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A fines de la semana pasada, dirigentes de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP) se reunieron con las nuevas autoridades del Ministerio de Energía, liderado por Claudio Huepe.

Entre otros temas de agenda, la cita versó sobre “el rol que debería jugar la CSP en las próximas licitaciones” y el potencial de esta tecnología, confía a Energía Estratégica Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la ACSP y uno de los participantes del encuentro.

“La reunión nos pareció muy positiva porque el ministro y sus asesores estaban muy al tanto de todos los temas que les planteamos”, destaca el dirigente.

En cuanto a la próxima Licitación de Suministro, que aguarda ofertas el 1 de julio que viene, Sepúlveda tienen buenas expectativas.

Por un lado, espera que la termosolar (o Concentración Solar de Potencia -CSP-) gane lugar por las nuevas condiciones de esta convocatoria, que fija adjudicar la combinación de ofertas en 24 horas al menor precio promedio para total de suministro licitado. Para ello, se evaluarán todas las combinaciones posibles con las ofertas recibidas.

Además, a diferencia de subastas anteriores, ésta no permitirá respaldar ofertas con proyectos existentes o nuevos cuya fuente primaria sea carbón, diésel, petcoke y fuel oil.

Por otro lado, el gerente ejecutivo de la ACSP espera que la licitación tenga un cupo a adjudicar especial para tecnologías de base, que deje afuera a las ‘variables’: eólica y fotovoltaica.

Pero la expectativa es que este instrumento no llegue tanto a convocatoria, donde se pondrán en juego 5.250 GWh-año con inicio de suministro al 2027, sino a la segunda de este año, que se llevaría a cabo en el mes de noviembre y se licitarían 2.500 GWh/año, a poner en funcionamiento desde 2028.

“Hoy día el mercado ha cambiado rotundamente. El precio que tienen los hidrocarburos hoy es impactante y la sociedad chilena no está para pagar el MWh 200 o 300 dólares. Y desde el Ministerio saben que deben hacer algo para tener energía limpia de base, además de variables”, argumenta Sepúlveda.

En esa línea, advierte que Chile debiera aventajar a la ola que se viene entre los años 2025-2027, donde “va a haber CSP por todas partes”. “Omán está anunciando 200 MW de CSP; 1250 MW en China; Portugal 300 MW, Botsuana 200 MW; España 200 MW; Italia 650 MW; y en Sudáfrica estamos esperando números” que se desarrollarán durante ese bienio, precisa el dirigente.

“Si no nos anticipamos, para el 2025 al 2027 no vamos a tener materia prima, sal ni mano de obra”, indica, pero confía: “El ministro fue muy receptivo con la tecnología y sabe que no puede esperar más, que debe tomar decisiones ahora”.

El funcionario, además, se respalda en datos del propio Coordinador Eléctrico, que calculó que al 2028 debiera haber como mínimo 700 MW CSP funcionando en Chile, sin considerar a Cerro Dominador ni al adelanto de la salida en operaciones de las plantas a carbón, que son de base.

Likana, en la mira

Uno de los tragos amargos que atravesó la industria CSP el año pasado fue que quedara afuera de la Licitación de Suministro el proyecto Likana, que contempla la construcción de una planta termosolar de tres torres y una capacidad de 450 MW, pero escalable hasta cinco torres y una potencia de 690 MW.

El proyecto había presentado ofertas por 33,9 dólares por MWh, pero no pudo con la competitividad de la eólica y la fotovoltaica. En esa subasta Canadian Solar propuso energía fotovoltaica con baterías a tan solo 13,32 dólares por MWh.

Sin embargo, ahora las expectativas se renuevan sobre este proyecto. Sepúlveda explica que desde el Ministerio entendieron que además de ser competitiva, la CSP genera mayor “rentabilidad social” que la eólica y la fotovoltaica, además de ser una tecnología de base.

“Likana, con sus 5 torres, requeriría un período de construcción de 5 años, con un peak (tope) de 2000 a 2500 trabajadores”, destaca el dirigente.

Y enfatiza en que una de las cosas que valoró el ministro Huepe es que la ACSP tiene identificados perfiles de competencia para la operación y mantenimiento de las plantas y que están desarrollando perfiles de competencia para la etapa de construcción. “Esto nos permite levantar capital humano local”, resalta.

Cuatro proyectos de ley que involucran a las energías renovables ingresaron en el Congreso Nación desde que comenzó el período legislativo 2022, todos durante el mes de marzo, pero tres de ellos fueron iniciados en el Senado y el restante en la Cámara de Diputados. 

El primer proyecto en ingresar al Poder Legislativo del país fue presentado el 3 de marzo por la senadora Cristina López Valverde y busca declarar a San Juan como Capital Nacional de las Energías Renovables, teniendo en cuenta que dicha provincia cuenta con 16 parques solares que suman 300 MW, que significa poco más del 45% de las centrales fotovoltaicas en operación.

Y a ello se debe agregar que hay más de 10 proyectos adjudicados en distintas fases, sumando aquellos adjudicados a las distintas rondas del programa RenovAr y el Mercado a Término (MATER).

Como bien se mencionó previamente, la propuesta de normativa ingresó a la mesa de entrada del Congreso en la primera semana del mes pasado y se derivó a las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y a la de Educación y Cultura. 

Asimismo, hay otro proyecto de ley que compite porque otra provincia se declare como capital nacional de las energías renovables. Para ser precisos, el 30 de marzo, la diputada María Eugenia Alianiello planteó que Chubut ostente ese título.

¿Por qué lo sugirió? La legisladora prevé darle un “justo reconocimiento” al trabajo llevado adelante en la materia y se basó en que es la provincia con mayor generación de energía renovable del país con 433,7 MW, representando el 37,7% del total que se produce actualmente en Argentina, gracias a que se instalaron nueve parques eólicos. 

Por otro lado, en los primeros días del tercer mes del 2022 también entraron a mesa de entrada dos iniciativas para impulsar el uso de renovables en los hogares del país, lo que permitiría aumentar la capacidad instalada de la generación distribuida en Argentina.

La autora del primer proyecto es Gladys González, senadora por la provincia de Buenos Aires, quien sugirió que toda vivienda financiada por el Fondo Nacional de la Vivienda, bajo la Ley N° 24.464, cumpla con “la utilización de fuentes de energía renovable y toda medida que propenda a la eficiencia energética”, con tal de cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible y mitigar el cambio climático. 

Dicho proyecto ya ingresó a las comisiones de Infraestructura, Vivienda y Transporte, además de aquella denominada Ambiente y Desarrollo Sustentable, para su posterior análisis. 

Mientras que la iniciativa bajo el expediente 323/22 fue presentada por la senadora por la provincia de La Rioja, María Clara del Valle Vega, y busca fomentar y promover el uso de energía solar a través de paneles solares fotovoltaicos. 

¿Cómo? A partir políticas de reciclaje de baterías y paneles solares cuando hayan alcanzado su vida útil; homologación de dichas tecnologías y la deducción de Ley de Impuestos a las Ganancias para los importes abonados en concepto de adquisición, instalación y puesta en funcionamiento de sistemas de energía solar

«Perspectivas del Litio desde América Latina». Así se denominó la cumbre virtual que organizó el Ministerio de Hidrocarburos y Energía del Estado Plurinacional de Bolivia, donde se invitó a autoridades de Chile, Argentina y Méjico para conversar sobre la temática.

Allí Franklin Molina Ortiz, ministro de Hidrocarburos y Energías de Bolivia, país a la vanguardia tecnológica en la utilización del litio en Latinoamérica, destacó las “tres fases estratégicas” que están empleando para generar valor agregado de su comercialización: 1) Investigación científica, pilotaje, explotación y producción de recursos evaporíticos; 2) Implementación tecnológica para las plantas industriales; y 3) Industrialización del litio.

“Creemos que es importante alcanzar un abastecimiento y una cadena de suministro del litio de manera continua; una visión de generar excedentes productivos con alto valor agregado”, resaltó el funcionario. Cabe recordar que, el año pasado, Yacimientos de Litio Boliviano (YLB) fabricó el primer prototipo del país, para la empresa Quantum Motors.

En esa línea, Molina Ortiz invitó al resto de los países a sumarse al plan boliviano. “Nuestra América Latina se convierte en un actor fundamental en el contexto energético mundial porque más de la mitad de las reservas mundiales se encuentran ubicadas en los países de Bolivia, Argentina, Chile. Esto nos ubica en un contexto geopolítico importante porque el contenido de litio en la región es un factor clave para las estrategias de transiciones energéticas en marcha”, aseveró.

Nuevas inversiones

El ministro de Hidrocarburos y Energías, además, puso en acento sobre Bolivia. Tenemos “21 millones de toneladas identificadas en el Salar de Uyuni y que aumentarán, según se vayan cuantificando los recursos de este mineral, en los diferentes salares y lagunas saladas”, afirmó.

Indicó que este año se lanzó la convocatoria internacional de extracción directa de litio. Se preseleccionaron empresas de carácter internacional que “están demostrando la eficiencia y el uso tecnológico haciendo uso de salmueras de Uyuni para este tipo de tecnología en etapa piloto”, sostuvo.

Asimismo, precisó que se está construyendo una planta industrial de carbonato de litio con una capacidad de producción de 15 toneladas por año, y que se proyecta otra con 40 mil toneladas.

Evergreen Investment Partners (Evinpa) es una compañía que se estableció en 2012, y desde 2016 opera desde Zug, Suiza.

Sus actividades principales se centran en brindar asesoramiento de inversión a instituciones financieras, y en el desarrollo operativo y financiero de plantas de energía solar e instalaciones de almacenamiento de energía.

Desde inicios de 2022 EVINPA se encuentra en un proceso de búsqueda de oportunidades de inversión en empresas y proyectos de hidrógeno verde y está dispuesta a invertir hasta 100 millones de dólares sobre todo en innovaciones tecnológicas.

En diálogo con Energía Estratégica, Emmanuel Meyer, fundador y director general de la compañía, comenta cuáles son los objetivos de este fondo, denominado Hidrogénesis I (HG1) y qué perfiles de empresas están buscando.

¿Desde cuándo comenzó a operar Hidrogénesis I y con qué volumen de dinero está fondeado este instrumento?

Hidrogénesis I comenzó la actividad de fundraising (captación de fondos) el 8 de marzo de 2022. El fondo tiene un objetivo de 100 millones de dólares.

¿En qué consiste el fondo?

El fondo toma posiciones de equity (private equity o venture capital) en las empresas en las que invierte. Como tal, el fondo propone acompañar y ayudar a los empresarios del sector del hidrogeno verde en su desarrollo y acelerar donde se pueda el crecimiento de las empresas.

Un elemento importante es que, al aportar capital de riesgo en las empresas y aumentar de ese modo el capital social de las mismas, mejoramos la capacidad crediticia de las mismas. O sea, si un startup en el sector del hidrogeno pasa de tener un capital de USD 1 millón a tener USD10 millones tras nuestra inversión, podrá conseguir más crédito y en mejores condiciones.

¿Qué perfiles de empresas son las que están buscando para que se desarrollen en Latinoamérica?

Principalmente los perfiles que buscamos son de dos tipos:

*Empresas que tengan una innovación tecnológica aplicable al sector del hidrogeno verde (o amoniaco verde), ya sea en la producción, transporte y usos del mismo.

Estas compañías tienen que tener un producto cuyo mercado sea demostrable y tener ventas (o pre-ventas) registradas. El fondo no invertirá en ideas o investigación científica sino más bien en empresas que tengan un producto o servicio comercializable y que necesiten de capital para crecer.

*Empresas de desarrollo de infraestructuras de hidrogeno (electrolizadores, redes de distribución).

Buscamos empresas y empresarios que tengan experiencia en desarrollar y sepan seguir los procesos de obtención de los permisos necesarios para construir infraestructuras energéticas.

¿Deben ser locales o pueden ser de otras zonas del mundo que estén dispuestas a instalarse en la región?

El fondo no discriminará sobre el origen de las empresas más allá de los países y/o empresas que se encuentren bajo régimen de sanciones. Seguramente valoraremos positivamente el factor local y apoyaremos a empresarios latinoamericanos cuando las condiciones lo justifiquen.

¿Qué tipo de proyectos o de tecnologías están interesados en apalancar en concreto?

Antes que nada, quiero recalcar que HG1 no presta dinero a las empresas pero invierte en capital de riesgo. HG1 tiene como objetivo invertir en:

*Empresas que produzcan electrolizadores y que incorporen una innovación tecnológica que genere una ventaja competitiva (electrolizadores sin membranas, electrolizadores con mayor eficiencia eléctrica, etc., etc.).

*Empresas que produzcan soluciones tecnológicas para la generación de hidrogeno a partir de deshechos (waste to hydrogen). Estas tecnologías generalmente también tienen la capacidad de producir biogás y/o bio-methanol.

*Empresas que produzcan soluciones tecnológicas para la producción de amoniaco, su transporte y su uso final en motores

*Empresas que produzcan celdas de combustible (fuel cells) usando hidrogeno o amoniaco como input.

Además de proyectos innovadores en hidrógeno para distintas soluciones, también están apalancando emprendimientos concretos para electrolizar energía limpia. ¿Qué estrategia tienen para esto, qué volúmenes de electrolizadores se proponen instalar y en qué partes del mundo?

Los proyectos de producción de hidrogeno que HG1 quiere desarrollar son cinco, cada uno de 250MW.

Buscamos desarrolladores en Chile, Brasil, Australia, Omán y España. Creemos que una estrategia global permitirá abastecer a los clientes locales y al mismo tiempo tener diversidad de riesgo en nuestra inversión.

Vale destacar que la estrategia de HG1 para el desarrollo de los proyectos deberá tener una estructura modular, para permitir su instalación en etapas que acompañen al crecimiento de la industria productora de electrolizadores pues hoy por hoy a pesar de los anuncios de proyectos faraónicos, la industria no puede abastecer ni siquiera el 10% de la capacidad anunciada.

HG1 se concentrará en proyectos concretos que se puedan iniciar a construir en los próximos 24-36 meses y luego llegar en el arco de los próximos 5-7 años a la capacidad objetivo.

¿Qué potencialidades ven en Latinoamérica y especialmente sobre qué países están interesados?

Creemos que América Latina tiene un potencial enorme para ser la “Arabia Saudita” del hidrogeno: La disponibilidad de recursos renovables (solar y eólico) están entre los mejores del mundo; a eso se le suma la disponibilidad de agua y su posición para abastecer a Europa, Asia y EEUU le permitirían, siempre y cuando desde el ámbito político se entienda la oportunidad, ocupar un rol central en la política energética mundial en las próximas décadas.

A esto se le agrega que los mercados internos de América Latina (para amoniaco), sobre todo en Chile, Brasil y México, son de los más interesantes a nivel mundial y eso deberá ser apoyado y protegido por políticas de los gobiernos para favorecer el consumo local/regional. Políticas fiscales que no discriminen a los inversores también ayudan a dirigir las decisiones de inversión pues el HG1 no tiene ninguna obligación de invertir en ningún país en particular.

Por último, y sin mentirnos al espejo, América Latina tiene un gran déficit reputacional cuando se habla de inversiones que viene de décadas de malas políticas en muchos países de la región: expropiaciones, limitaciones a exportación de capitales, populismos anticapitalistas que llevan a gran hostilidad hacia inversores en general e inversores extranjeros en particular, problemas de corrupción y clientelismo no ayudan a un fondo europeo o norteamericano en decidir de invertir en la región cuando hay muchísimas alternativas a nivel global.

Se deben dar las condiciones económicas, sociales y políticas para que el capital llegue y apoye a los empresarios de la región.

La Cámara de Diputados de México rechazó la reforma eléctrica propuesta por Andrés Manuel López Obrador ya que la iniciativa no alcanzó mayoría calificada (dos tercios de los votos) en una jornada legislativa histórica que duró cerca de trece horas. 

Con 275 votos a favor y 233 en contra durante la sesión extraordinaria, es la primera vez en la historia del país que se desecha un proyecto de reforma constitucional enviado por el Poder Ejecutivo Federal. 

Dicha votación se dio de ese modo debido a que la oposición compuesta por el PAN, PRD, Movimiento Ciudadano y el PRI fueron fieles a sus palabras de rechazar la iniciativa y seguir luchando por tener más energía limpia. 

Mientras que la mayoría de los legisladores del bloque conformado por MORENA, PVEM y el Partido del Trabajo votaron a favor, alegando que era una “batalla por la soberanía eléctrica de México” y que la oposición fue “pagada por empresas privadas”, apuntando principalmente a Iberdrola y ENEL. 

Y cabe recordar que la propuesta de AMLO contemplaba, entre otras medidas, la cancelación de todos los contratos de privados y que la Comisión Federal de Electricidad sea la encargada de, al menos, el 54% por ciento de la generación, así como también que el litio fuera explotado exclusivamente por el Estado. 

Hechos que, según los expertos del sector y varios organismos, llevarían a una disminución de la participación de las energías limpias y renovables en el mercado eléctrico, lo que implicaría un aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero y encarecimiento de la electricidad, además del incumplimiento de los objetivos de la propia Ley de Transición Energética de México, así como de los pactos internacionales, como por ejemplo el Acuerdo de París o el Tratado de Libre Comercio entre México – Estados Unidos – Canadá (T-MEC).

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Justamente, durante la sesión extraordinaria de la Cámara Baja del Congreso de la Unión se explicó que la reforma eléctrica acarrearía consecuencias ante el arbitraje internacional por “más de USD 36 mil millones en sanciones”, según palabras del diputado priista, Ildefonso Guajardo, y que afectaría a las comercializaciones de diversos sectores. 

López Obrador prevé un plan B

En medio de la jornada legislativa y antes que se produjera la votación final de la reforma eléctrica en el Congreso, el presidente de México lanzó en sus redes sociales un breve mensaje en el que aseguró que ya estaba preparado en caso de que no se apruebe su iniciativa. 

«Ya lo dije en mi informe del martes: pase lo que pase ya estamos blindados contra la traición. Mañana lo vuelvo a explicar», manifestó en su cuenta Twitter y de Facebook, haciendo referencia a que tienen una alternativa a la reforma. 

Cada vez son más las empresas que anuncian que están desarrollando una cartera de proyectos de energía renovable en Perú. Y, si bien los nuevos emprendimientos no están siendo enmarcados en una licitación en particular, existen expectativas de que se diseñe un mecanismo competitivo que les permita acceder a un PPA.

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

Esa actualización podría implicar la separación de ofertas de potencia y energía, así como la división de bloques horarios lo que permitirá acomodar la disponibilidad de la generación eólica y solar a los requerimientos de las distribuidoras. Según pudo saber Energía Estratégica, en las próximas semanas se prometen novedades al respecto.

De allí es que se hayan renovado las expectativas por mejoras que abran el juego a nuevas inversiones renovables en este mercado, pese a que el país esté atravesando un momento político complejo.

“Definitivamente, sería ideal que exista una estabilidad política que acompañe al crecimiento económico. Sin embargo, Perú siempre ha podido manejar bien la separación entre los temas políticos y los temas económicos. Por lo que, hemos seguido creciendo”, aclaró Brendan Oviedo Doyle, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), tras ser consultado sobre el impacto del escenario político actual en el sector.

En concreto, el referente de SPR indicó que empresas importantes están invirtiendo en nuevos desarrollos eólicos y solares en la actualidad.

“Acciona, Engie y Enel han declarado que van a iniciar la construcción de nuevos proyectos”, aseguró Brendan Oviedo Doyle.

Una muestra de que las negociaciones e inversiones de empresas del sector energético renovable han devuelto una dinámica atractiva a este mercado puede verse en el reciente anuncio de Nordex que celebró el cierre de un importante contrato por 131 MW para suministrar turbinas de 5MW en el Perú.

De allí que Brendan Oviedo subraye a Energía Estratégica que “a pesar del ruido y la inestabilidad política, hay claros signos de compromiso con la inversión de nuevos proyectos renovables”.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), junto a otras dependencias del Gobierno de Colombia, está realizando la titánica tarea de reglamentar toda la Resolución 075, que implica reorganizar todo el espectro eléctrico y modular un nuevo esquema para la presentación de nuevos proyectos de energía.

La UPME ya publicó a consulta el “modelo de optimización para la priorización de nuevos proyectos de generación y la asignación de capacidad de transporte” (ver), que implicará el uso de un software, y fijo el cronograma de transición para este año el cual permita que a partir del 2023 la regulación para la nueva regulación de proyectos esté totalmente en marcha (ver).

A partir de esta semana, SER Colombia se reunirá para terminar de definir cuáles serán los comentarios que realizarán sobre el modelo para la priorización de nuevos proyectos de generación, que fijan una serie de ponderables.

Pero para la entidad que aglutina a las principales empresas del sector renovable la gran dificultad que deberá afrontar la UPME es llegar con el cronograma que se propone este año.

“Los tiempos están muy ajustados. Esta semana debería publicarse la información de los operadores de red; no sé si alcancen a hacerlo. En la medida que eso se demore, más complicado va a ser que las empresas puedan hacer los estudios de conexión”, observa Germán Corredor, director ejecutivo de SER Colombia.

En diálogo con Energía Estratégica, el dirigente recuerda que el 18 de julio sería la fecha límite que tienen las empresas para presentar las nuevas solicitudes de conexión, “es un tiempo corto”, considera. Y agrega que hasta ese mismo día los operadores deberían brindan la información completa sobre su disponibilidad de red.

Para Corredor lo que podría pasar es que algunas empresas distribuidoras y comercializadoras no lleguen a presentar toda la documentación. Si eso pasa, ¿cómo afectaría el proceso?

“Los operadores que presenten la información les permitirán a las empresas presentar solicitudes en esas redes, pero, donde no haya información, tenemos entendido que la UPME aceptaría solicitudes con la última información publicada, para evitar que se queden zonas del país sin proyectos; pero a esto no lo han oficializado”, comenta el dirigente.

Otro de los desafíos tendrá que ver con la evaluación de la propia UPME sobre los proyectos que se presenten, plazo que irá desde julio a diciembre de este año. Otra cuestión será la puesta en marcha de la Ventanilla Única, que debería estar operativa a fines de diciembre.

“El tema pasa por los tiempos”, resume Corredor. Y manifiesta: “Ojalá por lo menos se cumplan esos tres meses (de abril a julio: la presentación de los operadores de red), que salga todo completo, si no va a ser complejo para las empresas”.

