potencia de 1,2 GW.

Durante el 2021 la comunidad gallega instaló cerca de 70 MW de potencia en proyectos eólicos, llegando a un total de 3,8 GW. Esto la ubica en el cuarto lugar de toda España.

Asimismo la directiva señala que desde la administración de Galicia trabajan para la integración de energías renovables no eléctricas: “Tenemos recursos estupendos en biomasa para la generación de energía térmica”.

Para fomentar proyectos que utilizan esta tecnología, se abrieron convocatorias para compañías que utilicen energías como la biomasa, aerotermia, geotermia, hidrotermia o termosolar. Estas ayudas tendrán un presupuesto de 6,1 millones de euros provenientes del Plan de Recuperación Transformación y Resiliencia.

En esta línea Uría destaca el apoyo del Gobierno de Galicia en el impulso de emprendimientos de gases renovables, destacando al hidrógeno verde como el principal vector energético del futuro.

“También estamos trabajando en proyectos de energía circular con la generación de biometano y la descarbonización de las redes de gas, a través de procesos de valorización de residuos para la biometanización”, remarca la funcionaria.

La Directora General de Planificación Energética recalca que es necesario “pisar el acelerador” para que no se pierdan las oportunidades en materia de renovables.

Críticas al PERTE

Por otro lado, Paula Uría menciona que hay muchos Planes del programa Proyectos Estratégicos para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE), pero no aún no tienen un impacto en el sector.

“Realmente no llega la ayuda todavía a las empresas para esos proyectos que los promotores quieren desarrollar. Falta regulación, seguridad para poder invertir y que se ponga encima de la mesa esa palanca de fondos europeos”, indica la funcionaria.

También advierte que “es necesario un marco regulatorio estable que de competitividad a las empresas. Esperamos que el Gobierno dé pasos para estabilizar la regulación en materia energética”.

Asimismo subraya que los fondos europeos Next Generation son una oportunidad importante y que deben servir como una palanca para consolidar proyectos industriales

 

 

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Empresas piden por la subasta de la energía eólica marina de España

En inicios del 2023 tendrá lugar la primera subasta que impulse el desarrollo de la eólica marina según el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Para referentes de los diferentes sectores que eligen esta tecnología para alcanzar el 42% de energías renovables hacia 2030 que exige el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). 

Aunque sostienen que la transición debe ser ordenada y a largo plazo, la soberanía energética y el avance en el mercado internacional de otros países preocupa a los inversionistas españoles. 

“Francia, Escocia, Alemania y Portugal ya están por la segunda subasta y nosotros estamos por los papeles”, sostuvo Beatriz Mato, Directora de Desarrollo Corporativo y Sostenibilidad de Greenalia, durante la Mesa redonda de Energías Renovables, organizada por El Español: La Galicia que viene.

Asimismo destacó que, particularmente aquí, se cuenta con el conocimiento, los puertos, la comunidad con más kilómetros de costa y el empuje de los promotores, y se pregunta: ¿por qué esperar si hay necesidad de acelerar al máximo?

Fue durante el evento del periódico que los integrantes de las compañías de renovables coincidieron en que el potencial que tiene esta región para aportar a la cadena de suministro de la eólica marina mantendría al país como líder en el mundo. 

“Desde el primer tornillo hasta el último lo podríamos hacer en España, incluso en Galicia”, afirmó Mato. 

Greenalia, Cobra, Ocean Winds, Blue Float, Iberdrola, Naturgy, Repsol, incluso referentes del panorama internacional como Equinor u Orsted, quieren instalar eólica marina en las costas españolas. 

Por su parte, Javier Monfort, Country manager de BlueFloat Energy en España se pregunta si llegarán a tiempo y revela un cierto temor de que, por impulsar la cadena de valor para el abastecimiento nacional, se pierdan de otros mercados. 

“En paralelo al marco normativo y el desarrollo de los parques comerciales, no sería una mala opción tener un marco para un proyecto de mostrador y estar listos a la proyección internacional”, agrega Monfort.

Como prueba de que existe demanda, muchos exponen la necesidad de reemplazar la capacidad fósil en los sectores industriales. 

De acuerdo a las empresas, los proyectos eólicos marinos cumplirán un papel fundamental en este sentido porque permitirá el acceso a aguas profundas para obtener una energía más predecible y con un perfil de generación que se adecúa a la exigencia industrial gracias a su carga base. 

 

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Por carta empresarios cuestionaron a las autoridades tope de USD 105 para renovables en Puerto Rico

La Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) remitió una carta al director ejecutivo de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) en la que solicitó que revisen las decisiones que impactan negativamente en la capacidad de construir y financiar nuevos proyectos renovables en Puerto Rico. 

El documento, que fue enviado vía e-mail ayer, lunes 16 de mayo del 2022, y al que tuvo acceso Energía Estratégica, expone los cambios abruptos que la AEE realizó en el medio del proceso del Request for Proposal (RFP) “Tranche 1”.

“Abandonando un mecanismo de descubrimiento de precios basado en el mercado, la AEE impuso unilateralmente, sin ningún análisis, justificación o explicación, un tope de precio de costo nivelado de energía (LCOE) de $105/MWh a los proponentes como condición para proceder en el Tramo 1 del proceso de RFP”, cuestionó la APER. 

Mediante la carta que lleva la firma de Julián Herencia, director ejecutivo de dicha asociación, se advierte que aquellos precios son “inalcanzables” dada la realidad actual del mercado. 

Inclusive enumeran nuevas variables que complican aún más el escenario y que sumados a la “arbitrariedad” de un LCOE máximo (precio impuesto por la AEE) hará que los desarrolladores no puedan financiar y construir proyectos. 

Inicialmente la APER indica que los aumentos en los costos de los proyectos se ven agravados por un aumento sin precedentes en las tasas de interés a largo plazo y el costo de capital asociado para los proyectos de EE. UU. Al respecto precisan que el rendimiento del Tesoro de EE. UU. a 30 años ha aumentado desde un mínimo en diciembre de 2021 de 1,69 % a 3,12 % al 10 de mayo de 2022, lo que representa un aumento de casi el 85 % en aproximadamente 5 meses. 

Así mismo, subraya que el hecho de que la AEE haya cancelado el RSA con sus Tenedores de Bonos y la Cámara de Representantes haya amenazado con cancelar el contrato de Luma, aumenta la incertidumbre y el costo de capital para proyectos con la AEE como contraparte. 

“La credibilidad de la AEE y de Puerto Rico como contraparte viable para proyectos de energía renovable está en entredicho”, sostienen. 

Además de estos problemas, rememora que en marzo de 2022 el Departamento de Comercio de EE. UU. inició una investigación sobre las denuncias de que los módulos producidos en el sudeste asiático se estaban utilizando para eludir los aranceles antidumping sobre las importaciones de China. Al respecto, subrayan que el riesgo implícito de la investigación representa un aumento adicional del 50 % al 250 % en los precios de los módulos, y una encuesta reciente de desarrolladores de energía solar muestra que cuatro quintas partes de las entregas de módulos informadas se han cancelado o retrasado. 

Por último, debido a la demora en la ejecución del contrato, señalan que será imposible que los desarrolladores califiquen para el crédito fiscal a la inversión (ITC, por sus siglas en inglés). 

“Solo una parte de los 18 proyectos seleccionados puede calificar para el 22 % de ITC en 2023 si se limitan los retrasos adicionales en la ejecución del contrato, mientras que el resto tendrá solo un beneficio de 10 % de ITC en 2024 o posteriormente. En otras palabras, una pérdida de beneficios del 8% ya realizada y una pérdida de beneficios potencial del 20% de los precios BAFO del Tramo 1”, incluye en su análisis. 

De allí es que APER solicita respetuosamente que la AEE ejerza su liderazgo para evitar esta potencial crisis, sugiriendo que la AEE:

De a conocer los resultados de sus análisis de mercado del costo estimado para construir proyectos de energía renovable en Puerto Rico, incluidos todos los insumos para sus cálculos de LCOE y un desglose de los costos de interconexión que estimó la AEE, a todas las partes interesadas relevantes, incluido el NEPR, el FOMB y aquellos desarrolladores que calificaron para el Tramo 1 RFP;
Convoque a una cumbre con los participantes de la RFP del Tramo 1, el NEPR y la JSAF, para una discusión abierta y franca sobre las condiciones actuales del mercado y la capacidad de construir y financiar estos proyectos bajo los aumentos de costos realizados y proyectados antes mencionados, junto con el precio por debajo del mercado. precios de PPA LCOE;
Proporcione una oportunidad adicional para presentar BAFO para todos los proponentes originales calificados del Tramo 1 que tendrán en cuenta los impactos inflacionarios y de la cadena de suministro discutidos en este documento; y
Verifique que su Plan Fiscal 2022 incluya dichos impactos inflacionarios y de la cadena de suministro discutidos aquí para reflejar la tendencia correcta de precios del mercado de PPOA renovables.

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37 empresas prepararán sus ofertas para competir en la convocatoria de 500 MW en Ecuador

Hasta el 28 de octubre de 2022, 37 empresas (de 13 de países) podrán preparar sus ofertas dentro del Proceso Público de Selección (PPS), para la concesión del  Bloque de Energías Renovables No Convencionales I, de 500 MW.

Según lo  establece el cronograma, una vez superada la etapa de adquisición de derechos de  participación y acceso al cuarto de datos, así como la consulta y consolidación de  los pliegos, las empresas desarrollarán sus ofertas, con la finalidad de  posteriormente evaluarlas, convalidarlas, calificarlas y publicar el acta de resultados  de la oferta técnica el 26 de diciembre de 2022.

Las empresas interesadas son de Argentina, Chile, China, Colombia, Corea del Sur, Ecuador, República de El  Salvador, Francia, España, Honduras, México, Panamá y República Dominicana. 

El Bloque de Energías Renovables No Convencionales está conformado por cuatro  Sub-Bloques de diferentes tecnologías no convencionales (pequeñas  hidroeléctricas, fotovoltaica, eólica y biomasa).

Los proyectos podrán estar ubicados  en diferentes áreas geográficas del Ecuador en función del recurso primario y las  condiciones ambientales y logísticas de la zona. 

Su desarrollo requiere de una inversión estimada de USD 875 millones. El sector  privado puede proponer el desarrollo de nuevos proyectos con tecnologías de  energía renovables no convencionales, por iniciativa propia o considerando los  distintos proyectos con estudios variados con los que cuenta el Ministerio de  Energía y Minas.

La selección de los proyectos en cada sub-bloque se realizará con  base en el precio de energía ofertado más bajo, hasta completar la asignación de  potencia respectiva en cada sub bloque. 

El Proceso Público de Selección para la concesión del Bloque de Energías  Renovables No Convencionales fue presentado el 10 de diciembre de 2021, junto con otros PPS como: el Bloque de Ciclo Combinado Gas Natural (400 MW) y el  Sistema de Transmisión Nororiental, que permitirá abastecer hasta 300 MW para el  desarrollo de la industria petrolera en las provincias de Orellana y Sucumbíos. 

Estos PPS se enmarcan dentro del Plan Maestro de Electricidad (PME) 2018 – 2027, elaborado por la cartera de Energía y Minas, y en los ejes del Decreto  Ejecutivo 238, que establecen la política para el sector eléctrico, enfocada en  garantizar el abastecimiento futuro de energía, que sea confiable y segura, e  incentive la creación de nuevas oportunidades de inversión, trabajo y producción, en  beneficio de todos los ecuatorianos.

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Guatemala publica una guía para usuarios autoproductores con excedentes de energía renovable

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) ha puesto a disposición de todo público una Guía para el Interesado en constituirse en Usuario Autoproductor con Excedentes de Energía (UAEE).

Allí, se aclara que los usuarios del sistema de distribución que quieran enmarcarse como UAEE podrán inyectar energía eléctrica a dicho sistema si esta es producida por generación con fuentes de energía renovable, se ubica dentro de sus instalaciones de consumo, y no recibe remuneración por dichos excedentes.

Aquello no quita el hecho de que el Distribuidor cobre el cargo fijo y los cargos por potencia que le sean aplicables a cada Usuario, según la tarifa correspondiente.

No obstante, sí se contempla que bajo el esquema de medición neta el Distribuidor reconozca aquella energía inyectada como “crédito de energía a favor del usuario”, hasta que dicho crédito sea agotado contra el consumo del UAEE.

¿Con cuáles tecnologías se puede generar? El Ministerio de Energía y Minas determinó que los UAEE pueden incorporar sistemas de biomasa, solar, eólica, geotérmica e hidráulica.

Sobre los sistemas que se pretende instalar, los formularios exigen indicar el número total de unidades generadoras que conforman el proyecto -en el caso del uso de tecnología solar, se debe indicar la cantidad de paneles solares y su potencia- y la suma total en kilovatios (kW) de capacidad.

Además, se debe describir los medios de protección, control y desconexión automática instalados que garantizan que no podrán inyectar energía eléctrica al sistema de distribución ante fallas de este o cuando el voltaje de la red de distribución se encuentre fuera de las tolerancias establecidas en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución -NTSD-.

Es preciso indicar que la guía también aclara en qué consiste el formulario para que los usuarios informen al Distribuidor sobre las instalaciones de generación dentro de sus instalaciones de consumo, señalando las particularidades de cada Distribuidor, sea este:

EEGSA – Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A. para los departamentos de Guatemala, Sacatepéquez y Escuintla.
DEOCSA – Distribuidora de Electricidad de Occidente, S.A. para los departamentos de Huehuetenango, Quiché, Quetzaltenango, San Marcos, Totonicapán, Retalhuleu, Suchitepéquez, Sololá y Chimaltenango.
DEORSA – Distribuidora de Electricidad de Oriente, S.A. para los departamentos de Petén, Alta Verapaz, Baja Verapaz, Izabal, Chiquimula, Zacapa, Jalapa, Jutiapa, Santa Rosa y El Progreso.

En el caso del Número de identificación del usuario ante el Distribuidor, si el usuario es cliente de EEGSA se debe colocar el número de “correlativo” que aparece en su factura por servicios de electricidad; si el usuario es cliente de DEORSA ó DEOCSA, se debe completar con el NIS que aparece en su factura; y, finalmente, si es usuario es cliente de una Empresa Eléctrica Municipal (EEM) es preciso colocar el número que lo identifica ante su Distribuidor.

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Endesa sumó 2000 MW de renovables y ahora acelera su estrategia para potenciar negocios

“Para cumplir con los plazos establecidos en los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) debemos pensar en resolver la falta de insumos para la cadena de suministro y la aceleración de  tramitaciones administrativas”, afirma Rafael González Sánchez, Director General de Generación de Endesa.

El directivo asegura que España tiene el potencial de liderar la transición energética alcanzando antes del 2030 el incremento del 42% de renovables sobre el uso final de la energía, mejorando la eficiencia energética en un 39,5% y logrando el 74% de renovables en la generación eléctrica.

Pero para eso considera que es necesario dejar de depender de las importaciones y acortar las rutas del suministro, potenciando la industria y los servicios nacionales. 

Observa que, con los incentivos lanzados por el Gobierno, se ha iniciado una avalancha de proyectos que solicitan tramitación administrativa y esto ha creado dificultades para poder digerir el volúmen de tramitaciones en los plazos debidos.

Ambos fenómenos: el retraso de las importaciones y el cuello de botella en los distintos ámbitos: ministerial, autonómico y regional produjeron un retroceso en la generación de energías renovables. 

“Esperamos que con nuevas medidas que agilicen las tramitaciones y las ayudas financieras cojamos otra vez la senda de crecimiento e incluso se acelere el cumplimiento de los objetivos del PNIEC”, enfatiza el ejecutivo de Endesa. 

Planes de la empresa

Sobre los planes de la compañía, Gonzáles Sánchez  comenta que en los últimos 3 años se han construido 2000 MW de nueva capacidad renovable.

Asimismo, indica que,  en el marco del PERTE, están llevando a cabo la repotenciación  de uno de sus primeros parques eólicos, construido en la década del 90. 

Su objetivo es renovar las turbinas para aprovechar la capacidad de evacuación de una manera mucho más eficiente e inyectar más energía. “Por cada 10 turbinas instaladas hoy se necesita solo 1, es un verdadero avance en la tecnología”.

Además, los nuevos parques permitirán la hibridación con otros tipos de energía, incluir almacenamiento e integrarlos con proyectos de hidrógeno. 

Una solución complementaria

En cuanto al hidrógeno el Director General de Generación de Endesa asegura que “tiene sentido siempre que se produzca con energía limpia y su uso final es un complemento para la electrificación”. 

En este sentido, señala que la compañía lleva adelante tres tipos de proyectos: los próximos a las industrias como sustitución del hidrógeno gris; en los sistemas insulares, realizando pruebas de combustibles con bases hidrogenadas; y en los centros de producción de energías renovables.

Al respecto, González Sánchez sugiere que se debe seguir trabajando “en consorcios”, es decir: formando unidades con diferentes empresas en las diferentes etapas de la cadena de valor. 

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Aseguran que la hidráulica es la verdadera responsable de la disparada  de precios del pool ibérico

Aprobado el tope al gas para generación eléctrica, se espera que el precio de la energía baje y se estabilice por los próximos 12 meses. 

No obstante, bajo un análisis exhaustivo del mercado marginalista, el especialista Juan Ignacio Peña advirtió que la tecnología que realmente altera el precio del pool no es tanto la termoeléctrica, sino la hidráulica. 

“La generación hidráulica fija el 69 por ciento de los precios más altos, pero el ciclo combinado (gas) solo el 10 por ciento”, destacó el investigador de mercados europeos refiriéndose a los valores por encima de los 500 €/MWh alcanzado durante el período 2021-2022. 

Explicó que las plantas termoeléctricas deben afrontar dos tipos de costos que no tienen las energías renovables como la hidráulica: por un lado, la compra del combustible (gas) y por otro, los derechos de emisión de CO2. 

En su exposición, el experto demostró, a través de un gráfico, la remuneración media que cada tecnología recibió en el mercado durante el 2021 y el 2022 teniendo en cuenta el perfil de su producción. Allí expone el alto margen de ganancia que obtienen las hidráulicas. 

Entonces, ¿por qué son las hidroeléctricas las que fijan el precio del mercado mayorista?, se preguntó Peña.

Respondió: “Esto sugiere que los productores determinan los precios que tienen más que ver con su opinión sobre cuál puede ser el precio más alto al que puedan vender, más que por su precio marginal”. 

Existen 800 centrales hidroeléctricas en España, de las cuales solo 20 son de más de 200MW y representan el 50 por ciento de la capacidad instalada de este tipo. 

El experto advirtió que “solo Iberdrola controla el 56 por ciento de las producciones en grandes centrales» y enfatizó en la desmesura de los beneficios captados por la firma. 

Cuestionamientos al mercado mayorista

Una vez más se cuestiona el diseño del mercado marginalista, exponiendo sus fallas y reflexionando sobre posibles soluciones. 

Destacando, además, que está pensado para la competencia perfecta, unidades despachables y unidades que fijan precios en función de sus costes marginales. 

En particular, Juan Ignacio Peña marca como un hito, una resolución publicada el 20 de mayo del 2021 que adapta los límites de fijación de precios. Mientras que antes eran entre 0 y 800 €/MWh, luego de la medida se habilitaba el márgen entre -500 y 3000 €/MWh. 

Esto permitió que se registraran picos de precios récords como el 10/07/2021, 23/12/2021 y 08/03/2022. 

Como ejemplo, muestra cómo se fijó el precio del 23/12/2021 y señala como responsable a las energías renovables y principalmente a la hidroeléctrica. 

“El problema es que no se están cumpliendo las condiciones fundamentales del diseño de este mercado y si esto no se modifica, vamos a seguir con precios altos una buena temporada”, concluye Peña. 

Mirá la exposición completa

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Trina Solar mantiene el segundo lugar en envíos globales de módulos

Según la reciente información entregada por la agencia de análisis fotovoltaica autorizada PV InfoLink, y el medio de comunicación fotovoltaico de renombre mundial PV-Tech, Trina Solar fue clasificado en el segundo lugar a nivel mundial en los envíos globales de 8GW de módulos fotovoltaicos.

La compañía líder en soluciones integrales de energía inteligente espera mantener su clasificación por envíos de módulos durante este año por un total de 43GW.

Los analistas de la industria antes mencionados aseguran que los módulos 210 de alta potencia y bajo costo nivelado de energía (LCOE) se han convertido en la corriente principal de la industria la han ayudado en su gran éxito. Trina Solar fue la empresa pionera en el desarrollo de esta tecnología, prueba de esto son sus modelos Vertex G12-210 que han sido ampliamente aceptada por toda la industria.

Los envíos globales de módulos 210 aumentaron a 26 GW el año pasado, según los informes de los medios, y de estos envíos, Trina Solar contribuyó con 16 GW, colocándose en primer lugar. Para marzo, los envíos acumulados de módulos 210 se habían disparado para superar los envíos en 35 GW.

Con la industria fotovoltaica saltando a la era de 600W+ de potencia, la colaboración en cadena de la industria se ha vuelto más fluida, los inversores y rastreadores son totalmente compatibles con módulos 210, la ecología de 600W+ es más madura y la capacidad de producción y el envío de módulos 210 de alta potencia seguirá aumentando.

Trina Solar ha ganado reconocimiento internacional por la confiabilidad de sus soluciones y la bancabilidad de su marca muchas veces. El año pasado -y por siete años consecutivos- fue nombrado Top Performer, certificado por PVEL, el principal laboratorio independiente de pruebas fotovoltaicas.

También obtuvo una puntuación del 100 % en la Encuesta de bancabilidad de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), lo que lo clasificó como el principal proveedor de módulos financiables por seis años consecutivos y sumado a esto fue nombrado fabricante de nivel 1 de módulos fotovoltaicos de BNEF en el cuarto trimestre del año pasado.

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El gobierno habilitó a las distribuidoras a participar del MATER para abastecer a los GUDI

La Secretaría de Energía de la Nación emitió la Resolución 330/2022 en la que habilitó un mecanismo para la comercialización de energía eléctrica de fuentes renovables para las distribuidoras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER),

Es decir que los agentes distribuidores del MEM y/o prestadores del servicio público de distribución podrán celebrar contratos de abastecimiento renovable con aquellos generadores, autogeneradores o comercializadores del MEM para abastecer a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI), con consumos mayores o iguales a 300 KW. 

“Es una resolución favorable. Viene a cumplir un punto pendiente de la Ley  N° 27.191 que prevé que la compra de energía a las distribuidoras era una de las formas en la que los GUDI tenían la posibilidad de cumplir con la obligación legal de consumo de energía eléctrica de fuente renovable”, destacó Nicolás Eliaschev, abogado y socio del estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

“Esto podría abrir la ventana de oportunidad a que los consumidores que, por sus características, estuvieron lejos de poder comprar energía eléctrica de fuentes renovables en las condiciones actuales, lo hagan mediante los distribuidores actuando como GUDI”, agregó en conversación con Energía Estratégica

Asimismo, el especialista sostuvo que con este mecanismo se habilita una nueva demanda de contratos, elemento que consideró como positivo para el sector y para el cumplimiento de la Ley 27.191 en la que se fijó el objetivo de que, al menos, el 20% del consumo de energía eléctrica nacional al 2025 sea proveniente de generación renovable. 

Sin embargo, también reconoció que “la profundidad de este nuevo mercado dependerá de la regulación de detalle y, en especial, del precio estacional que los GUDI abonen como pass through al ser usuarios de las distribuidoras”. 

“En la medida que los Grandes Usuarios del Distribuidor se parezcan más a los Grandes Usuarios Mayores (GUMA), desde el punto de vista de su perfil de costos de energía eléctrica, tendremos mercados donde habrá incentivos para que los GUDI busquen comprar energía eléctrica de fuente renovable mediante los contratos habilitados por la nueva norma”, detalló Eliaschev. 

Cabe recordar que esta es una de las tantas decisiones gubernamentales en torno al MATER, considerando que a partir de la Res. 551/2021 permitió la baja de 16 proyectos adjudicados en diferentes rondas y, por ende, la liberación de más de 300 MW de capacidad de transporte. 

Y a ello se debe añadir que a principios del corriente año, la Secretaría de Energía de la Nación dispuso nuevas herramientas para un mejor funcionamiento del MATER, entre ellas el cambio de condiciones para el mecanismo de desempate e inhibiciones proporcionales en caso de incumplimiento de los plazos.

En consecuencia, pareciera que es este mercado entre privados el que en este tiempo actúa como principal driver de crecimiento del sector y una gran herramienta para alcanzar, de manera eficaz, las metas nacionales referidas a la transición energética. 

“Tanto esta resolución como la reciente Res. 330/2022 que habilitó la presentación de manifestaciones de interés para desarrollar proyectos de infraestructura, tienen en común una revalorización del distribuidor y de las conexiones en baja tensión como partes del sistema. Y si bien las medidas apuntan a dos objetivos distintos, son normas que pueden leerse en conjunto como desarrollos positivos para el sector de las renovables en Argentina”, concluyó el abogado y socio del estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani.

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Se agrava la situación para las renovables tras la reforma eléctrica de Honduras  

La aprobación de la reforma eléctrica en el Congreso Nacional de Honduras contempló la ratificación de medidas concretas que cambiarán el rumbo del sector. 

En específico, el artículo 5 impacta directamente a las renovables dentro de la denominada Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social. 

Ahora bien, la ley en su conjunto repercutirá no sólo en las generadoras que ya se encuentran operativas en Honduras y a las que se les debe más de 13000 millones de lempiras, sino que también iría en detrimento de otras inversiones privadas en el mercado. 

“Se estuvo hablando acerca de la adquisición de los proyectos por parte del Gobierno a un ‘justo precio’ como parte del plan de rescate de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica. Más sin embargo, no se está viendo aún como un tema de mercado”, advirtió Samuel Rodríguez, agente generador renovable. 

Desde la óptica del referente renovable, es importante resaltar que “la reforma conlleva la eliminación del mercado eléctrico” tal como fue concebido en los últimos ocho años bajo el concepto de libre mercado y funcionamiento en base a oferta/demanda. 

Aquello significaría volver a un modelo de comprador único y que este sea la empresa eléctrica estatal. 

Durante el debate de la ley algunos participantes del mercado se refirieron a los impactos negativos que podría tener aquel monopolio de mercado y lo lejos que estaría aquella medida de un efectivo rescate financiero de la ENEE. 