Sin embargo, indica que aún hay “temas sin resolver del año pasado, como los recursos de reposición, indicios que dan a pensar que la información completa no se va a alcanzar a dar”.

“Yo creo que los procesos mucho más no se van a atrasar y que la UPME de algún modo querrá salir adelante (con la aplicación de la Resolución 075) para que el año 2023 se llegue a un año estable”, sea con la información que se está requiriendo o con la que tengan, observa el director ejecutivo de SER Colombia.

Meses atrás, Energía Estratégica informó que un equipo de trabajo de la Facultad Regional de Bs. As. de la Universidad Técnica Nacional estaba en la búsqueda de financiamiento para un proyecto undimotriz en la costa de Buenos Aires, dado que dichas escolleras son las únicas de la provincia que se extienden más de un kilómetro desde la costa. 

Y tras un tiempo prudencial, Alejandro Haim, ingeniero de la UTNBA, volvió a conversar con este portal de noticias y comentó cuáles fueron los avances del proyecto en el último tiempo: “Estamos terminando la etapa de diseño del equipo que iría en el mar para posteriormente construirlo”, comenzó. 

“La fabricación e implementación requiere un costo elevado que la facultad no puede asumir. Por lo que, a partir de eso, nos pusimos en contacto con gente interesada en el proyecto, entre ellos el Foro Regional Eléctrico de la provincia de Buenos Aires (FREBA), quienes están dispuestos a ayudarnos, ya sea económicamente como en la gestión”, reconoció. 

Y de este modo, están intentando conseguir los permisos necesarios que los habilite a trabajar en la escollera norte de la ciudad de Mar del Plata, gracias a que FREBA se encargaría de solicitar el acceso al lugar. 

Asimismo, Alejandro Haim contó que se presentaron a la convocatoria del Fondo Argentino Sectorial (FONARSEC), de la Agencia I+D+I, dado que una de las líneas de financiamiento está orientada exclusivamente a energía undimotriz, precisamente a la construcción de prototipos y sistemas ubicados sobre la costa marina y offshore, ya sean libres o fijos. Y eso les permitiría les permitiría cubrir parte de los costos de construcción e instalación del equipo

“Trabajando en los formularios solicitados y se nos pidió estar asociado con otra institución, en este caso de Buenos Aires, para desarrollar y construir el equipo, con el objetivo de instalarlo entre fines del 2022 y el 2023, si se dan las condiciones favorables para ello”, manifestó. 

A ello se debe añadir que a fines del 2021 el Senado de la Nación aprobó un proyecto que nombra de beneplácito a toda la labor de investigación llevada a cabo y, sumado a que en 2015 también se lo nombró de interés nacional, podría significar un verdadero impulso para finalmente conseguir el objetivo de instalar el sistema.

¿Cómo funcionaría el equipo?

El equipo consta de dos boyas unidas a un núcleo, donde se encuentra el mecanismo transformador del movimiento ondular del mar, en un movimiento giratorio continuo que se convierte en energía eléctrica. 

Y entre sus ventajas se encuentra ventaja que proporcionará energía limpia y renovable con un bajo impacto ambiental; además de la constancia energética durante todo el año, sin interrupciones y con un factor de capacidad elevado, con el beneficio de que la energía de las ondas marinas es 10 a 30 veces más densa que la energía solar y 5 veces más densa que la eólica.

«Desde JA queremos tener la participación del 15-20% de la región», declaró Santiago Cárdenas Parra, gerente de Ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar, quien participó como exponente invitado en el evento de Latam Future Energy en Santo Domingo, República Dominicana.

La zona de América Central y el Caribe se encuentra en un momento de expansión y crecimiento. En República Dominicana se anunció la firma de contratos en proyectos fotovoltaicos por alrededor de 800MW.

En Honduras, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) prevé licitar 450MW de potencia, con una posible segunda parte de 250MW para alcanzar una capacidad de 700MW. Desde Guatemala se lanzó la licitación para contratar potencia eléctrica por el periodo de un año, invitando a todas las empresas generadoras de más de 1MW sin distinciones tecnológicas.

Además, en varias islas del caribe hay señales de crecimiento e inversión en materias de energías renovables. Por ejemplo, en Puerto Rico, se estableció un plan para integrar 3750MW de energías renovables a la red eléctrica, con la meta de que éstas comprendan el 40% del consumo del país en 2025. Esto se llevará a cabo mediante una convocatoria de seis solicitudes de propuestas.

“Hay islas como Jamaica con proyectos de más de 100 MW, en San Andres de Colombia hay de más de 10MW. Hay muchos proyectos aquí en centro américa. Son pequeños, pero que suman bastante”, destacó Cárdenas.

“Creo que cada país en este momento está mejorando leyes u oportunidades, sacando licitaciones para darnos más fuerza para poder llevar toda la tecnología y los módulos”, recalcó el representante de la empresa china sobre el contexto favorable en la zona. Asimismo habló del crecimiento que hubo en el Caribe “Pienso que con solo nombrar a República Dominicana y Puerto Rico ya estamos hablando de GW”.

Cabe recordar que JA Solar, empresa fundada en 2005, anunció 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, con los paneles de 182 mm como principal producto de venta, algo sobre lo que Cárdenas Parra dijo que estaban enfocados en seguir trabajando.  

Novedades de JA Solar

En el mismo marco, el ejecutivo dio a conocer algunos detalles de distintos proyectos y nuevas tecnologías planeadas por la empresa. “Este año también vamos a estar trabajando con módulo bifacial de tipo N, donde vamos a estar llegando con potencias de 72 celdas a 570 y de 78 a 620”, adelantó

“Es muy importante para nosotros no sólo aumentar las potencias, sino también la eficiencia”, remarcó el ejecutivo. Explicó que, para ello, se están enfocando en optimizar costos logísticos, como incorporar mayor capacidad en un contenedor, “por lo que se vuelve importante la forma en que está empacado, el tamaño del marco”, resaltó.

“Hoy, no sabemos cuando realmente se va a alcanzar la paridad, cuando llegue el momento donde el precio de la molécula de hidrógeno verde sea igual a una molécula de hidrógeno gris o azul”, advirtió Martin Rocher, vicepresidente de Desarrollo de Negocios para América Latina y el Caribe de Total Eren, durante un evento de Latam Future Energy.

No obstante, ante un auditorio de más de 400 actores clave del sector energético renovable, consideró que el aumento de la demanda desde los sectores de la electromovilidad y la minería exigirían avanzar con alternativas sostenibles para la generación eléctrica, almacenamiento energético y producción de combustible verde. Y el hidrógeno verde sería la respuesta.

De allí, reveló que la empresa ya se está preparando para aquel momento y analiza la ejecución de proyectos a partir de ese vector energético en distintos puntos de Latinoamérica.

Entre ellos, la compañía ya había anunciado alianzas estratégicas en Chile para el primer emprendimiento con importante densidad energética, pero ahora adelantó que están analizando avanzar en otros mercados más, aplicando distintos modelos. En tal sentido, diferenció dos tipos de proyectos de hidrógeno verde que están contemplando:

El primero refiere a los proyectos de gran escala, similar al proyecto que ha anunciado Total Eren en el sur de Chile de hasta 10 GW de energía eólica.

En este caso, Rocher explicó que se precisan tantos recursos como espacio para desarrollarlos y es por eso que el mismo hidrógeno verde tiene valor como sí mismo y para elaborar otro producto final que puede ser el amoniaco el metanol y proyectarlos para la exportación, ya que esos derivados resultan de más fácil transporte.

Por otro lado, el segundo tipo de proyecto sería de menor escala, una alternativa que iría a alimentar la demanda nacional y se concentraría en producir sólo la molécula de hidrógeno verde y ser directamente utilizada en pilas a combustible. Aquello no quitaría la necesidad de un recurso renovable abundante para producirlo; entonces, se recomendaría combinar eólica con solar para tal fin.

Por ello, desde la óptica de Martin Rocher, los proyectos de gran escala con un fin de exportación los estarían analizando implementar en países como Colombia, Panamá o México (además del proyecto en Chile); mientras que en las regiones de isla verían más viable el segundo tipo de proyecto:

“Al hidrógeno verde lo veo más en esta región para proyectos de menor escala hacia una demanda interna y con un enfoque especial con proyectos de minería”.

El Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL por sus siglas en inglés – National Renewable Energy Laboratory) destacó que México se encuentra en una posición ideal para convertirse en una potencia de energía limpia, siempre y cuando se implementen políticas que faciliten la inversión privada. 

De acuerdo a la entidad estadounidense, México posee un “potencial técnico nacional” de 24918 GW en energía solar, 3669 GW eólicos, 2.5 GW geotérmicos y 1.2 GW de capacidad adicional a partir de centrales hidroeléctricas. 

“La combinación de la planificación de la transmisión con el desarrollo de energía renovable disponible en regiones clave puede aumentar el acceso a la energía, promover el crecimiento económico y reducir los precios de la electricidad al mismo tiempo que aumenta la confiabilidad del sistema, señala el documento titulado “Informe de energía limpia de México”.

“Asimismo, la región sureste podría convertirse en el centro de energía limpia más importante del país, impulsando el crecimiento sostenible en toda la región y exportando capacidades de energía limpia al resto del país y a Centroamérica”, agrega.

¿Por qué? El reporte detalla que podría alcanzar 5,561 GW de energía solar fotovoltaica, 744 GW con aerogeneradores, 272 MW adicionales de geotermia convencional y tendría los recursos hídricos más grandes de México.

Además, NREL desglosó el potencial por tecnología y por región, más allá del total a nivel federal y del sureste, así como también de la generación distribuida. 

En el caso de la energía eólica incluye áreas con velocidades de viento promedio de, al menos 3 m/s, y excluye terreno montañoso, humedales y áreas urbanas y protegidas, por lo que se contemplaron las zonas del noroeste (670 GW) y Baja California Sur (110 GW), 

Para el potencial fotovoltaico de gran escala se reconoció que la entidad federativa previamente mencionada sería de 743 GW; mientras que en energía solar concentrada, el norte de México podría lograr 8310 GW, además de otros 516 GW en Baja California Sur. 

En tanto que para el segmento de generación distribuida, el Laboratorio Nacional de Energía Renovable prevé que para 2024 se instalarán 2.336 MW adicionales a los operativos hoy en día, por lo que se superaría la marca de 4 GW en este tipo de sistemas. Y de este modo se podrían agregar 22000 trabajos de construcción y 1000 trabajos de O&M. 

Aunque para ello, la entidad recomienda reducir las barreras financieras para la adquisición de equipos, recalibrar los procedimientos de interconexión, establecer regulaciones de medición neta virtual y solar compartida y ampliar el límite de 500 kW, entre otras medidas. 

El primer evento físico de Latam Future Energy en este año 2022 resultó exitoso para toda la industria de México, Centroamérica y el Caribe.

El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Antonio Almonte, dio la bienvenida a más de 400 actores clave que se hicieron presentes en Santo Domingo y animó a los presentes a proponer soluciones a los retos que tiene la industria y así acelerar la transición energética.

“Falta mucha inversión por realizar y mucho trabajo qué hacer”, dijo el ministro Almonte, invitando a la audiencia a pasar de la ambición a la acción.

Y reveló: “Nuestro gobierno tiene que hacer todavía importantes inversiones y ajustes en el sistema de transmisión de electricidad. Pero en el corto plazo, en las nuevas licitaciones que se van a abrir en República Dominicana para renovables como eólica y solar, también hay que introducir mecanismos de atracción a las inversiones en acumuladores en baterías y elementos auxiliares que ayuden a la estabilidad y sostenibilidad tecnológica de nuestro sistema eléctrico”.

El viceministro de Energía de República Dominicana, Rafael Orlando Gómez, adhirió a aquello y reforzó los argumentos de su apuesta por las energías renovables:

“Los precios de los combustibles han subido. El costo marginal de la energía se ha disparado a niveles que nos lleva a aumentar el subsidio a empresas distribuidoras para poder pagar la energía que se produce y se consume. Esta situación nos está llevando a impulsar más las energías renovables. Pero sin el consenso de todo el país y sin la ayuda de ustedes, los inversionistas renovables, no podemos lograr acelerar la transición energética”, declaró.

Y adelantó: “Ya tenemos propuestas formales para la implementación de parques eólicos de 500 MW, pero aún estudiamos la forma y cómo manejarnos”.

Los discursos de apertura enfocados en renovables, almacenamiento y digitalización, fueron sostenidos en los más de 10 paneles de debate con fabricantes, desarrolladores, epecistas, consultores, financistas y representantes de distintos gobiernos de la región.

A continuación, compartimos 10 frases destacadas de los referentes de empresas que nos acompañaron durante los dos días de evento:

“Creemos que para el 2025, el 75% de las centrales solares adoptarán inteligencia artificial y más del 80% de los trabajos estarán digitalizados”, Juan Rodriguez Benavides – Director de Smart PV (Solar & Storage) Multi Country – Huawei Digital Power

“En inversores de 16 A en adelante podemos utilizar módulos de alta de potencia y tener una mayor densidad de potencia por proyecto”, Eduardo Solis – Latam Marketing Manager & Product Specialist – Growatt.

«Las energías renovables son las más competitivas y las más ventajosas para suplir el crecimiento de la demanda», Luis Mejía – CEO – EGE Haina.

“El almacenamiento se convierte en parte importante en la generación solar, siendo soporte para tener energía disponible cuando no se puede generar”, Horacio Ramos – Future Grids Manager – Siemens.

“Se necesita incentivar más a la generación distribuida porque es una energía que democratiza el acceso. Puede haber retos de penetración e intermitencia pero ahí está el almacenamiento”, Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis.

“Fue un año de reactivación, especialmente para los proyectos de utility scale y hay más de 500 MW que se construirían este año en República Dominicana”, Harold Steinvorth – Head DG Latam – Trina Solar.

“Existe una apertura y una necesidad de parte de nuestros clientes de suplir no sólo sus necesidades energéticas sino, más allá de eso, también tener estructuras más sofisticadas que garanticen mejores precios, el origen de la fuente, etc”, Michelle Reyes Vicioso – Directora de Mercadeo & Originación – AES Dominicana.

“Nos interesa que la eficiencia de los módulos siga subiendo, mientras mantenemos el tamaño de los paneles para estandarizarlos”, Santiago Cardenas – Regional Manager Central America, The Caribbean and Colombia – JA Solar.

“Hay un máximo teórico que puede alcanzar el silicio en términos de potencia. Creo que se vienen cosas muy interesantes para la industria en innovación al empezar a mezclar tecnologías”, Elie Villeda – Country Manager Mexico y Regional Manager Latam North – First Solar.

“Los módulos N-type son el lanzamiento al que Jinko Solar apuesta para tener un desarrollo en el futuro próximo. Creemos que esa será la tendencia”, Ricardo Palacios – Gerente de Ventas para Centroamérica y Caribe – Jinko Solar.

Con la emisión de este Decreto se confirma lo anunciado por el Primer Mandatario, ayer, 13 de abril de 2022 en Tiputini, Orellana, a propósito del inicio de producción del primer pozo en el campo Ishpingo, que forma parte del Bloque 43-ITT.

“Aquí estoy, acompañado del Ministro de Energía y Minas, porque así se llama desde hoy el Ministerio. Tenemos muchos retos tanto en hidrocarburos, como en minerales y en energía producida a través de hidroeléctricas, eólicas, fotovoltaicas, geotérmica. Esta es la gran riqueza del Ecuador” manifestó el Presidente Lasso, quien destacó además que este cambio impulsa la institucionalidad gubernamental para garantizar el aprovechamiento óptimo de los recursos del país.

El Ministro de Energía y Minas, Juan Carlos Bermeo Calderón enfatizó en que el cambio de denominación de ningún modo significa una división en la institución; por el contrario, fortalece la gestión ministerial acorde a los lineamientos del Gobierno del Encuentro.

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables deberá culminar el proceso modificatorio de nombre en un término no mayor a 30 días, contados a partir de la fecha de suscripción del Decreto Ejecutivo.

La cartera de Energía y Minas ratifica su compromiso ante al país de impulsar un aprovechamiento responsable y eficiente de los recursos petroleros, mineros y eléctricos, pilares de la economía ecuatoriana, en beneficio del Ecuador y de sus ciudadanos.

El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), el Laboratorio Tecnológico de Uruguay (LATU) y la Agencia Nacional de Investigación e Innovación (ANII) finalmente lanzaron las bases y anexo técnico de la convocatoria para proyectos de hidrógeno verde en el país, que estará abierta hasta las 14 horas del miércoles 25 de mayo.  

Y tal como se adelantó cuando se creó el Fondo Sectorial de H2V, se dispondrán de USD 10.000.000 con el objetivo de fomentar los primeros emprendimientos para la construcción, producción y uso del hidrógeno y sus derivados, como puede ser transporte de carga pesada o buses, e-metanol, e-kerosene, fertilizantes verdes y mezcla con gas natural.

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

¿Cómo lo ve el sector? Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación de Ventus, dialogó con Energía Estratégica y manifestó que “con el H2V aparece una nueva oportunidad para el desarrollo de las renovables en Uruguay, no sólo para sustituir las importaciones de petróleo, sino también que a futuro se podría instalar más megas y exportar el vector energético”

“Y si bien aún necesita más desarrollo tecnológico para ser competitivo, este tipo de proyectos pilotos es muy bueno para iniciar ese camino, puede ser la partida para empezar a notar la visibilidad y hacer el cambio, lo que será muy bueno para Uruguay”, agregó. 

“Además, veo que internamente podrían haber parques híbridos (solares + eólicos) distribuidos en el interior del país donde produjeran hidrógeno que se comprima y se venda en distintos puntos de distribución para flota de transporte pesado”, continuó. 

Volviendo a la convocatoria, las entidades de Uruguay aclararon que no se brindará apoyo financiero durante la etapa de instalación de la planta y obra, sino que el beneficio será desembolsado a partir de la entrada en operación de la planta y cumplidos los hitos del primer año, y también que tendrán prioridad aquellos emprendimientos que propongan una entrada temprana en operación, con fecha máxima a diciembre de 2025.

Asimismo, se detalla que la energía eléctrica utilizada en el proyecto podrá provenir de centrales renovables y/o de Sistema Interconectado Nacional. En este último caso, deberá definirse con UTE, habiendo acordado anteproyecto de conexión realizado o validado por UTE, y un acuerdo firmado con las condiciones comerciales asociadas a los intercambios de energía con dicha entidad. 

Y se pedirá que aquellos postulantes tengan experiencia previa en la instalación y operación de electrolizadores que acumulen una potencia nominal superior a 1 MW, a la par que se evaluará la experiencia en los mismos campos de trabajo de los componentes principales del proyecto presentado. 

¿Cómo se evaluarán las propuestas? En primera medida se realizará un revisión del cumplimiento de requisitos administrativos de las propuestas y de la consistencia de la formulación del perfil, así como una evaluación financiera de los balances de los participantes. 

A partir de ello, el Comité de Agenda seleccionará los perfiles que entienda que se ajustan a las bases y los convocará a presentar los proyectos en un plazo estipulado, para que, un nuevo comité de expertos seleccione los que firmarán un contrato con la ANII.

El Director de Comunicación y Relaciones Institucionales de APPA Renovables (Asociación de empresas de Energías Renovables), Javier Alberto Muñoz González, participó en una charla sobre medio ambiente, sostenibilidad y empleo de la Universidad Europea (U.E.), organizada por la Universidad Europea de Madrid, y dejó su visión sobre varios temas.

“Lo que estamos viviendo con la guerra en Ucrania es desolador, pero debemos aprender de esta tragedia. Hubo al comienzo una frase que es terrible viendo lo que ha sucedido, pero que es totalmente real, ha hecho más Putin por las renovables, invadiendo Ucrania, que muchísimas décadas de trabajo” declaró el ejecutivo.

Luego recalcó que en el caso de España aún queda un largo camino de cara a una independencia energética. Allí un 70% de la energía es fósil, mientras que las renovables ocupan un 16%. “Muchas veces se dice que vamos muy deprisa con la transición energética, pues estas situaciones nos permiten darnos cuenta justamente de estos números”, remarcó Muñóz Gonzalez.

Siguiendo esta línea, un relevamiento de la consultora Aleasoft indicó que a comienzos de abril la generación de energía fotovoltaica y eólica obtuvieron números de récord de producción en Europa, y que colaboraron con la caída de los precios en el mercado eléctrico: para el Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL), la baja fue de un 6,7%.

Cabe recordar que Europa están preparando un plan para lograr una independencia de los combustibles fósiles que son comprados a Rusia a partir del año 2027. El continente importa de este país más del 40% del gas natural que consume, un 27% del petróleo y un 46% del carbón.

Autoconsumo

Por otra parte, el director de APPA Renovables habló del autoconsumo en España, que ha tenido un crecimiento del 85% en 2021. En ese lapso se superaron los 1.000 MW instalados. “Se han juntado dos factores, uno que la regulación ha acompañado y otro es la subida de los precios de la electricidad”, destacó Muñoz González.

Asimismo, valoró que fue la confianza de quienes primero adoptaron las energías renovables los que ayudaron a estas a ser competitivas, ya que “la energía de generación más cara hace 15 años era la fotovoltaica, hoy en día es la más económica”. 

Y recordó que en España hace nueve años el 81% de los ciudadanos consideraban a las energías renovables la mejor opción de cara al futuro. En ese tiempo el coste de las fotovoltaicas ha bajado en un 90%.

Hidrógeno verde

Con respecto al hidrógeno renovable, Muñoz González recalcó la importancia de verlo como un “un paso más allá”. Indicó la posibilidad de incorporarlo como reemplazo al gas natural, manteniendo las estructuras actuales de gasoductos.

Destacó que, a partir del hidrógeno, se puede trabajar sobre “dos grandes patas” a la que la energía eléctrica renovable no puede llegar: una son los usos térmicos y otra es el transporte. “Nosotros tenemos en energía aproximadamente un 45% de productos petrolíferos de consumo. La electricidad en grandes números es un 25%. Aunque hiciéramos toda la electricidad con renovables, solo sería un 25% de nuestra energía”, calculó el directivo de APPA Renovables. 

Solis, líder en tecnología de inversores de cadena, cuenta con una trayectoria de 17 años en el rubro solar que lo llevaron a tener una presencia activa en más de 100 países. 

Durante el año 2021, superó el envío de 30 GW a nivel global. Entre los mercados donde más cuota de mercado adquirió se destaca India, donde recientemente superó los 2 GW, marcando un antes y un después en la estrategia de ventas de la compañía. 

“Acabamos de romper el récord de los 2 GW de productos vendidos en India. Y esperamos que en Latinoamérica sea muy pronto”, señaló Sergio Rodríguez, Service Manager de Solis en la región.     

Para lograr aquel hito, el referente de Solis adelantó que preparan un mayor despliegue de su abanico de productos, uno de los más amplios del mercado en lo que respecta a inversores string. 

“Tenemos desde 700 watts que son productos relativamente chicos hasta los 255 kW, pasando por residencial, comercial y gran escala”, precisó Rodriguez. 

Un detalle no menor es que la empresa no sólo está invirtiendo en la fabricación de productos on-grid, sino que está apostando fuertemente a productos híbridos que puedan estar conectados a la red o contemplarse junto a baterías fuera del sistema eléctrico local.

En tal sentido, durante una entrevista para Latam Future Energy, Sergio Rodriguez se refirió a las alianzas estratégicas que están llevando a cabo con otras empresas, principalmente de baterías. 

Y además tuvo oportunidad de comentar cómo fueron los orígenes de Solis y cómo la visión de Jimmy Wang, CEO de Ginlong Technologies, llevó a que se posicionen como líderes de soluciones tecnológicas para el sector fotovoltaico. 

Todos los proyectos sociales desarrollados por el grupo tendrán, a partir de ahora, una nueva identidad común – EDP Y.E.S. – You Empower Society –, una marca que integrará los diferentes proyectos sociales de EDP.

La inversión, superior a los 30 millones de euros anuales, se realizará a través de las fundaciones en Portugal, España y Brasil y las distintas unidades de negocio.

«La emergencia climática que estamos viviendo requiere ambición, compromiso y la colaboración de todos para una transición energética más rápida y justa. EDP refuerza su apuesta por un nuevo programa social más ambicioso y con mayor impacto social en las comunidades porque este es un camino en el que nadie puede quedarse atrás», declara Miguel Stilwell d’Andrade, presidente ejecutivo de EDP.

Estrategia

Entre las acciones previstas para 2022, se encuentra el programa Futuro Ativo Sines, que se centra en la conversión de centrales termoeléctricas en centros de producción de energía verde, con apoyo a iniciativas de emprendimiento sostenible, formación en energías renovables o mejora de las condiciones energéticas de las familias.

Otra de las iniciativas previstas es la promoción de la «energía solar solidaria» en diferentes geografías a través de las fundaciones en Portugal, España y Brasil, que consiste en ofrecer paneles fotovoltaicos para la producción de energía a ONGs, familias o grupos en situación de vulnerabilidad.

Junto a la señora Latorraca participó el señor Ian Winborne, oficial de Medio Ambiente y Desarrollo Económico Sostenible (SEED), quien expuso acerca del Caribbean Climate Energy Security Iniciative (CESI 2030), un plan del gobierno de Estados Unidos para promover el desarrollo sostenible y el cambio climático en países del Caribe.

La iniciativa dispone de recursos para impulsar reformas en el sector energía y promover el uso de energías limpias.

Además de la señora Latorraca y del señor Winborne, del encuentro participó el señor Erick Conde, especialista en energía de la USAID, el viceministro de Energía Rafael Gómez del Giudice, y la señorita Helen Pérez, de la Dirección de Relaciones Internacionales del MEM, así como el señor Viriato Sánchez.

El proyecto es el primer pedido de Perú de este tipo de turbina con un diámetro de rotor de 163 metros y una potencia nominal flexible de 5 MW.

Acciona Energía se encarga del transporte y la instalación. La puesta en marcha de las turbinas sobre torres tubulares de acero con una altura de buje de 148 metros se realizará a finales de 2023.

El proyecto se construirá cerca de San Juan de Marcona, la capital del distrito de Marcona de la provincia de Nazca, situada en la región de Ica, en el suroeste de Perú.

La velocidad media del viento, superior a 9 m/s, en el emplazamiento cercano a la costa del Pacífico garantiza que el parque eólico de 131 MW producirá una gran cantidad de electricidad.

Para el Grupo Nordex se trata del tercer pedido de Perú. El primer parque eólico en el país con 132 MW fue completado por el Grupo Nordex en 2018. Actualmente se está construyendo otro parque eólico de 177 MW.

Las dos organizaciones han firmado un nuevo memorando de entendimiento para aprovechar los recursos compartidos, incluidos conjuntos de datos únicos y capacidades analíticas y de previsión, que proporcionarán información valiosa a todas las partes interesadas del sector eólico.

Ben Backwell, director general del Consejo Mundial de la Energía Eólica, explica que «el sector de la energía eólica ya ha creado 1,2 millones de puestos de trabajo en todo el mundo, según IRENA, y esta cifra seguirá creciendo a medida que aumente la demanda de energía eólica con la transición energética mundial».

Y agrega: «Queremos ayudar al mercado a responder a las difíciles preguntas sobre dónde se necesitarán más puestos de trabajo para satisfacer la demanda y esbozar qué formación será necesaria para desarrollar una mano de obra con conocimientos y sostenible para, literalmente, construir los mercados eólicos del mañana».

«Esta colaboración es el primer paso para ayudar a elaborar una hoja de ruta coherente para los puestos de trabajo en la energía eólica en el futuro sistema energético mundial, ayudando a los mercados emergentes a beneficiarse de la creación de empleo local de alta calidad para contribuir a una economía verde próspera», subraya Backwell.

Jakob Lau Holst, director general de Global Wind Organisation, añadió: «La base de datos de la industria eólica de GWO (WINDA) contiene el conjunto de información sobre formación de la mano de obra más completo del mundo. En la actualidad, más de 122.000 personas han recibido formación según el estándar de GWO en centros de casi 50 países.

«Para apoyar la demanda en los nuevos mercados, el sector necesita conocimientos, previsiones y análisis. Estamos encantados de seguir colaborando con el GWEC para ayudar a que esto se haga realidad, ajustándose a las necesidades de formación de la mano de obra y ofreciendo una potente propuesta a los inversores, los responsables políticos, los fabricantes de equipos originales y otras partes interesadas», señala Lau Holst.

El siguiente resultado de la colaboración será la elaboración por parte de GWO y GWEC de su tercer informe anual sobre la creación de empleo y las necesidades de formación de la mano de obra en los mercados mundiales de la energía eólica marina, que se publicará en el tercer trimestre de 2022.

Las Comisiones Unidas de Energía y Puntos Constitucionales de la Cámara de Diputados de México aprobaron, en lo general y en lo particular (en este caso con algunos cambios), el dictamen de la reforma eléctrica impulsada por Andrés Manuel López Obrador. 

En la primera comisión mencionada y en lo particular, se dio con 24 votos a favor y 18 en contra; mientras que en Puntos Constitucionales 22 diputados avalaron la propuesta mientras que otros 18 legisladores dieron su visto negativo a la modificación de los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución en materia de energía.

Pero una de las diferencias principales es que se eliminaría el artículo transitorio que indicaba que la participación del sector primario en la generación de energía eléctrica estaría sujeta a la planeación y control de la Comisión Federal de Electricidad.

Además, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) conservarían su autonomía, pero las funciones reguladoras sobre las tarifas eléctricas pasarían a ser una facultad de la CFE por su carácter de empresa estatal. 

Y si bien se esperaba que, tras esta aprobación, hoy mismo ya se discutiera la reforma eléctrica presentada por el Poder Ejecutivo federal, la alianza entre MORENA, el Partido Verde Ecologista de México (PVEM) y el Partido del Trabajo (PT) solicitaron sesionar el próximo domingo 17 a las 10:00hs en lugar de hoy martes 12 de marzo. 

Hecho que fue confirmado en las redes sociales de Sergio Gutiérrez Luna, presidente de la Cámara de Diputados de México y miembro del partido MORENA, por lo que ese día se discutirá el dictamen relativo. 

De todos modos, es preciso recordar que el oficialismo no tendría los votos necesarios para aprobar una modificación a la Constitución de los Estados Unidos Mexicanos, reforma que perjudica a las renovables y a la transición energética, según manifestaron los expertos en reiteradas ocasiones. 

¿Por qué no contaría con los suficientes votos? Una iniciativa de esta magnitud necesita que dos terceras partes de la Cámara Baja den su voto positivo para que avance al Senado, donde allí también requiere esa misma cantidad para que la propuesta pase a los Congresos locales de los Estados. 

Y el Partido Revolucionario Institucional (PRI), que estaba en la mira porque prácticamente no había mostrado su postura concreta, recientemente comunicó que votará en contra de la reforma eléctrica de AMLO.

Pero habrá que esperar algunos días más para conocer si realmente cambian las ideas de algunos posibles legisladores en duda y saber qué decide el Congreso de la Unión sobre este tema que tiene en stand by a las inversiones energética, entre ellas las renovables, debido a la incertidumbre generada por los cambios en las reglas del juego del mercado eléctrico. 

El expresidente Mauricio Macri, días atrás, cuestionó la política energética del gobierno actual, a la que catalogó como populista, además de la falta de inversiones en el sector y de la ralentización de la incorporación de proyectos renovables. 

Pero el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, no se quedó callado y salió al cruce a través de sus redes sociales, a tal punto que acusó a Macri de revender proyectos de energías renovables a sus «amigos». 

“Su política de Energía Renovables fue diseñada solo para hacerle ganar fortunas a sus amigos, con la reventa de las adjudicaciones de proyectos de generación, muchos de ellos paralizados por inviables. Así sólo logró someter a nuestro país a pagar precios carísimos por una forma de generación que requiere, básicamente, la importación de la inmensa mayoría de su equipamiento”, manifestó en su cuenta de Twitter. 

Con ello, Martínez hizo referencia a las subastas del Programa RenovAr y las centrales renovables que nunca lograron concretarse, ya sea porque fueron emprendimientos especulativos o porque la situación macroeconómica del país cambió rotundamente en los últimos años y condicionó el avance de varios proyectos. 

Incluso, meses atrás, Rodolfo Tailhade, Diputado Nacional del Frente de Todos, denunció a los hermanos Macri por un negocio de parques eólicos sobre por la compra y reventa de seis de ellos bajo condiciones particulares, 

“Tanto fue así que no proyectó ni construyó las redes de transporte necesarias para evacuar esa potencial nueva energía. Fue nuestro gobierno el que tuvo que destrabar los proyectos renovables posibles (más de 1000 MW) y ponerlos a producir, habiendo ya obtenidos récords de generación”, sentenció el Secretario de Energía. 

Justamente este gobierno, en poco más de dos años que lleva al frente del país, sólo se preocupó por resolver problemas, tanto en el Mercado a Término (Res. SE 551/21) como en las licitaciones RenovAr (Res. SE 742/21 y 1260/21), y no avanzó en nuevas convocatorias públicas ni en otros ámbitos de las renovables. 

Aunque también es preciso recordar que durante la administración actual ya renunciaron los dos  titulares de la Dirección Nacional de Generación Eléctrica: Guillermo Martín Martínez en septiembre de 2021 y Mariela Beljansky el pasado 1ro de abril. Y a ello se debe añadir la salida de Javier Papa como subsecretario de Planeamiento Energético, también en septiembre del año pasado. 

Y dadas todas esas circunstancias, el sector no ve las mismas oportunidades que antes, ya que primero la falta capacidad de transporte en las redes de transmisión, la cantidad de megavatios en stand by y la carencia de inversión en infraestructura eléctrica se volvieron factores fundamentales para que las renovables no avancen pese al gran potencial que tiene Argentina. 

Es por ello que las empresas cada vez analizan más las posibles inversiones en el país, sino que miran otro tipo de mercados, ya sea a nivel local entre privados con el MATER como driver de crecimiento, aunque también allí influye el limité de la potencia disponible. O mismo dejando de lado sus proyectos en Argentina y enfocándose en otros países de la región que sí mostraron mejores condiciones en el último tiempo. 

Ante la disparada de los precios de la energía debido a las consecuencias de la invasión de Rusia a Ucrania, Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, observa que ha habido “mucha volatilidad en la Bolsa de Energía (colombiana) y los precios han subido muchísimo respecto a años anteriores”.

En esa línea, destaca que quienes apostaron por coberturas de Derivex han resultado ganadores. “En el primer trimestre del año 2022 tuvimos precios de coberturas que se hicieron a 260 y 275 pesos. Si se comparan con los precios que se han liquidado, hemos llegado a tener una diferencia del 40% menor”, asevera.

Precisa que, para febrero de este año, en la plataforma se ofrecían contratos desde 260 a 275 pesos el kWh, mientras que los precios promedios para ese mes en la bolsa fue de 398 pesos el kWh.

Y cuenta que ya para abril se están cerrando contratos a 220 pesos. “No sabemos cómo va a estar la energía (promedio) durante este mes, pero creemos que es un buen precio”, resalta Tellez.

El ejecutivo recuerda que desde Derivex han fijado la realización de dos subastas mensuales. Las primeras se desarrollarán el segundo miércoles de cada mes. Y éstas serán “más de corto plazo”, indica. Es decir, contratos durante el año 2022, 2023 y 2024, tanto mensuales como anuales.

En cambio, los últimos miércoles de cada mes se desarrollará una segunda subasta donde se celebrarán más bien contratos a largo plazo, con horizontes al 2025 y 2026.

Por caso, Derivex ya fijó que mañana 13 de abril se desarrollará la primera convocatoria del mes. Y la segunda será el 27.

“Hemos tenido mayor cantidad de energía expuesta en el sistema. Es decir, que hay más cantidad de contratos de energía eléctrica que se están llevando al sistema (mayor volumen de intención de compraventa de energía), destaca Tellez, por lo que estima que la participación de los diversos actores a estas subastas será cada vez mayor.

Nuevo integrante

Por otra parte, el Gerente General de Derivex valora la incorporación de un nuevo miembro liquidador: BTG Pactual. “Este tipo de actores son fundamentales dentro del mercado”, resalta.

De este modo, la empresa financiera se suma a otras entidades que ya operan en Derivex como las bancarias Bancolombia, Davivienda y Occidente, y las firmas comisionistas de bolsa Credicorp Capital, Corredores Davivienda e Itaú Comisionista de Bolsa.

“A través de ellos, los agentes del mercado eléctrico tienen otras alternativas para poder llevar a cabo sus contrataciones”, destaca Tellez al tiempo que desliza: “Esto permite la entrada de más participantes”.

La intermitencia de una fuente de generación no es un problema, menos si esta garantiza potencia firme a través de un mix de energías renovables y almacenamiento.

Para reducir los desafíos con los que se pueden topar operadores del mercado eléctrico las Virtual Power Plants aparecen como una solución frente al avance de un número significativo de paneles solares y baterías.

Y es que las VPP traen una propuesta sofisticada para el monitoreo y gestión de activos de generación y almacenamiento, ya que de manera centralizada se pueden controlar varias instalaciones distribuidas o concebirse como una única planta generadora gestionable a la distancia.

“Creemos que las VPP son el presente y el futuro de la generación distribuida”, consideró Ricardo Garro, Key Account Director para Colombia, Centroamérica y el Caribe de Huawei Digital Power.

Desde la óptica de Ricardo Garro, aunque las plantas centralizadas todavía tienen mucha relevancia en la cobertura de la demanda eléctrico, el crecimiento mayoritario que prevé se iría a dar en segmentos más pequeños.

“Huawei estima que casi el 80% de los proyectos solares residenciales van a formar parte de un Virtual Power Plant para el 2025”, declaró Garro durante una entrevista en el marco de un evento de Latam Future Energy.

Y agregó: “este concepto de VPP finalmente es como un Energy Cloud donde los flujos de información, los bits en la digitalización manejan flujos de energía. Esto es algo en lo que Huawei se ha especializado por lo que nuestros productos están ya preparados para brindar esta comunicación y estas soluciones”.

Aquel detalle no es menor, ya que Huawei Digital Power se viene enfocando en aquellos productos que van a tener un crecimiento exponencial y que tienen un impacto en reducir la huella de carbono de sus clientes.

Entre los productos relacionados a la energía solar Huawei Digital Power cuenta con tres principales productos que le merecen reconocimiento internacional: inversores string, centros de transformación y baterías para almacenamiento.

Respecto al último Juan Rodríguez Benavides, director de Smart PV (Solar & Storage) Multi Country de Huawei, reflexionó: “sabíamos que cuando el storage alcance un punto de eficiencia lo suficientemente alto y bajara un poco el precio iba a cambiar el mercado por completo porque podemos implementar muchas estrategias que antes no se podían hacer como por ejemplo peak shaving, bajar los picos de potencia o aprovechar mucho mejor un PPA vendiendo energía cuando está más cara”.

También durante una entrevista con el equipo de Latam Future Energy, Rodriguez Benavides consideró que “el costo de los proyectos está comenzando a hacer sentido” y que su éxito se puede ver reflejado en distintos países de la región.

Diego Ferrer Durá, líder de desarrollo de negocios para la división de energía solar y almacenamiento en Latinoamérica de Power Electronics, participó del evento cumbre de Latam Future Energy en el Caribe. Allí, valoró como positivos los procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) que se están convocando en Puerto Rico.

“Puerto Rico va a despegar porque la ambición es muy grande. Únicamente en este tranche 1 del que se espera que arranquen proyectos a partir del próximo año, no va a ser un crecimiento de manera escalonada, será un crecimiento exponencial”.

Y es que el Plan Integrado de Recursos de la Autoridad de Energía Eléctrica establece seis convocatorias a RFP y sólo en el primer tramo ya se pusieron en juego 1000 MW solares y 500 MW de almacenamiento equivalente, además de aceptarse propuestas de VPP por 150 MW.

Al respecto, Diego Ferrer Durá consideró: “Puerto Rico tiene una ambición técnica muy importante que probablemente lo lleva a ser el primer mercado que al mismo tiempo que anuncia la transición a energías renovables también anuncia la incorporación de almacenamiento a nivel utility y distribuido”.

Consultado acerca de la competitividad de los mismos el experto advirtió que si bien los precios bajos no acompañan en la actualidad, ya que el escenario actual está zanjado por altos costos en toda la cadena de suministro, el sector se compondría en los próximos años.

“El LCOE de los proyectos, por primera vez desde que inició el auge de las renovables en todo el mundo está aumentando (…) independientemente del lugar en el planeta en el que se encuentren, porque están subiendo materias primas como el aluminio, el cobre, chapas magnéticas, transporte y logística”, alertó.

No obstante, también consideró que “para cuando los proyectos del tranche 1 en Puerto Rico inicien, del tranche 2 hasta el 6 el LCOE cada vez irá bajando y el costo de energía en Puerto Rico también”.

¿Cómo lograrlo? “Mayor innovación, mayor desarrollo, inversión completa en los elementos constitutivos del sistema, realizar las cadenas de fabricación automatizadas, tener todo estandarizado, son ciertas maneras que nos van a ayudar a reducir el LCOE de los proyectos”, analizó.

Acceda aquí a los testimonios completos de este referente del sector energético renovable realizados durante el panel “Focus Puerto Rico: Proyectos Utility Scale & Almacenamiento”.

En la última licitación del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), Genneia obtuvo prioridad de despacho de dos nuevos parques .

De este modo, la compañía consolida su liderazgo absoluto en energías renovables y suma 163,5 MW adicionales a su portfolio de energías limpias.

Los dos nuevos proyectos anunciados son el parque solar Tocota III, de 60 MW de capacidad instalada, ubicado en la Provincia de San Juan; y el parque eólico La Elbita, de 103,5 MW de capacidad instalada, ubicado en la Ciudad de Tandil, Provincia de Buenos Aires.

De este modo, Genneia, que ya opera 866 MW eólicos y solares y que se encuentra construyendo el nuevo proyecto solar Sierras de Ullum en San Juan, con 80 MW adicionales, logrará superar los 1100 MW de capacidad instalada renovable, un hito nunca antes alcanzado en nuestro país.

Con el objetivo de continuar creciendo en la participación y proyección de las renovables en la matriz energética argentina, la compañía ya lleva invertidos, en 5 años, 1200 millones de dólares en proyectos renovables, sumando ahora inversiones adicionales por 200 millones de dólares para el desarrollo de La Elbita y Tocota III.

“Estamos muy orgullosos de continuar liderando el mercado renovable en Argentina y que la energía solar y eólica aumenten su protagonismo en la matriz energética. La adjudicación de La Elbita y Tocota representa nuevas inversiones, más trabajo argentino, y un mayor ahorro de divisas netas para el país. A través del compromiso y la innovación, continuamos colaborando para que Argentina pueda cumplir con sus objetivos de descarbonización y de transición energética”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

En esta línea, Genneia superará 1 GW de capacidad instalada, conformado por 222 MW de energía solar y 887, 5 MW de energía eólica, repartidos en 11 parques ubicados en todo el país. De este modo se consolida como la empresa número 1 en generación de energías renovables, y como referente del mercado corporativo que se encuentra cada vez más competitivo y se ha convertido en el principal pilar de crecimiento del sector.

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) de la Secretaría de Energía de la Nación recibió seis ofertas para la Licitación Pública N° 1 /2022, correspondiente a la provisión e instalación de equipos fotovoltaicos e instalaciones internas en edificios públicos en 19 provincias de Argentina, que abastecerá a 281 instituciones. 

Los oferentes podían presentar su propuesta para uno o más de los ocho lotes que se agrupaban en la convocatoria, que se repartían de la siguiente manera:

El lote 1 correspondía a 11 instalaciones de la región centro, puntualmente a la provincia de Buenos Aires, Córdoba, Entre Ríos y La Pampa. Mientras que el segundo lote hacía lo propio con 32 sistemas en Chaco, Corrientes, Formosa y Misiones, es decir, lo que se consideró como la zona del Noreste Argentino (NEA). 

Por el lado del tercer grupo, pertenece a 23 establecimientos del Noroeste Argentino (NOA), con las provincias de Catamarca, Jujuy, Salta, San Juan, Santiago del Estero y Tucumán. Y la cuarta sección sería para 37 instalaciones en Salta. 

A partir del lote 5 se dividen los equipos para las provincias del sur del país, comenzando con la provisión para 33 edificios públicos de “Patagonia Norte” (Neuquén y Río Negro), seguido de 65 en Chubut, 42 en la “Patagonia Sur” (Santa Cruz y Tierra del Fuego), hasta alcanzar el lote 8 con 38 instalaciones en “Patagonia Sur 2”, con Santa Cruz nuevamente como protagonista. 