Entre ellos, se indicó a este medio que el hecho de que el gobierno sea muy reciente pudo haberle llevado a tomar decisiones desconociendo o sin considerar algunas variables centrales para el funcionamiento del mercado. 

En cuanto a los generadores, Samuel Rodríguez se refirió a distintos tipos de impactos que repercuten en distintos segmentos del mercado. 

“Para los generadores pequeños y medianos, que son en su mayoría hidroeléctricas, más bien el problema es que estos proyectos hidroeléctricos ya van por la cuarta refinanciación de sus proyectos con la banca a raíz del impago que tienen con la empresa nacional son 10 facturas que le deben y esto está provocando una crisis financiera para estos pequeños proyectos”. 

“Para los proyectos renovables grandes que son eólicos y solares en su mayoría, si bien representan intereses de grupos grandes financieramente, el tema es bajar precios. Estos tienen un precio preferencial de 18 centavos los primeros 300 megas en solar y en el eólico 21 centavos o 18 centavos, que son precios sumamente competitivos y que pudieran tener una mejora más en el precio. Sin embargo, esto tiene que surtir efecto en un cambio contractual”, advirtió. 

¿Qué se debate en las mesas de renegociación? Lo que se buscaría en estos casos es una equivalencia financiera en la que bajar precio tal vez signifique alargar el plazo del contrato. No obstante, son son temas que todavía no están cerrados porque las mesas de renegociación continúan. 

Otra variable que según Rodriguez sería preciso reevaluar, sería el techo dispuesto para los consumidores calificados: «en la actual ley ellos pretenden aumentarlo de 400 kW -incluyendo a cerca de 300 empresas- a 5 MW -lo que serían apenas siete empresas». 

¿Porqué no sería acertado ese cambio? El agente generador explicó a este medio que el déficit financiero que representa la tarifa de alta tensión para la ENEE es mucho mayor y la compromete a tener que comprar más energía. 

“Mientras más energía compra la ENEE y más energía vende a precio de tarifa de alta tensión, más pérdidas financieras va a tener”.

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CREG «mostró las cartas» sobre la asignación de conexiones que habilita renovables en Colombia

“Actualmente vemos que la implementación de la Resolución 075 se está adelantado con éxito, estamos finalizando un proceso de transición donde se han regularizado las conexiones existentes y se ha liberado capacidad de transporte”, destaca José Fernando Prada, durante el 5º Encuentro y Feria Renovables y Recursos Distribuidos LATAM.

El experto comisionado aseguró que “los nuevos procedimientos de asignación de capacidad de transporte de energía simplifican y hacen más transparente el proceso de conexión en el SIN”.

De acuerdo a estimaciones de la UPME, la capacidad total que se podrían liberar luego de haber surtido efecto la normativa, es de 7.467 MW.

“Ya hay muchas plantas que tienen fecha de puesta de operación garantizada, lo que nos da más seguridad respecto a qué plantas se van a conectar en los próximos años al Sistema Interconectado Nacional; y ya se está adelantando el primer proceso de asignación de conexiones con las nuevas reglas”, indicó Prada.

El experto recalcó que la normatividad hace énfasis al seguimiento de los proyectos con conexión aprobada para tener la certeza de que entrarán en operación en el tiempo previsto. “Sabemos que las empresas son serias, pero igualmente exigimos un compromiso frente a la asignación de un recurso escaso”, observó.

Cabe recordar que una de las exigencias que impone la Resolución 075 es elevar el monto de la garantía, de 1 a 10 dólares por kW. Inclusive, de no respetarse ciertos tiempos de la curva S, los proyectos deberán incrementar sus cauciones, pudiendo llegar hasta 40 dólares por kW. Es decir, 4 millones de dólares para un proyecto de 100 MW.

“La Resolución 075 de 2021 define unos procedimientos uniformes y los plazos de cada etapa, centraliza y designa un encargado de la asignación de capacidad de transporte de energía, establece la información que debe suministrarse y un nuevo método para la asignación periódica y simultánea de capacidad de transporte en el SIN de manera más eficiente para el sistema, junto a la implementación de una ventanilla única para realizar todo el proceso”, resaltó Prada.

Por otra parte, explicó que este cambio era necesario por el presente del sistema eléctrico colombiano. “Veníamos de utilizar procedimientos de conexión que fueron útiles por bastantes años para conectar plantas de energía de gran tamaño, que se localizaban de manera dispersa en el país y con largos períodos de construcción”, indicó.

“Sin embargo pasamos rápidamente a enfrentar una situación de una gran cantidad de solicitudes de plantas de diferentes tamaños con períodos más cortos de construcción, en zonas donde se necesitaban refuerzos de la red de transporte, que generó una problemática compleja para la conexión de nuevos proyectos”, expuso.

Y remató el comisionado experto de la CREG: “En ese sentido, la decisión de la CREG fue poner la casa en orden en el tema de conexiones, de donde surge la Resolución 075 de 2021”.

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ASOFER insiste en que el tope que se imponga a generación distribuida sea «técnico» en República Dominicana

República Dominicana acumula 220 MW de potencia instalada renovable bajo el esquema de medición neta. Estos sistemas, principalmente a partir de tecnología fotovoltaica, podrían crecer aún más si no se toparan con algunas barreras del mercado. 

«Lo que se debe mejorar mucho es el tema trámites, lo que pueden ser trabas burocráticas y alinear a los diferentes actores estatales hacia un mismo objetivo, una política energética que trascienda más allá de un período de un gobierno de cuatro año”, observó el titular de la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER).

Durante su participación en el ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica con destacados actores del sector energético renovable, Marvin Fernández, presidente de ASOFER, señaló: 

«Si bien es cierto que se habla de grandes proyectos de energía renovable que tienen dificultad para evacuar esa energía, ya se están haciendo las inversiones para que esa energía se logre transportar de un punto a otro. Lo mismo pudiera pasar en generación distribuida. Una generación en distintos puntos del país atomiza mucho el aumento de la demanda y tiene un impacto más inmediato en la factura eléctrica de las personas que invierten en esto, ya sea empresas o residencias, ayudando a descongestionar las redes y ralentizar el aumento de potencia en los transformadores de las empresas distribuidoras, mejorar las pérdidas técnicas. De esa manera, creemos que se debe ir aumentando la penetración de energía renovable distribuida”.

Recordando el estudio de GIZ que indicaba la viabilidad de aumentar el 15% del límite de interconexión de sistemas de generación distribuida al 50% en circuitos urbanos y 25% en circuitos rurales observó: 

“Los límites que plantea el reglamento actual deben ser revisados y aumentados”.

 “Desde nuestro punto de vista, el único límite que debe existir debe ser un límite técnico. Si una red no soporta mayor cantidad de inyección de energía renovable deberá estar definido por el transformador de esa localidad o de la subestación, pero nunca un límite debe estar ligado a la demanda máxima del cliente que es lo que está planteando la nueva propuesta de reglamento a la que aún no se le ha hecho la vista pública. Creemos que esa propuesta aún tiene muchas oportunidades de mejora”. 

Por otro lado, también se refirió al tema incentivos; y, si bien aclaró que podrían prescindir de nuevos beneficios en sistemas para medición neta, consideró necesario incentivos para acumulación en baterías.   

«Dar un incentivo al almacenamiento de energía, desde nuestro punto de vista, ayudaría mucho a la penetración de las energías renovables principalmente durante la noche y a bajar los costos marginales de la energía, beneficiando a las empresas distribuidoras y a los dominicanos”. 

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JA Solar expande su portfolio de productos renovables para Brasil

JA Solar, fabricante de módulos, obleas y celdas fotovoltaicas avanza en el mercado energético de Latinoamérica, luego de haber cerrado un 2021 con más de 940 MW comercializados a lo largo y ancho de la región y con buenas previsiones para el 2022. 

Tal como Energía Estratégica informó días atrás, la compañía prevé un gran ritmo de crecimiento para este año, con la mirada puesta en alcanzar los 2 GW de venta de paneles, de los cuales entre 30 y 40% estarán enfocados al negocio de la autogeneración.

Y una de los países centrales de esta parte del mundo será Brasil, donde cerraron 458.75 MW durante el año pasado y donde también presentarán un nuevo módulo que se integre a la oferta de productos que poseen hoy en día. 

“El mes pasado inició la producción de la familia P-Type de 580 W, tanto monofacial como bifacial, que complementará nuestro portfolio actual compuesto por módulos +540W (mono y bi), +450W (mono y bi) y 410W (mono)”, sostuvo Fernando Castro, Country Manager Brasil de JA Solar en el reciente evento de Latam Future Energy. 

“Esos equipos tienen una eficiencia de alrededor del 21% y son compatibles mecánicamente entre sí”, agregó durante Virtual Summit Brazil Renewables

Asimismo, adelantó que para el segundo semestre del corriente año ingresarán al mercado los paneles con celdas N-Tye y mayor eficiencia – de 22 a 23% – y que a futuro deberían alcanzar módulos de 620 W, también compatibles con la línea ya establecida. 

“Para ser precisos, tendremos la introducción de dos módulos N-Type +560W, de la misma dimensión física que el módulo PTYPE +540W, y también uno de +610W (misma dimensión que el módulo +580W)”, detalló en conversación con Energía Estratégica

A ello se debe agregar que para el 2024, trabajan en “nuevas tecnologías”, entre ellas HJT (Hetero-Junction Technology), y esperan alcanzar tener más producción de módulos con una eficiencia cercana al 25%, según detalló el Country Manager Brasil de JA Solar. 

Y cabe recordar que desde la empresa china buscan ser uno de los fabricantes top 3 en la región América Latina y el Caribe, por lo que este avance en Brasil es uno de las estrategias que tomarán para lograr dicho objetivo. 

 

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La generación con renovables en Chile creció 40% interanual en abril

Los números de energías renovables no convencionales (ERNC), básicamente eólicas y solares fotovoltaicas, no paran de crecer en Chile.

De acuerdo al último reporte de ACERA, la participación acumulada de ERNC en el primer cuatrimestre del año 2022 fue del 33,6% en la matriz eléctrica.

En abril pasado, respecto al del 2021, el aumento de estas tecnologías fue del 38,3%, donde la eólica creció un 49,1%; la solar un 42,3%; la geotérmica un 44,5%; y la mini hidráulica de pasada un 22,3%. En tanto, el carbón cayó un 24,6%.

Fuente: ACERA

Por otra parte, el relevamiento de ACERA indica que la capacidad instalada renovable alcanzó hasta abril los 12.373 MW, conformando el 38,1% de la matriz eléctrica. El 41,2% (13.355 MW) es fósil y el 20,5% restante es hidráulica convencional (6.650 MW). También se registra 64 MW de almacenamiento (el 0,197%).

No obstante, respecto a los proyectos en construcción, se registran 171 MW de almacenamiento a través de baterías, los cuales casi que triplicarán la actual potencia existente.

Pero en lo que respecta a proyectos en obras la tecnología que domina es la solar fotovoltaica, con 3.781 MW, representando al 80% de los emprendimientos de ERNC en construcción. Le sigue la eólica, con el 15% de los proyectos, alcanzando los 712 MW.

Fuente: ACERA

Generación Distribuida

El reporte de ACERA destaca que, a abril del 2022, la capacidad instalada de Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD) corresponden a 321 MW y 1.869 MW, respectivamente.

Fuente: ACERA

Asimismo, indica que, a marzo de 2022, la capacidad instalada en el segmento Net Billing corresponde a 113,5 MW, constituida por 11.214 instalaciones distribuidas a lo largo de todo el país.

Fuente: ACERA

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Las claves de la convocatoria para proyectos de infraestructura eléctrica en Argentina

El Gobierno Nacional de Argentina lanzó una 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). 

Y también se incluyó la posibilidad de incorporar infraestructura de almacenamiento de energía eléctrica, siendo la primera vez dentro de una convocatoria o llamado oficial de las autoridades del país. 

De este modo, el gobierno dio nuevas señales de avanzar con la penetración de las energías renovables, el cumplimiento de la Ley N° Ley 27.191 y el Acuerdo de París y la lucha contra el cambio climático y el calentamiento global. 

¿Hasta cuándo hay tiempo para la presentación? Las empresas públicas y/o privadas, sean o no agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), podrán realizar la manifestación de interés en forma digital, hasta las 18:00 horas del día jueves 30 de junio del corriente año. 

A partir de esta Resolución de la Secretaría de Energía (publicada como Res. SE 330/2022), se prevé disminuir o eliminar las restricciones de abastecimiento y los requerimientos de generación y/o importación forzada. 

El objetivo es “contribuir con una mayor sustentabilidad ambiental, social y económica en el MEM y favorecer al aumento de la confiabilidad en SADI”, a par de promover la “articulación productiva”, tanto a nivel provincial como regional. 

“Se considerará particularmente a los anteproyectos que permitan la sustitución de generación requerida por el transporte o distribución para el abastecimiento de la demanda, y el acompañamiento de costos referenciales de inversión estimados y las posibilidades de integración a la red”, detalla la disposición publicada días atrás en el Boletín Oficial.

Asimismo, CAMMESA elaboró un informe que identifica los nodos con requerimiento de generación local, su necesidad de despacho y estacionalidad, además de la incidencia incidencia de la generación renovable sobre los nodos con generación térmica, aunque se aclara que no es limitante a ingresos de renovables en otros puntos de la red, particularmente de distribuidores en redes de media tensión.

Y esta iniciativa por parte de las autoridades nacionales llegó en medio de la rescisión de los contratos truncados del Programa RenovAr, producto de la Res. SE 1260/2021 – lanzada en los últimos días del año pasado -, que estableció que los titulares de los proyectos tenían hasta 30 días para solicitar la baja y otros 90 días para exponer la documentación asociada. 

Sumado al hecho de que el sector energético del país ya venía reclamando por más capacidad de transporte e infraestructura eléctrica que dé paso al desarrollo de más renovables en el país para alcanzar los objetivos fijados en la ley nacional y en los planes de transición energética.

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El Gobierno de España prevé exitosas las subastas del hidrógeno verde

La primera convocatoria del programa de ayudas para proyectos de hidrógeno renovable cerró el 6 de mayo y según indicó Joan Groizard, Director General del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE): “Muy pronto vamos a poder anunciar los primeros resultados”.

Asimismo agregó que “nunca antes se había dedicado tanto presupuesto para transformar y reactivar la economía en España”. 

Las ayudas del PERTE EHRA para el hidrógeno renovable tendrán un valor de 150 millones de euros y serán adjudicadas a distintos emprendimientos, con valores de entre 1 y 15 millones dependiendo de su ubicación en la tabla de valoración pautada.

Por otra parte, el funcionario recordó que el día 7 de junio cerrará la convocatoria para el programa de ayudas a la cadena de valor del hidrógeno verde, cuyo objetivo es impulsar el conocimiento técnico y avances tecnológicos a lo largo del recorrido de producción del hidrógeno verde.

El programa para grandes electrolizadores contará con 100 millones, la demostración y validación de vehículos de hidrógeno con 80 millones, la investigación industrial y experimental con 40 millones, y el fomento de capacidades y avances tecnológicos en líneas de ensayo y la fabricación con 30 millones.

Groizard también mencionó que “el plan de recuperación propone multiplicar por entre 8 y 10 el orden de magnitud de presupuesto que venía gestionando IDAE destinado a la transición energética”

Acelerar gestiones

Por otro lado, Groizard se refirió a la tramitación ambiental y destacó las medidas que está empleando el Gobierno para acelerar la obtención de certificaciones para proyectos renovables.

Semanas atrás la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) envió una carta de reclamo al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

El Director General del IDAE anunció que se habilitará un “fast track” que agilice el trámite del informe ambiental para las tecnologías  renovables. 

“Entendemos que más parques de renovables en el corto plazo, significan una reducción de la dependencia energética”, aseguró el funcionario.

Así se expresó durante el evento “Fondos europeos de recuperación: los principales proyectos, al detalle”, organizado por ElDiario.es.

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Iberdrola inauguró la mayor planta de producción de hidrógeno verde de Europa

Iberdrola inauguró la planta de hidrógeno verde en Puertollano (Ciudad Real), la la mayor instalación de este tipo para uso industrial en Europa, que iguala además a la planta más grande en funcionamiento en el mundo en la actualidad.

El acto ha contado también con la participación del delegado del Gobierno en Castilla-La Mancha, Francisco Tierraseca; el alcalde de Puertollano, Adolfo Muñiz; el secretario de Estado de Política Territorial y Función Pública, Alfredo González; el presidente de Fertiberia, Javier Goñi; la consejera de Economía, Empresas y Empleo de Castilla-La Mancha; y el consejero de Desarrollo Sostenible de Castilla-La Mancha, José Luis Escudero.

La planta supone el inicio de un gran plan de más de 2.000 millones de euros para sustituir el gas importado por hidrógeno verde en la producción de amoniaco para fertilizantes.

Con una inversión total de 150 millones de euros, que incluye tanto las instalaciones de hidrógeno verde como una central fotovoltaica dedicada, la planta de Puertollano podrá llegar a producir hasta 3.000 toneladas de hidrógeno verde anuales y evitar la emisión de 78.000 toneladas de CO2 al año.Y podría convertir a España en un referente en la producción y desarrollo de este nuevo vector energético, que contribuiría de forma decisiva a la descarbonización de sectores difíciles de electrificar como el de los fertilizantes, la industria de alta temperatura o el transporte pesado.

La planta de Puertollano podrá generar hidrógeno 100% verde a través de uno de los mayores sistemas de electrólisis del mundo y la utilización de energía renovable procedente de una innovadora planta solar fotovoltaica de 100 MW, integrada en la instalación.

Esta planta – la primera de este tipo de la compañía en España – cuenta con paneles bifaciales y un sistema de baterías de ion-litio, con una capacidad de almacenamiento de 20 MWh. Sus módulos bifaciales permiten una mayor producción, al contar con dos superficies sensibles a la luz. De esta forma, tendrá una producción anual de unos 156.000 MWh.

EFECTO TRACTOR Y CREACIÓN DE EMPLEO

La ciudad de Puertollano se podría beneficiar además de un nuevo proyecto que está promoviendo Iberdrola para aprovechar en el futuro el calor residual que se produce en la planta de hidrógeno, como resultado del proceso de electrólisis, para crear una red de calor 100% verde en el municipio. Esta iniciativa –pionera para la compañía– permitirá reducir el consumo de combustibles fósiles para calefacción de la localidad.

El hidrógeno verde producido en la planta de Iberdrola se podrá utilizar en la fábrica de amoniaco que el Grupo Fertiberia tiene en Puertollano que, gracias a esta tecnología, podrá reducir las necesidades de gas natural en la planta y se convertirá en la primera compañía europea de su sector que desarrolla una experiencia a gran escala de generación de amoniaco verde.

La puesta en marcha de la planta de Puertollano supone la primera fase del plan que contempla el desarrollo por parte de Iberdrola de 40.000 toneladas anuales de hidrógeno verde para consumo de Fertiberia de aquí a 2027, con una inversión potencial de 1.800 millones de euros. Esta iniciativa supondría el 20 % del objetivo nacional a 2030 y lograría que alrededor del 25 % del hidrógeno actualmente consumido en España no genere emisiones de CO2.

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La ACEN propuso a legisladores una rebaja gradual del límite de la potencia conectada en Chile

El pasado 11 de mayo, Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) expuso ante la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputadas y Diputados, donde explicó por qué se debe bajar el límite de la potencia conectada de 500 kilowatts para ser cliente libre.

En la actualidad, los clientes regulados, aquellos que están bajo ese límite de 500 kW, no pueden elegir ni a su suministrador ni su fuente de energía (solar, hídrica, eólica) ya que están sometidos al monopolio de la distribución.

“Si se bajara el límite de 500 kW a solamente 400 kW tendríamos beneficios para más de 32.000 pymes que podrían tener la oportunidad de elegir y optar a esta reducción en sus costos de energía. Hemos dicho con anterioridad que esto es lo mismo que un Fogape dirigido a las pymes pero que al Estado no le cuesta un peso”, aseguró Andrade.

El representante de la gremial sostuvo que esta medida va en ayuda directa a la economía de las pequeñas y medianas empresas y destacó que el Gobierno puede bajar el límite de la potencia sin ninguna modificación reglamentaria o legal.

“Puede bajar el límite de potencia mediante el procedimiento establecido en la Ley General de Servicios Eléctricos (artículo 147) que dice que el “Ministerio de Energía podrá rebajar el límite de 500 kilowatts indicado en esta letra, previo informe del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia””, indicó.

Según el secretario ejecutivo, el TDLC se tiene que pronunciar sobre si hay o no competencia. “Y eso ya está demostrado. El ingreso de los comercializadores en el mercado del suministro ha causado una reducción de hasta un 30% en las cuentas de la electricidad para los clientes libres”, indicó.

¿Cuál es el universo al que puede llegar una medida de esta naturaleza? De acuerdo con Andrade, si se considera el universo total de pymes, “tenemos del orden de 180.000 empresas, negocios, etc., que podrían tener acceso a nuevos servicios, así como al beneficio de una reducción en su cuenta”, comentó.

ACEN piensa que la ayuda que significa para las pymes optar a estas reducciones de costos y a esta mejora en los servicios que trae aparejada la baja de la potencia es de alto impacto. Incluso, cree que se puede empalmar perfectamente con una modificación a la Ley Eléctrica y llegar en el futuro hasta los usuarios residenciales que podrían optar a este tipo de tarifas más convenientes y a ser suministrados a través de un comercializador.

“La propuesta de ACEN para que no afecte demasiado a los contratos y tarifas existentes, es que esta rebaja se haga en forma gradual, vale decir, ir bajando la potencia conectada 100 kilowatts cada año”, dijo Andrade.

Finalmente, comentó que la asociación ha hecho un estudio que describe que, en un escenario de movilidad alta, se espera que alrededor del 20% de las empresas que están entre 400 y 500 kilowatts se cambiaría el primer año, lo que significaría algo así como 6.000 usuarios. “Al cabo de 6 años, tendríamos cerca de 30.000 empresas pymes beneficiadas con esta medida”, concluyó.

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La reforma eléctrica pone en peligro la continuidad de generadores renovables privados en Honduras

Las nuevas autoridades de gobierno de Honduras acusan una pesada herencia que recae sobre las finanzas de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). 

No sorprendió que durante la toma de posesión en enero del 2022, la presidente Xiomara Castro, se haya referido a aquello; pero sí resultó extraño e inesperado que mandatara una revisión de contratos con las generadoras privadas para el “rescate” de la estatal. 

 “Se han otorgado decenas de contratos de generación de energía solar, térmica e hidroeléctrica a precios onerosos y lesivos al interés nacional”, había acusado Castro durante su primer discurso oficial como presidente constitucional. 

De allí, es que las nuevas autoridades de la ENEE empezaron a revisar esos contratos antes de pagar los pendientes, dilatando aún más los 13000 millones de lempiras de deuda que la estatal tiene pendiente de pago con generadoras eléctricas privadas.

El escenario se complicó aún más al materializarse una Mesa de Renegociación de Contratos con Generadores. Y, según pudo saber Energía Estratégica, las reuniones que iniciaron el 2, 3 y 4 de mayo y se continuaron ayer 12 de mayo aún no logran consensos. 

Que encima el pleno del Congreso Nacional haya aprobado el 11 de mayo la reforma de la ley eléctrica terminó por dejar al sector eléctrico en una peligrosa incertidumbre. 

En conversación con este medio, Karla Martínez, presidenta de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) y gerente de Asuntos Regulatorios y Relacionamiento de CMI Capital, advirtió: 

“Luego de la aprobación de la reforma eléctrica, nos preocupa que no se tomaron en consideración varios aspectos que se habían planteado en reuniones previas, como lo referente a los mecanismos de revisión de contratos y compromisos adquiridos ante las banca internacional por parte de los inversionistas y considerar incluso la terminación de la relación contractual en caso de no llegar a un acuerdo”. 

En concreto el artículo 5 de la denominada Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social, 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».

De allí que la referente empresario alerte: “Esto pone en riesgo la certeza jurídica y desincentiva la inversión extranjera en el país que tanto necesita el desarrollo económico”.

¿Cuál sería la solución? Desde AHPEE, Karla Martínez observó: “La reforma eléctrica debe tratarse de manera conjunta entre los sectores implicados para buscar la mejor solución para la ENEE”. 

“Desde nuestras capacidades, siempre hemos estado dispuestos a trabajar de la mano con el Estado de Honduras en la búsqueda de soluciones a la crisis de la ENEE y el sector eléctrico en general, y continuar contribuyendo al desarrollo de las comunidades con las que nos relacionamos”. 

“A la vez, buscamos que se nos escuche en las reuniones que tendremos nuevamente y se puedan revisar los contratos en un marco de construcción de valor de ambas partes”.

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El Gobierno desmiente atrasos en la penetración de la generación distribuida en Panamá 

Instaladores solares comunicaron su descontento porque Panamá lleva 55,63 MW de capacidad instalada en sistemas fotovoltaicos para autoconsumo. Desde su perspectiva esta cifra podría ser superior si se extendiesen los topes de generación y se brindase celeridad en los trámites de interconexión. 

Desde el Gobierno respondieron que se encuentran trabajando en la implementación de la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED) y que durante la actual administración es donde se están garantizando las mejores condiciones; lo que ya se vería reflejado en un aumento de las instalaciones. 

El 25 de mayo será la reunión oficial de la Comisión Interinstitucional para el impulso de la Generación Distribuida (CIGED) donde representantes del gobierno detallarán los avances en la ENGED. 

No obstante, se adelantó a Energía Estratégica algunas medidas que ya están implementando y los resultados que van obteniendo, para transmitir tranquilidad a los panameños que quieren invertir en estas alternativas de generación.  

“Solar distribuida es lo que más ha crecido en estos 3 años”, aseguraron.

Y si bien coinciden en que la capacidad instalada total acumulada es de 55.6 MW, detallan que en 2019 se incorporaron 7.10 MW, en 2020 11.52 MW y en 2021 10.36 MW. Los números también serían alentadores para este 2022, ya que en el inicio del año ya se registran 2.54 MW, de los cuales, las autoridades remarcaron a este medio que: “solo de marzo a abril del 2022 aumentó 1 MW instalado”. 

Sobre las demoras en los trámites de interconexión, aseguraron que se encuentran desarrollando la plataforma de tramitología única para distribuida para implementar a la brevedad.

Además, observaron que producto de la Ley 37 del 10 de junio del 2013, el Estado le ha ahorrado al importador de paneles solares para autoconsumo B/ 6,230,930.00 al aplicar incentivos fiscales. Siendo que el 23.5% de aquello se dió en el 2021. 

Ahora bien, no todo serían números. Desde la óptica de la actual administración de gobierno aclararon que su planificación va más allá: 

“Es clave tener presente que desde la política pública fomentamos la creación de las condiciones para que el mercado florezca”, argumentaron. 

Entendiendo que el sector está en continuo crecimiento -el gobierno estima que se crearon 355 empleos directos asociados a la instalación de paneles solares para autoconsumo en Panamá sólo durante 2021- la capacitación deberá estar a la orden de todos aquellos que se incorporen y desarrollen en esta actividad. 

Por eso, en lo que respecta a formación profesional, reportaron a este medio la reciente creación de una currícula de técnico en transición energética. Este sería el puntapié inicial para una serie de especializaciones en la materia que irán garantizando una estandarización de nuevas instalaciones en el sector eléctrico. 

A partir de allí, fuentes del gobierno revelaron que tienen previsto para enero de 2023 ofrecer una capacitación adicional como técnico instalador de sistemas fotovoltaicos. Y aquello no sería todo.

En el campo de la movilidad, habrían avances en la estructuración de certificación de mecánicos para vehículos eléctricos y se proyecta iniciar capacitaciones para instaladores de cargadores eléctricos desde el próximo año.

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La CREG analiza hasta qué punto deberá regular el mercado del hidrógeno en Colombia

Colombia está comenzando a pensar de qué modo va a articular la demanda interna de hidrógeno plasmada en su Hoja de Ruta al 2030.

De acuerdo a ese ejercicio, al iniciar la próxima década el país deberá contar con entre 1.500 a 2.000 vehículos ligeros y de 1.000 a 1.500 vehículos pesados a pilas de combustibles; de 50 a 100 hidrogeneras de acceso público; y el consumo de un 40% de hidrógeno de bajas emisiones en el sector industrial respecto del total del hidrógeno consumido actualmente.

Como contracara, respecto a generación, al 2030 el país deberá tener en funcionamiento entre 1 a 3 GW de capacidad para electrolisis renovable, lo que supone entre 1,5 a 4 GW de capacidad instalada eólica y solar dedicada exclusivamente a la producción de hidrógeno. El valor que se proponen es de 1,7 dólares por kilo.

Con esos horizontes, Jorge Valencia Marín, Director de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), manifestó en el Congreso Colombiano de Hidrogeno que están estudiando temas técnicos sobre este vector energético en cuanto a transporte y usos y, en ese marco, cómo se va a desarrollar ese mercado.

“Si el uso que se va a tratar de masificar es en la industria para procesos de combustión, de generación o de almacenamiento, no necesariamente la CREG tiene que entrara a regular en precio de venta del hidrógeno como producto, porque si hay condiciones de mercado tenemos que mirar cuáles son las condiciones de trazabilidad del producto”, sostuvo el funcionario.

Y sentenció: “A partir de ahí sí entraríamos a determinar si es necesario regular o no”. “Tenemos que tener claro para qué se va a usar el hidrógeno, o cuáles son las posibilidades de mercado y ahí entramos a analizar si ahí la CREG debe regular o no los precios, como lo hacemos en el mercado del gas natural”, comparó.

Fuente: Hoja de Ruta de Hidrógeno de Colombia

Otro de los usos a los que se refirió Valencia tiene que ver no como uso industrial sino como planta de generación eléctrica. “La única condición que hemos identificado es cómo se determina la energía firme del cargo por confiabilidad, para efectos de determinar cómo se va a garantizar el suministro de ese combustible para, a su vez, garantizar su firmeza”, planteó.

Explicó que, en este caso, así como sucede con otros combustibles será el generador el que deba comprar el hidrógeno y velar por su obtención.

“Si hay condiciones de mercado para ese insumo, simplemente lo que tiene que hacer el generador es demostrar cuáles son las condiciones en que se va a garantizar la firmeza de entrega de ese producto que va a significar la seguridad en la entrega de energía”, advirtió el titular de la CREG.

Por otro lado, destacó los proyectos piloto que ya están avanzando en Colombia, los cuales permitirán “ver cómo se comporta (el hidrógeno) tanto el producto como su interacción con la red”.

“Esperamos seguir acompañando a la industria en los análisis que vengan para el desarrollo de nueva infraestructura y estamos muy atentos a cómo el mercado se va a desarrollar, deseando no tener que regular todo pero tomando las medidas que el regulador considere para que esto brinde efectivamente soluciones energéticas a los usuarios que sean costo-eficientes y un producto de calidad para satisfacer las necesidades energéticas del país”, cerró Valencia.

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Una por una, las preocupaciones de desarrolladores interesados en participar en subastas de Puerto Rico

La segunda convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) acumula certezas e interrogantes. Si bien la publicación de los borradores de pliegos de bases y condiciones trajo transparencia al denominado «tranche 2», las preocupaciones de desarrolladores interesados en participar en este proceso se acentúan porque aún no terminan de resolverse cuestiones de fondo.

Primeramente, stakeholders aguardan por conocer cómo culminan las adjudicaciones del Tranche 1 y sus efectos en la disponibilidad de interconexión antes de embarcarse en el nuevo proceso. 

Aquello no debería demorarse más de lo que ya se ha demorado porque también preocupa el largo tiempo para la obtención de los permisos que terminan por impactar adversamente en los tiempos de inicio de obra y construcción de los proyectos. Según alertan desarrolladores, algunas agencias como el Departamento de Arqueología del Instituto de Cultura y las Municipalidades están colocando requerimientos exhaustivos y exigiendo estudios complementarios a terrenos ya impactados que demoran el avance de nuevos desarrollos.

En adición, las demoras en la resolución del proceso de bancarrota de Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) también tendría implicaciones negativas, fundamentalmente para conseguir financiamientos a tasas competitivas de los proyectos.

Aquello no sería todo. En la antesala del proceso de subasta también preocupa la competitividad que pueda lograr la tecnología. 

Por un lado, una alerta está puesta sobre nuevos impuestos/tarifas (countervailing & antidumping duties) instruido por el gobierno de USA que podrían repercutir en incrementos y volatilidad en los costos de los equipos principales para nuevos proyectos de generación y acumulación de energía. 

Por otro lado, según advirtieron desarrolladores de Puerto Rico, existen incrementos en costos de mano de obra competente como consecuencia de ajustes recientes al salario mínimo en la construcción que podrían repercutir en el avance de los proyectos. 

Además, continúan los interrogantes por los costos de logística y transportación como consecuencia de la pandemia y la guerra de Rusia-Ucrania. Tanto la disponibilidad de fletes marítimos compatibles para transportar solar fotovoltaica como eólica estarían sobredemandados y con altos costos. 

Sumado a aquello, se puede mencionar también retrasos en la entrega de equipos principales como consecuencia de la indisponibilidad de algunos materiales por incremento en costos y logística para la región de América Latina y el Caribe. 

Otra preocupación común en la región que no es excepción en Puerto Rico es la disponibilidad limitada de terrenos aptos, a precios competitivos y bajo condiciones de éxito de los proyectos. Para resolver este punto, restaría implementar entonces en el archipiélago alternativas tales como licitaciones de terrenos fiscales que mercados como el chileno han implementado efectivamente.

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Generación distribuida limitada: el tope de 500 kW frena el avance en México

Luego de todos los debates políticos y energéticos que hubo en México en torno a la reforma eléctrica de López Obrador, el sector reconoce que hay viejos y nuevos retos, desafíos y oportunidades para que se sigan impulsando las energías limpias y renovables en el país. 

Raúl Asís Monforte González, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C (AMER), dialogó con Energía Estratégica y sostuvo la importancia de aumentar el límite de la generación distribuida y regular el almacenamiento de energía. 

“Hay una oportunidad muy grande para avanzar en la GD, ya que si bien creció de manera relevante en México, la penetración todavía tiene puntos por avanzar. Y creo que debe fomentarse, porque hay muchísimos lugares donde es el método ideal para generar energía”, anticipó. 

“Además de pensar en desarrollar proyectos de almacenamiento de energía, que también pueden brindar servicios muy valiosos a la red de una manera más competitiva y económica de la que hoy la hacen otros sistemas”, continuó. 

Es por ello que el especialista planteó la trascendencia de realizar modificaciones normativas que promuevan dichas tecnologías y esquemas, aunque aclaró que “no en el sentido de la reforma eléctrica”. 

“Creo que el tope de la generación distribuida debería crecer, por lo menos, a 2 o 3 MW, porque permitiría llegar a muchas industrias que hoy ven competitivo generar energía en sitio y no lo pueden hacer porque su necesidad de energía es mayor a la que puede proporcionarle un pequeño proyecto de 500 kW”, manifestó.

“Y si bien es cierto que podría ser a través de un decreto gubernamental, pero tendría más fuerza si fuera una reforma al artículo específico de la Ley de la Industria Eléctrica que limita la GD a 500 kW, que debería de pasar con cierta facilidad en el Congreso de la Unión”, amplió. 

Asimismo, observó que eso solo no es suficiente, sino que debe estar acompañado de un proceso de inversión en las líneas de distribución para que aguanten mayor capacidad renovable y se brinde un buen suministro eléctrico sin fallas, además de la propia agilización de los trámites de interconexión.

Alerta en México: Atrasos en las interconexiones de generación distribuida y centros de carga

Mientras que para el lado de la utility scale, Raúl Asís Monforte González apuntó que “se requiere” legislar el storage, acorde a lo que en reiteradas ocasiones manifestaron varios actores del sector eléctrico de México (ver enlace). 

“Los grandes proyectos también deben pasar por un proceso de una «adecuada planeación”, encontrar los mejores sitios y diseñar e implementar inversiones en reforzar las líneas de transmisión y de distribución de todo el país”, mencionó. 

“Ojalá que, entendiendo el mensaje de transitar hacia energías limpias y el no rotundo a la contaminación que generan los combustibles fósiles, las autoridades se pongan a trabajar en desarrollar e implementar los instrumentos legales, normativos, financieros, tecnológicos y académicos que favorezcan el avance de las energías limpias en una transición energética justa, incluyente, equitativa y asequible”, concluyó.

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Cómo funciona AleaGreen: El análisis de datos al servicio de los proyectos de energías renovables

El análisis de datos obtenidos de cada actor que interviene en la cadena de valor y en el consumo de las energías renovables se convierte en protagonista clave para la transición energética. 

Las estimaciones dicen que los objetivos propuestos hacia 2030 en España pueden requerir hasta 100 MM€. Los PPAs y las subastas serán quienes darán estabilidad financiera a los proyectos que lograrán la totalidad de abastecimiento energético limpio. 

“Se necesitará una visión a largo plazo del mercado que pronostique las bandas de confianza con probabilidades numéricas que combine las variables: precios, tendencias y estructura” explicó Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner at AleaGreen, la nueva división de Alea Business Software S.L.

Esta actuará como un hub para conectar al sector de las energías renovables con las entidades financieras y los fondos de inversión, a los productores y los grandes consumidores, para explorar sinergias y oportunidades. 

Para hacer más sencilla y amigable la experiencia de sus clientes, presentan AleaApp. Una plataforma para la compilación, visualización y análisis de datos de los mercados de energía.

Está formada por observatorios, los cuales se componen de un conjunto de series temporales relacionadas entre sí. Por ejemplo: el observatorio del mercado eléctrico de España incluye las series de precios del mercado MIBEL, demanda, temperatura y producción por tecnologías. 

Cada serie puede ser consultada de forma individual, pero además las series que componen un observatorio se pueden representar de forma conjunta y las visualizaciones son totalmente personalizables. 

Fuente: https://aleasoft.com/es/productos-y-servicios/plataforma-aleaapp/

Cada proyecto que se emprende y cada instalación que se construye implican un importante estudio de variables. Por esto, existen compañías que se dedican a generar reportes de pronósticos y obtención de mediciones en tiempo real, a medio y largo plazo. 

Un ejemplo de informes en el corto plazo pueden ser las redes eléctricas inteligentes que se expanden con rapidez, al mismo tiempo que crece el mercado. 

Hoy los flujos de energía son diferentes a los tradicionales: intermitentes y bidireccionales. Las Smart Grids ayudan a ahorrar energía, reducir costos, incrementar la usabilidad y la transparencia. 

Estas se ocupan de equilibrar la oferta y la demanda de energía en cada momento, de manera que el sistema eléctrico funcione correctamente. Para eso, será imprescindible monitorear y prever con rapidez y cierta antelación tanto el consumo como los múltiples e inestables productores. 

 

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El autoconsumo fotovoltaico toma fuerza ante la suba de precios de la electricidad en España

La invasión de Rusia a Ucrania, iniciada en febrero, generó una serie de consecuencias en los mercados europeos. En España, el precio de electricidad por MWh rompió su récord en marzo, con 545 euros el MWh, y llegando a tener picos de 700 € el MWh.

Sin embargo, en abril, la eólica y la fotovoltaica tuvieron incrementos de producción históricos, de un 4,8% y un 7% respectivamente, en la región ibérica, lo que derivó en el descenso del precio de la energía a 150 € el MWh, el valor más bajo desde el comienzo de la guerra.

Mientras que hace una semana, el presidente de España, Pedro Sánchez, pidió por la autonomía energética del país y reivindicó el apoyo de su gobierno hacia las energías renovables. 

Y en el marco del webinar “Autoconsumo contra la inflación”, organizado por la empresa noruega Otovo, el jefe de ventas en España Christian Rooney, destacó el rol del autoconsumo solar para generar ahorros económicos en el segmento residencial. 

Considerando que durante el 2021, más de 800.000 hogares y empresas españolas instalaron sistemas fotovoltaicos, como herramientas para combatir las subas en la tarifa de la electricidad. Y que la propia Otovo presentó informe del primer trimestre del 2022 en el que veía un crecimiento del 138% en España y, 13% para los emplazamientos que además incorporan almacenamiento como respaldo. 

Rooney destacó que con la compra de paneles solares, se puede ahorrar hasta un 50 o 60% del valor de la factura eléctrica. Y con la incorporación de baterías, ese número podría llegar al 90%.

“El cliente en vez de pagar 170 €, con una instalación fotovoltaica queda en 70 € al mes, llegando a ahorrar 1200 € al año, que es más de 15% de retorno de inversión de los sistemas”, resaltó el jefe de ventas de Otovo.

En esta línea, el especialista también recalcó la durabilidad de estas instalaciones, que poseen una garantía de 5 años como mínimo, y que se asegura un 80% de efectividad de producción a lo largo de 25 años.

“Con los paneles solares se garantiza energía a costes determinados durante el resto de la instalación y los usuarios se olvidan de la suba precios”, aseguró.

“En la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) en España, en 2021 se dispararon hasta el 6,5%, del cual el mayor porcentaje es la electricidad. Mientras que los valores de facturas en el país se multiplicaron por cuatro, y esta es una tendencia que no parece que vaya a bajar”, agregó directivo.

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Brasil podría volver a romper su propio récord de potencia eólica instalada en un año

La evolución de las renovables en Brasil fue exponencial en los últimos años, a tal punto que tan solo en 2021 instaló casi 6 GW solares (entre proyectos de gran escala y generación distribuida) y 3,8 GW eólicos, siendo récord del país en ambos casos. 

Y este 2022 no sería la excepción ya que podría darse otro gran salto en la penetración de las renovables en la matriz eléctrica e incluso volver a romper los registros de la potencia eólica instalada. 

“Prevemos terminar el 2022 con más de 27 GW eólicos operativos, lo que significa que nuevamente podríamos batir el récord ya que se estima 5 GW para este año», aseguró Elbia Gannoum, presidenta de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) durante el reciente evento de Latam Future Energy. 

“Esta velocidad aumentará en los próximos años porque nuestro promedio de contratación anual hasta 2017 era de 2,5 GW y ahora se incrementó hasta 4 GW, principalmente por el crecimiento del mercado libre”, agregó. 

Para tomar dimensiones, el protagonismo de Brasil en cuanto a la instalación de aerogeneradores es tal que durante el 2021 fue el tercer país del mundo que más invirtió en esa tecnología y actualmente ocupa el sexto lugar en cuanto a capacidad eólica instalada. 

“Tiene un papel fundamental en la expansión de fuentes renovables y también está muy bien posicionada en las nuevas inversiones. Incluso, la eólica ya es la segunda fuente de generación eléctrica de Brasil, con el 11,8% del total de la matriz gracias a 21,6 GW de potencia [795 parques operativos]”, detalló Elbia Gannoum

Además, según datos compartidos por la Asociación durante el virtual summit de LFE, la potencia onshore bajo esta tecnología llegaría hasta poco más de 34,5 GW al 2026, con una suba notoria entre el corriente año y el 2024. 

Crecimiento podría darse gracias a las Subastas de Nueva Energía, recordando que la A-4 se llevará a cabo el 27 de mayo, ya tiene 542 ofertas eólicas por un total 21432 MW y las centrales adjudicadas deberán entrar en operación antes del 2026. Mientras que para el segundo semestre de este año se prevé que se hagan la A-5 y A-6. 

Offshore

Por el lado del desarrollo de los proyectos en aguas jurisdiccionales de Brasil que otra vez aumentó la cantidad de parques y potencia en proceso de licenciamiento en el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA), alcanzando 133,3 GW repartidos en 54 centrales. 

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Argentina estrecha lazos con el Puerto de Rotterdam sobre hidrógeno verde

Energía Argentina S.A (ENARSA) firmó un acuerdo para proveer de hidrógeno verde al Puerto de Rotterdam (Países Bajos), producido a partir de un proyecto ubicado en la zona de Bahía Blanca. 

Y de ese modo ENARSA dio un paso muy importante para afianzar la relación comercial con el lugar donde se está construyendo un centro de abastecimiento a gran escala que suministrará a Europa con 4,6 millones de toneladas al año para 2030. 

Y en el caso particular del resto de Latinoamérica, tampoco pasa desapercibida la situación del puerto más grande de toda Europa – y el tercero más activo del mundo -, debido a que en ya se firmaron varios convenios y memorando con otros países de la región, lo que lo convierte en un polo estratégico para la comercialización, aplicación y transporte del vector energético, considerando todo el potencial de la región. 

A principios del año pasado, Chile fue uno de los primeros países de América Latina en firmar memorándum de entendimiento  (MoU por sus siglas en inglés) con la entidad portuaria para exportar hidrógeno verde hacia el viejo continente. 

Y cabe recordar que el país trasandino tiene una Estrategia Nacional de H2V, aprobada a finales del 2020, que posee tres objetivos principales: contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; producir el hidrógeno verde más económico en el año 2030; y estar entre los 3 principales exportadores para 2040.

Por lo que dicho acuerdo fue un paso histórico, tanto para su propios planes nacionales como así también para aportar a descarbonizar las matrices de los países que tienen la ambición de carbono neutrales. 

A la par de ello, Uruguay también estrechó lazos con el Puerto de Rotterdam e incluso lanzó un informe en conjunto (sumando al Banco Interamericano de Desarrollo – BID) sobre el potencial para realizar una economía del H2V. 

Estudio en el que se llegó a la conclusión de que el país podría alcanzar 300 GW de energía eólica offshore y 30 GW onshore, además de que requeriría hasta €45.000 millones para producir hidrógeno verde. 

Mientras que a fines del 2021, las autoridades gubernamentales de Uruguay viajaron a Europa y profundizaron la relación con la entidad portuaria que abarca más de 3000 compañías comerciales, mediante un MoU para promover inversiones y que dicha ciudad sea la entrada constituya una puerta de entrada  para el H2V producido en tierras uruguayas.

A ello se debe agregar que Colombia suscribió un memorando en febrero de este año, con el objetivo de establecer un corredor de exportación e importación de H2V y sus derivados, lo que permitirá avanzar en los objetivos de su hoja de ruta. 

Plan que proyecta que, hacia los próximos 10 años, haya entre 1 a 3 GW de capacidad para electrólisis en el país, lo que supone de 1,5 a 4 GW de capacidad instalada de renovables dedicada exclusivamente a la producción de hidrógeno, con la posibilidad de exportarlo, principalmente a Asia y Europa.

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Se agudiza el escenario de certeza jurídica para generadoras renovables en Honduras

Este 11 de mayo del 2022, tras cinco horas de debate, se aprobó en sesión ordinaria del Congreso Nacional de Honduras la creación 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

En específico, preocupa al sector de las energías renovables, la ratificación al articulo 5 de aquella nueva ley:

ARTICULO 5. CONTRATOS DE ENERGIA ELÉCTRICA GENERADA A PARTIR DE TECNOLOGÍAS SOLAR Y EÓLICA. Se autoriza a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica para que, a través de la Junta Directiva y la gerencia general, con base en la legislación nacional y las cláusulas contractuales, plantee bajo sus prerrogativas y facultades y por razones de interés público, la renegociación de los contratos y los precios a los que el Estado a través de la ENEE, adquiere el servicio de energía solar y eólica tomando como referencia los precios de la región Centroamericana, Caribe y América Latina. 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.

La noticia de su aprobación sorprendió a locales y extranjeros. Ya que no estaba previsto que ayer se realice la votación. Empero, desde el oficialismo solicitaron tomar una decisión en el momento, sin extender el debate, aprobando el proyecto de reforma fuera del debido proceso.

“Pido que se desarrolle un proceso de dispensa al segundo debate y que nos vayamos directamente al tercer debate y aprobemos hoy el decreto”, expresó al inicio del debate el vicepresidente del Congreso Nacional, Rasel Antonio Tomé Flores, quien además se refirió a la urgencia de la implementación de la ley para la recuperación de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Frente a aquello, algunas bancadas pronunciaron su disconformidad y apostaron a votar con abstención o en contra a la iniciativa para que el pleno continúe el debate en una tercera sesión. No obstante, se votó y quedó aprobada la dispensa para definir el rumbo del debate en la misma jornada. 

Fue clave, para la dispensa y posterior aprobación de los artículos de la ley, la intervención que tuvo el secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente de la ENEE, Erick Tejeda, quien apuntó directamente contra las generadoras: 

“Esta Ley que están hoy por debatir y, espero, por reformar trata de combatir las asimetrías de origen del subsector eléctrico, un subsector donde tenemos empresas generadoras con tasas internas de retorno altísimas, con ganancias multimillonarias y que han gozado de un negocio extremadamente rentable durante las últimas tres décadas algunos y otros hace 10, 15 y 20 años”. 

De este modo, el gobierno insiste en desplazar a empresas generadoras privadas, entre las que incluye explícitamente a las renovables, y las hace parte responsable del peor momento de las finanzas de la estatal. 

“Misteriosamente, dentro de todo el subsector solo la ENEE está quebrada, solo la ENEE tiene una deuda acumulada de 75600 millones de lempiras. Sólo la ENEE paga un servicio de deuda anual de 5000 millones”, observó Tejeda.  

Por ello, el oficialismo no sólo ha convocado al debate y aprobación de esta nueva ley, sino que también ha impulsado las mesas de renegociación de contratos a las que han citado a renovables en primera instancia. 

Ahora bien, con estas es que la ENEE tiene una gran deuda y al menos 13000 millones de atrasos en pagos a las generadoras, que también repercuten negativamente en la economía de las empresas a cargo del parque de generación actual.  

Desde la perspectiva del secretario de energía y gerente de la ENEE, “solo tenemos dos caminos: seguimos el modelo privatizador donde una crisis de mercado responde con más mercado o le damos un caracter humano y rescatamos a la ENEE como un patrimonio nacional, como bien público verticalmente integrada y al servicio de la gente”.

Si bien es cierto que aún hay retos de electrificación y democratización de este servicio ya que, según cifras oficiales, existen 300.000 hondureños que no tienen ningún acceso a la energía eléctrica; aquello no quita que las energías renovables sigan siendo parte de la respuesta para el mejoramiento del sistema eléctrico hondureño. 

La problemática continuaría si se desplaza al sector privado. Puesto que el gobierno cuestiona la idea de la escisión de la ENEE, que stakeholders recomiendan como la respuesta para su recuperación financiera. Por el contrario, el gobierno defiende que a través de la nueva ley se pueda concentrar las decisiones del sector en una sola empresa. Y aquel monopolio del sector eléctrico fue cuestionado, no sólo por su centralización en la estatal, sino por el temor de expropiación de otras empresas tras la renegociación de contratos. 

Al respecto, el congresista Luis Geovany Martínez acotó “Nosotros compartimos que debe haber una renegociación con generadores eléctricos, principalmente a los térmicos y eólicos a los que le dieron privilegios para que hasta estas alturas estén vendiendo energía a 19 centavos de dólar el kWh”.

Por otro lado, el congresista Marco Midence Milla subrayó: “Debemos separar la discusión de la revisión de contratos con la gobernanza del mercado. Es importante entender que hay temas en los que no podemos retroceder. ¿Y saben qué? Es un tema técnico”, sinceró, señalando que la decisión cambiará la economía local.

“El sangrado es por las pérdidas y hay dos tipos de pérdidas. En las técnicas debe ser un mandato invertir  en las redes de transmisión y distribución, porque es un tema sistémico, es resolver un problema de ahora y de dentro de cuatro y cinco años.  Otro tema fundamental que hay que decir además de las pérdidas técnicas son las no técnicas, que en palabras sencillas es hurto. El hurto de la energía en este país representa casi el 50% de la pérdida. No obstante, esta pérdida que es un sangrado muy grave no está debidamente tipificado en la legislación nacional y no hay sanciones para quienes lo provocan”, alertó el congresista Milla pidiendo analizar la nueva ley bajo la luz del contexto.  

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Chile planea la participación estatal y la integración regional para el hidrógeno verde

“El Estado tiene que tener un papel preponderante en la industria del hidrógeno”, anunció categórico el Subsecretario de Energía Julio Maturana.

Durante la apertura del evento Renewables, Storage & Hydrogen, producido por Latam Future Energy, el funcionario explicó que la intención será preparar a la Empresa Nacional de Petrolero (Enap) “para entrar al negocio del hidrógeno y tener al Estado con un rol preponderante”.

Destacó que la compañía chilena cuenta con experiencia en fluidos. Además, ha dado sus primeros pasos en esta industria junto a HIF Chile, arrendando terrenos en Magallanes para la producción de este energético.

Cabe resaltar Chile, en su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde se propuso contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; producir el hidrógeno verde más económico en el año 2030, en torno a los 1,3 dólares por kilo; y estar entre los 3 principales exportadores para 2040.