Sin embargo, solamente dos empresas cotizaron por el total de las secciones de la licitación pública, otra lo hizo por siete lotes, dos compañías por un par de los territorios y un oferente hizo lo propio con un sólo segmento de la convocatoria.  

A continuación, el listado de las ofertas y montos  pertinentes. 

Intermepro S.A: 

Lote 1 USD 317358, 72

ECOS SA

Lote 3 – USD 1408396,09 (IVA incluido)
Lote 4 – USD 1864105,37 (IVA incluido)

Coradir S.A.

Lote 1 – USD 634780,92 (IVA Incluido)
Lote 2 – USD 2196165,84 (IVA incluido)
Lote 3 – USD 1695529,27 (IVA incluido)
Lote 4 – USD 2497738,70 (IVA incluido)
Lote 5 – USD 2621047,41 (IVA incluido)
Lote 6 – USD 4414469,18 (IVA incluido)
Lote 7 – USD 3153727,93 (IVA incluido)
Lote 8 – USD 2773914,18 

TOTAL – USD 19987363,42 (IVA incluido)

Multiradio SA

Lote 1 – USD 484214,67 (IVA incluido)
Lote 2 – USD 2062900,41 (IVA incluido)
Lote 3 – USD 1578233,73 (IVA incluido)
Lote 4 – USD 2238248,62 (IVA incluido)
Lote 5 – USD 2464287,96 (IVA incluido)
Lote 6 – USD 4167220,01 (IVA incluido)
Lote 7 – USD 4984460,58 (IVA incluido)
Lote 8 – No cotizó

TOTAL – USD 17979565,88 (IVA incluido)

Datastar Argentina SA

Lote – 1 USD 1013946,15
Lote 2 – USD 3376405,54 
Lote 3 – USD 2735359,17 
Lote 4 – USD 3762355,66
Lote 5 – USD 3922181,80 
Lote 6 – USD 6552767,18 
Lote 7 – USD 4762540,61 
Lote 8 – USD 4496506,54 

TOTAL – USD 30632063,65 

MEGA SRL

Lote 3 – USD 703767,13 
Lote 4 – USD 744602,29

TOTAL – USD 1448369,42 

Desde inicios de marzo hasta esta parte, el Servicio de Evaluación Ambiental ha ingresado en ‘calificación’ a cuatro megaproyectos de energías renovables, los cuales suman una capacidad de 2.064 MW y motorizarían inversiones por 2.237,4 millones de dólares.

Este status corresponde a una etapa avanzada para la obtención de la Declaración de Impacto Ambiental de estos proyectos; es decir, luego de la ‘calificación’ llega la ‘aprobación’ final.

Parque Eolico Wayra

El último de esta saga de megaproyectos en ingresar en ‘calificación’ por parte del Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA, dependiente de la SEA) es el “Parque Eólico Wayra” (ver), que lo hizo el 4 de abril pasado.

En realidad, se trata de una central híbrida eólica-solar fotovoltaica, propiedad de EDF, contempla 52 aerogeneradores de hasta 8 MW de potencia nominal cada uno, totalizando 416 MW, y tres zonas de paneles solares que suman 198 MWac, lo que resulta en una potencia total de hasta 614 MW, la que será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

La obra, que motivará inversiones por 623,9 millones de dólares, se emplazará dentro de la Zona de Reserva Eólica Taltal, predio ubicado en el sector rural de la comuna de Taltal, Región de Antofagasta, a aproximadamente 38 km al oriente de Paposo.

Central Hidroeléctrica San Carlos

Entre los emprendimientos, se destaca la Central Hidroeléctrica San Carlos (ver), de 150 MW. El proyecto obtuvo su calificación el 28 de marzo pasado. Pertenece a la empresa Inversiones San Carlos y su construcción motivará 420 millones de dólares de inversión

De acuerdo a la compañía, se trata de una central hidroeléctrica de pasada ubicada en las inmediaciones de la localidad de San Carlos de Purén, constituida por tres estructuras principales que manejan el cauce del río Biobío. Contará con capacidad de regulación intradiaria, y caudal de diseño de 750 m³/s.

En la casa de máquinas se alojarán tres turbogeneradores, de los cuales dos son unidades principales compuestas por turbinas de tipo Kaplan y una secundaria, llamada turbina ecológica, la cual también es del tipo Kaplan y usará el caudal ecológico. En total tienen una capacidad instalada de generación de 154,4 MW.

Parque Fotovoltaico Llanos de Marañón

Otro de los proyectos corresponde a la central solar Llanos de Marañón (ver), que ingresó en calificación el 25 de marzo pasado.

Consiste en la construcción y operación de una planta de potencia nominal de 432 MW y una potencia peak de 458 MW. Contará con 819.801 módulos fotovoltaicos sobre seguidores horizontales de un eje. Los módulos irán conectados a 2.160 inversores de 200kW de capacidad cada uno. A su vez, los inversores se conectarán a 72 Centros de Transformación de 6 MVA cada uno.

El emplazamiento del proyecto, que costará 372 millones de dólares, será a aproximadamente a 4 km al noreste del centro de la ciudad de Vallenar, abarcando parte de la comuna de nombre homónimo y en menor medida de la comuna de Freirina, ambas en la Región del Atacama, alcanzando una superficie total de 825,7 ha.

Esta superficie considera un cerco perimetral enmarcando una superficie de 818,4 ha, no sólo para los módulos fotovoltaicos con estructura completa, inversores, centros de transformación, centros de seccionamiento, caminos internos, sala de control y bodega, instalación de faena, subestación elevadora 33/220 kV, sino un sistema de almacenamiento con baterías, zonas de acopio, una red de baja tensión soterrada de 46,5 km de largo y una red de media tensión soterrada de 30,5 km de largo.

Parque Fotovoltaico Oxum del Tamarugal

El 23 de marzo pasado también obtuvo ‘calificación’ el proyecto fotovoltaico Oxum del Tamarugal (ver), de 362,76 MWp (319,60 MWn), que motivará inversiones por 326,5 millones de dólares.

La obra se emplazará sobre un predio privado de 1.154 de la comuna de Pozo Almonte, Provincia del Tamarugal, y contará con 541.400 paneles fotovoltaicos de 670 W. Cada uno de estos paneles estarán montados sobre una estructura de soporte con seguidores solares a un eje, lo cual permite el aprovechamiento eficiente de la energía solar.

ERNC Loa

Finalmente, se puede destacar el ingreso a ‘calificación’, el pasado 8 de marzo, del proyecto híbrido ERNC Loa (ver), que insumirá una inversión de 495 millones de dólares.

Considera la instalación de un parque eólico de 248 MW, dotado de un conjunto de 40 aerogeneradores de 6.200 kW de potencia unitaria, y una planta solar fotovoltaica de 270 MW de potencia nominal constituida por 548.352 módulos fotovoltaicos de 540 Wp de potencia nominal cada uno.

Ambas instalaciones compartirán una Subestación Transformadora 33/220 kV, y una Línea de Transmisión Eléctrica aérea de 220 kV de simple circuito de 38,38 km de longitud, que conectará a la Subestación Frontera existente, para la evacuación de la energía en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Día a día avanzan más las innovaciones tecnológicas del sector energético, con la búsqueda de reducir costos y tener sistemas más eficaces, ya sea en el segmento de utility scale como en la baja y mediana escala. 

Pero hay una cuestión que está indirectamente relacionada a ello y que no se puede evitar debatir sobre el tema: los riesgos que observan las empresas dedicadas a servicios de consultoría, seguros, corretaje y defensa de reclamos. 

Y justamente la compañía Marsh realizó todo un análisis al respecto durante el megaevento Latam Future Energy República Dominicana, que reunió a más de 400 referentes del sector renovables de América Latina, y enfocó su mirada principalmente hacia la energía eólica. 

“La industria se prepara para las nuevas tecnologías. Pero muchas empresas nos preguntan por qué a veces los precios de seguro se disparan si se compra tecnología nueva y se hace un parque eólico con tecnología de último modelo. O por qué de pronto hay alguna restricción o exclusión”, planteó David Peña, Regional Business Development Leader LAC Renewables & SRO de Marsh. 

“La razón de ello es porque, de alguna manera, el mercado de los aseguradores necesita tener cierta confianza en las nuevas tecnologías. Si logramos mitigar ese riesgo o incertidumbre tendremos precios más tranquilos y confianza en la tecnología novedosa”, agregó. 

Bajo esta misma línea, el especialista reconoció que, en Latinoamérica, los mayores riesgos que ven en el área de los aerogeneradores son las fallas en el diseño de las torres y las palas, así como también los “eventos catastróficos”, haciendo referencia a qué puede suceder si hay grandes tormentas o ráfagas de viento una vez que se instalan los sistemas. 

“Por ende, proponemos realizar una comunicación para explicar los detalles de esta innovación que avanza. Es clave que los equipos de ingeniería se sienten con los desarrolladores, fabricantes y EPCistas para compartir la experiencia en la región”, manifestó. 

Asimismo, durante el panel moderado por Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica, también se consideraron las próximas tendencias en sostenibilidad para los parques de generación renovable. 

Allí, David Peña distinguió que cada vez hay más preguntas sobre el almacenamiento en baterías e hidrógeno verde, a lo que consideró que desde Marsh apuestan que será un factor fundamental a mediano y largo plazo: “Si bien actualmente es muy incipiente en América Latina, en cinco o diez años estaremos hablando permanentemente del H2V”. 

En octubre del año pasado, el Gobierno de Colombia presentó su Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde (descargar) para posicionarse como uno de los países que produzcan este energético a precios competitivos.

En ese momento, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, indicó que el objetivo es que, al 2030, se pueda producir en el Caribe norte (donde se concentran recursos eólicos y solares muy por encima de la media mundial) hidrógeno verde a un valor de 1,7 dólares por kilo. “Es un precio altamente competitivo a nivel internacional”, destacó.

El hidrogeno azul, producido a través de hidrocarburos y su posterior captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS), se produciría a un costo un poco más elevado: 2,4 dólares por kilo. Al 2050 se espera que el kilo de hidrógeno verde y azul ronden el dólar.

La Hoja de Ruta sostiene que, hacia los próximos 10 años, haya entre 1 a 3 GW de capacidad para electrolisis. Esto supone que hubiera de 1,5 a 4 GW de capacidad instalada de renovables dedicada exclusivamente a la producción de hidrógeno.

Para lograr los objetivos de este ejercicio, el Gobierno deberá reglamentar artículos clave de la Ley 2099, como el 21, donde se definen “los mecanismos, condiciones e incentivos tendientes a promover la innovación, investigación, producción, almacenamiento, distribución y uso del hidrógeno que se destine a la prestación del servicio público de energía eléctrica y/o al almacenamiento de energía, así como a la descarbonización de los sectores transporte, industria e hidrocarburos, entre otros”.

También el artículo 22, que señala que “el Gobierno nacional desarrollará la reglamentación necesaria para la promoción y desarrollo de las tecnologías de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS)” relativa al desarrollo de usos tecnológicos para la producción de hidrógeno.

Y el artículo 23, que establece que corresponde al Gobierno nacional diseñar la política pública para promover la investigación y desarrollo local de tecnologías para la producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, reelectrificación, usos energéticos y no energéticos del hidrógeno y otras tecnologías de bajas emisiones.

En esa línea, el Ministerio de Minas y Energía publicó a consulta pública (ver), hasta el próximo 22 de abril, la reglamentación de estos tres artículos.

En cada uno de ellos, la cartera propone su regulación, concerniente a la definición de los mecanismos, condiciones e incentivos para promover el desarrollo local, la innovación, investigación, producción, almacenamiento, transporte, distribución, uso de hidrógeno destinado a la prestación del servicio público de energía eléctrica, almacenamiento de energía, y descarbonización de sectores como transporte, industria e hidrocarburos.

Con este Acuerdo, el tricolor anula cualquier posibilidad de que sus 71 legisladores, o 14.2% del total, voten a favor de la iniciativa del Ejecutivo federal, por lo que prácticamente la sepulta, ya que el partido oficialista Movimiento de Regeneración Nacional (Morena) y sus aliados Partido del Trabajo (PT) y Partido Verde Ecologista de México (PVEM) no alcanzan a sumar las dos terceras partes de los votos que exige el artículo 135 de la Constitución para poder modificar la Carta Magna.

En todo caso, Morena y sus aliados sumarán apenas 55.4% del 100% de los votos en el recinto cameral.

El documento, firmado por el presidente nacional del partido, Alejandro Moreno Cárdenas, y por el secretario técnico, Guillermo Angulo Briceño, lleva como nombre “Acuerdo del Consejo Político Nacional, por el que se establece el posicionamiento del Partido Revolucionario Institucional y se mandata a las y los legisladores federales del PRI respecto a la iniciativa de reforma constitucional en materia eléctrica presentada por el Poder Ejecutivo federal”.

“El Consejo Político Nacional mandata a las y los legisladores federales del Partido Revolucionario Institucional a votar en contra de la iniciativa de reforma en materia eléctrica a los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados 10 Unidos Mexicanos, en los términos presentados por el Poder Ejecutivo Federal al Congreso de la Unión, en congruencia con los Documentos Básicos del Partido”, se lee en un Acuerdo aprobado por el Consejo.

Mañana lunes, las Comisiones Unidas de Puntos Constitucionales y de Energía se reunirán para votar el Dictamen que incluye la iniciativa de reformas constitucionales del jefe del Ejecutivo y para el martes se subirá al Pleno de la Cámara para una primera lectura.

Existen versiones de que el mismo martes se convoque a una segunda sesión del Pleno para discutir y votar el dictamen, aunque esto podría suceder el miércoles 13 de abril.

El Acuerdo aprobado hoy por el Consejo Político Nacional del PRI se compone de dos artículos y en el segundo de ellos el Partido reitera que impulsará de manera conjunta con los legisladores que integran la coalición “Va por México” –PAN y PRD– la contrarreforma en materia eléctrica que presentaron ante la opinión pública el pasado lunes 4 de abril.

También incluye los 12 puntos que “Va por México” dio a conocer ese mismo día. Así informa Energía A Debate.

Por último, el Acuerdo incluye un artículo transitorio en que estipula que las disposiciones aprobadas entrarán en vigor el mismo día en sean publicadas en los “estrados físicos” y “estrados digitales” del partido.

Iberdrola instalará en los nuevos parques eólicos de Iglesias y Buniel (Burgos) las turbinas más potentes que fabrica Siemens Gamesa, gracias a una inversión de casi 200 millones de euros.

De la mano de la firma de base tecnológica, la eléctrica construirá un parque de 200 megavatios que dará cobijo a los primeros equipos de la plataforma 5.X en España, las más potentes en eólica terrestre nunca vistas. De hecho, estos aerogeneradores se colocarán en el parque eólico burgalés y en otro de Noruega.

Precisamente, en la provincia burgalesa se encontraban hasta ahora las de mayor capacidad, que volverán a ser superadas.

Generarán energía limpia suficiente para abastecer a una población equivalente de más de 190.000 hogares al año y evitarán la emisión a la atmósfera de 115.600 toneladas de CO2 anuales.

El director de Construcción de Iberdrola Renovables, el burgalés Rafael García Rocha, destacó a Ical que contará con un importante componente local, ya que empleará empresas de obra civil, mano de obra, transportistas, suministradores de materias primas (áridos, hormigón, acero, prefabricados, etc.), grúas, medios auxiliares, etc., así como la promoción de proveedores industriales.

Se prevé que en períodos punta de trabajo se vinculen al proyecto hasta 350 trabajadores.

La Suprema Corte de Justicia de la Nación validó la reforma a Ley de la Industria Eléctrica (LIE) de México, la cual fue impulsada por el Ejecutivo Federal y aprobada por el Poder Legislativo en marzo del año pasado, aunque posteriormente fue suspendida provisionalmente al poco tiempo debido a la cantidad de amparos en contra y recursos de inconstitucionalidad. 

El Pleno de la Corte se dividió con ministros jueces a favor del proyecto y siete se pronunciaron por la inconstitucionalidad, pero como eran necesarios ocho votos para ese efecto, se avaló la ley, dado que se manifestó que no se viola la competencia debido a que las empresas privadas seguirán participando en la generación de energía. 

Justamente, Arturo Zaldívar, presidente de la Suprema Corte y uno de los más apuntados durante la jornada, fue uno de los ministros que dio su voto a favor de la validación bajo el argumento de que “la Constitución no habla del orden de despacho, costos marginales, contratos legados ni subastas” y que “los cambios no implican excluir a los generadores de energía limpia”.

Los otros ministros que legitimaron la reforma a la LIE fueron Loretta Ortiz, quien presentó el proyecto, Yasmín Esquivel y Alfredo Gutiérrez Ortiz Mena; mientras que Jorge Pardo, Norma Piña Hernández, Luis María Aguilar, Margarita Ríos Farjat, Alberto Pérez Dayán, Javier Laynez Potisek y Juan Luis González Alcántara se mostraron en contra de la iniciativa. 

Como consecuencia, la decisión de la SCJN favorecerá a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ya que la modificación a la LIE prevé darle prioridad de despacho eléctrico a las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas, nucleares, geotérmicas y de ciclo combinado de CFE por sobre las centrales de plantas eólicas y solares de privados, lo que complicará el panorama a futuro de estas tecnologías. 

Asimismo, también seguirán vigentes los artículos transitorios 4to y 5to, relacionados a la revocación de permisos de autoabastecimiento y la revisión de Contratos de Compromiso de Capacidad de Generación de Energía Eléctrica y Compraventa de Energía Eléctrica porque no se alcanzó la mayoría para darle carácter de inconstitucional. 

Aunque es preciso destacar que como tampoco hubo mayoría calificada a favor de validación de la  reforma a Ley de la Industria Eléctrica, los juicios de amparo en curso, y aquellos futuros, seguirán su curso normal, como también podría darse la defensa en las cortes internacionales.

Profundizar en las oportunidades de vinculación energética para Chile con distintos países de América Latina y el Caribe fue el principal objetivo del encuentro entre representantes de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER) y la Asociación de Transmisoras de Chile, con el subsecretario de Energía, Julio Maturana.

CIER es un organismo internacional, sin fines de lucro y creado en 1964, que en la actualidad reúne a más de 250 organismos públicos y privados de 16 países de la región, entre ministerios, empresas, universidades y otros actores relacionados al mundo energético.

A lo largo de las décadas, el organismo ha propiciado el intercambio de experiencias y la generación de estudios y grupos de trabajo, con el objetivo de profundizar en la complementariedad energética regional, según explicó el director ejecutivo de CIER, Tulio Machado.

La visita de sus representantes a Chile forma parte de una sesión de trabajo coordinada por Transmisoras de Chile, para analizar las oportunidades de desarrollo de alianzas y una participación más activa de nuestro país en el foro internacional.

Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile, afirmó que “la integración energética regional es uno de los grandes desafíos del sistema energético en el futuro. La forma en que cada país avanza en la electrificación de sus economías, qué caminos se toman y cuáles son los principales aprendizajes nos parece información sumamente valiosa para compartir y poder trabajar en potenciales alianzas”.

Reunión con subsecretario de energía

Como parte de la agenda de trabajo preparada junto a Transmisoras de Chile, representantes de CIER se reunieron con el subsecretario de Energía, Julio Maturana, con el objetivo de presentar los alcances de la comisión a nivel latinoamericano.

En ese contexto, el subsecretario enfatizó en la importancia de la coordinación regional y la cooperación entre los países de América Latina y el Caribe.

“Es muy importante que nos coordinemos en temas energéticos que para toda la región son de mucha relevancia, como el asunto de la sequía, del cambio climático, entre otros. Creemos importante que Chile, como miembro fundador, pueda hacerse parte de estos esfuerzos regionales; por eso estamos analizando la reincorporación a la CIER, porque creemos que es bueno hacer esfuerzos para volver a coordinarnos regionalmente”, valoró Maturana.

En la reunión, el director ejecutivo de CIER, Julio Machado, recalcó la importancia del rol de los Estados como promotores de este tipo de iniciativas.

En este contexto, enfatizó también que la riqueza del organismo internacional radica en la generación de un espacio de interacción e intercambio no sólo de aspectos técnicos asociados al sector energético regional, sino también de temáticas coyunturales tan relevantes como el manejo y la responsabilidad socio-ambiental, o el trabajo que se lleva adelante en distintos países respecto de igualdad de género dentro de la industria latinoamericana.

Solis ha estado trabajando en el campo de los inversores de cadena durante 17 años y está comprometido a brindar a los clientes productos y servicios de la más alta calidad.

Como componente central de cualquier sistema fotovoltaico solar, el inversor es uno de los principales factores que contribuyen a los ingresos del sistema. Centrándose en la calidad y la confiabilidad, Solis se compromete a proporcionar productos y soluciones de alta calidad para todos los escenarios de aplicación.

Los componentes de calidad determinan directamente la vida útil del inversor.

La fiabilidad y la vida útil de un inversor están estrechamente relacionadas con la calidad de sus componentes. El uso de componentes de alta calidad afecta directamente el rendimiento del inversor.

Solis mantiene sólidas relaciones con proveedores de componentes de renombre mundial para garantizar el suministro estable de componentes de alta calidad y la confiabilidad constante del producto.

 El diseño y las pruebas son la clave de la fiabilidad

Se invierte en equipos de prueba de esfuerzo que simulan temperaturas extremas, humedad, viento, arena, lluvia y niebla salina que encuentra un inversor en ambientes al aire libre. La prueba de esta manera garantiza que la confiabilidad del inversor pueda evaluarse y mejorarse para la optimización continua del producto.

Adaptable a temperaturas extremas

La variación de temperatura afectará el funcionamiento eficiente de un inversor y puede deberse a diferencias regionales, del día a la noche, cambios estacionales, etc. Los componentes internos del propio inversor también provocarán una variación de temperatura que puede afectar la seguridad a largo plazo y funcionamiento eficiente del inversor.

El diseño del producto Solis considera el impacto de los cambios de temperatura y adopta varias medidas, como la concentración de placa única, la protección del revestimiento y el enfriamiento del ventilador interno para proteger el inversor. Los ingenieros de diseño de Solis verifican el rendimiento de toda la máquina mediante pruebas de ciclos térmicos, calor húmedo, humedad, congelamiento y lluvia para identificar cualquier defecto en los componentes electrónicos internos del inversor.