En esa línea, la anterior gestión, promotora de este plan, indicó que al 2050 Chile podría generar en exportaciones de hidrógeno las mismas cantidades de divisas que hoy le significa la industria del cobre.

Consultado al respecto, Maturana eligió ser cauto para hablar de números, e indicó: “En la medida que nosotros vayamos teniendo precios competitivos vamos a poder generar alternativas dentro del país como para la exportación y que ello vaya a desarrollar la industria”

“Lo importante aquí es tener las perspectivas de desarrollo, que todo este crecimiento es parte de un modelo y que la tecnología verde le traerá beneficios al país con industria local y desarrollo local, así como beneficios que tengan que ver con la exportación y con la solidaridad y coordinación con los países vecinos”, enfatizó el segundo de la cartera energética.

Cabe resaltar que, a principios de este mes, los embajadores de Argentina y Chile llevaron a cabo un seminario donde se conversó sobre la transición energética (ver nota) y donde se puso sobre el tapete la posibilidad de integración regional para la industrialización, producción y exportación de este energético hacia los principales mercados del mundo.

“Exportar conocimiento”

Acerca de los próximos pasos que este Gobierno tomará en el plan de hidrógeno, Maturana sostuvo: “Hay mucho dinamismo en el mundo por diversos factores internacionales y eso nos ha impulsado a tomar acciones cada vez más concretas. Queremos comenzar a profundizar un poco más en nuestra estrategia de hidrógeno verde, abrir ciertas ramas y, además, comenzar a pensar en el mercado interno de hidrógeno verde para no solamente exportar el energético sino también conocimiento”.

Planteó la posibilidad de “ser beneficiarios de esta industria en el mercado interno, y que podamos dar soluciones energéticas a las personas con esta nueva industria”.

“La idea del hidrógeno verde es que esto se transforme en lo que nosotros llamamos un nuevo modelo de desarrollo, donde los territorios, en armonía con los proyectos generan beneficios directos para la comunidad y que a la vez Chile se transforme en un referente de este nuevo mercado”, indicó el Subsecretario de Energía.

En esa línea, recordó que hace algunos días se creó el Comité Corfo de Hidrógeno Verde para “desarrollar industria, acelerar la demanda y generar las condiciones habilitantes para la exportación, entre otras cosas”.

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12 empresas deberán poner en marcha al 2023 casi 1GW fotovoltaico en España

En octubre del año pasado se adjudicó, por medio de las subastas del Régimen Económico de Energías Renovables (REER), a 12 empresas poco más de 750MW de energía solar fotovoltaica.  Las cuales deberán estar operativas a más tardar el 30 de junio del 2023.

De lo contrario las empresas contarán con un plazo extra para iniciar operaciones, antes del 30 de agosto del 2023, pero atado a un aumento en el monto de las garantías. 

Si los proyectos no estuvieran operativos para esa fecha, a las compañías no solo se les ejecutará la caución, sino también que perderán el contrato de abastecimiento de energía (PPA), celebrado con el estado español.

Entre las empresas que se destacan se puede mencionar a Naturgy, que fue la gran ganadora de la subasta, con cerca de 221MW, el promedio de adjudicación de esta oferta fue de 32,36 euros/MWh. Entre las tres solicitudes de la empresa suman alrededor de 3.200 GWh de energía mínima preasignada.

La compañía Nearco Renovables S.L. fue otro de los grandes ganadores en la subasta, llevándose 215MW, a precio promedio de 29,54 euros/MWh, con 20 diferentes proyectos de unos 10MW cada uno. La suma general de la energía mínima que deberá generar es de casi 200.000.000 MWh.

Otros participantes como Ignis Desarrollo y Bruce Energy consiguieron 144MW y 100MW, respectivamente. Con un precio promedio de 32,93 para el primero y 30,38 euros/MWh el segundo.

Luego otras empresas como EDP Renovables se adjudicaron casi 60MW a 32,90MWh, Total energies 35MW, Abei Energy un poco más de 23MW, Engie España Renovables unos 22 MW, Fotogeneración Talia 10,5MW, Total energies y finalmente Trebol desarrollos fotovoltaicos con 6MW a 29,64 euros/MWh.

Cabe recordar que este régimen forma parte del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que plantea como objetivo sumar cerca de 30GW instalados en fotovoltaica para el 2030.

Generación Distribuida

Por el lado de la generación distribuida fueron dos las empresas que ganaron adjudicaciones, la primera es Blacksalt Asset, a un coste de 36,88 euros/MWh, con algo más de 3MW.

La otra es la compañía española Enerland, que consiguió un total de 2,5MW, dividido en tres solicitudes con un precio promedio de 35,60 de euros el MWh.

En el resumen general de la subasta REER, el precio promedio de las 42 solicitudes fue de un total de 31,21 euros por MWh.

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Mano a mano con el nuevo presidente de ASOFER: reglamentos, incentivos y precios de renovables en República Dominicana

República Dominicana cuenta con un poco más de 700 MW de capacidad instalada de energías renovables no convencionales en el sistema eléctrico dominicano, pero estos representan apenas un 13.5 % del total instalado. 

Si se suman los 220 MW en medición neta, distribuidos en 8000 clientes, las ERNC aún no llegan al 20 % por sobre los más de 5000 MW del parque de generación dominicano total.

¿Cuánto más pueden crecer la eólica y solar en territorio dominicano? ¿Los 800 MW que se licitan en ciclo combinado desplazan a las renovables? ¿Se pueden trabajar otros mecanismos y programas que fomenten una mayor penetración de renovables?  

Sobre estos y otros temas accedió a conversar Marvin Fernández, nuevo presidente de la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), durante el ciclo de entrevistas “Protagonistas”, al que participan actores clave del sector energético renovable. 

¿Qué observaciones realiza ASOFER sobre el reglamento de generación distribuida? ¿Cuál es el precio de referencia para la tecnología eólica y solar en gran escala? ¿Qué estrategias se pueden implementar para que el almacenamiento se integre de manera competitiva? Son otras cuestiones sobre las que le consultó Nanda Singh, periodista de Energía Estratégica. 

La entrevista podrá verse completa a partir del día viernes 13 de mayo a las 10 am (GMT-5). El acceso es libre y gratuito sin inscripción. Se invita a todos a activar el recordatorio en el video para recibir una notificación cuando inicie la transmisión. 

Este viernes, también habrá tiempo para un espacio íntimo donde conocerán en profundidad el lado humano de Marvin Fernandez, cómo es su compromiso con acciones que mitiguen el cambio climático, cuándo sintió el flechazo por las energías renovables y cuáles son sus proyecciones a futuro. 

De allí es que Marvin develará a la audiencia cómo empezó a involucrarse personalmente y profesionalmente en temas vinculados al medio ambiente y renovables, su paso por España, sus inicios en GreenBox, así como su afecto especial por ASOFER. 

Agende el horario de su país para ver la entrevista este viernes 13 de mayo mediante las cuentas de LinkedIn, Facebook y YouTube de Energía Estratégica. 

No requiere inscripción previa. Recuerde activar un recordatorio para recibir una alerta cuando inicie la transmisión y dejarnos un “me gusta” en apoyo a este contenido gratuito y de calidad.

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Perspectivas y nuevos desarrollos renovables: Lo que dejó el evento de Brasil de Latam Future Energy

Brasil también tuvo su propio evento virtual de Latam Future Energy, justo un día después del “LFE Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen”, en el que diversos líderes de Latinoamérica y el Caribe debatieron sobre las tendencias del mercado renovable, las perspectivas del almacenamiento y de la transición energética.  

Y al igual que el webinar del martes, “LFE Virtual Summit Brazil Renewables” contó con la participación de quince referentes del sector energético del país y más de 3500 espectadores que apoyaron la jornada virtual a través de la diferentes redes sociales en las que se transmitió el evento. 

Durante el mismo, el foco estuvo puesto en el rol que tomarán la energía solar y la eólica en el futuro, los nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas para la industria y la competitividad de las fuentes de generación para un Brasil 100% renovable.

Aunque teniendo en cuenta que el país atraviesa un momento peculiar a comparación de otros años, pero que donde tanto la energía fotovoltaica como aquella producida por aerogeneradores no para de crecer, además que este año habrá tres Subastas de Nueva Energía (A-4 ya en desarrollo; mientras que la A-5 y A-6 recientemente se publicaron las bases) y ya se analiza la implementación de la eólica offshore. 

Es por ello que desde Energía Estratégica compartimos las mejores frases del “LFE Virtual Summit Brazil Renewables” que dejó mucha información a considerar para un mayor crecimiento de la energías limpias en el país y en la región: 

Ricardo Barros, vicepresidente de Generación Centralizada de ABSOLAR: “Las perspectivas de la Subasta de Nueva Energía A-5 son interesantes y puede ser un buen momento para la contratación de energía solar, eólica y otras tecnologías. (…) Pero para llegar al escenario optimista de 46 GW previsto para el año 2026, hacen falta más proyectos de mercado de los que realmente habrá”. 

Daria Langenberger, directora de Desarrollo de Brasil de Powertis: “El impacto en el sector, en orden de movimiento e implantación nuevas fuentes, será relativamente limitado si comparamos con el pasado”. 

Ricardo Cantoni, gerente de ventas de Brasil de Soltec: “Estamos verticalizando la producción e internalizando los procesos, tratando de acercar las fuentes de componentes más próximas a la gente y aumentando la cantidad de proveedores”. 

Fernando Castro, Country Manager Brasil de JA Solar: “Estamos iniciando un nuevo módulo de 580 W, complementando la línea que tenemos actualmente. Y en el segundo semestre introduciremos paneles N-Type con mayor eficiencia, de 22% a 23% y tendremos módulos de 620 W”. 

Talyson Alves, Marketing Manager de Growatt Brasil: “Iniciamos la estructura enfocada en proyectos grandes para estar en sintonía con la Subasta de Nuevas Energías. Y nuestro próximo paso será estructurar un equipo interno centrado en esos asuntos”. 

Elbia Gannoum, presidenta de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica): “Prevemos terminar el 2022 con más de 27 GW eólicos operativos, lo que significa que nuevamente podríamos batir el récord de potencia instalada con aerogeneradores [3.8 GW en 2021] ya que se estiman un crecimiento de 5 GW para este año». 

“Además, hay 133,3 GW de proyectos eólicos offshore en proceso de licenciamiento en el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA)”, agregó.

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2228 MW fueron adjudicados para cubrir el cupo de eólica terrestre en España hacia 2025

En esta oportunidad, el producto a subastar fue la potencia instalada. La reserva mínima planteada para la eólica terrestre fue de 1.500 MW. 

Cinco empresas lograron adjudicaciones en la subasta de energía eólica terrestre. En total serán 2228 MW de potencia que se deberán tener listos hacia el 30 de agosto del 2024. 

La empresa Green Capital logró ser la adjudicataria de la mayor cantidad de MW. Los 19 proyectos presentados suman 1340 MW. 

No es la primera vez que esta compañía gana bajo este mecanismo. También lo hizo en las anteriores, no solo en eólica terrestre sino con sus proyectos de fotovoltáica. 

Su oferta fue la más accesible, con un precio promedio de 27,28 €/MWh. Mientras que la segunda compañía con más adjudicaciones lo hizo con 34,37 €/MWh. 

Esta fue Nearco Renovables, quien consiguió más proyectos que el resto de las empresas presentadas, tres más que Green Capital. Cada uno de 24 MW, es decir un total de 532,4 MW adjudicados que deberá comenzar a disponer desde el 31 de octubre del 2024, al igual que el resto. 

Otra de las ganadoras ha sido Repsol Renovables, quien se ha hecho de 138 MW al precio promedio de 31,06 €/MWh, con tres adjudicaciones. Mientras que La Rasa Energy, con dos proyectos alcanzó 200 MW a 27,97 €/MWh. 

Por su parte, AV Paxareiras, ganó un proyecto de 17,6 MW a 36 €/MWh. 

Durante por lo menos 12 años las empresas deberán disponer de la cantidad de MW. Según el Régimen Económico de Energías Renovables (REER) este puede ser ampliado, excepcionalmente, hasta los 20 años en aquellos casos en los que esté justificado por tratarse de tecnologías con una alta inversión inicial o riesgo tecnológico.  

En el caso de que la energía de subasta de una instalación no supere la energía mínima en el plazo máximo de entrega, se aplicará una penalización. Además existen hitos de control intermedios de la energía de subasta. En el caso de que exceda al 31 de octubre del 2024, la compañía quedará desvinculada. 

Dichas instalaciones participarán en los mercados diario e intradiario y percibirán un precio por la energía que se calculará a partir del precio de adjudicación de la subasta y del precio del mercado.

 

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Dos empresas compiten para abastecer de boyeros solares a once provincias de Argentina

Nuevamente sólo dos empresas se presentaron en una licitación pública nacional del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) al igual que ocurrió en la LPN N° 6/21. Y si bien en aquel entonces fue para la instalación y operación de una planta generación fotovoltaica con acumulación en Salta, en este caso se dio para la adquisición de 2.633 boyeros solares para once provincias de Argentina. 

Para ser precisos, la segunda convocatoria del año del programa contemplaba que las empresas podían presentarse para cualquiera o el total de tres lotes diferentes, que se repartían de la siguiente manera: 

Lote 1: 895 boyeros entre Salta y Tucumán
Lote 2: 878 sistemas entre Jujuy, La Rioja y San Juan 
Lote 3: 860 boyeros solares entre Chubut, La Pampa, Mendoza, Neuquén, Río Negro y Santa Cruz.

La primera propuesta en conocerse durante la apertura de sobres fue la de Dimater S.A., compañía tucumana que sólo cotizó por el Lote N° 1 por un total de USD 1.475.215,22; aunque en la presentación no se aclaró si se consideraba (o no) incluido al Impuesto al Valor Agregado (IVA). 

Mientras que por el lado de FIASA (Fábrica de Implementos Agrícolas SA) sí realizó una oferta de USD 2.646.047,02 por todos los segmentos previamente mencionados, pero no discriminó lote por lote en la presentación aunque sí en un anexo, según comunicaron las autoridades del PERMER durante la transmisión del evento 

Y cabe recordar que ambas ofertas tendrán una validez de ciento veinte días a partir de la fecha de apertura. En tanto que el cronograma de entregas por lotes deberá durar como máximo entre 90 y 180 días, dependiendo cada provincia y considerando, entre otros aspectos, que se requiere que los paneles fotovoltaicos sean, como mínimo de 10 o 20 Wp según el tipo de kit correspondiente. 

¿Cómo sigue el cronograma del PERMER? El 31 de mayo es la fecha límite para presentar las propuestas de la LPN N° 3/22, la cual prevé que se instalen equipos en 493 centros de centros de atención primaria de salud en Catamarca (35), Chaco (52), Chubut (12), Córdoba (11), Jujuy (21), La Rioja (2), Misiones (3), Neuquén (28), Río Negro (10), Salta (129), Santa Cruz (11), Santiago del Estero (173) y Tucumán (7). 

Y el siguiente cuadro indica los requerimientos mínimos que deben ser satisfechos por los kits, de acuerdo con la demanda de energía de los  centros de atención primaria de salud y los valores de insolación de cada región geográfica.

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Tello de GIZ: “El foco del desarrollo del hidrógeno verde debe estar puesto en la demanda local” 

La Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde en Chile postula utilizar de aquí al 2050 el 10% del potencial renovable. Eso significa crear en 30 años una industria sustentable equivalente en volumen a toda la minería, que lleva más de un siglo de desarrollo.

Chile importa prácticamente todos sus combustibles fósiles y recién comienzan a usar sus propias fuentes renovables en forma de electricidad y calor. Esto lo convierte en un escenario potencialmente provechoso a nivel económico para las energías verdes.  

El Hidrógeno Verde se convierte en una oportunidad a explotar para el almacenamiento y abastecimiento de la red eléctrica chilena. La pregunta es: ¿habrá demanda local tal para justificar proyectos grandes, de tal manera que el costo del hidrógeno sea competitivo con el combustible actual? 

Durante el primer panel del Latam Future Energy Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen: Tendencias en el desarrollo de proyectos de energías renovables combinados con hidrógeno verde, Pablo Tello Guerra, Asesor Técnico Proyecto Descarbonización de GIZ Chile, fue contundente sobre la idea de que la demanda local debe ser el foco de la transición. 

“El hidrógeno viene a ser un elemento crucial, un modulador de estos dos mundos que antiguamente se veían muy separados y que hoy en día se están juntando cada vez más y que cada vez hace más complejo el análisis”, aseguró el panelista

Además, planteó que las centrales de carbón pueden usarse con otros fines. “Sacar el carbón operativo y usar las instalaciones como solución térmica, como central a gas full hidrógeno”. 

Según explica, desde el punto de vista técnico hay varias compañías que se están dedicando a realizar los estudios para lograr este tipo de iniciativas. 

Sumando esta perspectiva con los avances de la electromovilidad, se puede decir que la demanda local sí llegaría a cubrir las inversiones necesarias. 

Para Tello, “El hidrógeno producido con energías renovables y procesos amigables con el medioambiente puede ser un elemento bastante potente para poder descarbonizar la matriz energética”. 

Pero para él no es lo mismo la forma en que se encaren este tipo de proyectos. El impacto que generen debe contemplar el desarrollo económico local, englobar análisis de la desalinización y la captura del agua que se necesita para hacerlo.

Mirá el panel completo sobre Tendencias en el desarrollo de proyectos de energías renovables combinados con Hidrógeno Verde

Tanto en la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde como en el Plan de Energía de Largo Plazo (PELP) se visualiza que Antofagasta y en la región de Magallanes serán los hubs de Hidrógeno Verde. Actualmente se anuncia la inversión en varios megaproyectos con capacidades de 1GW hasta 10GW eólicos.

 

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EDP consigue la mayor alianza en generación distribuida con proyectos de hasta 100MW

EDP acaba de firmar una alianza global para instalar hasta 100MWp de energía solar en unidades de Faurecia en Europa, Asia y Estados Unidos. A finales de 2023, tiene como objetivo instalar más de 60 parques solares de autoconsumo en las fábricas de la multinacional en Portugal, España, Italia, Estados Unidos, China, Corea del Sur, Japón y Tailandia.

Este es el mayor proyecto de energía solar distribuida realizado hasta el momento por el Grupo EDP y el primero que se instala con un mismo socio en varios continentes simultáneamente.

Faurecia, empresa especializada en la producción de componentes de automoción y con presencia global, comenzará a consumir energía renovable producida en sus propias instalaciones, reduciendo significativamente su dependencia de la red eléctrica.

Esta asociación también es un paso importante hacia los objetivos de Faurecia de reducir progresivamente las emisiones de carbono de sus operaciones industriales (alcance 1 y 2).

Esta alianza se basa en un modelo As-a-Service, con la inversión a cargo de EDP, así como su mantenimiento y operación, y estableciendo contratos a largo plazo ajustados a las necesidades locales de cada mercado de Faurecia.

Se espera que los más de 60 proyectos puedan llegar a tener, en su conjunto, hasta 200.000 paneles solares, y que eviten más de 60.000 toneladas de CO2 durante la próxima década.

En Europa y en Brasil, EDP está alcanzando cifras récord de generación distribuida contratada y ya ha instalado alrededor de 300MWp en edificios y suelos de empresas y familias a través de EDP Comercial.

La compañía viene creciendo en este segmento en varios mercados europeos, a través de crecimientos orgánicos y adquisiciones, como ocurrió recientemente en Polonia, a través de Soon Energy, o en Italia, con la compra de Enertel.

En Estados Unidos y Asia Pacífico, EDP entró recientemente en la energía solar distribuida a través de EDP Renovables, con las adquisiciones de la norteamericana C2 Omega y la asiática Sunseap, respectivamente. Esta asociación es un paso importante en la consolidación de este segmento en estos mercados.

Mientras tanto en España, donde esta alianza con Faurecia supondrá la instalación de 11,31 MWp, EDP cuenta con una cartera de proyectos solares contratados desde el inicio de su actividad, en hogares y empresas de todo el país, de 107,3 MWp.

El autoconsumo, que es una de las soluciones energéticas con mayor potencial de ahorro, evitará en nuestro país la emisión anual de más de 619.000 toneladas de CO2 a la atmósfera, lo que se traduce en un impacto positivo en la calidad del aire similar al que generarían más de 46 millones de nuevos árboles.

“Este acuerdo refuerza la capacidad de EDP para responder a los clientes multinacionales que desean elegir soluciones de generación distribuidas en diferentes países, además de contribuir con la transición energética a escala global.

Al sumar 100 MWp de capacidad solar contratada, EDP está un paso más cerca de alcanzar un crecimiento de 10x para 2025”, declara Miguel Stilwell d’Andrade, CEO del Grupo EDP.

“Producir energía renovable en nuestras instalaciones es un compromiso prioritario para cumplir con nuestro objetivo de convertirnos en CO2 neutral en 2025 en nuestras emisiones internas.

Aprovechar la colaboración estratégica con socios globales y líderes del sector nos permite acelerar y mejorar nuestra resiliencia energética de una manera más sostenible.

Además, refleja nuestra responsabilidad corporativa de tener un impacto positivo en la sociedad y satisfacer las necesidades de las generaciones futuras”, declara Patrick Koller, CEO de Faurecia.

La generación distribuida es uno de los ejes de crecimiento de EDP para esta década, teniendo como objetivo instalar más de 2GW en hogares y empresas hasta 2025, contribuyendo así al aumento de la producción de energía renovable y al acceso de más personas a fuentes de energía limpia

Sobre el Grupo EDP

EDP es un grupo energético internacional líder en creación de valor, innovación y sostenibilidad. Forma parte de los Dow Jones Sustainability Indexes (World y STOXX) y es además líder mundial en energía renovable.

En España, donde el Grupo EDP emplea de forma directa a más de 1.550 personas, es referente en el mercado energético, presente en la generación, con casi 5.000 MW de potencia instalada, 1,3 millones de puntos de suministro en distribución y una cartera de comercialización a clientes empresariales de energía eléctrica, gas natural y servicios con un consumo de más de 17 TWh/año.

Sobre FORVIA Faurecia

Fundada en 1997, Faurecia ha crecido hasta convertirse en un actor importante en la industria automotriz mundial.

Con 266 plantas industriales, 39 centros de I+D y 114 000 empleados en 35 países, Faurecia es líder mundial en sus cuatro áreas de negocio: asientos, interiores, Clarion Electronics y movilidad limpia.

La sólida oferta tecnológica del Grupo proporciona a los fabricantes de automóviles soluciones para el habitáculo del | 3 futuro y la movilidad sostenible. En 2020, el Grupo registró una facturación total de 14.700 millones de euros. Faurecia cotiza en el mercado Euronext Paris y es un componente del índice CAC Next 20.

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Solaire se consolida en el mercado colombiano a través de las máximas certificaciones de Huawei

Solaire es una de las empresas de mayor crecimiento del mercado colombiano. Comenzó a operar allí en 2008 como comercializadora de equipos y soluciones de energías renovables (fotovoltaica y solar térmica) y esa curva de aprendizaje la ha llevado a consolidarse como una de las principales proveedoras de la marca Huawei.

En una entrevista para Energía Estratégica, Catalina Palacios, Gerente General de Solaire, cuenta sobre las últimas novedades del mercado y las certificaciones que ha obtenido con la multinacional china.

¿En qué consiste la nueva certificación que Solaire ha obtenido de Huawei?

En el 2021, Huawei certificó a Solaire como su primer Socio partner Gold en el mercado colombiano, siendo esta compañía uno de los socios principales de la solución FusionSolar Smart PV de Huawei.

Hoy Solaire demuestra su alto potencial en servicios de valor añadido en ventas, diseño, capacitación, servicio y logística.

Huawei renueva una vez más su certificado a Solaire como partner Gold y otorga una nueva certificación como Service Partner (CSP) la cual tiene como objetivo principal revitalizar aún más la colaboración y mejorar los beneficios de los socios al tiempo que se proporcionan mejores servicios a los clientes.

Aumentar la capacidad de servicio es fundamental para lograr la mejora de la competitividad global y la permanencia de los clientes, al tiempo que se obtiene un valor añadido para el cliente y la marca.

Estamos orgullosos de esta certificación CSP y de poder apoyar a Huawei en el desarrollo de sus actividades en el mercado de energías verdes en Colombia. Esta alianza nos permite ofrecer equipos innovadores a nuestros clientes y cumplir con sus requisitos técnicos y ambientales.

¿Qué ventajas competitivas les garantiza a sus productos esta nueva certificación?

El acuerdo permitirá abrir futuras posibilidades de cooperación en el desarrollo tecnológico de la energía solar fotovoltaica y posiciona a Solaire como socio estratégico en la industria fotovoltaica en Colombia.

Huawei pretende llevar la digitalización a cada planta fotovoltaica, a cada empresa de energía renovable, y poder así ayudar a liderar la próxima era inteligente.

¿Qué expectativas de mercado tiene Solaire para este año?

Ofrecer a nuestros clientes los mejores equipos para sus instalaciones fotovoltaicas, Solaire tiene como misión ser el aliado perfecto para cada proyecto de energías sostenibles que se desarrollen en el mercado colombiano.

Apoyar a nuestros integradores a crecer y posicionarse en la industria se ha convertido en nuestro credo pues junto a ellos generaremos un cambio en la economía del país y sobre todo contribuiremos con el cuidado y la preservación del medio ambiente.

También tienen novedades en el área solar térmica, ¿qué nos puede contar al respecto?

Claro que si tenemos novedades en nuestra línea térmica. Pues con el fin de estar actualizados frente a los nuevos desarrollos tecnológicos de esta línea, solar térmica, hemos realizado nuevas alianzas con referentes a nivel mundial.

En estos momentos hemos iniciado relación con la marca griega Calpack, la cual nos aporta la capacidad de suplir el calentamiento térmico solar de grandes volúmenes de líquido, de una manera eficiente, al implementar la tecnología de colectores solares de placa plana de gran capacidad.

Esta tecnología está enfocada en la atención de grandes estructuras que requieren grandes volúmenes de agua a temperaturas específicas con el fin de generar ahorros energéticos diariamente y como resultado lograr ahorros económicos en el costo en las facturas y el mantenimiento por su larga vida útil.

Debido al crecimiento de nuevos aliados (tanto proveedores como clientes), a nuestro equipo ha ingresado un nuevo ingeniero experto en el tema térmico solar, para brindar todo ese acompañamiento técnico y comercial requerido por cada uno de estos.

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Anuncios y proyectos: Qué dijeron los líderes del sector renovable durante Latam Future Energy

Latam Future Energy volvió a reunir a los líderes del sector energético de Latinoamérica y el Caribe durante su nuevo evento online, denominado “LFE Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen”, el cual contó con 3500 espectadores repartidos en la transmisión multidestino, es decir, entre todas las plataformas y redes sociales de LFE. 

Allí, más de 25 referentes de gobiernos, empresas y asociaciones de la región se hicieron presente y debatieron sobre las tendencias en el desarrollo de proyectos de energías renovables, las perspectivas del almacenamiento en el futuro y el rol que tomarán tanto la solar como la eólica en la transición energética. 

Y las palabras de Julio Maturana, subsecretario de Energía del Ministerio de Energía de Chile, inauguraron oficialmente un evento en el que quedó demostrado que Latinoamérica y el Caribe continúan movilizándose cada vez más hacia la mitigación contra el cambio climático a través de las renovables, ya sea en gran escala como en proyectos pequeños y medianos. 

“Queremos darle mayor impulso a la generación comunitaria. Y en los próximos cuatro años, buscaremos quintuplicar la capacidad actual instalada bajo el modelo de GD. (…) Asimismo, tenemos un proyecto de ley de almacenamiento y electromovilidad en el Senado, al que daremos discusión inmediata y esperamos sacar la ley en el primer semestre del 2022”, sostuvo el funcionario de Chile. 

Seguido de ello, se realizó una serie de paneles sobre el panorama energético de la región, los nuevos desarrollos y desafíos, las regulaciones y competitividad de las nuevas tecnologías, entre otros temas de gran interés para el sector energético. Paneles que se pudieron apreciar a través de la transmisión gratuita de YouTube y que estará a disposición para futuras visualizaciones (ver enlace).

A continuación, las frases más destacadas del LFE Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen, antesala del “Virtual Summit Brazil Renewables”, el cual comenzará hoy a las 9 am (UTC -3): 

Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno (H2 México): “El 25 de mayo presentaremos un estudio para desarrollar la hoja de ruta que detone la industria del H2V y los primeros proyectos en el país”. 

Elié Villeda, Country Manager México y Regional Manager Latam North de First Solar: “Hay que ver a la planificación como un recurso estratégico, con dos o tres años de anticipación”. 

Sergio Rodríguez, Service Manager Latinoamérica de Solís: “Sacaremos una nueva serie de inversores híbridos en Latinoamérica y Estados Unidos, de un sistema de hasta 10 kW que puede instalarse en paralelo”. 

David Gottdiener, Business Development Team Leader de Distributed Energy System de Siemens: “Ya es rentable la tecnología del almacenamiento y todo indica que seguirá mejorando la ecuación. Es un reto en el presente, pero el futuro es prometedor para volverse masivo”.  

Rafael Pareja Zuluaga, director fotovoltaico de GreenYellow: “La compañía está enfocada en la construcción de 100 MW fotovoltaicos como mínimo en los próximos dos años en zonas como el departamento de Magdalena, Cartagena, Meta y Boyacá (Colombia). 

Juan Carlos Ruiz, Regional General Manager Colombia de Soltec: “La fotovoltaica será la líder mundial de la transición energética”.

Eduardo Solis, Latam Marketing Manager & Product Specialist de Growatt: “Me gustaría ver algo similar en redes inteligentes, como lo hacemos en Australia o Estados Unidos, donde los inversores híbridos interactúan con la red e inyectan si el proveedor lo necesita y ayuda a la estabilización bajo el formato de generación distribuida”. 

Ramón Fiestas, presidente del Global Wind Energy Council de América Latina: “No hay posibilidad de transición energética en Latinoamérica sin un desarrollo exponencial de energía eólica, es decir, multiplicar por tres la capacidad instalada actual en la región [40 GW]”. 

Andrés Gismondi, Country Manager & Sales Director South Cone de Vestas LATAM: “Vemos una combinación de pedidos concretos y tradicionales del sector eléctrico y la entrada fuerte de otros grupos que tienen intenciones mayores y que quizás dan sus primeros pasos”. 

Miguel Covarrubias, gerente de ventas Andes Región de Jinko Solar: “Estamos mirando el 2022 con muy buenos números y Latinoamérica es una parte importante para Jinko. Este año vamos con 2 GW de suministro de equipos y estamos diversificando la oferta en varios productos”. 

Mateo Ramírez, gerente de desarrollo de Nuevos Negocios de Nueva Energía en BYD: “La idea es tener un Hub Latinoamericano desde Panamá, con inventarios consistentes de sistemas de almacenamiento en todas sus escalas, sistemas pequeños y de gran escala”. 

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Maturana anticipó novedades sobre Net Billing y almacenamiento en Chile

Ayer, el Subsecretario de Energía de Chile, Julio Maturana, abrió el evento Renewables, Storage & Hydrogen, producido por Latam Future Energy. Entre los principales temas, el funcionario se refirió a Net Billing

“Queremos utilizar las cosas que ya tenemos y, en ese sentido, queremos darle un impulso importante a la generación comunitaria: la posibilidad de que distintas personas o entidades se agrupen para conformar una planta que le traiga beneficios a esa comunidad”, respondió al consultarlo sobre cambios en la regulación.

Recordó que el Gobierno se propuso llegar a los 500 MW de generación distribuida en los próximos 4 años y que hasta el momento Chile cuenta con apenas 100 MW.

“Queremos quintuplicar esa cifra y por eso estamos impulsando programas como Casa Solar para que llegue a más hogares, como aquellos vulnerables. Nos vamos a vincular con el Ministerio de Viviendas para impulsar el programa que ellos tienen de incorporación de sistemas fotovoltaicos en los hogares. También queremos impulsarlos en escuelas y estructuras municipales”, adelantó Maturana.

Consultado sobre la posibilidad que el Gobierno instrumente una suba del límite por conexión de 300 a 500 kW, el Subsecretario de Energía fue muy cauto: “Estamos estudiando el incremento del límite, para ver si se hacen cambios o no”.

“Algunos nos proponen 500 y yo les pregunto por qué no ir a 600 (kW). Lo importante es analizar cómo ha sido el crecimiento, sobre todo por segmentos de potencia, y una vez analizadas esas curvas tomar una decisión sobre cuánto más se podría incluir el aumento del límite”, aseveró.

Advirtió que no se trata de una cuestión de deseos sino de “tomar una determinación lo más lógica posible con los datos y que beneficie a la mayor cantidad de gente; y que, por otro lado, también cumpla con ciertas exigencias de seguridad del sistema”.

En esa línea, explicó que hay sitios de Chile que podrían soportar estos aumentos en el límite de capacidad a 500 kW pero que en otros lugares se requeriría de mayor infraestructura de red, por lo que se debería atender primero ese desafío.

“Lo importante es que estamos analizando todas estas variables para ver si en los próximos meses o años se puede establecer algún tipo de cambio como para permitir mayor introducción de generación distribuida al sistema”, sentenció Maturana.

Almacenamiento

Por otra parte, el funcionario recordó que en el Congreso avanza el proyecto de Ley que promueve el Almacenamiento de Energía Eléctrica y la Electromovilidad, y que espera sanción del Senado para luego reglamentarla.

“Ojalá que podamos sacar el proyecto en el primer semestre y es algo con lo que estamos en discusiones con los parlamentarios y parlamentarias para poder dar curso de esta Ley”, destacó el número dos de la cartera de Energía

Y remató: “Esperamos que durante este año ya podamos ver las primeras implementaciones”.

Maturana remarcó que con esta iniciativa se le darán “certezas a las personas de que se van a poder introducir sistemas de almacenamiento como baterías, que van a ser parte del sistema y con eso revertir estos grandes vertimientos que tenemos en la matriz pero también vamos a aportar a la descarbonización”.

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Integradores cuestionan demoras de las políticas de fomento para energía solar en Panamá

Panamá acumula 55,63 MW de capacidad instalada en sistemas fotovoltaicos para autoconsumo. Se trata de 1655 clientes que representan sólo el 1,4 % del total de la generación, de acuerdo con registros de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

Aquellas cifras que demuestran una poca participación de generación distribuida renovable en el sistema eléctrico panameño deberían recuperarse con la implementación de la Agenda de Transición Energética de Panamá, entre ellas la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED).

En aquella, se estima que, de implementarse los cambios necesarios, “se podrían lograr 1,7 GW de generación distribuida hasta el 2030”. Aquello es sostenido también por el BID que participó activamente en la elaboración de la ENGED.  

Ahora bien, el tiempo pasa y la capacidad instalada no aumenta. Desde la perspectiva de integradores solares panameños el problema radicaría en que la ENGED no ha impulsado cambios significativos aún para potenciar este tipo de alternativas de generación. 

“La consulta pública de esa estrategia incluía qué vamos a hacer y cómo vamos a hacerlo. Y ese es parte del problema, la ejecución se come a la estrategia en el desayuno”, advirtieron a este medio. 

Y observaron: “Si bien es importante que con la ejecución midamos los proyecciones y resultados, estamos de estrategia en estrategia y no aterrizamos en ejecución”. 

En detalle, integradores solares explicaron a este medio que las limitaciones continúan porque la reglamentación fotovoltaica sigue igual, los topes idénticos y los trámites para obtener los permisos de generación para autoconsumo resultan abrumadores para muchos clientes. 

En tal sentido, la fuente consultada profundizó en que se hace cada vez más complejo viabilizar proyectos pequeños y el mercado se concentra en ofertas de soluciones para clientes comerciales e industriales. 

“Si un cliente no consume más de 200 kWh no puedo voltear a verlo. Porque no sólo se le exigen los mismos trámites que a uno de escala superior superior sino que los costos externos terminan siendo superiores a los de la instalación”, advirtieron. 

¿Cuál sería la solución? Para acelerar la implementación de sistemas fotovoltaicos para autoconsumo proponen que se encomiende a la ASEP actualizar a la brevedad la regulación asociada a estas alternativas de generación. 

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Fimer suministra sus soluciones de alta tecnología para 30 plantas fotovoltaicas en el norte de México

Futursun ha desarrollado varios proyectos con FIMER, una empresa 100% italiana proveedor de equipos de energía renovable de primer nivel, especializada en inversores solares y sistemas de movilidad eléctrica, que ofrece soluciones llave en mano para la generación de energía. Gracias al know-how de Futursun y la experiencia de FIMER en la industria solar, esta asociación tiene como objetivo una mejora sustancial de la distribución de energía fotovoltaica en México.

Uno de los proyectos más relevantes desarrollados a través de esta alianza fue un total de 30 plantas fotovoltaicas que se instalaron en diversas ciudades del estado más grande de México, Chihuahua, de 2017 a 2021.

La primera etapa de este proyecto consistió en la instalación de 4 inversores FIMER TRIO-60, seguidos de 18 inversores FIMER PVS-100/120 TL, mostrando un claro ejemplo de la confianza del distribuidor en la marca FIMER y en sus soluciones innovadoras de alta tecnología para el mercado solar.

FIMER y Futursun completaron con éxito las 30 instalaciones de plantas en varias ciudades ubicadas en Chihuahua, Bachimba, Camargo, Nacia y la capital de Chihuahua utilizando PVS-120-TL.

PVS-120-TL es la solución de inversor de cadena trifásica conectada a la nube de FIMER para sistemas fotovoltaicos descentralizados rentables. Esta plataforma de alta potencia con potencias nominales de hasta 120 kW, maximiza el ROI para plantas solares C&I descentralizadas, ya que se requieren menos unidades. Debido a su tamaño compacto, se generan más ahorros en logística y en mantenimiento.

Con hasta seis MPPT, la recolección de energía se optimiza incluso en situaciones de sombreado. Gracias a la desconexión CC/CA integrada, 24 conexiones de cuerda, fusibles y protección contra sobretensiones no se requieren cajas adicionales.

Como se mencionó anteriormente, al comienzo del proyecto también se utilizaron FIMER TRIO-60. Estos inversores comerciales trifásicos cuentan con el diseño de un inversor string con la potencia de un inversor central y fueron seleccionados específicamente en las primeras 4 plantas construidas en Chihuahua y Bachimba.

Todas las plantas instaladas fueron de 488 kW y están destinadas a la venta total de energía, esto significa que toda la energía se vende a CFE (Comisión Federal de Electricidad) y la generada se paga cada mes. CFE es la empresa que suministra energía en todo el país, por lo que no importa a dónde se mueva tendrá una factura de CFE.

El objetivo principal de estas instalaciones es producir un ahorro de costes energéticos notables en comparación con los combustibles tradicionales. De hecho, el costo de producción es un 200 por ciento más bajo con la energía solar en comparación con el diesel, ya que la energía renovable es mucho más eficiente.

El último proyecto de estas 30 instalaciones fue una instalación en la azotea en el área de Naica, una ciudad en el estado mexicano de Chihuahua.Este proyecto específico se destaca entre los demás ya que incluyó un medidor de servicios públicos bidireccional.

En México el modelo de interconexión para generación distribuida de energía permite a través de un medidor bidireccional contar la energía excedente y almacenarla en un banco virtual de energía para tenerla disponible para otro período del año, lo que permite ahorros aún mayores. La gama del proyecto de techo Naica fue de 499 kW fotovoltaicos y se utilizaron inversores FIMER PVS-120 para el autoconsumo.

En total, las 30 plantas realizadas por Futursun con FIMER PVS-120 principalmente, son ya una realidad en esta región del norte de México, donde las altas temperaturas y las condiciones climáticas extremas representan un factor decisivo a la hora de elegir un inversor eficiente con un excelente servicio técnico.

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Sergio Díaz – CEO y Director General de Futursun afirmó: «Nuestra calidad en componentes y ensamblaje nos permite tener éxito en lo que hacemos, ya que no escatimamos en detalles al hacer la construcción subterránea. Para nosotros, FIMER es una marca que garantiza una respuesta rápida, excelente calidad y experiencia. Los inversores PVS-120 eran ideales para nuestras necesidades específicas en todas las instalaciones».

César Alor – Country Manager de FIMER México, comentó: «Nos sentimos honrados de ser un socio de confianza de Futursun y nos complace que hayan elegido nuestros inversores PVS-120 y TRIO-60 para sus proyectos innovadores. Esperamos futuras colaboraciones para otros proyectos similares de energía sostenible en su área de mercado».

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Ingeteam investiga cómo hacer más eficiente la producción de hidrógeno verde

Hace más de una década que se desarrolló el primer electrolizador para producir hidrógeno verde en España. Fue en el año 2012 cuando se puso en funcionamiento el primer prototipo de 50 kW de stack electrolizador y 200kW de planta.

Las pruebas, que se desarrollaron en el Centro Nacional del Hidrógeno, ubicado en Puertollano, Ciudad Real, se centraron en la validación de la tecnología electrolizadora y el desarrollo de algoritmos de control para optimizar la eficiencia y la vida del electrolizador.

Hoy se siguen realizando ensayos de envejecimiento y monitorización 24/7, es decir, 24 horas al día durante 7 días de la semana en el Centro Nacional del Hidrógeno. 

La tecnología de Ingeteam estaba presente en ese primer electrolizador que hubo en España y que sigue produciendo hidrógeno a día de hoy. El desarrollo de dicho electrolizador se llevó a cabo entre los años 2006 y 2012 en la ciudad de la innovación de Sarriguren (Navarra), en un proyecto desarrollado conjuntamente entre Ingeteam y Acciona Energía. 

Una vez concluido el proyecto con la instalación de ese primer prototipo de 50 kW en el Centro Nacional del Hidrógeno, Ingeteam se tomó un tiempo de reflexión para enfocar adecuadamente cuál debía ser su propuesta de valor en el sector del hidrógeno verde, siempre con la vista puesta en que su tecnología pudiera contribuir a la descarbonización de la energía y a lograr que el hidrógeno sea un verdadero vector energético limpio.

En la electrolisis, el proceso que efectúa el electrolizador, las moléculas de agua se dividen en hidrogeno y oxigeno mediante el suministro de electrones. La electrónica de potencia y control para la alimentación de la corriente eléctrica es, por lo tanto, uno de los aspectos claves de la producción de hidrogeno verde por electrolisis.

La tecnología utilizada para aportar los electrones al agua tiene un gran impacto en la eficiencia y en la vida del electrolizador. Por otro lado, es la tecnología de conversión eléctrica la que asegura una buena integración de una planta de producción de hidrógeno verde en la red eléctrica. 

Considerando la dilatada experiencia de Ingeteam en electrónica de potencia para grandes plantas de generación de energía renovable, donde la compañía cuenta ya con 80 GW en convertidores conectados a la red, y la presencia y conocimiento de Ingeteam en más de una decena de aplicaciones de conversión eléctrica, parece claro que la propuesta de valor de Ingeteam pasa por ser un socio estratégico en la tecnología de la electrónica de potencia y control de los fabricantes de electrolizadores. 

Siendo la electrónica de potencia y control uno de los subsistemas clave de los electrolizadores, la misión de Ingeteam Green H2 es contribuir con su tecnología de conversión eléctrica a hacer competitivo el hidrógeno verde, y facilitar la integración de grandes plantas de producción de hidrógeno en redes con alta penetración de energías renovables. 

Harkaitz Ibaiondo, director del negocio de hidrógeno verde de Ingeteam, manifestó que “en Ingeteam estamos orgullosos de haber sido pioneros, una vez más, en una tecnología que hemos desarrollado y que actualmente está llamada a jugar un papel fundamental en la descarbonización de la energía, como es la producción de hidrógeno verde.” 

En este sentido, el directivo añadió que “nuestra dilatada experiencia en el campo de la electrónica de potencia aplicada a la generación de energía renovable nos coloca en una buenísima posición para encarar este nuevo reto. Y eso sumado a nuestro profundo conocimiento de la tecnología propia del electrolizador y las necesidades técnicas de cara a alimentarlo, nos coloca como un actor de referencia en este campo, con una propuesta de valor única en el mercado.”

Cabe destacar que Ingeteam cumple su 50 aniversario posicionándose como un actor clave en la transición energética. 

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Sudamérica: Innergex contrató almacenamiento a Mitsubishi Power por 425 MWh en baterías

 Innergex Renewable Energy Inc.  (TSX: INE) (“Innergex”), un productor independiente de energía renovable que desarrolla, adquiere, posee  y opera centrales hidroeléctricas, parques eólicos, parques solares e instalaciones de almacenamiento de  energía en cuatro países, adjudicó a Mitsubishi Power un contrato para la instalación de dos proyectos a  escala comercial del sistema de almacenamiento de energía en baterías (“BESS”, por sus siglas en inglés [Battery Energy Storage System]) con su solución de almacenamiento Emerald en los parques solares  fotovoltaicos existentes Salvador y San Andrés, el desierto de Atacama, en el norte de Chile, totalizando 425 megavatios-hora (“MWh”). 

Los proyectos BESS con una duración de 5 horas son los primeros proyectos de almacenamiento en  parques solares en Chile, y los primeros de Mitsubishi Power en Sudamérica. El parque solar fotovoltaico  Salvador, de 68 megavatios (“MW”), de Innergex, adicionará 50 MW/250 MWh de capacidad de  almacenamiento y el parque solar fotovoltaico San Andrés, de 50,6 MW, adicionará 35 MW/175 MWh de  capacidad de almacenamiento. Se espera que ambos proyectos de BESS entren en funcionamiento en  2023 y contribuyan a los objetivos nacionales de descarbonización de Chile de un 80% de electricidad  limpia para 2030 y un 100% para 2050. 

Los dos BESS proyectos en conjunto representan una inversión de $US 128.5 millones  (166.6 millones $CAN). Los proyectos se beneficiarán de los pagos por capacidad y, adicionalmente,  venderán energía en el mercado comercial, permitiendo a las instalaciones atender las necesidades del mercado. Chile reconoce la importancia del almacenamiento de energía en la Política energética 2050 y  actualmente se encuentra desarrollando nuevas y más avanzadas regulaciones de capacidad que  reconocerán, además, la valiosa contribución de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías a  la confiabilidad de la red y su compensación. Estos pagos por capacidad representan un importante  componente del flujo de ingresos totales del sistema BESS. 

Los proyectos BESS a escala comercial en los parques solares Salvador y San Andrés son los primeros  de este tipo por parte de Innergex en Chile y cumplen con su misión de construir un mundo mejor con  energías renovables. Los proyectos también brindarán solidez a la red y a la infraestructura de  transmisión y distribución existente en el país. 

Michel Letellier, presidente y director ejecutivo de Innergex señaló: “Chile sigue siendo un mercado  atractivo para Innergex y nos complace continuar nuestra expansión agregando ahora los sistemas de  almacenamiento de energía en baterías a nuestros activos existentes. La combinación de energía  hidroeléctrica, eólica, solar y de baterías de almacenamiento de energía permite a Innergex satisfacer las  necesidades del cliente en cualquier momento del día; y a través de su cartera de proyectos, ofrecer un  suministro de energía 24/7 a clientes industriales. Adicionalmente, los pagos por capacidad por el  almacenamiento de energía permiten a estos proyectos beneficiarse de ingresos estables y predecibles a  los que se suman los ingresos procedentes del mercado comercial, lo que hace que estos proyectos sean viables.” 

Ambos proyectos utilizarán el controlador de planta integrado Emerald de Mitsubishi Power, que es un  sistema de gestión energética (“EMS”) y un sistema de control de supervisión y adquisición de datos  (“SCADA”) con operación BESS en tiempo real y una plataforma de monitoreo/control de supervisión.  Mitsubishi Power aprovecha su experiencia de décadas de tecnología de monitoreo y diagnóstico para  permitir el mantenimiento preventivo, maximizar la fiabilidad, y acceder a análisis operacionales. Para  mayor seguridad física, en ambos proyectos se utiliza una química a base de fosfato de hierro y litio  (“LFP”). Comparado con otras composiciones químicas, la LFP otorga mayor duración y una superior  estabilidad química y térmica, cumpliendo a la vez las normas de seguridad UL 9540 y UL 9540A. 

Mitsubishi Power tiene más de 1,7 gigavatios-horas (“GWh”) de proyectos en despliegue globalmente, con  soluciones BESS que aumentan la confiabilidad renovable, ofrecen estabilización de frecuencia y reducen  los costos de energía. 

Tom Cornell, vicepresidente Sénior de soluciones de almacenamiento de energía de Mitsubishi Power  Americas, señaló: “A medida que las iniciativas de descarbonización se aceleran y la generación de energías renovables se expande, el almacenamiento de energía en baterías es esencial para lograr cero  emisiones. Nos complace traer nuestra tecnología a Sudamérica y expandir nuestro negocio más allá de  Norteamérica. La colaboración entre energías renovables y las soluciones de almacenamiento Emerald  de Mitsubishi Power está permitiendo un futuro energético mejor, más brillante y robusto para nuestros  clientes de Chile y del resto del mundo”.  

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JA Solar se propone 2 GW en Latinoamérica y la generación distribuida tendrá un papel preponderante

Ayer, en el marco del evento Renewables, Storage & Hydrogen, producido por Latam Future Energy, Victoria Sandoval, Sales Manager para México de JA Solar, se refirió a la retracción que está experimentando México en materia de renovables.

“En el mercado lo que he visto es una ralentización en el desarrollo de parques fotovoltaicos, consecuencia de cambios en la normativa, pero muchísimo empuje en el desarrollo de tecnologías hacia el lado de generación distribuida”, enfatizó la directiva.

Destacó que para Latinoamérica la meta de JA Solar es llegar a los 2 GW de venta de paneles, “de los cuales 30 a 40%” estarán enfocados al negocio de la autogeneración.

Sobre la generación in-situ también comentó que son una oportunidad a corto plazo en el mercado, principalmente por su facilidad, su rapidez de instalación y tiempo de desarrollo en un proyecto de 10-20kW. 

Sandoval, además, anticipó que la empresa china fabricará un modelo de paneles solares fotovoltaicos exclusivos para la generación distribuida.

Sobre JA Solar

La empresa china, fundada en 2005, anunció para este año ampliaciones en su red de distribución en América Latina y el Caribe, con intenciones de ser de los principales fabricantes en la región. Durante el 2021 la compañía alcanzó los 945.99MW enviados allí.

Ja Solar se ubica entre las principales marcas fotovoltaicas en Chile y México, según los resultados de una encuesta realizada por EUPD Research entre instaladores sobre conocimiento de marca, elección de clientes y distribución.

 

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La generación con renovables variables cayó en Colombia pero aumentaron las hidroeléctricas

Si bien en varios países de Latinoamérica la sequía es un problema constante y el aporte de las represas se va cada vez más reducido, en Colombia sucede exactamente lo contrario.

Según XM, las energías renovables representaron el 86,27% de los de 6.238,79 GWh que se generaron a lo largo del mes de abril. Y las fuentes fósiles el 13,73% restante.

Entre las renovables, la fuente de energía con mayor contribución fue la hidráulica, con un 98,29%, equivalente a 176,34 GWhdía promedio (aumentando 1,32% con relación al mes anterior).

Fuente: XM

Por su parte, el resto cayeron: La fotovoltaica en un 3,26%; la eólica en un 26,64% y la biomasa en un 16%.

Fuente: XM

En cuanto al nivel agregado de los embalses de generación de energía eléctrica se ubicó en el 64% del volumen útil, 6,6 puntos por encima del nivel reportado al cierre de marzo de 2022 (57,4%).

“Este incremento se debe al inicio de la temporada de lluvias y a que los aportes acumulados del mes de abril se ubicaron en el 132,5% de la media histórica. Al realizar el análisis por regiones hidrológicas, los embalses de Caribe alcanzaron 92,6% de su volumen útil, seguido por Antioquia con 85,4%, luego Valle con 64,7%, Centro con 56,3% y Oriente con 41,9%”, explican desde XM.

Según Jaime Alejandro Zapata Uribe, gerente del Centro Nacional de Despacho de XM: “En abril y coherente con los aportes hídricos por encima de la media histórica en el mes, las reservas del sistema iniciaron su recuperación luego de la estación de verano y cerraron en un 64%, senda de crecimiento que se prevé continúe durante los próximos meses con la llegada de la primera temporada de lluvias al país”.

Fuente: XM

“Desde XM destacamos el crecimiento del embalse agregado de Bogotá, el segundo más representativo del sistema según su capacidad, del 15% en comparación con el nivel alcanzado al cierre de abril de 2021”, resaltan desde la entidad.