Excelente adaptabilidad al aire libre

Otros factores provocados por la exposición a campos externos, como los rayos UV, la niebla salina, la humedad, la arena, etc., pueden afectar la eficiencia y la vida útil del inversor. La fuerte adaptabilidad ambiental es crucial para el funcionamiento confiable del inversor. Los inversores de la serie Solis-(100-125) K-5G tienen protección IP66 y anticorrosión C5, y tienen una excelente adaptabilidad a la intemperie.

Todos los productos nuevos de Solis se encienden y funcionan durante más de 180 días en nuestra área de prueba exclusiva. El estado del inversor es monitoreado diariamente a través de SolisCloud, para observar los principales parámetros de su generación de energía y temperatura interna.

Control de calidad integral del producto.

I+D – producción – pruebas – ventas – servicio. Esta es una cadena completa de suministro de productos integrada verticalmente; otra ventaja única de Solis. El control integral de la calidad del producto a través del flujo y el intercambio de información en cada etapa garantiza de manera efectiva la confiabilidad del inversor.

Solis tiene un equipo de diseño de clase mundial y una nueva planta de fabricación con capacidad de 40 GW con líneas de productos digitalizados y automatizados. Tiene la capacidad de probar la confiabilidad de todos sus productos en todos los escenarios ambientales.

Para obtener más información sobre los inversores fotovoltaicos líderes en el mercado mundial de Solis, visite el sitio web www.solisinverters.com

Genneia, la empresa líder en generación de energía renovable de Argentina, proveedora importante de soluciones energéticas limpias al mercado corporativo y principal emisor de bonos verdes a nivel local e internacional del país, eligió SAP S/4HANA Private Cloud Edition para acompañar el crecimiento del negocio y potenciar su evolución.

Cliente de SAP desde 2008, la compañía decidió actualizar sus sistemas de gestión para, entre otras mejoras, soportar las nuevas necesidades del negocio y brindarle a Genneia tecnología adecuada en relación con la seguridad de la información.

“Más allá de la ejecución del proyecto, este es un camino que iniciamos a principios del 2020. SAP nos acompañó realizando un diagnóstico sobre nuestra instalación. Dicho análisis contempló una revisión técnica, así como también, en conjunto con los usuarios clave de cada área, determinamos las necesidades de funcionalidades que debíamos cubrir. Lo más adecuado era avanzar en un proyecto de reimplementación completa de la solución”, compartió Martín Broder Forer, Director de Proyecto de Genneia.

“Somos una empresa líder en nuestra actividad, con un crecimiento muy interesante en un mercado cada vez más atractivo. Necesitábamos acompañar este contexto con herramientas que nos permitieran incorporar las mejores prácticas de mercado para nuestros procesos», agregó.

“Nos propusimos un objetivo ambicioso: lograr la reimplementación completa de nuestro ERP y contar con la versión más actualizada de SAP en la nube. Convertimos a Genneia en un early adopter de la tecnología de SAP S/4HANA en la nube y se convirtió así en una de las primeras organizaciones del país en finalizar su migración para una implementación de gran envergadura. El objetivo se logró aún ante la dificultad adicional de desarrollarlo prácticamente en su totalidad de manera virtual, ya que se hizo durante tiempos de pandemia”, destacó Broder Forer.

La implementación, que inició en noviembre de 2020, corrió por cuenta de Seidor, socio de SAP y tuvo aproximadamente 60 personas asignadas al proyecto entre Genneia, consultores del partner y SAP.

“Evaluamos distintas alternativas de soluciones antes de iniciar el proyecto y volvimos a elegir a SAP: necesitábamos agilizar nuestra operación y esto implicaba transformar el modo en el que estábamos haciendo las cosas. Lo hicimos de la mano de Seidor Argentina, como partner implementador, y acompañados también por SAP”, aportó Sabrina Raimondi, Líder de Proyecto de Genneia. “Elegimos migrar 100% hacia la nube para garantizar la seguridad de la información. Fue una decisión muy meditada internamente, que hoy revindicamos”, señaló Raimondi.

Ayer, AES Colombia inauguró Bocatomas, proyecto que permite la extensión de vida útil para la central Chivor, de 1.000 MW, que funciona desde los años 70 y actualmente es la tercera hidroeléctrica con mayor capacidad instalada del país, cubriendo cerca de 6% de la demanda energética colombiana.

Este plan de modernización de Chivor requirió de una inversión superior a los 120 millones de dólares y consistió en que, a partir de Bocatomas se logra manejar la sedimentación del embalse La Esmeralda, la cual surte a la central Chivor.

Según explican desde AES Colombia, estas sedimentaciones aumentan anualmente, y el hecho de que los niveles llegaran a los de las bocatomas originales representaba un peligro para el funcionamiento de la hidroeléctrica y la producción de energía.

La solución que encontró la empresa fue la construcción de una nueva bocatoma, muy por encima de las anteriores, que se conectara con los túneles que llevan el agua desde el embalse hasta la casa de máquinas de la central.

Además, el proyecto dejó la posibilidad de construir 2 bocatomas adicionales en niveles superiores para que, a medida que el proceso de sedimentación natural siga avanzando, se pueda continuar captando el agua y generando energía.

Parques solares

Por otra parte, desde la compañía multinacional estadounidense han adelantado que al terminar este año habrán construido en Colombia tres parques solares, por 108 MWp.

El último de ellos será el Ecoparque Solar Brisas, el cual entrará en operación a finales de 2022. Funcionará en 20 hectáreas del municipio de Aipe, en el Huila, para autoabastecer parte de la demanda de energía de las operaciones de los campos de producción de Ecopetrol en la región.

Cabe aclarar que, si bien el proyecto está siendo construido por AES, el proyecto pertenece al Grupo Ecopetrol.

Ecoparque Solar Brisas tendrá una potencia instalada de 26 MW, equivalente a suministrar energía a un municipio de 35.000 habitantes. Para generar esa potencia contará con más de 48.000 paneles solares de última generación para garantizar la mayor eficiencia; esto implica el uso de tecnología bifacial y un mecanismo de seguimiento del sol.

El otro de los proyectos es San Fernando Solar, que cuenta con 114 mil paneles solares de última tecnología, que dan una capacidad instalada de 61 MWp, equivalente al consumo de energía de 93 mil hogares.

La central, ya operativa, es una instalación de autogeneración solar construida por AES Colombia. Es la más grande del país y abarca 57 hectáreas del municipio Castilla La Nueva, departamento del Meta.

Fue creada para dar energía a la operación de Cenit, filial del grupo Ecopetrol, en los Llanos Orientales. Está ubicado en el municipio de Castilla la Nueva, departamento del Meta

San Fernando Solar, con su generación renovable, evitará la emisión de 508 mil toneladas de CO2 durante los próximos 15 años.

Finalmente, el tercero de los parques, también en operaciones, es Castilla Solar. Éste fue el primero que construyó AES para Ecopetrol, como parte de los grandes proyectos de energía solar en Colombia.

Su extensión es de 18 hectáreas y se encuentra en el Meta, donde fue creado para abastecer de energía al campo petrolero Castilla, el segundo más grande de Colombia, perteneciente a Ecopetrol. Genera un ahorro superior al 30% en los costos de red del mencionado campo petrolero.

El parque Castilla Solar está ubicado en el Meta y tiene una potencia instalada de 21 megavatios (MWp). Esto equivale a suministrar energía a una ciudad de 27.000 habitantes.

En cuanto a su impacto en favor de la sostenibilidad, este parque evitará la emisión de 154.000 toneladas de dióxido de carbono. Si se compara su efecto benéfico con la siembra de árboles, equivale a 16.200 ejemplares.

La Resolución CREG 075 abarca, desde la baja de proyectos que, sin intenciones concretas de construirse, ocupan lugar en el espectro eléctrico colombiano (las autoridades hablan de unos 8 GW), hasta la incorporación de nuevos emprendimientos al sistema mediante un nuevo régimen de ponderaciones.

Para iniciar todo el trabajo que supone tal aplicación, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó la Circular UPME 033 de 2022 (ver), que fija un cronograma para la presentación de solicitudes de conexión para el presente año.

Entre los hitos más importantes, hasta el 18 de este mes se llevará a cabo la publicación de la información necesaria para la elaboración de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico.

Hasta el 18 de julio tendrán lugar las solicitudes de aclaración sobre la información necesaria para la elaboración de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico suministrada por los Transportadores.

Esa misma fecha correrá como plazo máximo para la radicación de solicitudes de asignación de capacidad de transporte (Tipo 1) año 2022.

Finalmente, el Concepto de conexión con o sin asignación de capacidad de transporte tendrá como límite el 30 de diciembre.

En diálogo con Energía Estratégica, Alejandro Piñeros, coordinador regulatorio de Óptima Consultores, observa que este esta nueva resolución “da algunos partes de tranquilidad, así como genera algunas incertidumbres”.

“Por un lado, la UPME ratifica lo establecido por CREG a través la Resolución 101 010 de 2022, estableciendo que a más tardar el 30 de diciembre emitirá los conceptos de conexión (con o sin capacidad) a los proyectos que se presenten este año; además, los tres meses disponibles para desarrollar los estudios de conexión (definidos por CREG en esa misma resolución) parecen una solución de compromiso razonable”, indica el especialista.

Y resume: “De lograrse estos plazos, estaríamos regularizando con éxito la implementación de los nuevos procedimientos de conexión de la Resolución CREG 075 de 2021”.

Sin embargo, Piñeros advierte “algunas dudas”. “Como lo muestra el documento justificativo, la misma UPME le planteó a la Comisión -de Regulación de Energía y Gas (CREG)- que «persisten incertidumbres por los tiempos necesarios para aplicar el algoritmo de asignaciones», cuyos criterios y procedimientos aún no se conocen”, observa.

“Además, por los comentarios de los transportadores en los eventos de socialización, podría parecer que el primer límite, el 18 de abril para la publicación de la información necesaria para el desarrollo de los estudios de conexión, puede ser muy estrecho”, agrega el coordinador regulatorio de Óptima Consultores.

Y remata: “Si los transportadores no logran entregar información a tiempo (y de calidad; recordemos también que la responsabilidad de la revisión es de SSPD – Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios- y que el tiempo de solicitud de aclaraciones sobre la misma coincide con el plazo de radicación de solicitudes), podemos encontrarnos con nuevos tropiezos”.

“Se ha establecido en el Plan Integrado de Recursos de la Autoritaria de Energía Eléctrica unos procesos para integrar 3750 megavatios de energías renovables a la red eléctrica, que permitan cumplir con las políticas públicas establecidas y alcanzar un 40% de energías renovables en Puerto Rico”, introdujo Francisco Berríos Portela, director del Programa de Política Pública Energética en el Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico.

Para lograr aquella meta hizo hincapié en uno de sus mecanismos que ya está en marcha y que consiste en seis convocatorias de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) para energías renovables y almacenamiento.

El año pasado, celebramos el lanzamiento del “tranche 1”, a pesar de las prórrogas y la incertidumbre que generaba adentrarse en un nuevo proceso. En aquel momento, se pusieron en juego 1000 MW solares y 500 MW de almacenamiento equivalente, además de aceptarse propuestas de VPP por 150 MW.

Actualmente, ese proceso sigue en marcha y estaría transitando su etapa final; mientras que, en paralelo, ya se convocó al “tranche 2” y se anunció que el “tranche 3” ya estaba siendo diseñado. 

Sorpresa en Puerto Rico: ya se prepara la tercera subasta de renovables y almacenamiento

Ahora bien, en este camino en dirección a la transición energética, aún existirían desafíos. 

Puerto Rico todavía cuenta con el 96% de participación de fuentes fósiles en la matriz de generación y deberían tomarse decisiones cuanto antes para acelerar la incorporación masiva de renovables e ir desplazando fuentes contaminantes.  

“Tenemos que dar un salto cuántico para lograr que el 40% de la energía sea renovable al 2025”, visibilizó Javier Rúa Jovet, director de Políticas de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA), durante un panel de debate que compartió con Berríos Portela. 

Aquella meta podría lograrse con los RFP. Sin embargo, el primer RPF “tranche 1” que aún sigue en curso despierta algunas dudas: si bien se aceptaron 18 propuestas, aún siguen en evaluación a la espera de un PPA.

«Falta firmar los acuerdos y construir esos proyectos. Eso no está tan cerca”, alertó Javier Rúa Jovet. 

De allí que, desde SESA han planteado al regulador que de señales al mercado sobre cuáles son los pasos a seguir para que no sólo tenga claridad el “tranche 1” que podría adjudicar los primeros 1000 MW u 800 MW de energía solar, sino también para dar confianza al inversor para las próximas convocatorias. 

Como respuesta, Francisco Berríos Portela se refirió a la rápida respuesta que ha tenido el gobierno puertorriqueño en la implementación de política pública prorenovables y que augura llegue a cumplirse debidamente. 

«En el año 2019, se firmó la Ley de Política Pública Energética que establece las nuevas metas agresivas. Y, en solo un año, Puerto Rico ha iniciado la transformación del sistema energético integrando un operador, aprobando un reglamento de trasbordo, concretando los procesos de los tranche, facilitando las interconexiones, entre otros temas que demuestran que el marco regulatorio se está moviendo muy rápido”, remarcó. 

Ahora bien, también reconoció que aún no cantan victoria porque falta camino por recorrer pero que apuestan a cumplir sus metas. 

“Estamos en la dirección correcta”, confió el director del Programa de Política Pública Energética en el Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico.

Aquellos comentarios fueron realizados durante el panel “Focus Puerto Rico: Proyectos Utility Scale & Almacenamiento”. En el cual, también participaron referentes de LUMA Energy, AES Puerto Rico y Power Electronics. 

Acceda a los testimonios completos de estos referentes del sector energético renovable en los canales de YouTube de Latam Future Energy, Invest in Latam y Energía Estratégica. 

El gobierno de Nuevo León lanzó su plan estatal de desarrollo 2022 – 2027 e incluyó a las energías limpias y renovables, la mitigación del cambio climático y algunos programas de incentivos para las pequeñas y medianas empresas y así detonar el potencial económico del estado y que continúen adquiriendo equipamiento sustentable. 

“El Estado busca desarrollar e implementar estrategias a largo plazo, tales como la ruta de descarbonización, la eficiencia energética en todos los sectores económicos y la transición energética a energía renovable, que permitan alcanzar los objetivos realizados en acuerdos internacionales y cumplir con la ley y el Reglamento de Cambio Climático del Estado de Nuevo León”, detalla el documento. 

Es por ello que para lograr lo anterior y que el sector energético alcance las emisiones netas cero para 2050, el gobierno estimó que los factores clave incluyen cuadruplicar cada año la cantidad de energía solar fotovoltaica y eólica agregada, así como también mejorar la intensidad energética en un 4%; y electrificar amplias franjas de la economía. 

Mientras que para el 2027 pretende que la participación de fuentes limpias y renovables para la generación de energía eléctrica sea del 25% ya que ratifica que hay una tendencia en crecimiento. 

Y cabe recordar que Nuevo León posee cerca de 800 MW operativos en centrales eólicas y poco menos de 30 MW en potencia fotovoltaica de gran escala, según datos de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX). 

Asimismo, las autoridades de la entidad federativa mencionada también planean impulsar el desarrollo de las empresas relacionadas al sector energético, principalmente aquellas que promuevan el uso de energías alternas, limpias y renovables. 

Por lo que llevarán a cabo un programa de financiamiento que engloba tanto créditos de entre 0 a $25000 para iniciar un emprendimiento, otro destinado a equipamiento de entre $25000 a $100000 y crédito de nuevo impulso de entre $100000 a $5000000 para fortalecer a las PyMES. 

“Esto permitirá mantener y detonar el gran potencial económico del estado, aprovechar su ubicación estratégica favorable, sus empresas y su gente, así como sus recursos naturales, como el gas y la energía eólica y solar”, asegura el plan de desarrollo. 

Como consecuencia, podría aumentar la capacidad de generación distribuida en el Estado, que asciende a 220.52 MW instalados en 29177 contratos, según el último reporte de la Comisión Reguladora de Energía, colocándose en la tercera entidad federativa de México con mayor potencia operativa de este segmento. 

Ayer, el ministro de Energía, Claudio Huepe, presentó su plan de energía ante la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas, donde el primer concepto que soltó fue el de la “transición energética justa”.

Allí planteó la importancia de “eliminar el carbono de nuestra matriz eléctrica en el menor tiempo posible, partiendo por una salida acelerada del carbón”.

Recordó que el acuerdo voluntario del cierre de las plantas a carbón de la anterior gestión era el 2040, la que calificó como “necesaria, pero no suficiente”.

Manifestó que, si bien el Gobierno no tiene una fecha definida para anticipar la salida de estas centrales, intentarán que sea “lo más rápida posible”. “Dudamos de que sea mucho más allá del 2030”, sopesó.

Confió que todo dependerá de dos dimensiones. La primera es técnica, “en la cual evaluamos cuáles son las condiciones para lograr la salida del carbón lo más rápida posible”, sostuvo Huepe.

La segunda es de carácter económico-social. “Cuáles son las condiciones en las cuales se deben hacer estos cambios para no solamente evitar impactos negativos sobre el entorno económico-social sino tener un impacto positivo”, planteó el ministro.

Cabe recordar que la generación a carbón representa en Chile alrededor de 4 GW. Frente a esto, el ministro destacó que hay que considerar como factores clave del reemplazo al almacenamiento, la gestión de la demanda, la recuperación del medioambiente y del espacio del desarrollo, la economía local. “Son cosas que tenemos que resguardar para lograr que esta transición sea justa”, enfatizó.

Es por ello que, en materia legislativa, se pondrá énfasis en proyectos de Ley de almacenamiento, energías renovables e hidrógeno verde, los cuales hoy están en trámite en el Congreso. A todos ellos se les harán indicaciones.

“El de almacenamiento nos parece una propuesta bien encaminada, salvo algunas modificaciones en particular, por el tema del almacenamiento hídrico (con acumulación de agua) que es algo que querríamos ver un poco más enfatizado”, sostuvo la máxima autoridad de Energía.

Respecto a la ley de renovables, las modificaciones que se plantearán serán para “impulsar más la actividad”, indicó Huepe, al tiempo que apuntó que se hará especial énfasis sobre el “desarrollo más distribuido de las renovables”.

En geotermia, se tratará de alentar aspectos de calefacción, como la implementación de proyectos de baja entalpía.

Y en cuanto a hidrógeno verde, el ministro de Energía sugirió que, “más que un proyecto de ley, lo que hay que hacer es un plan de acción” que incentive aún más la actividad.

Por otra parte, el funcionario se refirió al proyecto de mejoramiento del mercado del gas también ingresado por el gobierno anterior se retirará y se volverá a presentar una nueva propuesta. Indicó que esto se hará para dividir el GLP del GN, ya que se trata de “dos temas muy distintos”, aseguró.

Otros temas de agenda

Asimismo, también planteó las metas del ministerio para entregar acceso y calidad de la energía como derecho, tanto en la infraestructura existente como la nueva.

Regulación para mejorar el estándar térmico; garantizar el servicio de agua caliente sanitaria; mejoramiento en la calidad de servicio de electricidad; y gas a precio justo con regulación y coordinación con otros organismos y monitoreo de la competencia, fueron los temas que destacó el ministro.

Además, enfatizó sobre el desarrollo de un programa social que permita el reacondicionamiento térmico de viviendas.

“Vamos a desarrollar el Programa Abriguemos Chile durante este año y comenzaremos a implementarlo en 2023 para mejorar el confort térmico de 400 mil viviendas en 100 comunas del país, lo que permitirá ahorrar más de 100 millones de dólares anuales en uso de energía”, resaltó Huepe.

Adelantó que desde la cartera desarrollarán una agenda de energía hacia el 2026 con todos estos hitos, la cual estaría lista en mayo.

El reciente lanzamiento de los transformadores para aplicaciones flotantes de la compañía, son los primeros productos incluidos en el portafolio de OceaniQ™ y que abordan los desafíos energéticos de la operación costa afuera.

Hitachi Energy lanzó hoy su portafolio1 OceaniQ™ para operaciones costa afuera, que se exhibirá esta semana en el evento anual WindEurope en Bilbao, España. El líder mundial en tecnología y mercado en redes eléctricas, que tiene un historial comprobado2 en soluciones pioneras para costa afuera, ha creado OceaniQ para ayudar a acelerar la transición de energía limpia. El impacto del portafolio de OceaniQ dará como resultado volúmenes mucho mayores de energía eólica que se recolectarán e integrarán de manera eficiente en el sistema energético mundial.

Al combinar la competencia intersectorial de los sectores de la energía y la marina, OceaniQ aborda aplicaciones para plataformas fijas, estructuras flotantes y sistemas de energía submarinos para operadores eólicos, marinos y otros en costa afuera. Hitachi Energy diseña rigurosamente sus productos, servicios y soluciones OceaniQ en colaboración con clientes y socios que se centran en resolver las necesidades específicas de los operadores de energía costa afuera.

Las características clave de las soluciones OceaniQ incluyen un diseño modular para permitir una instalación oportuna y la capacidad de conectar rápidamente activos de energía en tierra. Las soluciones de OceaniQ aprovechan la digitalización, lo que permite un monitoreo remoto seguro y protegido y otros servicios como el mantenimiento predictivo. Los diseños también están reforzados para resistir las más adversas condiciones marinas, lo que minimiza la necesidad de servicio físico durante su vida útil. Las soluciones de OceaniQ también incorporan la aplicación rigurosa del pensamiento del ciclo de vida.

Transformadores OceaniQ™ para aplicaciones flotantes en operaciones costa afuera

Los primeros productos que se anunciarán como parte del portafolio de OceaniQ, son los transformadores de Hitachi Energy para aplicaciones flotantes en alta mar. Desde los primeros proyectos comerciales a principios de la década de los noventas, la generación de electricidad eólica marina ha crecido enormemente, con una capacidad actual de más de 35 gigawatts3 en todo el mundo. Sin embargo, la construcción en alta mar tiene grandes desafíos más allá del duro entorno de agua salada y solo se ha explotado una pequeña fracción del potencial total. Esto porque muchas áreas costa afuera no tienen un suelo marino adecuado y más allá de los 60 metros de profundidad no son viables para estructuras fijas.

Los transformadores y reactores de derivación OceaniQ™ son equipos clave en la infraestructura de la red que permite la transmisión de la electricidad generada en los parques eólicos costa afuera. Esta gama completa y cualificada de equipos, desarrollada en colaboración con los principales desarrolladores marinos flotantes, utiliza la experiencia líder mundial para satisfacer los requisitos con un diseño ligero, compacto y modular que consta de cambiadores de tomas y piezas activas especialmente diseñados.