No renovable

El total de la generación con recursos no renovables (combustible fósil) para el mes de abril fue de 28.55 GWhdía promedio (presentando un decrecimiento del -8.18% con relación al mes anterior).

Fuente: XM

Por fuente de energía, el gas fue el mayor aportante con un 81.55%, equivalente a 23.29 GWh-día promedio (con un decrecimiento del -7.18% con relación al mes anterior), seguido por el carbón con un 17.62%, equivalente a 5.03 GWh-día promedio (con un decrecimiento del -14.13% con relación al mes anterior).

Fuente: XM

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ACERA tiene su propuesta para un Chile que solo utilice energías renovables 

La política energética de Chile funciona como política de Estado. Esta realidad refiere a una estabilidad en el abastecimiento de energías renovables que retoma los últimos 10 años hasta el 2050. 

En marzo de este año se actualizó esta política y durante el Latam Future Energy Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen que se desarrolló en el día de ayer, el Subsecretario de Energía de Chile, Julio Maturana, reafirmó sus lineamientos. 

La generación distribuida y el almacenamiento son dos focos principales dispuestos en ese camino. En principio, el objetivo es potenciar el autoconsumo tanto en residencias como en instituciones intermedias, pequeñas, medianas y grandes industrias. 

Sobre el almacenamiento, el funcionario habló de la ley que están tratando en este momento en el senado. “Haremos nuestro mayor esfuerzo para dar curso a esta ley desde el segundo semestre ya que es un factor habilitante fundamental para la descarbonización que dará estabilidad a la red”. 

En este marco, Dario Morales, Director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) se mantuvo expectante a los enunciados. 

Asimismo, aclaró que cree fundamental que en Chile se continúe con la buena comunicación entre los diferentes actores como hasta el momento para seguir avanzando en la transición a una generación de energías 100% renovables. 

El directivo también acentuó sobre la necesidad de incorporar sistemas de almacenamiento. De hecho, este fue uno de los puntos obtenidos en el estudio técnico y económico realizado por la ACERA el pasado año

Con él, determinaron cuáles son las condiciones habilitantes de un sistema eléctrico cero emisiones. En este sentido, Morales aportó: “Notamos que es necesario incorporar centrales renovables 24/7, no solo tecnologías eólicas y fotovoltáicas, sino también concentración solar de potencia, biomasa, geotermia y cómo integrar todas en un sistema eléctrico flexible”.

Chile es un centro de energías multi-tecnológicas que avanza hacia la neutralidad total del carbono en 2050 con metas claves expuestas en el Plan Nacional de Eficiencia Energética 2022-2026. Este se alinea con la Ley 21.305, de Eficiencia Energética, y, entre sus metas, se destaca reducir la intensidad energética respecto del año 2019 en un 6% al 2026, un 15% al 2035 y un 35% al 2050.

“Si somos capaces de continuar en la línea de condiciones estables para inversión y políticas de estado, vamos a poder materializar esta ambición de tener un sistema eléctrico 100% renovable antes de que termine la década”, concluyó.

¿Cuál es la mejor opción para el desarrollo: hidrógeno azul o verde?

Durante el panel de debate se les preguntó a cada especialista si están de acuerdo con que exista el Hidrógeno azul. Con una respuesta contundente, Darío Morales dijo que no y planteó que no tiene sentido. 

“No solo porque la tecnología podría jugarnos una mala pasada, sino porque directamente no tiene sentido fomentar el desarrollo de combustibles fósiles para potenciar otro combustible”.

 

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ENERTRAG planifica un proyecto de hidrógeno verde en Uruguay

El interés en el potencial de América Latina para la producción de hidrógeno verde ha ido en constante aumento, dado sus recursos eólicos y solares de primera clase a nivel mundial. Estos son, en conjunto con el fuerte compromiso del gobierno uruguayo para lograr una transición energética sustentable, los factores claves para la generación de energía renovable y competitiva a gran escala.

Uruguay es uno de los pioneros a nivel mundial en el campo de las energías renovables y actualmente planea convertirse en un exportador de hidrógeno verde y sus derivados. El potencial del país es muy alto, por ejemplo, sería capaz de producir hidrógeno en la escala de gigavatios y lograr satisfacer toda la demanda de metanol de Alemania.

El gobierno de la República Federal de Alemania ha advertido este potencial y mediante la iniciativa H2Global (de la cual ENERTRAG es miembro fundador) pretende crear un programa de financiación eficiente para un aumento rápido del mercado y la importación de productos a base de hidrógeno verde a Alemania. El mecanismo de financiación previsto permitirá la operación comercial a largo plazo de plantas de hidrógeno verde y el aumento del mercado hacia una escala industrial global.

Es por ello que la compañía, en cooperación la SEG Ingeniería, desarrollará Tambor Green Hydrogen Hub en el departamento de Tacuarembó. Proyecto que estará compuesto por plantas de energías renovables (eólicas y fotovoltaicas) con una capacidad de 350 MW, además de un electrolizador in situ y otras instalaciones, y producirá 15000 toneladas de H2V al año que serán convertidas en derivados.

En la primera fase del proyecto, el hidrógeno se procesará en e-metanol renovable. El e-metanol producido en Uruguay podría compensar alrededor del 10% del metanol producido convencionalmente a partir de petróleo crudo proveniente de Rusia en la refinería más grande de Alemania.

“Queremos apoyar el papel de Uruguay como pionero en América Latina en la implementación de una transición energética verde. Uruguay es un socio ideal para Europa y para nosotros con sus recursos energéticos de alta calidad, su marco político regulatorio estable, así como su vasta experiencia en permitir e implementar instalaciones de energías renovables a gran escala”, explicó Aram Sander, Jefe del Departamento de Desarrollo de Proyectos Internacionales PtX en ENERTRAG.

“Además, la producción de hidrógeno verde y sus derivados ofrece enormes posibilidades en términos de crecimiento y beneficios estructurales. La transición energética solo puede tener éxito a través de la cooperación internacional y el hidrógeno verde es clave para este éxito”, agregó.

“Con un rápido aumento del mercado, el hidrógeno no solo puede contribuir positivamente al logro de la desfosilización global, sino que también permitirá reducir la dependencia del gas ruso, desbloqueando así un inmenso potencial económico en todo el mundo que permitirá la participación de la gente», continuó.

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YPF cierra el acuerdo para lanzar YPF Solar en Argentina

Nace YPF Solar, un nuevo segmento del mercado de YPF, que busca seguir enfocado en las renovables, en aportar aún más en el camino de la transición energética y en consolidarse como una de las empresas de energía más grandes de Argentina.  

Este lanzamiento llega producto de la transformación de Sustentator, compañía de capitales nacionales que ya tenía una gran participación de YPF desde mediados del año pasado y que se dedica a la comercialización e instalación de sistemas fotovoltaicos, soluciones on y off grid y de almacenamiento, entre otras alternativas.  

Si bien aún no hubo un comunicado oficial por parte de Sustentator, en su página web oficial ya hay mensajes que demarcan el rebranding corporativo y la creación de YPF Solar. 

“Queremos llegar a cada rincón de la Argentina, brindando soluciones de energía renovable y sustentable para los hogares, empresas e industrias”, “nos estamos transformando” y “trabajamos para consolidar y afianzar la marca YPF Solar” son sólo algunas de las frases que destacan en la home. 

Y todo parece indicar que la nueva rama de la compañía con mayoría de acciones estatales estará enfocado en el segmento de la generación distribuida y sistemas aislados de la red, justo en un momento de evolución para ese tipo de proyectos alineados bajo la Ley Nacional N° 27424, ya que en el último año casi que se triplicó la potencia instalada y hay 11 MW en 788 usuarios-generadores (U/G).

A lo que se debe añadir que la provincia de Buenos Aires recientemente adhirió parcialmente a dicha ley, lo que podría significar una gran oportunidad para YPF debido a que tiene 615 estaciones de servicio sobre un total de 1642 (cerca del 37%), por ejemplo, donde podría colocar paneles solares para generar electricidad y reducir costos. 

Pero este movimiento hacia la renovables y la sustentabilidad de YPF no es casualidad, sino que forma parte de la estrategia de liderar la transición hacia energías más limpias y la disminución de su impacto ambiental y huella de carbono, considerando la tendencia a nivel mundial de ser más amigables con el clima. 

Incluso cuenta con un negocio creciente en generación de electricidad a través de YPF Luz, bajo la cual ya tiene 397 MW renovables instalados en tres parques eólicos operativos: Manantiales Behr (99 MW), Los Teros (175 MW) y Cañadón León (123 MW).

Además, también se encuentra en construcción la primera etapa de la planta solar el Zonda, de 100 MW de potencia. Y una vez finalizadas las tres fases previstas, tendría 300 MW de capacidad instalada, equivalente al consumo eléctrico de 140.000 hogares, lo que generaría un ahorro de emisiones de carbono de 360.000 tn. CO2 por año.

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Brasil debatirá un proyecto de ley para la generación renovable offshore

La Comisión de Infraestructura (CI) del Senado de Brasil llevará a cabo una audiencia pública el próximo lunes 9 de mayo en la que debatirá el proyecto de ley que prevé el otorgamiento de autorizaciones para el aprovechamiento del potencial energético offshore. 

El senador Carlos Portinho, del Partido Liberal, fue quien propuso el debate interactivo en el Poder Legislativo, argumentando la importancia que significa para el desarrollo económico del país y el potencial “considerable” para generar energía en alta mar. 

Y para tener la mayor cantidad de voces del sector, incluyó en la convocatoria a autoridades, representantes y líderes de entidades públicas como privadas, como por ejemplo de la Secretaría de Planificación y Desarrollo Energético del Ministerio de Minas y Energía, Shell, Petrobras, la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica), la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) y Total Energies, entre otros. 

Puntualmente, la iniciativa que se trabajará está caratulada bajo el expediente 576/2021, que fue presentado hace más de un año por Jean Paul Prates, senador federal del Partido de los Trabajadores.

El objetivo es aportar un marco regulatorio al uso de las aguas jurisdiccionales del país para generar energía renovable, ya sea eólica, solar o mareomotriz. 

Y dicho proyecto de ley detalla que la autorización de uso de activos para la generación offshore se podrán otorgan bajo una concesión prevista, en espacios pre-delimitados por la autoridad competente del Poder Ejecutivo; ó mediante la concesión independiente, que significa que la exploración de la central será en un área sugerida por los interesados. 

En tanto que también aclara que la autoridad concedente podrá determinar, en cualquier tiempo y de conformidad con los lineamientos de planificación y políticas del sector eléctrico, la apertura de una convocatoria o anuncio público para identificar la existencia de interesados. 

Pero para lograr la autorización se requerirá una evaluación técnica y económica, un estudio preliminar de impacto ambiental (EIA) y una evaluación de la seguridad náutica y aeronáutica, según menciona la iniciativa que se debatirá en la Comisión de Infraestructura. 

ABEEólica ya reconoció el potencial offshore

La institución fundada en 2002 que que congrega y representa a la industria eólica de Brasil hace tiempo viene trabajando en una licitación en el corto plazo, luego de que a principios de año se publicaran los lineamientos iniciales.

Tal como reconoció su presidenta ejecutiva, Elbia Gannoum, hay alrededor de 100 GW de proyectos en licenciamiento ambiental, es decir más del doble de durante la Conferencia de las Partes 26 de Glasgow – en noviembre 2021 se mencionó que había 46 GW de proyectos offshore en desarrollo -.

Como consecuencia de ese relevamiento realizado, la Asociación Brasileña de Energía Eólica se encamina a llevar a cabo una subasta en el 2023, con el objetivo de que los emprendimientos se concreten antes del final de la década.

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Crecen las dudas por las bases de la subasta de renovables y almacenamiento en Puerto Rico

La segunda convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y sistemas de almacenamiento de energía en Puerto Rico sigue en marcha.

Los documentos preliminares de la RFP del Tramo 2 continúan disponibles en el sitio web del NEPR-IC de las partes interesadas y permanecerán abiertos a comentarios hasta las 5:00 pm AST del día de hoy, lunes 9 de mayo.

Accion Group, coordinador independiente de este «RFP tranche 2» respondió más de 30 consultas y propuestas cargadas a la plataforma oficial de esta convocatoria.

Entre ellos, se enviaron consultas referidas a los contratos PPA, costos adicionales en los que podrían repercutir en los proponentes y requisitos de capacidad mínima o máxima.

Si bien Accion Group aclaró algunas de estas consultas, entre sus respuestas dejaba interrogantes que LUMA y/o el NEPR deberán atender.

Por ejemplo, si bien LUMA ha entregado al NEPR los costos de los estudios de interconexión de los proyectos, aún el coordinador independiente asegura estar a la espera de una determinación de los mismos para comunicarlos oficialmente.

Así mismo, se adelantó que el operador independiente del sistema, emitirá una nueva Solicitud de Propuestas pero, en este caso, será para obras de interconexión tales como Interconexión de POIs y Mejoras de Red.

Las dudas permanecen en este punto porque, si bien LUMA solo cobrará a los desarrolladores los costos relacionados con su proyecto específico para interconectarse de manera segura y confiable, el costo de transmisión que deberán pagar los licitantes del «RFP tranche 2» podría variar dependiendo de la competitividad que se alcance en la nueva RFP de transmisión.

Entre los comentarios más frecuentes que se llevaron a cabo la semana pasada, las partes interesadas solicitaron una prórroga para el envío de observaciones y aportaciones al borrador de los pliegos compartidos a mediados de abril, ya que menos de un mes para analizar las bases y modelos de contratos podría resultar poco para aquellos que deben pasar por un proceso de aprobación formal antes de emitir comentarios en nombre de su empresa.

No obstante, en líneas generales, Accion Group optó por ratificar que el límite de comentarios continúa siendo hasta hoy lunes 9 de mayo a las 5:00 pm AST, indicando que aquellos comentarios que aún no han sido respondidos, lo serán a la brevedad.

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Los desafíos y oportunidades que encuentra GreenYellow en el mercado colombiano

Durante el ciclo de entrevistas de Energía Estratégica, ‘Protagonistas’, el Gerente General de GreenYellow, Felipe Camargo, ponderó la evolución regulatoria que ha transitado Colombia en los últimos años, lo que ha permitido que el país se desarrolle en materia de energías renovables.

No obstante, el directivo advirtió sobre tres cuestiones básicas que deberían atenderse. En primer lugar, habló sobre la relación entre los inversionistas y los operadores de red. “Cada  proyecto encuentra un mundo distinto en cada operador de red. Cada uno tiene sus tiempos, sus procesos”, señaló Camargo sobre los diferentes requerimientos que exige cada distribuidora, ya que no hay un marco común para todos.

En un segundo término apuntó hacia los trámites con los agentes gubernamentales, reparando que, en algunos procedimientos, estos actores del gobierno se extienden en sus plazos de revisión. 

“No hay un control de cumplimiento específico de los tiempos que se deben demorar y por eso muchas veces el inversionista se ve obligado a acudir a organismos de derechos de petición para recibir respuestas”, recalcó el Gerente General.

Como tercer aspecto, el ejecutivo apuntó sobre la Ley 1715. Indicó que, si bien es  “uno de los grandes detonantes” del mercado de las energías renovables, “muchas veces se le requiere hacer remiendos posteriores a la recepción del certificado” de beneficios tributarios. 

Es por ello que propuso que los proyectos se esqumaticen en fases, como la de ingeniería, la de compras, la de construcción, “”de forma que cuando tú presentes una solicitud ya tengas absoluta certeza de todos los equipos, todos los detalles, las especificaciones y, por ende, no debas hacer cambios posteriores”, recomendó Felipe Camargo.

Por otro lado, se refirió a la resolución 075, normativa que busca implementar un nuevo esquema de asignación de proyectos de energía.

“Hay sentimientos encontrados con la resolución, yo creo que tiene un fondo, un espíritu y una intención muy buena y es pues liberar puntos de conexión que en realidad no se estaban utilizando”, indicó Camargo.

Agregó que la medida es interesante, ya que va en línea con la evolución de los negocios en el mundo de las plataformas que unen la oferta con la demanda, sin una intermediación estatal.

Cabe recordar que GreenYellow es una empresa que desarrolla proyectos de energías renovables tanto para autogeneración como de media escala, de hasta 20 MW. Además, ofrece servicios de eficiencia energética para empresas e industrias.

Durante la entrevista, Camargo recordó que ahora la compañía cuenta con su propia comercializadora de energía que le permitirá “tener una plataforma de generación más robusta”.

 

Por otro lado, comentó que el gran valor de la empresa francesa es su relación con el cliente. “La magia de GreenYellow es que somos una compañía en la que nuestros clientes no son nuestra contraparte, ni nosotros somos contraparte para el cliente, somos aliados porque somos aliados”, aseguró Camargo.

En esta línea, indicó que Colombia es el tercer país en volumen dentro del grupo a nivel mundial, solo después de Francia y Brasil, y que planean que siga siendo una de sus unidades de negocio más importantes.

Expectativas

En el plano de los objetivos que se plantea GreenYellow, Camargo puso el foco sobre equipos refrigerantes que ofrecerán al mercado, que reemplazarán a los que hoy utilizan muchas empresas e industrias. En ese sentido, destacó una resolución del ministerio de medio ambiente, que prohibirá distintos tipos de refrigerantes que son contaminantes. 

La previsión que hizo el Gerente General de GreenYellow, es que en 2030 ya no se encuentre suministro de esos refrigerantes

“Nuestros servicios energéticos y ecoeficientes utilizan únicamente refrigerantes amigables con el medio ambiente. Porque está dentro de nuestro adn, en nuestra naturaleza”, puntualizó Camargo.

 

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¿Cómo sigue el cronograma de la Subasta de Nuevas Energía A-4 de Brasil?

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil brindó más detalles sobre el cronograma  de la Subasta de Nuevas Energías A-4 2022 y algunos puntos a tener en cuenta para el desarrollo correcto de la misma. 

Lo primero que se debe considerar es que el pasado viernes cerró el período para realizar pedidos de aclaración sobre la convocatoria. Y desde las autoridades de ANEEL ya confirmaron que el próximo lunes se publicarán las respuestas y, con ello, se despejarán las dudas correspondientes. 

Asimismo, durante el webinar organizado por la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) explicaron que las inscripciones para la subasta estarán abiertas entre las 8 am del martes 17 de mayo y las 6 pm del día siguiente (18/5). 

Mientras que la aportación de la Garantía de Propuesta deberá hacerse entre las 8 am del mismo martes 17 del corriente mes y las 4 pm del jueves 19 de mayo. 

Un día más tarde (viernes 20/5) está previsto el entrenamiento de la sistemática que se implementará el día de la licitación. Y en el plazo de la semana siguiente se llevará a cabo la simulación de la Subasta de Nuevas Energías A-4 2022 (martes 24/5) y la propia sesión pública de la subasta (viernes 27/5), la cual será vía online y allí se conocerán los ganadores. 

Cabe recordar que hay más 1.800 ofertas y poco más 75 GW renovables registradas, hecho histórico para el país ya que superó los números de las convocatorias pasadas de esta índole. Y se dividen de la siguiente manera por tecnología: 

1263 proyectos solares por 51824 MW de suministro
542 parques eólicos por 21432 MW
60 centrales hidroeléctricas 976 MW 
29 termoeléctricas de biomasa por 1018 MW

En cuanto a los precios iniciales y de referencia de la convocatoria, según lo establecido por el Ministerio de Minas y Energía de Brasil, se estableció que para las empresas participantes sin concesión o con concesión y sin contrato de fuentes de biomasa, hidráulica y termoeléctrica, el precio inicial será de R$315 por megavatio-hora, mientras que para las eólicas y fotovoltaicas será de R$225 por MWh. 

Y por el lado de los precios de referencia aplicados a proyectos con concesión y contrato, serán de R$268,45 / MWh para pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) y plantas de generación hidroeléctricas (CGHs), en tanto que partir de R$187,69 / MWh será para aquellos para usinas hidroeléctricas (UHE) y R$204,65 / MWh para parques eólicos.

Ahí también entra en juego uno de los “temas más relevantes” debatidos durante la consulta pública: los descuentos sobre la tarifa por uso del sistema de distribución (TUSD) y la tarifa por uso del sistema de transmisión eléctrica (TUST). 

En este caso, el derecho a descuento para plantas solares, eólicas,térmicas de biomasa y HPP (hasta 50 MW) será examinado por la ANEEL para los postores clasificados en la sesión pública y calificados por la CEL, sin ningún ajuste a los precios de las ofertas ganadoras , ni siquiera menos y no para más, según detallaron desde la entidad durante el webinar de ABSOLAR. 

“Si la solicitud de concesión se ha realizado «de acuerdo con la norma ANEEL», la concesión resultante del éxito obtenido en la LEN A-4 se emitirá con la previsión del descuento en la TUST y TUSD (en espera de la entrada oportuna en operación comercial de la empresa)”, aclararon. 

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Genneia y 360Energy hacen historia en un nuevo parque solar en la Antártida

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina y 360Energy, la compañía líder en desarrollo, montaje y operación de parques solares del país se combinan para que la Base Petrel, en la Antártida Argentina, cuente con un parque solar fotovoltaico.

El objetivo del proyecto, es generar energía limpia para equipar y abastecer el consumo anual de la futura dotación permanente de la Base, la cual se encuentra en proceso de reactivación por parte del Comando Antártico como un futuro polo logístico en la región.

La Base Petrel se encuentra sobre rocas a 18 metros sobre el nivel del mar, al pie del glaciar Rosamaría en la rada Petrel de la Isla Dundee en el archipiélago Joinville, a unos 1.100 kilómetros de Ushuaia. Mientras que el parque estará situado junto a las instalaciones de la Base y contará con una capacidad instalada de 50 kWac.

La superficie que se ocupará para la construcción será de 1000 m2 y contará con 200 paneles policristalinos. Y el proyecto tendrá un sistema de monitoreo remoto que se controlará desde la radio-estación fija de la Base Antártica Conjunta Petrel.

Alejandro Ivanissevich, CEO de 360 Energy, destacó: “Somos dos empresas argentinas comprometidas con el país y con la transformación energética, y en ese marco es que surge esta iniciativa de apoyar la reactivación de la Base Petrel a través de la donación de un parque solar fotovoltaico que permitirá a la Base contar con energía limpia y renovable en esa región tan especial”.

“Nos llena de orgullo esta alianza junto con 360 Energy, una empresa líder en desarrollo, montaje y operación de parques solares del país, para proveer de energía renovable a la Base Petrel. Poder aportar en el desafío hacia la lucha contra el cambio climático y transición energética es nuestro principal ADN y formar parte de estos proyectos generan un valor distintivo para el cuidado del planeta”, expresó Jorge Brito, accionista de Genneia.

Dadas las condiciones climáticas del lugar, la instalación del Parque Solar Fotovoltaico en Base Petrel comenzará a partir de la campaña antártica 2023 y la construcción estará a cargo de personal del Comando Conjunto Antártico, incluyendo a las bases de hormigón que se ejecutarán en el lugar. Ingenieros responsables del proyecto de 360 Energy estarán a cargo de la supervisión y se prevé que esté operativo a partir del mes de marzo de 2023.

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JA Solar se ubica entre las marcas líderes de módulos fotovoltaicos para Chile y México

JA Solar celebra una nueva distinción en Latinoamérica y acumula sellos de EuPD Research, destacada empresa internacional de consultoría e investigación de mercado enfocada en energías renovables y salud corporativa.

En esta oportunidad, se entregaron a JA Solar los premios Top Brand PV CHILE 2022 y Top Brand PV MEXICO 2022, ambas en las categorías de módulos.

Aquellos indican que la empresa JA Solar se ubica entre las principales marcas fotovoltaicas en Chile y México, según los resultados de una encuesta realizada por EUPD Research entre instaladores sobre conocimiento de marca, elección de clientes y distribución.

Aquello no es una sorpresa tras ser distinguida recientemente por otras compañías internacionales como Deege Solar por su módulo solar fotovoltaico DeepBlue 3.0.

Sobre este y otros productos hablará Victoria Sandoval, gerente de ventas para México de JA Solar, durante su participación en el próximo evento de Latam Future Energy denominado “Renewables, Storage and Hydrogen Virtual Summit” que podrá verse en vivo a partir de este martes 10 de mayo a las 9 am GMT-5.

En concreto, la representante de JA Solar asistirá al siguiente panel de debate:

10 de mayo – 11 am GTM-5
El rol de la fotovoltaica en la transición energética

Victoria Sandoval–Sales Manager Mexico–JA Solar
Rafael Pareja Zuluaga – Director Fotovoltaico – Greenyellow
Juan Carlos Ruiz–Regional General Manager Colombia–Soltec
Eduardo Solis–Latam Marketing Manager & Product Specialist–Growatt

Modera: Marcelo Álvarez–Coordinador Latinoamérica–Global Solar Council

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Análisis de ACERA: En Chile las renovables crecen pero las pérdidas de energía se acentúan

“De acuerdo con los datos del Coordinador Eléctrico Nacional, entre los meses de enero y abril de 2022, la reducción de generación de energías renovables no convencionales -ERNC (eólica y solar)-, en la zona Centro-Norte del país, alcanzó 577 GWh”, cuenta a Energía Estratégica el ingeniero de estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Felipe Gallardo.

Explica que este nivel de energía vertida es “equivalente a la generación de una central carbonera de 240 MW operando permanentemente durante el mismo periodo de tiempo”.

“Como otro punto de referencia, el decreto de racionamiento preventivo vigente mandató la creación de una reserva hídrica de 650 GWh como una de sus principales medidas para enfrentar la situación de estrechez energética, por lo tanto, la energía vertida en lo que va del año 2022 se encuentra en la vecindad de esa cifra”, grafica el especialista.

Y brinda un dato más: “A mayor abundamiento, durante marzo de 2022, los recortes ERNC superaron el nivel de vertimiento registrado durante todo 2021 (453 GWh), lo que da cuenta del impacto de este nuevo escenario”.

De hecho, el ingeniero de estudios de ACERA explica que, eventualmente, esta tendencia debiese profundizarse durante el último trimestre del año, época en donde históricamente se registran los mayores niveles de generación solar fotovoltaica y eólica.

En una entrevista para este medio, Gallardo comenta cuáles podrían ser las acciones paliativas que debería tomar el Gobierno para mitigar pérdidas.

¿Qué medidas clave debieran tomarse para evitar estos vertimientos?

En general, el vertimiento de energía eólica y solar ocurre cuando no existe capacidad de transmisión disponible para inyectar toda la energía que es posible generar en un momento determinado.

En este contexto, se debe tener en consideración que el problema del vertimiento ERNC no es nuevo, pues ya ocurrió en los años previos a la interconexión del SIC y SING, así como antes de la puesta en servicio de la línea Cardones Polpaico.

En dicha ocasión, se implementaron diversas medidas de corto plazo que mitigaron el impacto de los recortes de generación ERNC, siendo probablemente las más relevantes: la implementación de automatismos de control de transferencias; las auditorías técnicas efectuadas a centrales termoeléctricas, que permitieron corregir a la baja sus mínimos técnicos; y la creación de mesas de trabajo público-privadas para realizar seguimiento permanente a los proyectos de transmisión que presentaban retrasos en su avance.

Repitiendo medidas de este tipo, eventualmente se podrían minimizar los vertimientos que se presentan actualmente.

Desde la perspectiva de las medidas de mediano plazo, la implementación de sistemas de almacenamiento surge como una de las principales medidas para evitar el vertimiento ERNC.

En particular, los sistemas de almacenamiento, ya sea asociados a centrales de generación, o bien, como elementos de transmisión, permiten almacenar la energía generada durante las horas de congestión, para ser inyectada al sistema eléctrico de forma posterior cuando exista capacidad de transmisión disponible.

¿Qué beneficios generaría el hecho de adoptar este tipo de medidas?

En la medida de que exista un menor grado de vertimiento ERNC, esto redundará en un mayor grado de inyección de generación eólica y solar al sistema eléctrico, desplazando la operación de centrales térmicas, que tienen un mayor costo variable y generan emisiones contaminantes.

A modo de ejemplo, la central carbonera de 240 MW indicada en la respuesta anterior hubiese emitido 470.000 Toneladas de CO2 en lo que va de 2022, lo que equivale 90.000 vehículos de pasajeros a gasolina conducidos por un año.

Para que se lleven a cabo esas medidas clave, ¿qué tipo de normativas o marcos regulatorios se requieren llevar a cabo?

Respecto a la implementación de automatismos para control de transferencias, actualmente está en curso la Discrepancia 19-2021 del Panel de Expertos, relativa a un procedimiento interno publicado por el Coordinador. En función del dictamen que se obtenga, será posible o no, la implementación de medidas en esta línea.

En cuanto a la realización de auditorías técnicas, se trata de una facultad que el Coordinador ya posee, y que puede ser ejecutada de forma permanente en el tiempo, por lo tanto, no se requiere de modificaciones regulatorias adicionales.

En esta línea, es de interés que las centrales térmicas sean más flexibles en sus rampas, tiempos de estabilización y mínimos técnicos, permitiendo maximizar el aporte de recursos ERNC cuando estos están disponibles.

Con respecto al desarrollo oportuno de la transmisión, se debe tener en consideración que, en el año 2016, mediante la publicación de la Ley de Transmisión, se modificó completamente este segmento, dando paso a un proceso de planificación de la Transmisión centralizado, que en determinados casos puede resultar poco flexible, dejando poco espacio para la implementación de soluciones de corto plazo.

Para el desarrollo oportuno del sistema de transmisión es fundamental el rol de control y seguimiento que debe ejercer el Coordinador como mandante de los proyectos de transmisión licitados, de manera de asegurar que estos estarán disponibles en los plazos comprometidos.

Asimismo, en aquellos proyectos de transmisión que presentan retrasos que generarán impactos relevantes en la operación del sistema, cómo lo son los vertimientos, se requiere un rol de liderazgo por parte del Ministerio de Energía, para convocar a instancias de trabajo a todos los actores involucrados, de manera de que se efectúen gestiones coordinadas de forma permanente hasta regularizar los atrasos.

En relación con el desarrollo de sistemas de almacenamiento, de momento no está definido el marco regulatorio para todos los mercados en los cuales este tipo de instalaciones puede participar, lo que redunda en una barrera de entrada para que se efectúen inversiones en esta tecnología.

En específico, está pendiente el tratamiento normativo a nivel de mercado potencia de suficiencia (actualmente existe un reglamento en la Contraloría General de la República), así como las definiciones a nivel de Norma Técnica que el Coordinador deberá considerar para realizar la programación y operación de estas instalaciones.

¿Están dialogando con funcionarios de Gobierno para que esto se lleve a cabo este año?

Como ACERA estamos participando de la Mesa de Seguridad Eléctrica 2022-2023, organizada por el Ministerio de Energía, en donde esperamos que se pueda avanzar con la implementación de medidas de este tipo.

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Sánchez pidió por la autonomía energética de la UE y destacó ventajas competitivas para el hidrógeno en España

“España puede y quiere ser un hub de producción de hidrógeno verde a toda Europa”, destacó Pedro Sánchez, Presidente del Gobierno español, durante la clausura de la 37ª Reunión Anual del Cercle d’Economia, en Barcelona.

Asimismo remarcó que para lograr esos objetivos es necesario agilizar las interconexiones entre la Península Ibérica y el conjunto de Europa. “Y en eso les puedo garantizar que contamos con el apoyo entusiasta de la presidenta de la Comisión Europea”, aseguró el funcionario sobre el respaldo de Ursula von der Leyen.

El mandatario respaldó su frase no sólo en los planes de Estado sino en el potencial del país. El año pasado se aprobó en España el Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento (PERTE ERHA). En él se establecen como objetivos a 2030: desarrollar en España 4 GW de potencia y desplegar su utilización en la movilidad pesada.

Hace tres meses se conoció que el mayor giga-proyecto de hidrógeno renovable a escala mundial, según la clasificación hecha pública por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), será construído en Asturias.

El proyecto espera iniciar su producción en 2025, y contar en el 2030 con una capacidad instalada de 9,5 GW, que suministrará energía eléctrica a 7,4 GW de potencia de electrólisis para el 2030.

A nivel europeo, con el contexto de la guerra en Ucrania, se lanzó REPowerEU como intento acelerar la independización del gas ruso. Este proyecto duplica el número de electrolizadores de hidrógeno propuestos para 2030, de 40 GW a 75 GW

Pero para que España sea un jugador importante en el continente, Sánchez remarcó que será necesario agilizar las interconexiones entre la Península Ibérica y el conjunto de Europa.

“En eso les puedo garantizar que contamos con el apoyo entusiasta de la presidenta de la Comisión Europea”, aseguró el mandatario sobre el respaldo de Ursula von der Leyen.

Más inversiones en renovables

“El plan de recuperación es un plan de país. No solamente incluye inversiones, sino que aborda problemas estructurales que son endémicos de nuestra economía, como es la alta dependencia de energías fósiles”, señaló Sánchez.

Actualmente en España la generación de renovables alcanza el 47% de la demanda, y por parte del gobierno aspiran a subir ese número hasta un 67% dentro de cuatro años.

“Debemos avanzar hacia la autonomía energética, con un mercado energético reformado. Con una apuesta decidida por las energías renovables, como está haciendo España, como está haciendo Cataluña”, indicó el Presidente.

intención inversion privada

“Las empresas“Start up” han encontrado en nuestro país un lugar formidable, gracias también al impulso de las energías renovables, al compromiso de todas las administraciones públicas y también de las empresas. España avanza hacia la descarbonización definitiva de su economía”, recalcó Sánchez en otro pasaje de su discurso en Barcelona.

En esta línea comentó que estuvo presente en la presentación del proyecto de Volkswagen y Seat, la primera planta de baterías en España. Ésta es financiada por medio del plan ‘PERTE del Vehículo Eléctrico y Conectado’.

El emprendimiento de las empresas automotrices tendrá lugar en Sagunto, Valencia. La gigafactoría de baterías comenzará sus obras en 2023 y se espera que su puesta en marcha en 2026.

“Estos grupos esperan movilizar, gracias a ese proyecto tan importante para España, hasta 10 mil millones de euros en nuestro país”, agregó Sánchez

Tope al precio de gas para generación

Por otra parte, el Presidente del Gobierno de España recordó que, en conjunto con Portugal, enviaron a Bruselas la propuesta del mecanismo de tope de precio de la electricidad.

“Confiamos que sea definitiva y esperamos contar pronto con el visto bueno, preliminar, de la Comisión Europea, para poder ponerla en marcha a lo largo de los próximos días”, comentó con optimismo Sánchez.

En esta línea el primer ministro griego, Kyriakos Mitsotakis, anunció nuevas medidas para suavizar la subida en las facturas de luz, entre la que se destaca un tope similar al realizado por los países de la Península Ibérica.

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El Gobierno de Chile tomará medidas ante denuncias de pymes sobre centrales renovables

Las pymes tienen buenas expectativas. Apenas se enteraron que Claudio Huepe asumiría la titularidad del Ministerio de Energía, le enviaron un mail comentándoles su situación. Su respuesta fue que cuando esté en funciones iba a tomar cartas en el asunto.

Promesa cumplida. El lunes de esta semana, el segundo de su gabinete, el subsecretario de Energía Julio Maturana y su equipo se reunieron con los pequeños y medianos empresarios.

Allí le mostraron, documentación mediante, que al día de hoy son más de 50 las pymes (la mayoría concentrada en la macrozona norte) afectadas por la falta de pagos en diferentes servicios que han realizado para grandes proyectos renovables, hoy en funcionamiento. Le indicaron que esas deudas ascienden a 5.041.770.243 pesos, equivalentes a casi 6 millones de dólares.

En diálogo con Energía Estratégica, Mauricio Ocaranza, uno de los voceros del grupo de pymes damnificadas, explica que, para el perfil de estas empresas, la falta de cobro de un contrato por 200 mil dólares puede ser fatal.

“Algunas pymes han quebrado, otras han vendido sus activos fijos, a otras le han embargado sus patrimonios, hasta han sido demandados por sus trabajadores por no poder pagar salarios. La situación es realmente mala”, grafica el empresario.

Ante esta situación, Maturana y su equipo se comprometieron a crear una mesa de trabajo que involucre a las distintas partes, entre ellas a los dueños de proyectos para ponerlos al tanto de esta situación. La expectativa de los damnificados es que el espacio comience a funcionar este mismo mes.

Subsecretario Maturana junto al vocero de las pymes Mauricio Ocaranza

No obstante, Ocaranza explica que en numerosos casos no son los dueños directos los que adeudan el dinero a las pymes, sino las contratistas y subcontratistas.

“Sabemos que el Gobierno no tiene ninguna potestad para obligar a los dueños de los proyectos a responder, pero si no se toma una medida pronto volveremos a tomar los parques. Hay amenazas de quemar de centrales y subestaciones”, advierte el vocero de las pymes.

Cabe recordar que esta situación se viene arrastrando hace más de un año. Los pequeños y medianos empresario han tomado distintas medidas de fuerza en las centrales donde se originaron los incumplimientos de los contratos.

De hecho, Ocaranza adelanta que algunos miembros del grupo ya se están organizando para realizar tomas en dos parques solares la semana próxima. Cuenta que, entre centrales fotovoltaicas, eólicas y subestaciones, son 25 las obras que incumplen contratos.

No todo es felicidad. Me encuentro reunido con las pymes del norte del país que prestan servicios a empresas energéticas. Estoy escuchando sus demandas porque empresas contratistas les deben millones. La defensa de las pymes, el trabajo justo y digno, debe ser nuestra meta.

— Julio Maturana França (@Julio_MaturanaF) May 2, 2022

Hacia adelante

Por otro lado, “el Ministerio se comprometió a hacerse partícipes de que se tramite la modificación a la Ley 20.416 de la Diputada Sofía Cid, en defensa de las pymes”, cuenta el vocero, quien espera que a fines de mayo pueda obtener avances concretos el proyecto.

“Esperamos que el nuevo gobierno se ponga la mano en el corazón con las pymes. Nadie discute que estos proyectos son buenos, pero a las malas prácticas hay que castigarlas. Por ejemplo, nosotros reconocemos el accionar de Colbún, que responde a su gente, a sus trabajadores, a sus proveedores y a los proyectos”, enfatiza Ocaranza.

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Ana Lía Rojas: “Tenemos un sistema de 32 GW y necesitamos 22,5 GW de renovables en 8 años”

“No nos hemos hecho cargo del riesgo de no contar con una institucionalidad adecuada para la transición energética. En qué parte del territorio y con qué acuerdo de instituciones y de la ciudadanía vamos a desplegar los 22,5 GW de renovables y almacenamiento al 2030 para hacer posible el retiro de carbón de la matriz; o con qué planificación territorial contamos hoy para determinar dónde se deberán desplegar los 29.000 millones de dólares de inversión que requiere sólo la generación para transformar nuestra matriz”.

Estas palabras fueron parte del discurso de apertura de la directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Ana Lía Rojas, durante el miércoles pasado en el Encuentro Anual 2022 de la entidad, cuyo lema fue: ‘“Ahora es Cuando”, un llamado a la acción ante la urgencia climática que vivimos’.

Para lograr objetivos, Roja que “el enfoque de ACERA es que ésta es una tarea mancomunada, que exige una gobernanza e institucionalidad para la transición energética que hoy no existe, pero que no puede demorarse 10 ni 5 años en definirse ni implementarse”.

“Por eso, ahora es cuando. En Chile, los riesgos ambientales y el fortalecimiento de la gobernanza de la transición energética deben ser considerados para evitar la erosión de la cohesión social”, recalcó.

La dirigente destacó que Chile ya cuenta con la información y diagnósticos necesarios para que los escenarios de desfosilización ocurran en tiempo y debida forma. El estudio de trayectoria para la carbono neutralidad del sector eléctrico realizado por ACERA en 2021 propone escenarios de retiro total de centrales a carbón al 2025 y al 2030.

Pero, en ambos casos, sin las condiciones habilitantes adecuadas, regulatorias, técnicas y sociales, no se alcanzarían a construir ciertas tecnologías necesarias para llegar a la meta, como más plantas de concentración solar de potencia o geotermia.

“Tenemos un sistema de 32 GW y necesitamos construir 22,5 GW de renovables, en 8 años”, sintetizó Rojas, observando que para llegar a este objetivo la coordinación ya no será sólo una responsabilidad de los Ministerios de Energía o del Medio Ambiente, o de sus organismos relacionados “sino que es una visión de país equivalente a cuando en Chile se decidió la Política de Industrialización o la Ley General de Educación: es un acuerdo final social que se basa en la ciencia y en lo económico, pero un acuerdo social al fin y al cabo”.

Posteriormente se dio paso a un panel de conversación titulado “Energía justa, inclusiva y sustentable para todas y todos”, con la participación de la ministra del Medio Ambiente, Maisa Rojas, el ministro de Energía, Claudio Huepe (conectado de forma telemática), donde también participó Ana Lía Rojas.

«En el caso de Chile, este compromiso de carbono neutralidad se ve más como un beneficio que como un costo, el no contar con combustibles fósiles en el país de repente se convirtió en una bendición, porque nos ha permitido acelerar la innovación en un sector clave» destacó la ministra Rojas, refiriéndose al objetivo de alcanzar la neutralidad de gases de efecto invernadero para 2050.

Y agregó: «tenemos una ley (Ley Marco de Cambio Climático) que nos va a permitir trabajar de manera vinculante. En dos años más el Ministerio de Energía tiene que tener un plan de mitigación (para reducción de emisiones”.

Asimismo, Huepe sostuvo: «En el Ministerio de Energía ya iniciamos el trabajo de planificación para la descarbonización, es decir, para la salida del carbón. Estamos comenzando a trabajar con las ideas de las mesas de transición justa, para ver cómo pasamos de la situación actual a la situación futura», señaló.

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El proyecto solar más grande de Colombia a un paso de entrar en operaciones

El presidente de la República, Iván Duque Márquez, y el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo, visitaron el martes pasado el parque solar La Loma; como invitados, asistieron también el gobernador (e) del Cesar, Andrés Mesa Araújo, y el alcalde de El Paso, Andry Aragon Villalobos.

El proyecto de Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, está ubicado en el departamento del Cesar y contará con una capacidad instalada de 187 megavatios en corriente directa (MWdc), gracias a los más de 400 mil paneles que estarán interconectados en el terreno de 427 hectáreas.

Para nosotros es muy gratificante anunciar que, tras un año en construcción, el proyecto solar La Loma presenta un avance cercano al 70%. A la fecha hemos instalado aproximadamente 121.300 paneles solares, una labor que ha sido posible a raíz del excelente trabajo de más de 700 personas comprometidas en sacar adelante este gran proyecto.  Además, nos enorgullece contar con cerca de 120 mujeres a quienes no sólo les hemos brindado la oportunidad de trabajo, sino que han sido ellas quienes nos han permitido demostrar que en este sector hay cabida para todos y que la equidad de género no tiene limitaciones en este tipo de proyectos”, declaró Lucio Rubio Díaz, director general de Enel Colombia.

Con una inversión aproximada de $126 millones de dólares, La Loma es actualmente el parque fotovoltaico en construcción más grande de Colombia y representa un gran aporte al proceso de transición energética. Una vez entre en operación, producirá 420 GWh/año de energía por un periodo de 20 años y podrá suplir las necesidades de aproximadamente 370 mil ciudadanos.

«Este es el proyecto solar más grande que tiene el país a la fecha, lo que demuestra que cuando hay condiciones regulatorias se pueden cumplir los sueños. En estos casi cuatro años de Gobierno, con un Plan de Desarrollo robusto que puso mejores incentivos, vamos a cerrar este año con 2.800 MWp de energías renovables en todo el territorio nacional. Solamente Enel va a tener instalados casi 1.000 MW para finales de 2023. El Cesar se convirtió en el departamento de la energía solar en Colombia«, dijo el presidente de la República, Iván Duque Márquez.

En esa misma línea, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo, agregó que el «Cesar es uno de los departamentos protagonistas de la transición energética y cuando la construcción de La Loma esté finalizada, el departamento pasará a ser el primer productor de energías renovables del país con más de 273 MWp que representan en consumo de 183.000 hogares y ayudarán con la reducción de 309.000 toneladas de CO2 al año. Gracias a la labor articulada del Gobierno con el sector privado, es que empresas como Enel confían y ven a Colombia como uno de los mayores atractivos de inversión para llevar a cabo proyectos de energías renovables que mejoran la calidad de vida de todos los colombianos”.

Dentro de los grandes hitos del proyecto se destaca la etapa de pruebas, la cual inició el pasado 28 de febrero con la inyección del primer kilovatio hora de energía (kWh) al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Para ello, fue necesario energizar la bahía de conexión en la subestación La Loma y su correspondiente línea de transmisión, así como el transformador elevador en la subestación Matepalma. Este último equipo de 147 toneladas fue importado desde China y transportado por el río Magdalena hasta desembarcar en el municipio de Plato, donde posteriormente fue trasladado terrestremente hasta llegar al corregimiento de La Loma.

Energía que transforma

Del total de personas contratadas, el 72% pertenece a la región del Cesar y durante esta fase constructiva, Enel Green Power y el Servicio Nacional de Aprendizaje (SENA) han certificado a un importante equipo de trabajadores: 86 en el montaje e instalación de paneles solares ,30 en el manejo de motosierras, 53 en guadañas, 25 en competencias oficiales de obra civil y 20 como controladores viales. De este último grupo nació la primera cuadrilla de mujeres controladoras viales cabeza de familia, quienes cuidan la seguridad vial de los trabajadores del proyecto, transeúntes y ciudadanos que hacen uso de la vía La Loma-Potrerillo.

Igualmente, se han impartido capacitaciones relacionadas con prácticas apícolas, instalación de colmenas y abejas africanizadas a 17 personas de los corregimientos de Potrerillo y La Loma, en el marco de la construcción del primer apiario solar de la región. Este es uno de los proyectos bandera del programa Enel Biodiversa y el reflejo de cómo la innovación y sostenibilidad pueden aunarse para propiciar un espacio en el que la comunidad, abejas y paneles solares compartan el mismo suelo.

En línea con su compromiso con la educación de calidad, la Compañía también está adecuando las instalaciones de la Institución Educativa Potrerillo como parte del programa Buena Energía para tu Escuela. El fortalecimiento del cerramiento perimetral, el embellecimiento de murales, la división interna en malla y la construcción del jardín y del acceso para la jornada de preescolar, beneficiarán a los 650 estudiantes de la escuela.

Además de transformar la matriz energética del país, desde Enel Colombia aportamos al desarrollo económico y social de los territorios donde estamos presentes. Con La Loma hemos contribuido a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) relacionados con la educación de calidad y el trabajo decente, y en los próximos meses desarrollaremos iniciativas en pro de la infraestructura resiliente y el acceso a la energía asequible y no contaminante”, puntualizó Rubio Díaz.

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El Senado de Estados Unidos le insiste a Biden que presione a México por las políticas energéticas

El Senado de Estados Unidos aprobó, de forma unánime, una moción para que el gobierno de Joe Biden llame a consultas a la administración de Andrés Manuel López Obrador por cuestiones relacionadas con las políticas energéticas tomadas por México. 

La moción fue introducida por Bill Cassidy, senador republicano, debido a que consideró que las medidas de AMLO están perjudicando a las empresas estadounidense, entre las que se incluyen aquellas con proyectos renovables, por lo que no se cumpliría con el Tratado México – Estados Unidos – Canadá (T-MEC). 

“Las acciones del gobierno actual de México enfrían la inversión extranjera, y no sólo afectan negativamente a las empresas estadounidenses, sino que también socavan los objetivos climáticos», agregó.

Y entre los principales argumentos se señaló a la falta de permisos para operar terminales de almacenamiento, la demora en aquellos de interconexión, la cancelación de permisos de importación o por la propia reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, a la que varias veces se la acusó como contraria al T-MEC, debido a que modificó prioridades de despacho, relegando a las centrales de generación de privados.

Este llamado significaría un aumento de presión para tomar acciones, más allá de las diplomáticas, debido a que no es la primera vez que los legisladores y diplomáticos de Estados Unidos alzan la voz por cuestiones energéticas de México. 

Sino que en reiteradas oportunidades se enviaron documentos, cartas y hasta hubo visitas de diversos funcionarios como por ejemplo Jennifer Granholm, secretaria de Energía de EE.UU, John Kerry, enviado especial por el Clima, o Katherine Tai, embajadora comercial de Estados Unidos.

Gobierno de Estados Unidos presiona a México a profundizar la transición energética

Incluso, el pasado 23 de enero, el Gobierno de Estados Unidos manifestó su preocupación por el impacto que tendría la iniciativa de reforma eléctrica propuesta por López Obrador, aunque cabe mencionar que posteriormente no alcanzó mayoría calificada en la Cámara de Diputados del Congreso de la Unión. 

Pero, en resumen, esta es la primera vez que se implementa una moción para instruir, lo que significa que los congresistas juntarán otras prioridades legislativas a esta iniciativa, para que el gobierno de Biden presione a México bajo la bandera del T-MEC. 

Y cabe recordar que el mandatario de Estados Unidos ya se mostró a favor de las energías limpias y renovables, a tal punto que el presupuesto 2023 contempla miles de millones de dólares para impulsarlas aún más en el país. 

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España adjudicará 150 millones de euros para proyectos de hidrógeno renovable

El plazo para la presentación de solicitudes al plan nacional Programa H2 Pioneros comenzó este 7 de marzo y cierra hoy, 6 de mayo. 

Ahora el Gobierno evaluará las propuestas y determinará quiénes serán los adjudicatarios. Los proyectos que reciban estas ayudas deberán estar ejecutados antes del septiembre de 2025.

«Sabemos que hay muchos proyectos, pero necesitamos que éstos compitan entre sí, para incentivar a los mejores», resaltó Miguel Rodrigo, Jefe de Departamento de Marco Regulatorio del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), en el marco de la presentación de la convocatoria.

Y consideró que “hay una sensación a nivel europeo de que es el momento de apostar por el hidrógeno renovable”, destacó Miguel Rodrigo, En efecto, se espera que la postulación por las ayudas sea exitosa. 

El objetivo del Programa H2 Pioneros es impulsar el despliegue de aplicaciones comerciales de proyectos que tengan una distribución y consumo de hidrógeno renovable en una misma ubicación territorial.

Entre los requerimientos para entrar en este plan nacional se encuentra tener una producción de hidrógeno renovable mediante electrólisis y poseer de una potencia de electrólisis instalada superior a 0,5 MW, pero inferior a los 20 MW. 

Asimismo deberá utilizar el hidrógeno verde de una o más de las siguientes maneras: emplearlo como un sustituto del gris, al menos en un 30% de su consumo; aplicarlo en movilidad pesada o finalmente en aplicaciones estacionarias innovadoras.

Mientras que serán excluidos de esta convocatoria de pioneros los proyectos que no se adecuen a los requerimientos; tengan actuaciones perjudiciales para el medio ambiente; que se encuentren en fase de estudio y que no alcancen 50 puntos en la tabla de valoración gestionada por el IDAE.

Podrán ser destinatarios de estas ayudas empresas, consorcios, agrupaciones empresariales y el sector público institucional. El IDAE será el encargado de gestionar estas partidas, para ello utilizarán un sistema de valoración de sus características técnicas y comerciales.

 

Esta primera convocatoria está dotada de 150 millones de euros, para cada empresa o proyecto se adjudicará como mínimo 1 millón y como máximo 15 millones de euros, dependiendo de su valoración.

Este programa es parte del Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento (PERTE ERHA) que tiene como objetivos desarrollar en España 4 GW de potencia en 2030.

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Basualdo recorrió la Central Yacyretá y las obras del Brazo Aña Cuá

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, recorrió junto el director Ejecutivo por la parte argentina de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), Ing. Fernando Antonio De Vido, el secretario General de EBY, Federico Bustos, y la integrante del Consejo de Administración de la EBY, Dra. Ana Claudia Almirón, la Central Hidroeléctrica Yacyretá y las obras de la nueva central hidroeléctrica sobre el brazo Aña Cuá, que permitirá incrementar la generación media anual y la potencia actual del Complejo en un 10%.

“Desde el Estado Nacional acompañamos todas las obras de modernización y actualización de la Central, así como la expansión de 270 Megavatios en la potencia instalada de Yacyretá, a partir del Brazo Aña Cuá, que permitirá aportar cada vez más energía limpia a la matriz energética nacional, utilizando 1.500 metros cúbicos por segundo del vertido ecológico”, destacó el subsecretario Basualdo.