“En OceaniQ, nuestros ingenieros de clase mundial se enorgullecen de las soluciones pioneras que superan las condiciones más adversas en costa afuera y, en última instancia, ayudan a la sociedad a avanzar hacia un futuro sin emisiones de carbono”, dijo Bruno Melles, director del negocio de transformadores de Hitachi Energy. “Los sistemas eléctricos flotantes son un desarrollo importante en la evolución de la industria renovable costa afuera, que abrirán enormes oportunidades y desbloquearán nuevos modelos comerciales que se basan en energía limpia. OceaniQ está totalmente en el espíritu del Propósito de Hitachi Energy, que se centra en promover un futuro energético sostenible para todos.”

Alfredo Parres, director de energías renovables de Hitachi Energy, comentó: “La energía eólica es uno de los recursos naturales más abundantes y generosos de la Tierra y, a través del portafolio para costa afuera de OceaniQ, los clientes podrán aprovecharla e integrarla de manera más eficiente. Alfredo continuó: “A través de OceaniQ, estamos construyendo un sistema energético más sostenible, flexible y seguro, y las soluciones contribuirán a una red eléctrica más integrada, interconectada y de alta calidad. Estoy emocionado de discutir ya el potencial de OceaniQ con nuestros clientes en WindEurope esta semana y cómo juntos podemos continuar siendo pioneros en tecnologías que maximizan la potencia total de la energía eólica marina”.

Este último desarrollo del portafolio de Hitachi Energy continúa demostrando el compromiso de Hitachi Energy de ampliar los límites de la innovación para soluciones de energía sostenible para operaciones costa afuera. La compañía espera anunciar nuevas incorporaciones al portafolio de OceaniQ en los próximos meses. El lanzamiento de OceaniQ sigue a los recientes lanzamientos de la empresa de IdentiQ™, – sus soluciones gemelas digitales para HVDC y soluciones para la calidad de energía – y EconiQ™, que es el portafolio de soluciones de la empresa que ha demostrado ofrecer un desempeño ambiental excepcional que resulta en reducciones significativas en huella de carbono.

Horacio Ramos, Future Grids Manager de Siemens, asistió el pasado 30 y 31 de marzo al evento de Latam Future Energy en Santo Domingo. Allí, compartió su lectura sobre la evolución del mercado y los planes de la compañía para los próximos años.

“Como Siemens estamos muy enfocados en traer la tecnología a los mercados que estamos atacando en México, Centroamérica y el Caribe”, introdujo el referente de Future Grids.

En tal sentido, explicó que tras años de ser reconocidos como tecnólogos y vendedores de turbinas y transformadores del mercado eléctrico, ahora buscan posicionarse más en energías renovables.

“Ya tenemos todo un portafolio para solar -exceptuando los paneles- para hacer la distribución y entrega de energía fotovoltaica”, declaró Horacio Ramos, a la vez de aclarar que estos productos los aplica su misma empresa para reducir su consumo eléctrico.

Y aquello no sería todo. Además, confirmó que aprovechan este tipo de tecnología para su estrategia global para llegar a cero emisiones netas de carbono para 2030.

“Es importante mencionar que tenemos que predicar con el ejemplo. No podemos promover energías limpias sin que la empresa trabaje en un plan de descarbonización”, señaló.

Y subrayó: “Siemens tiene un objetivo de descarbonizar para el 2030. Para lograrlo, ya tenemos generación solar en nuestras plantas en México con inversores y almacenamiento propios de Siemens y eso da una idea de que estamos respondiendo ante el cambio climático con nuestra tecnología”.

Durante su participación en el panel “El estado de la energía solar fotovoltaica en México, Centroamérica y Caribe: Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas” concluyó que las energías renovables, el almacenamiento y la digitalización resultan cruciales para la construcción de redes inteligentes en el presente y futuro próximo.

“El almacenamiento se convierte en un eje que va a fortalecer el mercado fotovoltaico (…) La digitalización es otro eje para las instalaciones eléctricas y no sólo hablando de su vinculación los inversores o sistemas de almacenamiento en sistemas fotovoltaicos, que es básico tenerlos conectados y estar monitoreándolos”.

“Hablar tanto de transformadores, interruptores de potencia o tableros que sean inteligentes que nos estén entregando información para tomar decisiones se vuelve importante en el mercado eléctrico del presente y el futuro”, aseguró.

Aquellos comentarios fueron realizados durante el panel “El estado de la energía solar fotovoltaica en México, Centroamérica y Caribe: Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas”. En el cual, participaron referentes de Growatt, Huawei, Jinko Solar, Siemens y Total Eren.

Acceda a los testimonios completos de estos referentes del sector energético renovable en los canales de YouTube de Latam Future Energy, Invest in Latam y Energía Estratégica.

Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo de Olade, participó del ciclo de entrevistas ‘Protagonistas’, producido por el portal de noticias Energía Estratégica.

Allí, el dirigente de la máxima asociación latinoamericana de energía observó que, a raíz del conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, no sólo los precios de los hidrocarburos han aumentado, sino el de todos los productos y servicios a nivel global, lo que redunda en altos niveles de inflación.

“Estamos en un momento de fuerte impacto que no sólo incide en el sector energético, sino toda la cadena de suministro”, advirtió y sostuvo: “Aun cuando se resuelva el conflicto bélico, la entrada de la oferta de hidrocarburos ruso, ya sea gas o petróleo, al mercado mundial, no es algo que se dé de forma inmediata”.

No obstante, Blanco destacó que este escenario de precios del barril Brent por encima de los 100 dólares favorece a la aceleración hacia la diversificación energética.

“Los elementos económicos son los que más motivan a una mayor incorporación de fuentes de energías renovables”, reconoció.

Por lo que aseveró: “Estamos en un muy buen momento para incrementar la renovabilidad”.

Sin embargo, agregó: “Pero también estamos en un buen momento en el cual las industrias extractivas van a tener un excedente de renta que puede entrar nuestras economías y que de alguna forma lo podemos estar aprovechando para trabajar en una matriz energética mucho más diversificada”.

En esa línea, el Secretario Ejecutivo de la Olade indicó que, en el futuro inmediato, los distintos países (no sólo los latinoamericanos) pusieron como prioridad el abastecimiento. “El retorno al carbón es una solución de corto plazo para atender la urgencia de seguridad energética que se está viviendo a nivel global”, analizó.

Pero consideró que, al largo plazo, los precios altos del petróleo funcionan como un “motivador” para incorporar más renovables como un mecanismo de depender menos de las fuentes fósiles y abaratar costos en energía.

“Las decisiones orientadas a una mayor renovabilidad claramente tiene un beneficio para todas las economías porque hoy las renovables son competitivas respecto a cualquier otra fuente de energía”, concluyó Blanco.

MITinfra brindará a las empresas los servicios de infraestructura ofrecidos por las dos subsidiarias de Mitsui, Atlatec, S.A. de C.V. («Atlatec»), una empresa relacionada con el agua, y Mitsui & Co. Power Development and Management Americas, S.de R.L.de C.V. («MPA»), una empresa centrada en la energía.

Ramón Moreno Vergara, director ejecutivo de MITinfra, dijo:

«A través de MITinfra, queremos responder a la tendencia actual del mercado de descentralización, descarbonización y digitalización.

La Compañía brindará un suministro de agua y energía confiable, competitivo y ambientalmente sustentable a sus clientes locales, contribuyendo al mismo tiempo al desarrollo social y económico de México y sus países vecinos.

MITinfra también brinda a Mitsui una plataforma para expandir potencialmente aún más su negocio de infraestructura».

Atlatec, adquirida por Mitsui en 2008, es un proveedor líder de servicios ambientales en México. Con más de 60 años de experiencia, ofrece soluciones integradas de tratamiento de agua, incluido el desarrollo, financiamiento, diseño, construcción y operación y mantenimiento de plantas de tratamiento de agua y aguas residuales para municipios y clientes comerciales e industriales.

MPA, establecida en 2010, opera y administra los activos de generación de energía de Mitsui en México. Ha diversificado sus actividades en los últimos años, centrándose en el desarrollo, gestión y operación de activos renovables, plantas de generación in situ, comercialización de energía y gestión energética con integración vertical eficiente en una matriz energética limpia.

Mitsui continuará trabajando para crear una sociedad en armonía con el medio ambiente, ayudando a garantizar un suministro sostenible y estable de servicios de infraestructura que son esenciales para el desarrollo social.

Hitachi Energy, líder mundial en tecnología y mercado de redes eléctricas, estará presente en la novena edición de la Feria FISE que se desarrollará entre el 5 y el 7 de abril en Plaza Mayor, Medellín. 

La Feria FISE es un espacio comercial de la industria eléctrica, que tiene lugar en Medellín, Colombia. Durante la primera jornada Hitachi Energy realizó charlas técnicas en donde expertos de la compañía hablarán sobre ahorro de energía y transformadores EconiQ™. Además, en el día 2 de la feria se abordó el tema de la transición energética.

«Participar en estos espacios de convergencia claves para el sector, es para Hitachi Energy una oportunidad única de reencontrarnos luego de 2 años en los que los eventos presenciales no se pudieron realizar. Participaremos en la plataforma más importante para la industria eléctrica, en donde haremos visible nuestra tecnología enfocada en lograr un futuro energético sostenible para todos”, aseguró Ramón Monrás, presidente de Hitachi Energy para Latinoamérica.

Además, los visitantes encontraron espacios dinámicos que permitieron el relacionamiento interinstitucional para la consecución de acuerdos comerciales y alianzas estratégicas con expositores, visitantes y aliados. 

En su última edición, en el 2019, la feria, cuya área de exposición fue de 20.000 mts2 contó con 321 expositores de 20 países, y un total de 11.200 visitantes nacionales y 991 internacionales, de 48 países. 

Acerca de Hitachi Energy Ltd.

Hitachi Energy es un líder global en tecnología que impulsa un futuro energético sostenible para todos. Atendemos clientes en los sectores de servicios públicos, industria e infraestructura, con soluciones y servicios innovadores a lo largo de toda la cadena de valor. Junto con nuestros clientes y socios, somos pioneros en tecnología y facilitamos la transformación digital necesaria para acelerar la transición energética hacia un futuro neutro en carbono. Hacemos avanzar el sistema energético mundial para que sea más sostenible, flexible y seguro, mientras equilibramos los valores sociales mientras equilibramos los valores sociales, medioambientales y económicos. Hitachi Energy cuenta con una trayectoria reconocida y una base instalada sin precedentes en más de 140 países. Con sede en Suiza, emplea 38.000 personas en 90 países y genera un volumen de negocio de aproximadamente 10.000 millones de dólares. 

https://www.hitachienergy.com/latam/es  

Este portal de noticias adelantó que durante el presente mes de abril se publicaría la ‘Hoja de ruta para el despliegue de la energía eólica costa afuera en Colombia’. Efectivamente, ayer, el Gobierno dio a conocer la versión definitiva (descargar).

Al igual que en su etapa de borrador, la cual recibió más de 280 recomendaciones y sugerencias, la versión final de esta iniciativa propone un despliegue ‘alto’ y ‘bajo’ del posible crecimiento de la eólica marina. La diferencia de cada escenario dependerá de la intensidad con la que el Estado se proponga desarrollarla.

“El escenario alto, asume que la energía eólica costa afuera se desarrolla a escala comercial a través de una licitación o proceso competitivo específico de tecnología dedicada. Para lograr volúmenes significativos en el período 2040-2050, se supone que se debe llevar a cabo un programa importante para construir la capacidad de transmisión necesaria”, indica la hoja de ruta.

Y puntualiza: “Esto demuestra la necesidad de establecer los «componentes del marco regulatorio» antes de que, tanto los proyectos de adopción temprana, como los proyectos comerciales, se desarrollen de manera eficiente y oportuna. Los plazos de desarrollo de aproximadamente entre 5 a 7 años son generalmente alcanzables en mercados emergentes”.

El ejercicio indica que, en 2030, la capacidad eólica marina aumentará en comparación con el escenario de caso bajo de 200 MW a 1 GW, “lo que indica un primer proyecto único más grande o un segundo proyecto de tamaño mediano”.

Para 2040, la proyección del escenario alto es llegar a los 3 GW, “bajo el supuesto de que un proyecto de escala comercial (1 GW) y dos proyectos más pequeños (0.5 GW), o una combinación similar, logren una operación comercial”. “Se requerirán actualizaciones de transmisión dedicadas”, advierte el documento.

Luego, para 2050, el objetivo aumenta entre 6GW a 9GW en total. “Este aumento sustancial supone que se persigue un programa de adquisiciones significativo, requiriendo un desarrollo coordinado de transmisión con posiblemente más proyectos flotantes conectados a través de líneas radiales en las zonas occidental y central”, advierte la hoja de ruta desarrollada con el apoyo del Banco Mundial y del gobierno británico a través de la consultora británica Renewables Consulting Group.

Según indica el Gobierno de Colombia, el recurso eólico costa afuera presenta una estabilidad más alta que en tierra, por lo que permite una mayor generación de energía. “Típicamente un proyecto eólico costa afuera puede generar energía hasta 55% del tiempo, pero en Colombia este valor alcanza casi 70%”, precisan.

Esto se explica, señalan, porque en la Costa Caribe la velocidad del viento es de talla mundial, se supera el promedio mundial y se alcanzan valores de 13 m/s.

Grosso modo, se estima que Colombia tiene un potencial de 50 GW con los proyectos eólicos costa afuera, que pueden traer inversiones importantes al país del orden de US$27 billones, apalancar diferentes eslabones de la cadena de suministro e impulsar el desarrollo portuario.

Desde el Gobierno adelantan que, a principio de mayo, se llevará a cabo una jornada de socialización de las conclusiones de ‘Hoja de ruta para el despliegue de la energía eólica costa afuera en Colombia’, “para así abrir el camino a los primeros desarrollos eólicos costa afuera en Colombia”, confían desde el Ministerio de Minas y Energía.

Durante el evento de Latam Future Energy en Santo Domingo, referentes de Jinko Solar y Growatt analizaron cómo se vio afectada la industria tras el advenimiento del Covid-19 como pandemia en los últimos años.

Por el lado de la fabricación de inversores, Eduardo Solis, director de Mercadotecnia y Especialista de Producto en Latinoamérica para Growatt, reconoció que han experimentado importantes incrementos en los costos de toda la cadena de suministro lo que se ha traducido en subas de precio en equipos de electrónica de potencia.

«No hay un solo componente que no haya sufrido cambios en el precio durante estos últimos dos años», cuestionó el referente de Growatt.

Y es que, materias primas como cobre y aluminio junto a piezas tales como conectores, desconectadores y microchips continúan en alza. Desde la óptica de Eduardo Solis, parte de esto, se debería a la alta demanda que tienen diversas industrias como la automotriz y la de telefonía móvil por estos componentes.

Tal es así que un punto en contra sería depender del stock de proveedores globales de aquellos componentes constitutivos de inversores que los llevan a una variación del precio que puede ir “desde un 5% hasta un 50%”, siguiendo el análisis del especialista de producto de Growatt.

A aquello adhirió Ricardo Palacios, gerente de Ventas para Centroamérica y el Caribe de Jinko Solar, quien advirtió: “todos hemos sido igualmente afectados”.

Haciendo un repaso del “peor momento” que supo enfrentar la industria en cuanto a costos en la cadena de suministro; Ricardo Palacios indicó que si bien el alza comenzó en todas las materias primas desde un año o más, no fue sino hasta el inicio del último trimestre del año pasado, donde un elemento clave como el silicio experimentó 300% de crecimiento.

Aquello, sumado al incremento del aluminio, cobre, plata, vidrio, etc., indispensables para fabricantes de módulos solares, sorprendió y complicó también a distribuidores de esta industria que adicionalmente se encontraban barreras a la hora de transportar los productos en fletes marítimos destinados para esta región.

Alerta en el sector solar: el transporte marítimo de contenedores llegó a costar USD 20000

“Ha habido algunas otras situaciones que han mantenido ese precio en un punto intermedio alto (…) pero la idea de todos es poder seguir con una cadena de suministro que se mantenga lo más estable posible y caminar desde ese punto, para mantener proyectos activos”, concluyó el gerente de ventas regional de Jinko Solar.

Aquellos comentarios fueron realizados durante el panel “El estado de la energía solar fotovoltaica en México, Centroamérica y Caribe: Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas”. En el cual, participaron referentes de Growatt, Huawei, Jinko Solar, Siemens y Total Eren.

Acceda a los testimonios completos de estos referentes del sector energético renovable en los canales de YouTube de Latam Future Energy, Invest in Latam y Energía Estratégica.

A través de la Resolución Exenta N°229, la CNE informó que prorroga el plazo para la presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión por parte de promotores en el Proceso de Planificación de la Transmisión correspondiente al año 2022.

Ahora, las propuestas de proyectos de expansión por parte de los promotores en el Proceso de Planificación de la Transmisión año 2022 podrán ser presentadas hasta el próximo 9 de mayo, inclusive, dirigiéndose al correo electrónico plandeexpansion2022@cne.cl

En conformidad a lo dispuesto en el artículo 91° de la Ley General de Servicios Eléctricos, las sugerencias deberán cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el artículo 108 del Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión y en el documento “Descripción Mínima de Proyectos”, que se encuentra disponible en la página web de la CNE www.cne.cl , en “Tarificación” : “Electricidad” : “Expansión de Transmisión” : “Año 2022”

Fundamentos

La fecha inicial para la presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión 2022 era hasta el martes 19 de abril. Sin embargo, la CNE indicó la prórroga hasta el 9 de mayo para diferenciar este proceso del de 2021.

Explican que el Proceso de Planificación de la Transmisión año 2021 se encuentra aún en curso, “habiéndose emitido recientemente el Informe Técnico Final (ITF) correspondiente a dicho proceso, aprobado mediante Resolución Exenta N° 165 de la Comisión, de 17 de marzo de 2022”.

“Como puede concluirse de lo señalado, están corriendo simultáneamente los plazos para presentar las propuestas de proyectos de transmisión en el Proceso de Planificación de la Transmisión año 2022 y para la presentación de discrepancias contra el ITF del Plan de Expansión 2021”, advierte la CNE.

Y cierra: “Con la finalidad de evitar los inconvenientes que se pudieran derivar de la situación descrita en el considerando precedente, y teniendo en cuenta además que en ambos procesos de planificación ─2021 y 2022─ los participantes y usuarios e instituciones interesadas son esencialmente los mismos, esta Comisión estima pertinente prorrogar el plazo de sesenta días corridos dispuesto en el inciso segundo artículo 91º de la Ley General de Servicios Eléctricos, para la presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión por parte de promotores en el Proceso de Planificación de la Transmisión año 2022”.

Crece la demanda de módulos solares en Latinoamérica y desde Trina Solar continúan preparándose para afrontar los desafíos actuales y futuros del sector energético de la región, a tal punto que piensan tanto en más potencia por módulo como así también en la posibilidad de traer mayor cantidad de equipos en los contenedores, teniendo en cuenta que el costo del flete marítimo se disparó en el último tiempo. 

Harold Steinvorth, Head DG Latam de Trina Solar, trató estos temas durante el megaevento “Mexico, Central America and the Caribbean Summit 2022” de Latam Future Energy y comentó cómo buscan avanzar en el mercado. 

“Empezamos a innovar con la reducción del tamaño del marco del panel solar, pasando de 35 milímetros a 30 milímetros, lo que nos permite aumentar la capacidad de potencia que empacamos por contenedor”, destacó.

“Además, las celdas de 210 milímetros nos permitió llegar a potencias de 650-655 W por panel, generando un módulo que, si bien su costo per se no será más barato, sí presentará posibilidades de optimización en los costos del equilibrio del sistema (BOS)”, agregó.

Y continuó: “En tanto que también manejamos productos para zonas altas, de vientos fuertes, como el Caribe, donde tenemos módulos con resistencia de carga mecánica mayores al estándar”. 

¿Qué ventajas da estos cambios? Según explicó, les permite ser más competitivos en el mercado fotovoltaico, tanto de la región como a nivel global, de manera tal que con este tipo de avances pueden alcanzar costos nivelados de energía (LCOE) más bajos, que tanto el desarrollador como el cliente final acaparen esos beneficios. 

Cabe recordar que, durante el 2021, Trina Solar confirmó contratos por cerca de 3 GW en módulos fotovoltaicos en Brasil y se convirtió en el mayor fabricante del segmento en dicho país en apenas cinco años, importando suficientes equipos para generar unos 1.500 megavatios (MW) de potencia.

A lo que se debe añadir que aporta 22000 paneles al parque solar de MPC Energy Solutions en Colombia, el cual tendrá una capacidad nominal de 12,3 MW y suministrará 23 GWh a la red colombiana.

Mientras que en Centroamérica y el Caribe aspiran a lograr el 30 % del market share, con el objetivo de convertirse en el top 2 en el corto plazo y luego en el número 1° de los proveedores más relevantes en el sector de generación distribuida, siendo este segmento y el de los proyectos de mediana escala donde más se solicitan sus productos. 

Cemex, empresa multinacional mexicana dedicada a la fabricación de materiales de construcción, es un gran consumidor de energía en aquellos países donde opera. Y particularmente en México ya poseen más de 1000 MW operativos en los últimos quince años, de los cuales el 80% es tecnología renovable. 

Y como empresa siguen una estrategia de descarbonización que tiene el compromiso de alcanzar un 55% de energía limpia al 2030, a partir de fuentes renovables y la recuperación de calor residual de sus hornos. 

Sin embargo, Francisco Con, director de Estrategia Eléctrica de Cemex Energía, reconoció que el panorama de desarrollo en México es “bastante complicado” para la iniciativa privada y las inversiones en este tipo de tecnologías sustentables, debido al cambio de modelo energético que la administración actual prevé, con la reforma eléctrica de AMLO como principal ejemplo. 

Y si bien la propuesta de modificación a la Constitución no pasaría de la Cámara de diputados ante la falta de votos suficientes para su aprobación, el sector energético de dicho país atraviesa un momento de incertidumbre e incluso varias empresas frenaron o retiraron sus inversiones durante el transcurso de este sexenio. 

Es por ello que, desde Cemex hoy en día se concentran en desarrollos detrás del medidor. “Las escalas van de 5 a 10 o 15 MW, dependiendo de la ubicación, que buscan reducir nuestra huella de carbono, estabilizar la base de costos, desacoplar de la fluctuación de los precios de los fósiles y mejorar la calidad de energía”, manifestó el especialista durante la cumbre “Mexico, Central America and the Caribbean Summit 2022” de Latam Future Energy.  

“Pero fuera de México tenemos centrales de generación en la región de Centroamérica y el Caribe, en países como Puerto Rico, Jamaica, República Dominicana, Costa Rica, Guatemala y más. Allí, nuestro modelo es analizar las propias necesidades como consumidores, hacer una primera corrida para ver si vemos un caso de negocio para realizar una instalación fotovoltaica o de recuperación de calor”, agregó. 

A partir de ese análisis, y si encuentran un potencial, llevan a cabo una solicitud de propuestas (Request for Proposals – RFP) donde invitan a los diversos desarrolladores locales y examinan opciones de EPC donde CEMEX sea inversionista o bajo un contrato PPA, según explicó Francisco Con.

La llegada de los fondos europeos supone una oportunidad sin precedentes para el impulso del autoconsumo fotovoltaico en España, a nivel empresarial y sobre todo en el mundo residencial. La ‘Hoja de Ruta’ de autoconsumo, publicada por el Gobierno en diciembre del año pasado, busca fomentar la instalación de este tipo de energía en más de 40.000 hogares.

En este sentido, BBVA facilita a sus clientes la posibilidad de recibir asesoramiento y ayuda en la gestión y tramitación de subvenciones destinadas al autoconsumo, almacenamiento y climatización, así como de solicitar soluciones de financiación.

El autoconsumo consiste en el uso de la energía generada por una instalación fotovoltaica para el consumo propio y tiene como ventajas principales una mayor autonomía y una reducción de los costes en la factura eléctrica, además de un menor impacto ambiental.

Por ejemplo, se estima que el ahorro energético de una instalación de hasta ocho paneles fotovoltaicos en una vivienda unifamiliar de 120 metros cuadrados puede alcanzar el 40%, lo que podría cubrir la inversión necesaria para llevarla a cabo, en un periodo de siete a ocho años.

Este plazo se podría reducir en función de las ayudas recibidas y las reducciones en el IBI establecidas por los ayuntamientos, según sea aplicable en cada localidad y/o comunidad.

La escalada en el precio de la electricidad y los incentivos cada vez mayores para la instalación de este tipo de energía están suponiendo un avance exponencial en los sistemas de autoconsumo en España. Según un estudio de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), este crecimiento es especialmente relevante en el mundo residencial, donde casi se ha doblado el autoconsumo doméstico, pasando a suponer el 32% de la potencia fotovoltaica instalada en 2021 frente al 19% en 2020.

Las cifras a tener en cuenta

El Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia de España destinará 660 millones de euros, ampliables a 1.320 millones de euros, a proyectos de autoconsumo energético, climatización con energías renovables y almacenamiento hasta 2023. Concretamente, 900 millones de euros estarán destinados al autoconsumo; 220 millones de euros al almacenamiento detrás del contador, es decir a aquellos sistemas de almacenamiento de energía asociados a consumidores residenciales, comerciales o industriales; y los 200 millones restantes a climatización y agua caliente con renovables.

BBVA quiere estar cerca de sus clientes para fomentar la descarbonización de la economía y la sociedad, favoreciendo el desarrollo de proyectos sostenibles. Por ello, el banco ofrece un servicio de acompañamiento en la adopción de medidas de eficiencia energética, a través de distintos acuerdos de colaboración con socios estratégicos, que incluye un servicio de tramitación de las subvenciones, además de diferentes soluciones de financiación adaptadas a cada proyecto.

Así, los clientes pueden también solicitar a BBVA anticipar la subvención y financiar, si lo necesitan, el importe adicional de la inversión que realicen.

Programa de ayudas

El paquete de ayudas, gestionado por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) y que, según las previsiones de dicha entidad, reducirá las emisiones de CO2 en más de un millón de toneladas al año, se articulará a través de seis programas de incentivos que, a su vez, determinan quiénes son los posibles destinatarios o beneficiarios de la ayuda: sector residencial, sector público, tercer sector, sector servicios u otros sectores productivos.

Para los programas de incentivos dirigidos a empresas, independientemente de su tamaño, actividad y sector en el que ejercen la actividad económica, las ayudas se calcularán como un porcentaje sobre el total de costes subvencionables.

Mientras que los programas de incentivos dirigidos a personas físicas, al sector residencial, las administraciones públicas y las entidades sin ánimo de lucro, se rigen por valores fijos unitarios, o “módulos”, que cubrirán parcialmente los costes subvencionables.

Las ayudas pueden suponer aproximadamente entre el 15 y el 45% del coste del panel en el caso de empresas y de hasta un 40% en autoconsumo particular.

Entre otras actuaciones, estas subvenciones cubren la inversión en equipos y materiales, la obra civil, los equipamientos electromecánicos, hidráulicos, de control y auxiliares, los sistemas de gestión y monitorización, y la redacción de proyectos, memorias técnicas y dirección facultativa.

Cómo solicitar las ayudas

Para optar a estas ayudas, financiadas con los fondos procedentes del Mecanismo de Recuperación y Resiliencia, el Gobierno ha establecido una serie de requisitos, condiciones y plazos, recogidos en el Real Decreto 477/2021, de 29 de junio. Estas ayudas serán atendidas por riguroso orden de presentación hasta el agotamiento de los fondos.

BBVA ayuda a que, tanto empresas como autónomos y particulares, puedan tener la máxima información y tramitar la solicitud de forma ágil a través de un servicio,100% digital en los próximos meses, que les permite identificar y gestionar las subvenciones.

En el caso de las empresas, podrán presentar la solicitud de subvención desde la fecha establecida en las convocatorias de cada una de las CCAA.

Por su parte, en el sector residencial esta solicitud podrá realizarse desde la fecha de inicio de la instalación si ésta es posterior a la fecha de publicación del Real Decreto 477/2021, de 29 de junio.

En ambos casos, el período de solicitud finaliza el 31 de diciembre de 2023.

La adjudicación a Endesa supondrá una inversión de 115 millones de euros para desarrollar el primer proyecto para la compañía de estas características.

“Endesa sigue apostando por Portugal, tras el proyecto ganador del Concurso de Transición Justa en Pego, invertiremos en este proyecto innovador de producción renovable como es la solar flotante”, ha señalado el director general de Generación de Endesa, Rafael González.

Se trata de la segunda adjudicación de Endesa en Portugal en poco tiempo, tras el recientemente concurso ganado en Pego y en el que la compañía ya está trabajando.

Se trata de un proyecto que hibrida tecnologías renovables, almacenamiento e hidrógeno verde, todo ello con un alto componente social y que supondrá una inversión de 600 millones de euros.

Mariela Beljansky renunció a la titularidad de la Dirección Nacional de Generación Eléctrica en la Secretaría de Energía de la Nación, cargo que ocupó desde noviembre del año pasado hasta la actualidad (confirmada por la Decisión Administrativa 1270/2021). 

“Se debe a motivos absolutamente personales”, aseguraron allegados de la Secretaría de Energía a Energía Estratégica. “Se va en buenos términos y tratará de agregar valor para promover las renovables y la eficiencia energética desde el lugar que sea”, insistieron sus colegas de confianza. 

De este modo, es la segunda vez en menos de un año que la Dirección se queda sin su titular, luego de la salida de Guillermo Martín Martínez en septiembre del 2021, también por motivos personales. 

La novedad de la renuncia de Beljansky se conoce en un contexto de expectativa para el sector, dado que espera que se efectivice la Resolución SE 1260/2021 y se liberen cientos de megavatios de contratos complicados que fueron adjudicados durante el Programa RenovAr que, por distintos motivos, no lograron iniciar construcción. Y se espera que para mitad de este año se terminen de destrabar dichos proyectos. 

Asimismo, se le había propuesto a la Secretaría de Energía la posibilidad de replicar el modelo de Pequeños Medios de Generación Distribuido (PMGD – límite de hasta 9 MW de potencia), o la normativa de generación distribuida de Brasil (hasta 5 MW) para seguir impulsando las renovables en el país y así alcanzar los objetivos de la Ley Nacional N° 27191 y del Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático.  

Aunque sí se sabe que se intentará continuar con esta línea de trabajo, con el foco puesto en centrales de baja y mediana escala y en la generación distribuida, principalmente para el sector industrial y agroproductivo. 

Más de Mariela Beljansky

Es bonaerense, Ingeniera electricista (1997) y Magíster en Energía (2013), ambos títulos por la Universidad de Buenos Aires, que cuenta con vasto currículum en temas energéticos. 

Desde 2005 trabajó como profesional independiente en asesoramiento en temas de energías renovables, eficiencia energética, evaluación de proyectos y mitigación del cambio climático, para organismos internacionales, nacionales y el sector privado, por lo que tiene experiencia en el área con una mirada de investigación e interdisciplinaria.

A ello se le debe agregar que también cuenta con experiencia docente, ya que se desempeña como profesora de posgrado de la UBA, puntualmente de la Maestría Interdisciplinaria en Energía.

El 31 de marzo pasado, Air-e llevó a cabo el acto protocolario de firma de compra de energía renovable no convencional para los clientes de la compañía en los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira.

Del acto participó el viceministro de Energía, Miguel Lotero Robledo, el Gerente General de Air-e, ingeniero Jhon Jairo Toro, y representantes de las cinco firmas que proveerán la energía limpia: Mainstream Renewable Power de Irlanda, Abo Wind de Alemania, Cox Energy de España, Greenyellow de Francia y la colombiana Smart Consulting Group.

Estos contratos aseguran a la comercializadora 200 MW de energía renovable, equivalente al consumo de más de 170.000 familias. “Esto significa una reducción de emisiones por más de 128.000 toneladas de CO2 al año o a la siembra de casi 700.000 árboles”, destacan desde Air-e.

Parte de esta contratación surge de la subasta de renovables que la empresa lanzó a finales del año pasado. En diálogo con Energía Estratégica, Bayron Triana, Gerente Desarrollo y Mercado Mayorista de Energía de Air-e, califica este proceso como “muy positivo”.

“Es un mecanismo que va en línea con los intereses de la compañía en cuanto a mitigación de riesgos, competitividad de precios, transición energética para la descarbonización de la matriz energética y contribución al desarrollo económico de la región”, destaca.

En esa línea, el directivo confía que la compañía evalúa lanzar una nueva convocatoria posiblemente para mayo, la cual tendrá una “base similar a la anterior”, aunque en estos momentos se están analizando algunos ajustes.

Consultado al respecto, Triana suelta: “Seguramente partiremos de los productos ya discutidos con el sector y las modificaciones podrán estar más orientadas hacia la metodología de evaluación, entendiendo que hay criterios de evaluación que quisiéramos valorar más. Ese es parte del aprendizaje obtenido en la primera subasta”.

La apuesta de la empresa es, al igual que en el proceso anterior, licitar 300 MW de energías renovables para abastecer a sus usuarios de los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira.

América Latina y el Caribe albergó un nuevo evento de Latam Future Energy En esta oportunidad, más de 400 actores clave del sector energético renovable se hicieron presentes en Santo Domingo para debatir temas de actualidad para el sector.

Entre los destacados disertantes que participaron de los paneles, Ricardo Palacios, gerente de Ventas para Centroamérica y el Caribe de Jinko Solar, se refirió a las tecnologías que acompañan a los nuevos parques fotovoltaicos en la región.

En concreto, explicó porqué los módulos Tiger Neo, que integran celdas N-type con TOPCon, se fueron posicionando para bajar el costo nivelado de la energía (LCOE) de nuevos proyectos fotovoltaicos.

“Siendo más potente en el mismo marco, tendremos mayor potencia en un mismo contenedor pero también siendo un módulo con una eficiencia más elevada, brindará un LCEO de mejor determinación. La idea es optimizar el tamaño que estamos ofreciendo para poder desarrollar proyectos más inteligentes «, declaró Ricardo Palacios en Latam Future Energy.

De acuerdo con el gerente de ventas para la región, la tendencia del mercado irá en esa dirección ya que exigiría una mejor densidad de potencia junto a cualidades de eficiencia que le permitan una mayor producción al costo más competitivo. Por eso, los módulos N-type son el lanzamiento al que Jinko Solar apuesta para continuar posicionándose como líder en la industria.

“Este año, comenzamos con 10 GW de los módulos N-Type Tiger Neo y la verdad hemos estado sorprendidos por la acogida de este producto. Creemos que la tendencia va a ser hacia este producto y seguiremos apostando a esta tecnología”, aseguró Palacios.

En tal sentido, Jinko Solar estaría dirigiendo todos sus recursos para ampliar la capacidad de fabricación de esta línea que garantiza mejoras en potencia, costos y eficiencia.

“Vamos a buscar rápidamente hacer una transición de un 25% de nuestra producción en Tiger Neo a un 50% antes del cierre de año. Eventualmente, el año que viene tener un 80% y luego un 100%”

La decisión -explicó- estaría motivada en desplazar lo que en su momento fue el p-type para posicionar como tecnología de punta a las celdas n-type.

La idea -amplió- no es hacer crecer el panel solo físicamente en tamaño, sino también desde el punto de vista de ganar potencia dentro de un mismo marco, característica que cumplen los módulos Tiger Neo a través de determinadas ventajas para los nuevos proyectos.

“Dentro de un mismo marco se puede encontrar una mayor eficiencia, un mejor coeficiente de temperatura, una degradación menor que en otros modelos: 1% para el primer año y desde el año 2 al 30 0,4% de degradación. Siendo que al cierre del año 30 tendría un 87,4% de disponibilidad de energía”.

JinkoSolar lanza el primer panel de más de 600 W: versátil para proyectos comerciales

La coalición “Va por México”, conformada por los grupos parlamentarios del Partido Revolucionario Institucional (PRI), Partido de Acción Nacional (PAN) y Partido de la Revolución Democrática (PRD), aseguró que no votaría a favor de la reforma eléctrica de López Obrador, sino que incluso presentó una contrapropuesta. 

De todos modos, los integrantes de la coalición aclararon en conferencia de prensa que presentarán su iniciativa en el Congreso de la Unión una vez que “se deseche la reforma de AMLO” y se concluyan las elecciones de mitad de año que se realizará en algunos Estados del país.

En concreto, la contrapropuesta de “Va por México” mencionada consiste en varios puntos, donde el primero de ellos es la modificación del Artículo 4 de la Constitución para reconocer el acceso a la energía como un derecho humano, “con suficiencia, limpia y gratuita para los sectores sociales menos favorecidos”.

En segunda instancia, el proyecto establece la transformación de CFE Suministro Básico en una empresa del Estado independiente, denominada Suministro Básico del Ciudadano. Además que se implementen mecanismos de subastas de cobertura eléctrica de mediano y largo plazo como medida específica de protección al usuario o consumidor, obligatoria para el suministro básico, o, en su caso, el Suministrador del Ciudadano podrá firmar contratos bilaterales con plantas ya existentes siempre y cuando su precio sea inferior al promedio del último año del PML.

La propuesta del PRI, PAN y PRD tampoco se olvida de la generación distribuida y elevaría el límite de 500 kW a 1 MW, es decir, el doble de lo permitido actualmente. 

“La nueva Comisión Nacional de Redes Eléctricas tendrá la obligación de fortalecer el sistema eléctrico nacional para permitir una mejor penetración de energías renovables en el territorio nacional”, ratifican en el documento presentado. 

Justamente, la coalición busca darle autonomía constitucional a la Comisión Reguladora de Energía, que CENACE absorba la planeación general del Sistema Eléctrico y la Transmisión y Distribución (CFE transmisión y CFE distribución) y se transforme en la Comisión Nacional de Redes Eléctricas.

Mientras que a la CFE se le otorgaría autonomía presupuestaria y de gestión, operando fuera del presupuesto, con órganos de Gobierno Corporativos, independientes y profesionales, aunque conservando la Rendición de Cuentas como Organismo Público. 

Otro punto que se diferencia de la iniciativa del Poder Ejecutivo es que plantea que la transición energética sea una obligación del Estado, en lugar de la Comisión Federal de Electricidad, con la participación del sector privado y social.  

Siguiendo con las medidas, se pretende asegurar la creación de un modelo para incentivar la migración de los contratos legados, obligando a las centrales que tengan diez años de operación a migrar su permiso al modelo establecido en la Ley de la Industria Eléctrica en un plazo no mayor a un año.

También abre la oportunidad para que negocios y empresas más pequeños puedan acceder al mercado eléctrico y sus beneficios, a partir de la disminución del suministro calificado de 1 mega a 500 kW. “Y se establece un periodo de 4 años para que, cada año, se reduzca de 100 KW el umbral hasta quedar en 100 kW”, detalla el archivo. 

Asimismo, establece que se alineen los Certificados de Energía Limpia (CEL) con sus pares similares a nivel internacional. Y se expedirán como modelo de contabilidad de energía renovable generada. En tanto que el tema de los diversos permisos para proyectos energéticos, la iniciativa propone un único procedimiento para su otorgamiento. 

“Si MORENA quiere aprobar una reforma eléctrica, que aprueben la nuestra”, manifestaron los legisladores de la coalición, a modo de ratificar que no aprobarán la modificación constitucional propuesta por Andrés Manuel López Obrador. 

Pronto se conocerán las ternas a comisionados del ente técnico y regulador del sector eléctrico guatemalteco, quienes serán las autoridades de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

La Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) ha permanecido atenta ante el desarrollo del proceso eleccionario desde el primer llamado a postular profesionales del sector para tal posición.

En aquel momento fue el Ministerio de Energía y Minas quien levantó las expectativas de quienes podrán ser los próximos reguladores del sector tras su publicación, en el pasado mes de enero, convocando a otros actores del mercado a compartir sus candidatos.

Y es que, el MEM, no es el único que propone quiénes podrán ser esas nuevas figuras sino también los Rectores de las Universidades y los Agentes del Mercado Mayorista a quienes se invita a enviar sus propias ternas.

En tal sentido, la selección de candidatos correspondiente al sector privado es exclusiva de los Agentes Generadores del Mercado Mayorista del Sector Eléctrico, razón por la cual AGER solo juega un papel de facilitador y observante del proceso eleccionario de los comisionados quienes ocuparan el cargo por un lapso de cinco años a partir del 28 de mayo próximo.

“Desde AGER somos observantes y participativos, pues creemos que en la suma de esfuerzos se encuentran grandes oportunidades que permitirán la expansión e independencia energética, lo cual se convertirá entre un corto y mediano plazo en desarrollo y grandes oportunidades económicas para los guatemaltecos”, señalaron a Energía Estratégica.

Aquellos profesionales sugeridos por aquellas partes interesadas serán tomados en consideración por el Organismo Ejecutivo -en este caso, el presidente de la República, Alejandro Giammattei- para nombrar al nuevo Directorio de la CNEE.

Recordemos que la CNEE es un ente técnico y regulador de las actividades de generación, transmisión, comercialización y distribución del subsector eléctrico, dirigida por tres directores quienes toman decisiones colegiadas y a su vez velan por el cumplimiento de la LGE y su reglamento, manteniendo un razonamiento técnico que les permita actuar con independencia de criterio ante la propuesta y promoción de normas que busquen un interés general, no específico y, ante todo, con un objetivo genuino de robustecer al sector eléctrico a través de la promoción y apertura de nuevos espacios de inversión.

Por tal motivo, desde AGER remarcan la importancia de elegir profesionales capacitados para tales fines:

“Estamos conscientes que este 2022 es un año en el que se vislumbran puertas de grandes oportunidades que permitirán robustecer al sector eléctrico de Guatemala, razón por la cual desde AGER se promueve en el proceso, la participación de candidatos probos, con capacidades técnicas, conocedores del sector eléctrico guatemalteco y ante todo respetuosos del marco jurídico establecido en nuestro país, el cuál se rige a través de la Ley General de Electricidad -LGE- y su marco regulatorio desde hace más de 25 años”.

Se trata del primer proyecto que la compañía española realiza en Portugal y la primera planta en Europa que contará con su seguidor 1-en-vertical SFOne que, al reducir su altura, también reduce el impacto visual de la planta y se integra mejor en el entorno. Este proyecto contará con 1.083 seguidores solares y más de 11.000 módulos fotovoltaicos.

El seguidor SFOne es el último lanzamiento de Soltec. Este modelo nace de la actualización y adaptación de su primer seguidor en 1P, que la empresa lanzó en el 2009. El SFOne es un seguidor especialmente diseñado para módulos más largos de 72 y 78 células y está autoalimentado gracias a su panel dedicado, lo que se traduce en un menor coste operacional.

“Para nosotros es una muy buena noticia esta nueva planta solar en Portugal, que será nuestro primer proyecto en el país y el primero en el que instalaremos nuestro SFOne en Europa. Sabemos que Portugal es uno de los países europeos que más compromiso ha declarado por la consecución de una transformación energética hacia las energías limpias, por lo que estamos seguros de que este será el primero de muchos más proyectos para Soltec en el país luso”, ha asegurado Raúl Morales, CEO de Soltec.

La construcción de esta planta solar con el seguidor SFOne de Soltec evitará la emisión de 120.904 toneladas de CO2 a la atmósfera equiparada con las emisiones derivadas del carbón. Además, este proyecto será capaz de generar la electricidad necesaria para más de 17.000 hogares.

El sistema de gestión de la ejecución (EMS) de Celonis revela y soluciona las ineficiencias de los procesos. Esta herramienta proporciona los datos y la inteligencia para entender qué solucionar primero, así como las acciones correctas a seguir, eliminando las ineficiencias que disminuyen el rendimiento.

Al conectar los datos entre sistemas, aplicaciones y escritorios, el EMS de Celonis acelerará la digitalización e impulsará la optimización de los activos de Repsol.

En 2021, Repsol anunció que comercializaría ARiA, una plataforma propia de datos y analítica basada en la nube, para ayudar a los clientes a desplegar y acelerar el uso de big data e inteligencia artificial en sus negocios.

La compañía multienergética aprovechará ahora las capacidades de inteligencia y automatización de procesos de Celonis junto con la plataforma ARiA para reducir el tiempo que se tarda en convertir los conocimientos basados en datos en valor empresarial y acelerar la transformación.

Esta colaboración abre nuevas posibilidades para ganar transparencia y visibilidad en las variantes de los procesos que impactan en la eficiencia en tiempo real, permitiendo una d innovación y agilidad, así como la capacidad de simplificar las operaciones de Repsol y aumentar la eficiencia de sus procesos.