Participaron de la recorrida el subgerente General de la empresa estatal Integración Energética Argentina S.A. (Enarsa), Gastón Leydet; el gerente General de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa), Sebastián Bonetto; el jefe de Gabinete de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, Ignacio Pallia; y el asesor de la Secretaría de Energía Iván Bronstein.

En la Central Hidroeléctrica Yacyretá los funcionarios relevaron los avances del programa de mantenimiento y recuperación del parque generador junto al jefe del Departamento Técnico, Ing. Luis Marcelo Cardinali, y fueron interiorizados de los diversos trabajos de modernización y actualización de sistemas y mantenimientos programados de los equipos en cada uno de los diferentes sectores de la Central.

Luego, se trasladaron a las obras de maquinización del brazo Aña Cuá, iniciadas en junio de 2020, donde repasaron los detalles técnicos de los trabajos que se realizan en la construcción de la ampliación del Parque Generador y observaron los componentes electromecánicos de las tres Unidades Generadoras.

El gerente, Ing. Fabián Ríos, destacó que la nueva Central Hidroeléctrica aportará un aumento del 10% a la generación de energía del Complejo Hidroeléctrico de Yacyretá, a partir tres turbinas tipo Kaplan de 90,20 MW de potencia cada una.

Las obras en el brazo Aña Cuá se iniciaron en junio de 2020 generando 800 empleos directos y más de 2.500 puestos de trabajo indirectos; y dinamizando las economías de las ciudades de Ituzaingó (Corrientes) y Ayolas (Paraguay) en ambas márgenes del río.

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Baterías y energías renovables formaron parte del debate regional sobre vehículos eléctricos

Se llevó a cabo el taller regional de intercambio de experiencias sobre movilidad eléctrica organizado por la Oficina para América Latina y el Caribe del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), a través de la plataforma Move to Zero y el Fondo Verde del Clima. 

Desde el PNUMA comunicaron que el objetivo de este taller regional fue fomentar el intercambio entre los países miembros del proyecto GCF Readiness “Avanzando con un enfoque regional hacia la movilidad eléctrica en América Latina”. 

Para lograrlo, esta semana se organizó un encuentro de tres días en Ciudad de Buenos Aires, del que participaron autoridades de gobierno de 14 países de la región. 

En exclusiva para Energía Estratégica, Jone Orbea, líder de Movilidad Eléctrica en el PNUMA, compartió en qué consistió la agenda propuesta. 

En tanto que, autoridades como Guadalupe González, directora de Electricidad en la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, comentaron las propuestas de movilidad sostenible que, alineadas con un mayor despliegue de energías renovables, permitirán acelerar la transición energética. 

“El gobierno de Panamá desde 2019 está trabajando en la Agenda de Transición Energética donde una de las estrategias nacionales es la movilidad eléctrica (…) como bien es sabido este es solo un tema”. 

“También estamos trabajando fuertemente en el desarrollo e implementación de la estrategia de generación distribuida. En donde esperamos una entrada mucho mayor de sistemas fotovoltaicos en las residencias de los panameños», expresó la directora de Electricidad de Panamá. 

Durante los primeros dos días del encuentro, cada país presentó los avances de sus proyectos y realizaron clínicas especiales para el fortalecimiento de las propuestas de programas de inversión en movilidad eléctrica.

Ahora bien, la generación distribuida y las baterías para la acumulación de energía limpia no dejaron de estar en boca de los asistentes y, para integrarlos dentro de la agenda, se previó por un lado, una exposición sobre financiamiento verde con el sector privado en el ámbito de transporte y energía; y, por otro, una visita técnica al Y-Tec, que cuenta con un centro de investigación y laboratorio de baterías de litio.

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Planta demostrativa de eCombustibles de HIF registra 70% de avance

HIF Global celebró el cumplimiento del 70% de avance de la construcción de su planta demostrativa de eCombustibles a base de hidrógeno verde en Magallanes.

El ministro de Economía, Nicolás Grau, destacó que “Chile tiene ambiciosas metas para llegar la carbono neutralidad antes del 2050; estamos convencidos de que es posible tener un desarrollo verde que se preocupe del medio ambiente y que permita dinamismo económico. Este tipo de plantas son el futuro en ese sentido, la hemos visitado con entusiasmo y creemos que es muy positivo para el país (…) Este proyecto combina el crecimiento verde y el desarrollo económico descentralizado”.

Por su parte, la gerente general de HIF Global, Clara Bowman, detalló que “seguimos avanzando para ayudar a la descarbonización del planeta con un nuevo combustible. Ya contamos con buena parte de los equipos en el sitio: recibimos, desde Alemania, el electrolizador Silyzer 200 que producirá el hidrógeno verde, y terminamos el montaje de la turbina eólica de 3,4 MW, que proveerá energía renovable para el proceso de electrólisis. Además, está en ruta desde China la tecnología que permitirá transformar el metanol en gasolina”.

Recordó, también, que Haru Oni es “fundamental para la escalabilidad futura de la tecnología y masificación de la producción de combustibles carbono neutrales. El objetivo es demostrar que es posible producir combustible carbono neutral, utilizando únicamente viento, agua y aire”.

El Head of Solutions Development for New Energy Business de Siemens Energy, Markus Speith, y el gerente general Siemens Energy Sudamérica, Javier Pastorino, se sumaron a la visita. La compañía alemana, líder en soluciones de energía, se encarga de la integración del sistema, desde la energía eólica hasta la producción del eCombustible de Haru Oni.

“Estamos felices de estar aquí en terreno. Desde Siemens tenemos la visión de ser la mejor compañía de integración tecnológica energética, entonces poder contribuir en un proyecto como Haru Oni, que va a fortalecer la transición energética a nivel global nos llena de orgullo”, comentó Pastorino.

El eCombustible que se producirá en Magallanes es un reemplazo directo de los combustibles fósiles, y además no requiere cambiar los motores existentes y aprovecha los sistemas de almacenamiento y distribución actuales.

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Colombia publica las condiciones para la asignación de áreas marinas para parques eólicos

Ayer a última hora el Ministerio de Minas y Energía publicó el “Otorgamiento de Permisos de Ocupación Temporal sobre áreas marítimas” (ver) que estará sometido a consulta hasta el próximo jueves 19 de mayo. Los interesados en hacer opiniones deberán diligenciar un formulario para recepción de comentarios, y enviar conservando el formato editable al correo electrónico pciudadana@minenergia.gov.co

El documento indica que el administrador de las asignaciones será la DIMAR “o el tercero que sea designado” por esta institución.

Las adjudicaciones de áreas marinas para el desarrollo de proyectos eólicos se harán a través de distintas rondas, a partir de las cuales las empresas podrán obtener un “Permiso de Ocupación Temporal”. El proceso se desarrollará en las siguientes fases:

Publicación de Pliegos y Bases de Condiciones Específicas del proceso.
Habilitación.
Nominación de áreas.
Presentación de ofertas.
Evaluación de las ofertas y selección del adjudicatario.
Formalización de la adjudicación.

En sus propuestas, las empresas deberán indicar, entre otras cosas, la capacidad instalada en MW (que debe ser mínimo 200 MW) y la densidad en MW por kilómetro cuadrado (MW/km2), que deberá ser mínimo 3 MW/ km2. Luego, las ofertas serán analizada bajo un esquema de poderaciones, expresado de la siguiente manera:

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Una vez que se den las asignaciones, la DIMAR formalizará el Permiso de Ocupación Temporal a través de un acto administrativo dentro de los 15 días siguientes a la adjudicación. El Permiso de Ocupación Temporal:

a) Incluirá la descripción exacta de la ubicación, linderos y extensión de los bienes de uso público otorgados, con su correspondiente plano de localización.

b) Será únicamente sobre el área que el proponente presentó en la oferta.

c) Tendrá una duración máxima será de cinco años.

d) Incluirá las actividades que el proponente desempeñará bajo la figura de Permiso de Ocupación Temporal, que serán las relacionadas con medición y recolección de datos e información para establecer la viabilidad del proyecto y, de existir viabilidad, las actividades necesarias para la obtención de licencias y permisos para la construcción del proyecto de generación de energía eólica costa afuera.

e) Otorgará exclusividad sobre el área para el estricto desarrollo de las actividades descritas en el literal anterior y para actividades relacionadas con la generación de Energía eólica costa afuera.

Una vez se otorgue por parte de la DIMAR el Permiso de Ocupación Temporal, quienes requieran conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), podrán ser priorizados por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

“El Permiso de Ocupación Temporal podrá convertirse en una Concesión cuando el proponente, habiendo cumplido los términos y obligaciones del Permiso, lo solicite ante DIMAR, y presente de forma satisfactoria de acuerdo con la normativa que regula la materia, la documentación, permisos y licencias necesarios para la construcción del proyecto”, indica el proyecto de resolución.

Requerimientos para participar

Habilitación técnica:

a) Haber participado en al menos 3 de las siguientes áreas de desarrollo de un proyecto de energía eólica costa afuera de mínimo 200 MW: i) planificación; ii) diseño; iii) selección y contratación de proveedores; iv) ejecución; o v) control de calidad.

Esta experiencia debe acreditarse para un proyecto completamente instalado y en operación, en cualquier parte del mundo, que haya cumplido con los requerimientos locales y que haya inyectado energía a la red. Estas actividades deben haberse realizado dentro de los últimos 10 años.

b) Haber participado en al menos 3 de las siguientes áreas de desarrollo de una subestación que conecte un parque eólico costa afuera de mínimo 50MW: i) planificación: ii) diseño; iii) selección y contratación de proveedores; iv) ejecución; o v) control de calidad.

Esta experiencia debe acreditarse para una subestación que conecte un parque eólico costa afuera completamente instalado y en operación, en cualquier parte del mundo, que haya cumplido con los requerimientos locales. Estas actividades deben haberse realizado dentro de los últimos 10 años.

c) Contar con un certificado de HSE bajo una acreditación de reconocimiento internacional y aceptada en países de la OCDE.

d) Contar con un certificado de gestión de riesgo bajo una acreditación de reconocimiento internacional y aceptada en países de la OCDE.

Habilitación financiera:

a) Cupo de crédito o carta de crédito stand by por un monto igual o superior a $600 millones de dólares de los Estados Unidos de América, acreditado por una entidad financiera nacional o internacional que cumpla con los requisitos de idoneidad que defina el Administrador.

Para verificar este requisito el Administrador del Proceso Competitivo podrá solicitar los estados financieros auditados y certificados de capacidad de endeudamiento emitidos por entidades financieras, entre otros.

Este requisito podrá demostrarse en uno de los integrantes del Proponente, en cuyo caso la participación de este no podrá ser inferior a un porcentaje que defina el Administrador.

En caso de que este requisito se demuestre de forma acumulada por varios integrantes del Proponente, se tendrá en cuenta el porcentaje de participación de cada uno de los miembros de acuerdo con lo que defina el Administrador.

b) Calificación crediticia de BBB- o superior, según la calificación Standard & Poor’s y Fitch, o Baa3 o superior, según la calificación de Moody’s o un equivalente de acuerdo con la calificación de otra firma internacionalmente reconocida.

El integrante del Proponente que acredite este requisito deberá tener una participación mínima que será definida por el Administrador. Todo lo anterior puede demostrarse mediante certificados expedidos en Colombia o en el extranjero por la autoridad o entidad competentes.

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Los desafíos que tiene Colombia para poner en marcha la hoja de ruta eólica marina

La hoja de ruta de eólica marina presentada en Colombia, se propone instalar 1 GW en el 2030, cerca de 3 GW al 2040 y lograr 9 GW al 2050, con previsiones de alcanzar un 20% del total de la generación, solo de energía eólica offshore.

Durante la presentación de la “Puesta en marcha Hoja de ruta Energía Eólica costa afuera”, organizada por el Ministerio de Minas y Energía, Josefina Sánchez directora encargada de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), comentó la necesidad de establecer un marco normativo a la eólica marina en el país.

“Los términos de referencia se vuelven una guía para el desarrollo de los informes de impacto ambiental que se presentan en la ANLA. Lo ideal es que sean términos de referencia que sean afines con la actividad. Es decir que no se excedan en solicitar cosas que no son aplicables al desarrollo de los proyectos”, comentó Sánchez.

Por su parte, Olga Lucía Ramírez, Viceministra de Infraestructura del ministerio de transporte, puntualizó sobre la importancia de revisar la logística planteada para estos proyectos.

“El reto más importante es liderar todo lo que tiene que ver con la generación o el desarrollo de la infraestructura para que el proyecto pueda darse. Hay que ver cuál es la infraestructura que tenemos hoy y cuál es la que requerimos para que esto se lleve a cabo”, advirtió la Viceministra.

En esta línea, agregó que es clave identificar los “cuellos de botella en infraestructura”. Asimismo Ramírez dio el ejemplo de Cartagena donde “hay mucho espacio, pero a veces las áreas están llenas, lo que requiere una coordinación y trabajar temas logísticos”.

Finalmente destacó la importancia de un diálogo entre el estado y los privados para alcanzar la coordinación logística. “Está muy bien la hoja de ruta, pero lo importante es sentarse y revisar qué retos tenemos en materias de infraestructura. Hay que empezar a trabajarlo con todos las partes”, indicó.

Christian Jaramillo, Director de Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), señaló como principal desafío el fortalecer las redes en la región de la costa atlántica.

“La red eléctrica de la costa no está en estos momentos en condiciones de soportar la incorporación adicional planeada para los próximos años. Y no solo es soportarla sino de evacuarla hacia el resto del país”, informó el Director.

De igual modo comentó que la zona ha crecido “de una forma impresionante”, por encima del promedio nacional. A la par de la demanda energética, que dobla la media en el país

“Otro problema, aunque menos importante porque sabemos resolverlo, es el del Capex, es muy grande. En esta situación los inversionistas perciben un riesgo y requieren que éstos sean lo más previsibles posibles. Que sean riesgos y no incertidumbres. Para esto tenemos que poner un marco regulatorio de largo alcance”, recomendó Jaramillo.

Por su parte, Jaime Pumarejo, Alcalde de Barranquilla, resaltó la oportunidad que se le abre al país con esta tecnología.

“No veo retos, veo oportunidades”, destacó. “Todo está dado, como muy pocas veces se dan en Colombia estas oportunidades. Es literalmente un mar de oportunidades”, enfatizó.

Aseguró que estos proyectos son una oportunidad inmensa y que habilita a muchas industrias en barranquilla. “Tienen incluso la chance de ser off-takers, sin necesidad de incluirlo en la red interconectada de Colombia”, recalcó Pumajero.

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Cuestionan el sistema marginalista en España tras mayor penetración de las renovables

“El sistema marginalista de fijación de precios que rige la UE es ineficiente tal y como está regulado”, sentenció la presidenta del Grupo Red Eléctrica España (REE), Beatriz Corredor, durante la presentación del avance del informe del Sistema Eléctrico 2021 llevado a cabo en marzo del 2022. 

La directiva explicó que éste fue pensado en un momento en el que las principales tecnologías de generación de energía eran diferentes y las renovables no tenían el peso que lograron hoy día. 

Por su parte, Miguel Duvison, director general de operación de REE, advirtió que “El mercado marginalista ha hecho que en 2021 se haya casi triplicado para los consumidores” el costo de la energía, llegando a los 118,7  €/MWh. 

Más aún, en este trimestre España ha registrado precios hasta 6 veces más altos, a raíz del conflicto bélico entre Rusia y la OTAN. El pool registró un valor promedio diario histórico: 542,78 €/MWh, cuyo pico alcanzó los 700 €/MWh a las 20:00 horas, según informó grupo ASE. Actualmente promedia los 200  €/MWh.

Si bien el crecimiento de las energías renovables provoca el descenso en los precios del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL), obliga al gobierno español a un límite inminente del valor del gas para la generación eléctrica que aguarda la definición de los últimos detalles. Este en un comienzo será de 40 euros por MWh, subiendo hasta 50 euros en el transcurso de 12 meses.

“España cumplirá un rol fundamental en la autosuficiencia de Europa”, expresa la presidente del Grupo REE. Asegura que su potencialidad en cuanto a las energías renovables convertirá al país en un referente mundial.

El 2021 ha sido un año de continuidad en la senda de la transición. Se logró la consolidación de la participación de la eólica en el mix energético y un gran crecimiento de la solar fotovoltáica.

Para Corredor, la clave está en el desarrollo de la planificación estratégica 2021-2026. Este permitirá que la generación de energías renovables alcance una participación del 67%; apoyará nuevas demandas para el desarrollo industrial, facilitará la electrificación del transporte ferroviario y ahorrará 2.600 millones de Euros cada año. 

 

La importancia de la interconexión continental

España cumplió un rol fundamental en la sincronización del sistema eléctrico de Europa continental para abastecer los mercados moldavo y ucraniano. El centro de control es el único que monitoriza las oscilaciones de frecuencia en su territorio y en el de otros países europeos. 

Según Corredor, su intervención en el plan de emergencia permitió demostrar que el país cuenta con las herramientas y la capacidad para hacer frente a situaciones complejas y retadoras. 

Asimismo, subraya: “Es imprescindible y urgente el desarrollo de las interconexiones como la del Golfo de Vizcaya para fortalecer la unión con Francia, que se encuentra en tramitación y mejorará notablemente la capacidad de intercambio”. 

Por último, concluye que el avance de la transición hacia más energías renovables sirve como palanca indiscutible para apuntalar la reconstrucción y el futuro del continente con independencia energética.

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Growatt presenta su nuevo inversor hibrido para Latinoamérica

En los últimos años, con el desarrollo de la tecnología, el coste de la generación de energía fotovoltaica se ha reducido gradualmente, y el concepto de protección del medio ambiente se ha arraigado en el corazón de la gente. Impulsado por las ventajas de costes y las políticas, el mercado de almacenamiento de energía de México, Colombia y Caribe se ha visto impulsado por las ventajas de los costes y las políticas, el mercado de almacenamiento de energía de se ha desarrollado rápidamente en la región. 

El sistema de almacenamiento de energía residencial y pequeños comercios se ha convertido en el centro de atención y desarrollo de muchos fabricantes de energías renovables. Este tipo de sistemas incluyen: módulos fotovoltaicos, la batería, el inversor de almacenamiento de energía, un interruptor de transferencia automática, un medidor inteligente, etc. 

El sistema de almacenamiento de energía residencial GROWATT MIN XH-US está dedicado al mercado latinoamericano para residencias medianas, grandes y pequeños comercios con grandes tejados y gran consumo de energía. Se pueden seleccionar múltiples modelos de potencia nominal (3-11,4kW) con posibilidad de conectar en paralelo hasta tres unidades para una potencia de hasta 34kW, en cuanto a la batería se permite  una selección flexible de la capacidad (6,6-39,6kWh),  además de otras ventajas que han ganado el mercado de Estados Unidos en el último año y ahora en LATAM.

El inversor MIN XH-US y la batería ARO HV se han clasificado en la lista «2021 Top  2021» de Solar Power World en Estados Unidos.

“Dentro de la nueva solución que presentamos contamos con dos métodos de respaldo de cargas, que denominamos “partial home backup” y “whole home backup”, en la primera se pretende identificar cargas prioritarias que necesiten respaldo en el caso de un corte energético, y para la segunda se contempla respaldar con almacenamiento el 100% de cargas de la instalación.” Menciono Eduardo Figueroa LATAM Marketing Manager en Growatt

Las baterias de LFP ARO HV cuentan con UL1973 y el inversor MIN-XH-US tiene certificación UL1741SA y UL 1699B, brindando seguridad y una rápida instalación para cualquier instalación en la región, este inversor además presenta en su diseño puertos ethernet y comunicación WIFI de fábrica, permitiendo así el monitoreo, control de parámetros y configuración remota de estos equipos.

La serie de inversores MIN cuenta con múltiples configuraciones para la gestión de energía en base a las necesidades del cliente, esto permite aprovechar el recurso solar al 100% de manera local e inteligente, así como mejorar los retornos de capital y otorgar fiabilidad de suministro eléctrico a los usuarios.

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Desafíos y oportunidades en renovables: GreenYellow revela sus próximos pasos en Colombia

GreenYellow es una compañía multinacional nacida en Francia que actualmente opera en 17 países, entre ellos Colombia.

En la plaza andina creció con rapidez, desarrollando desde pequeños proyectos para autogeneración de energía renovables hasta emprendimientos medianos, de hasta 20 MW.

Una de sus metas al 2023 es tener en funcionamiento diferentes proyectos distribuidos que, al menos, en conjunto sumen 100 MW.

¿Cuáles son los retos de desarrollar este tipo de proyectos en Colombia y qué unidades de negocio les resultan más interesantes?

Esta será una de las consultas que Energía Estratégica le realice a Felipe Camargo, Director General de GreenYellow Colombia, este viernes 6 de mayo a las 10 am (hora Colombia).

La conversación también versará sobre temas de alto interés para la industria de las renovables, como qué tipo de medidas deberían cambiar para que pueda potenciarse aún más la autogeneración.

Asimismo, se dialogará acerca de la Resolución CREG 075, que en este momento se está reglamentado y se propone un nuevo mecanismo para la asignación de proyectos al sistema eléctrico.

Otro tópico interesante pasará por las expectativas que tiene GreenYellow sobre los mecanismos de Derivex y la Bolsa Mercantil de estandarización para la contratación de energía en el mercado regulado, las cuales estarían operativas durante el segundo semestre del 2022.

Finalmente, Camargo comentará acerca del horizonte que tiene la compañía internacional sobre Colombia y qué esperan de este mercado en materia de renovables para los años venideros.

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Analizan reducir la deuda de la AEE para evitar impactos en tarifas e inversiones renovables en Puerto Rico

Continúa la discusión sobre los bonos emitidos por la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE). Ayer, el exsenador Ramón Luis Nieves compareció ante la Comisión de Hacienda y Presupuesto de la Cámara de Representantes sobre la deuda y las consecuencias que podría experimentar Puerto Rico.

«Estoy convencido de que un acuerdo desfavorable con los bonistas de la AEE destruirá todas las posibilidades de desarrollo económico y social en Puerto Rico. Peor aún: un acuerdo bueno para los bonistas buitre, pero malo para el Pueblo, provocará mayor emigración y empobrecerá aún más nuestras condiciones de vida», introdujo Nieves.

Si bien algunos opinan que cuestionar los bonos emitidos por AEE es una perdida de tiempo y que es preciso cerrar cuanto antes uno de los pocos acuerdos que le quedan a la Junta de Supervisión Fiscal por negociar,  Nieves insistió en que firmar un RSA que podría impactar en altas tarifas eléctricas por mas de cuatro décadas, obligaría a echar hacia un lado dichas posturas.

Al análisis se suma el cuestionable destino de los $4.7 mil millones que tomó la AEE en 10 emisiones de bonos entre 2010-2013. Según la comparecencia de ayer, apenas se habría destinado un 28% -$1.31 mil millones – a su fondo de construcción (inversiones en infraestructura), destinando el resto del dinero, más del 70% de las emisiones, a repagar otras deudas y líneas de crédito.

Desde la perspectiva de Nieves, aquel es uno de los grandes factores que ha influido en una falta de robustez del sistema eléctrico puertorriqueño que exponen cada vez más al archipiélago a cortes masivos y que desmotivan inversiones de generadores.

¿Cuál sería el camino a seguir? «Toda la deuda emitida por AEE entre 2010 y 2013 debe considerarse ilegítima. El gobierno y la Junta tienen la obligación moral de asegurarse que los puertorriqueños no paguemos a bonistas buitre ni un solo centavo de esta deuda ilegítima», subrayó Ramón Luis Nieves.

Aquel aporte no es menor viniendo de quien fue presidente de la Comisión de Energía del Senado de Puerto Rico (2013) e impulsor de la Ley Núm. 22-2016, para resolver tema subsidios a la energía; así como también, asesor de la Ley Núm. 17-2019, para lograr la transformación del sistema eléctrico y la transición a las renovables.

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Ciudad de México trabajará con las asociaciones solares para impulsar aún más a las renovables

El gobierno de la Ciudad de México (CDMX) firmó un convenio con diversas asociaciones y entidades del sector fotovoltaico del país para seguir impulsando la transición energética y la generación distribuida por medio de fuentes renovables en las micro, pequeñas y medianas empresas y hogares. 

Particularmente, la firma se realizó con la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), Fabricantes Mexicanos de Energías Renovables (FAMERAC), la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica (AMIF), Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) y la Sociedad de Tecnología Solar Avanzada de Tubos Evacuados (SOTECSOL).

“Es un día histórico porque es la primera vez que todas las asociaciones más importantes de industria solar del país se reúnen para trabajar de manera conjunta con el gobierno”, señaló Karla Cedano, presidenta de ANES.  

“La firma del acuerdo tiene la finalidad de promover el uso de la energía solar en la Ciudad de México y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mejorar los procesos productivos y de comercialización de las MiPyMEs, y que puedan ser más competitivas y ofrecer sus productos o servicios en las mejores condiciones en el mercado”, agregó Fadlala Akabani Hneide, titular de la Secretaría de Desarrollo Económico (SEDECO) de la CDMX. 

Para ello, se buscará generar una sinergia con todos los instaladores y fabricantes de paneles solares de Ciudad de México y que eso permita un mayor impulso económico, generación de empleos e inversiones, así como la producción de “una cultura en la búsqueda de la colocación de módulos fotovoltaicos” en los segmentos previamente mencionados. 

Y una de las medidas para alcanzarlo es la creación de un padrón de instaladores certificados. ¿Por qué? El objetivo es que las familias o empresarios que deseen optar por esta tecnología, lo hagan sabiendo con la confianza de que quienes ingresen en su domicilio o compañía cuentan con la garantía de la Secretaría de Desarrollo Económico (SEDECO) de la Ciudad de México. 

También cabe recordar que ésta no es la primera vez que el gobierno de CDMX promueve las energías renovables en los techos de las casas, edificios y empresas, sino que actualmente ya poseen 40 MiPyMEs apoyadas con más de doce millones de pesos en proyectos realizados. 

E incluso recientemente firmó un acuerdo con Banverde para que las micro, pequeñas y medianas empresas puedan acceder a créditos para impulsar la instalación de paneles fotovoltaicos; además del programa denominado “Ciudad Solar” en el que se instalarán 18 MW en la Central de Abasto, proceso en el que ya está por culminar la segunda licitación y conocerse a la compañía adjudicada que llevará a cabo la obra.