El EMS de Celonis es una plataforma en la nube altamente segura, hiperconectada, rápida y escalable que integra a la perfección tres componentes principales: datos en tiempo real, inteligencia de procesos y acciones específicas.

Utilizando el EMS, Repsol está en condiciones de obtener un buen rendimiento empresarial en un período muy corto de tiempo desde una perspectiva económica, equitativa y sostenible.

Repsol y Celonis co-innovarán en tres áreas diferentes:

En primer lugar, Celonis contribuirá a la optimización de activos y codesarrollo de Repsol. Esto incluye funcionalidades pre-empaquetadas para la excelencia en la función de Servicios Globales dentro de la compañía energética, así como un enfoque de valor y facilidad de implementación para sus clientes.

De la misma manera, Repsol y Celonis desarrollarán conjuntamente nuevos activos de aplicación para el sector energético, basados en las aportaciones de Repsol.
Por último, Repsol combinará sus capacidades analíticas con el procesamiento de datos en tiempo real, el benchmarking y las mejores prácticas de Celonis para mejorar las funcionalidades de sus productos.

Ana Torres, directora de IT & Digital Business Partner Corporación y Servicios Económicos Comerciales de Repsol explica: «La visibilidad que obtenemos con Celonis nos permite acelerar el ritmo de nuestra transformación digital, reduciendo el tiempo dedicado a convertir el conocimiento en acción. Además, este esfuerzo conjunto abre nuevas posibilidades para solucionar ineficiencias y mejorar el rendimiento, en tiempo real y a escala global. Juntos, estamos logrando avances significativos en la transformación de Repsol. Celonis es un socio relevante y se ha integrado perfectamente en nuestra forma de trabajar, ayudando por un lado a nuestras necesidades, y por otro, trabajando en un modelo de co-innovación que permite explorar e impulsar nuevos retos conjuntos”.

Javier Díaz, vicepresidente y Sales Country Leader Iberia de Celonis, comenta: «Nuestra colaboración con Repsol busca avanzar en co-innovación y optimizar los procesos de negocio. Estamos trabajando con Repsol en la mejora de la productividad y el control en varios procesos y, de forma más global, en el impulso de su transformación empresarial mejorando el rendimiento de sus negocios. Ya se han materializado avances operativos y tenemos una visión conjunta que permitirá obtener aún mayores beneficios para Repsol a partir de nuestras áreas de enfoque en co-innovación.»

InterEnergy Group, proveedor de soluciones energéticas con presencia en República Dominicana, Panamá, Jamaica, Chile y Uruguay, sigue interesado en las renovables en Latinoamérica y por ello los horizontes de inversión son prometedores para la compañía. 

Tal es así que la empresa está cerca de alcanzar los 400 MW solares operativos en la región y va por más, con el foco principal en el desarrollo de propios proyectos y en procesos de M&A (fusión y adquisición).  

Durante la cumbre “Mexico, Central America and the Caribbean Summit 2022” del Latam Future Energy, Guillem Torrens, director técnico Renovables de InterEnergy Group, reconoció que poseen “un portafolio de casi 3 GW, de los cuales República Dominicana tiene prácticamente la mitad, lo que es un gran empuje para todo el desarrollo”. 

“Y no sólo en eólica y solar, sino también en otras alternativas energéticas que son de gran interés, como el almacenamiento, tanto con baterías químicas como con el hidrógeno verde, una forma de mover la energía de un formato a otro”, agregó. 

Cabe recordar que, meses atrás, InterEnergy desembarcó en el mercado uruguayo con la adquisición de tres fideicomisos titulares de tres proyectos eólicos ubicados en este país, denominados María Luz, Villa Rodríguez y Rosario, que suman una potencia nominal de 30 MW y bajo la  modalidad de take or pay con vencimiento en 2039. 

“Damos un primer paso en un país donde existe una gran tradición por la apuesta en energía renovable y seguiremos avanzando para aumentar nuestras inversiones en la región”, expresó Andrés Slullitel, director Financiero de InterEnergy Group, en aquel entonces. 

Pero volviendo al evento de LFE, Guillem Torrens destacó que “los embalses también son vistos como una tecnología muy interesante” que forma parte del foco de desarrollo de la empresa”, ya que aseguró que “estos permiten movilizar energía y reservarla para cuando sea necesaria en otros momentos del día”. 

“Además, como empresa llegamos al compromiso de que en la próxima década, el Consorcio Energético Punta Cana – Macao (CEPM) irá a carbono neutralizar la matriz energética en la red. Y es un compromiso que abarcará 600 MW de distintas tecnologías y propone retos enormes porque dicha red es independiente del sistema interconectado de la República Dominicana”, concluyó el directivo. 

La Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista asignó prioridad de despacho a diez proyectos renovables, por un total de 400 MW, que se presentaron en la última convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

Se trata de ocho plantas fotovoltaicas que acumulan 250 MW y dos centrales de generación eólica que suman 150 MW. Aunque es preciso aclarar que los proyectos fueron adjudicados a través del mecanismo de desempate. 

Las parques solares asignados inyectarán energía al corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA) y sólo al P.S. 360 Energy La Rioja (60 MW de capacidad), al P.S. Raigones de la empresa RPG (130 MW) y al P.S. La Salvación de 4Solar SA (5 MW) le adjudicaron la totalidad de la potencia solicitada. 

Mientras que el resto de las centrales fotovoltaicas se repartieron de la siguiente manera:

P.S. Amanecer IV (Eternum Energy SA) se le concedió prioridad para 10 MW de 12 MW.
P.S. Armonía (Energías Renovables Armonía SA) le asignaron 20 MW de 28 MW.
P.S. Tocota II (Genneia) le otorgaron prioridad para 14 MW de 100 MW solicitados
P.S. Cañada Honda IV (Energías Sustentables SA) tuvo 5 MW de 13 MW
P.S. Sierras de Ullum (Genneia) fue adjudicado con 6 MW de 78 MW

Por el lado de los proyectos eólicos, al parque La Elbita de Genneia le concedieron la totalidad de su capacidad (103,5 MW de potencia), en tanto que al P.E. Vientos Olavarría se le asignaron 46,5 MW de los 100,8 MW de capacidad.

En estos casos, la central de generación eólica de Genneia se ubicará en el corredor de Comahue y Vientos Olavarría hará lo propio en la región de la Costa Atlántica. 

De esta manera, la capacidad histórica adjudicada en las diferentes rondas del Mercado a Término ya asciende a más de 1,6 GW. Aunque cabe hacer hincapié en todavía no todos los parques renovables consiguieron la habilitación comercial. Y en el caso de esta convocatoria, la fecha comprometida para el ingreso de los proyectos ganadores será el 30 de marzo de 2024, según reportó CAMMESA.

Asimismo, la autoridad también ya dio las nuevas fechas para el llamado correspondiente al primer y segundo trimestre de este año. Los titulares de los emprendimientos tendrán hasta el jueves 30 de junio, inclusive, para presentar solicitudes de prioridad de despacho y una semana más tarde, CAMMESA informará a aquellos que requieran realizar un desempate. 

Los proyectos que estén en condición de desempate, deberán presentar la información requerida en la Res. MEyM N° 281/2017 y Res SE N°14/2022 el martes 26 de julio entre las 10 y 12 horas; y la asignación se realizará dos días más tarde, es decir, el 28 de julio. 

Sungrow es un fabricante de electrónica de potencia, especializado en inversores para la industria fotovoltaica. La compañía nace en China y con el paso del tiempo se globaliza.

“Desde hace unos años venimos expandiéndonos a diferentes mercados del mundo. En Latinoamérica, iniciamos nuestras operaciones en Brasil, Chile y Argentina y con el tiempo, hemos logrado incluir México y Colombia”, destaca Gonzalo Feito, Director de la Región Andina de la compañía.

Cuenta que, a día de hoy, Sungrow conforma un equipo de más 70 personas que opera de manera local basados en Latinoamérica, donde ya han vendido más de 6 GW en inversores solares y estaciones “llave en mano” con la media tensión incluida.

En ese contexto, Feito destaca que uno de los mercados más atractivos que observa la compañía es Colombia, no solo por sus perspectivas de crecimiento sino por los resultados que ya está obteniendo Sungrow.

“Este año hemos entrado con fuerza, finalizaremos el 2022 suministrando más de 500 MW a través de una serie de pedidos que ya tenemos adjudicados”, asegura el Jefe de la Región Andina.

A día de hoy, el país tiene operativos menos de 300 MW fotovoltaicos. En esa línea, el directivo sopesa: “Este hito nos va a posicionar como el fabricante líder de Colombia”.

Feito confía que la empresa podrá “replicar el modelo que se empleó en Chile”, donde hoy conforman el equipo un total de 23 personas.

“Allí entramos y comenzamos a desarrollar negocios en 2018. Actualmente somos el fabricante número 1 con más de 2.000 MW suministrados desde entonces”, resalta, al tiempo que anticipa que este año superarán los 2,5 GW.

¿Cuál es la clave del éxito? Feito revela: “Sungrow es el único fabricante que ofrece tecnología string y central para el segmento de utility, lo cual hace que sus soluciones sean muy adaptables a las necesidades de los distintos clientes; brinda soporte para los mismos con personal local en todas las fases del proyecto de manera muy personalizada».

«Además, somos fabricantes de sistemas de almacenamiento y esto hace posible una sencilla adaptación de dicho sistema a cualquiera de las plantas solares, donde previamente se hayan instalado nuestros inversores; por último, no hay que olvidar, que somos el fabricante de inversores más bancable del mundo”, remata el especialista.

Mercado prometedor

Para el directivo de Sungrow, Colombia genera altas expectativas de mercado, ya que ha logrado superar las metas necesarias para el adecuado crecimiento de la industria solar.

“El país lleva años tratando de diversificar su matriz energética, para mitigar los fenómenos meteorológicos que impactan sobre las fuentes hidroeléctricas (que representa casi el 70% de la oferta eléctrica). Para ello, tomó buenas medidas regulatorias para la incorporación de nuevas fuentes de generación renovable a su sistema”, valora Feito.

Al tiempo que observa que no sólo la mecánica de subastas públicas (donde se han adjudicado 1.100 MW solares) sino el mercado privado generará un aumento sustancial de GW a instalarse.

Por otra parte, Feito enfatiza que desde Sungrow observan “mucho potencial” en el autoconsumo de energía, el cual puede abarcar tanto a proyectos pequeños como de gran escala. “Es un mercado muy interesante”, advierte.

Sin embargo, anticipa que uno de los desafíos que tendrá Colombia para continuar con este crecimiento es la preparación de las línea de evacuación de energía, clave para que pueda despacharse la energía hacia los principales centros de consumo.

El pedido incluye el suministro, la entrega y la puesta en marcha de los aerogeneradores, así como un acuerdo de servicio Active Output Management 5000 (AOM 5000) de 15 años, diseñado para garantizar un rendimiento optimizado del activo.

La entrega de los aerogeneradores comienza en el cuarto trimestre de 2022 y la puesta en servicio está programada para el cuarto trimestre de 2023.

La Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina) es la principal empresa mixta (50% público – 50% privada) de República Dominicana en inversión, contribución al Estado y activos, que están valorados en 1.000 millones de dólares.

Durante la cumbre “Mexico, Central America and the Caribbean Summit 2022” del Latam Future Energy, José Rodríguez, Director Senior de Desarrollo de la compañía resaltó que desde 2020 y hasta el 2030 están avanzando sobre el montaje de 1.000 MW renovables en República Dominicana.

Se trata de una meta ambiciosa teniendo en cuenta que la demanda pico del país ronda los 3.000 MW netos.

“Es una estrategia que se está desarrollando de manera muy firme y ya, siendo que han pasado tan solo dos años, contamos con 210 MW ya construidos o en vías de construcción”, resaltó Rodríguez, por lo que apostó que en los próximos 8 años llegarán a la meta.

El directivo indicó que, de todo el pipeline de proyectos, el 30% corresponde a proyectos eólicos y el 70% a solares fotovoltaicos.

Financiamiento, la clave

Por su parte, Luis Mejía, CEO de EGE Haina, resaltó el proceso de toma de bonos verdes, a tasas competitivas y plazos extendidos, que está tomando la empresa.

Señaló que en noviembre del año pasado emitieron bonos “asociados a la sostenibilidad”. “Lo hicimos porque hay una gran cantidad de fondos” especializados en financiar empresas u organismos con políticas de sustentabilidad, destacó.

“Colocamos 300 millones de dólares y la demanda superó los 1.000 millones de dólares. Ha sido muy exitoso”, resaló Mejía.

En esa línea, recordó también han colocado un bono en el mercado local raíz de la puesta en marcha del parque eólico Larimar I (97,8 MW), con un mecanismo conocido en el país como es el fideicomiso de oferta pública.

“Contribuimos todos los derechos asociados a ese parque, principalmente los flujos y los permisos para que, a través de eso, se puede levantar financiamiento competitivo y a largo plazo”, indicó.

El directivo precisó que la colocación fue a 15 años, a una tasa “sumamente atractiva” que le permite a EGE Haina ya invertir en un próximo proyecto. “Cada vez que terminamos un proyecto, lo tenemos contratado y lo podemos contribuir a un mecanismo así, habilita todavía más a capacidad de inversión”, reveló el CEO de EGE Haina.

Las diputadas Yolanda de la Torre Valdez y Ana Lilia Herrera Anzaldo, integrantes del Grupo Parlamentario del Partido Revolucionario Institucional (PRI) de México, presentaron una iniciativa con proyecto de decreto en la que modifican algunos aspectos de la propuesta de reforma eléctrica presentada por López Obrador. 

Las legisladoras aseguran, dentro de la exposición de motivos, que se debe brindar energía limpia a los sectores marginados a un precio que estarán dispuestos a pagar, en línea con la agenda de los Objetivos de Desarrollo Sostenible, bajo la instrumentación de políticas públicas que permitan acelerar el proceso de transición energética. 

Y es por ello que prevén que se modifiquen los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución para que el Estado garantice el acceso universal a la energía eléctrica y dirija el proceso de transición energética. 

Asimismo, plantea que se utilicen de manera sustentable todas las fuentes de energía de las que dispone la Nación y se considere a los ciudadanos, el sector social, comunitario y privado, especialmente a las micro, pequeñas y medianas empresas, para implementar medidas de autoconsumo, autogeneración, autoabasto individual o comunitario.

Y de igual manera sería para la Comisión Federal de Electricidad (CFE), a quien la reforma de AMLO pretende darle el control del mercado eléctrico de México y que ésta produzca y despache, al menos, el 54% de la energía que genere el país. 

“Una modificación a nuestra Carta Magna deberá ir acompañada por una política de transición energética que permita que los hogares mexicanos tengan acceso a tecnologías de autogeneración como la instalación de paneles solares, con lo cual se atendería el objetivo de elevarlo a rango constitucional y no obstaculizarían el cumplimiento de reducción de emisiones de GEI a lo que está comprometido el Estado mexicano”, ratifican Yolanda de la Torre Valdez y Ana Lilia Herrera Anzaldo. 

“Sin duda, la transición energética puede ser el trampolín para que además de abaratar los costos de la generación de electricidad, se establezca un piso mínimo para ciudadanía o se les dote de la tecnología necesaria para tener acceso al suministro de electricidad, incluso para considerar su suministro suficiente para la subsistencia como uno más de sus derechos”, agregan.

Esta iniciativa por parte de dos diputadas del PRI llega algunos días después de que los legisladores de MORENA, partido gobernante, propusieran debatir la reforma eléctrica en poco menos de dos semanas y en un momento donde al Partido Revolucionario Institucional se lo ve como partido político fundamental para la aprobación o negativa de modificación a la Constitución de México. 

El PRI define el futuro de la reforma energética en México

Aunque también cabe aclarar que, en la penúltima semana de marzo, Alejandro Moreno Cárdenas, advirtió que su bancada en la Cámara de Diputados votará en contra si MORENA sube a discusión la misma iniciativa que presentó en octubre del año pasado.

El sector energético constantemente busca la innovación, actualización e implementación de las nuevas tecnologías para lograr un rendimiento más eficiente, disminuir gastos y generar cambios en la industria. 

Y en el caso de Huawei, compañía china que alcanzó a ser uno de los fabricantes con mayor capacidad instalada a nivel global gracias a que vendió más de 175 GW en inversores string durante el 2021, sigue apostando por superarse en el mercado e identificó las tendencias que se avecinan para los próximos años en el segmento fotovoltaico. 

“Las principales tendencias de la energía solar, relacionadas con inversores, están vinculadas con la digitalización, el manejo de big data y la toma de decisiones que aumenten el performance y disminuyan los gastos operativos (OPEX)”, señaló Juan Rodríguez Benavides, Director de Smart PV Multi Country de Huawei Digital Power, durante el mega evento Latam Future Energy República Dominicana. 

El especialista precisó que, para el 2025, el 90% de las centrales fotovoltaicas estarán completamente digitalizadas, así como también el 75% de ellas adoptarán inteligencia artificial, lo que permitiría que sean más eficientes y tengan mayor desempeño. 

“Además, estarán digitalizados más del 80% de los trabajos realizables dentro de un parque solar, lo que sería muy interesante porque se podrían operar sin personas a través del 100% de automatización”, manifestó. 

Mientras que también estiman que para dicho año, el 80% de las centrales de Huawei podría funcionar como plantas virtuales que tengan interacción con la red, hecho que el panelista aseguró que ya se verá en el corto plazo.

“Otra tendencia es la utilización del almacenamiento. Actualmente ya vemos que se pueden realizar estrategias que antes eran imposibles, como por ejemplo peak shaving (nivelación de los picos de consumo de electricidad), guardar energía cuando es barata y venderla cuando esté cara, aprovechar mejor un PPA o precios spot o, inclusive, estabilizar la red”, continuó Juan Rodríguez Benavides. 

Siguiendo esta misma línea de mejora tecnológica, también se hizo foco en la ampliación de la densidad de potencia de los equipos, ya que consideró que, de ese modo, «movilizar los equipos será más barato y fácil, necesitará menos personal para su instalación y generará un ahorro en operación y mantenimiento”. 

Asimismo, otra de las tendencias está ligada a la densidad de potencia de los equipos, que será mucho más marcada. Y, por ende, movilizar los equipos será más barato y fácil, se necesitará menos personal para su instalación y se generará un ahorro en operación y mantenimiento. 

Tampoco se dejó de lado los voltajes y densidad de potencia de los inversores en particular. Ricardo Garro, Key Account Director, América Central, Colombia y el Caribe, Latam Smart PV de Huawei Digital Power, fue el encargado de hablar sobre este tema durante el evento de LFE y reconoció que se vienen voltajes más altos. 

“Ya estamos trabajando con hasta 3000 voltios y se vienen inversores y transformadores más compactos. Se estima que para el 2030, la densidad de potencia de los inversores suba un 70%, lo que contribuye a bajar el costo nivelado de la energía”, concluyó.

Alfonso Blanco Bonilla, Secretario Ejecutivo de Olade, participó del ciclo de entrevistas ‘Protagonistas’, producido por el portal de noticias Energía Estratégica.

Allí el dirigente de la máxima asociación latinoamericana de energía observó que, a raíz del conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, no sólo los precios de los hidrocarburos han aumentado, sino el de todos los productos y servicios a nivel global, lo que redunda en altos niveles de inflación.

“Estamos en un momento de fuerte impacto que no sólo incide en el sector energético, sino toda la cadena de suministro”, advirtió y sostuvo: “Aun cuando se resuelva el conflicto bélico, la entrada de la oferta de hidrocarburos ruso, ya sea gas o petróleo, al mercado mundial, no es algo que se dé de forma inmediata”.

No obstante, Blanco destacó que este escenario de precios del barril Brent por encima de los 100 dólares favorece a la aceleración hacia la diversificación energética.

“Los elementos económicos son los que más motivan a una mayor incorporación de fuentes de energías renovables”, reconoció.

Por lo que aseveró: “Estamos en un muy buen momento para incrementar la renovabilidad”.

Sin embargo, agregó: “Pero también estamos en un buen momento en el cual las industrias extractivas van a tener un excedente de renta que puede entrar nuestras economías y que de alguna forma lo podemos estar aprovechando para trabajar en una matriz energética mucho más diversificada”.

En esa línea, el Secretario Ejecutivo de la Olade indicó que, en el futuro inmediato, los distintos países (no sólo los latinoamericanos) pusieron como prioridad el abastecimiento. “El retorno al carbón es una solución de corto plazo para atender la urgencia de seguridad energética que se está viviendo a nivel global”, analizó.

Pero consideró que, al largo plazo, los precios altos del petróleo funcionan como un “motivador” para incorporar más renovables como un mecanismo de depender menos de las fuentes fósiles y abaratar costos en energía.

“Las decisiones orientadas a una mayor renovabilidad claramente tiene un beneficio para todas las economías porque hoy las renovables son competitivas respecto a cualquier otra fuente de energía”, concluyó Blanco.

El gobernador Pedro R. Pierluisi anunció que ya comenzó la distribución de incentivos del programa “Apoyo Energético” del Programa de Política Pública Energética (PPPE) del Departamento de Desarrollo Económico y Comercio (DDEC) a 888 pequeños y medianos comerciantes (PyMEs) que operan distintos tipos de negocios a través de todo Puerto Rico, para ayudarles a lograr ahorros y seguridad energética con fuentes de energía renovable.

“Mi administración tiene el compromiso de ofrecer todas las alternativas disponibles para promover la energía renovable como una estrategia dual que beneficie al medio ambiente y a nuestra economía. “Apoyo Energético” es parte de los esfuerzos realizados para transformar la energía hacia una más confiable y resiliente, y adelantar la política pública establecida en la Ley Núm. 17 del 2019, promoviendo el uso de fuentes de energía renovable y la eficiencia energética. Van a ver mucho más movimiento en esa dirección durante mi administración con el uso de los fondos federales disponibles a través de CDBG y la ley de infraestructura federal”, expresó Pierluisi.

“Esta iniciativa nace de la necesidad de un Puerto Rico sustentable. La iniciativa dirigida a los pequeños y medianos empresarios y comerciantes (PyMEs) ya que estos representan un componente relevante en nuestra economía y que a su vez ayudara a mitigar los costos ascendentes de energía a. Puerto Rico se encamina hacia las prácticas más avanzadas y eco-amigables de generación de energía en el mundo. Y responde, precisamente, a uno de los pilares de competitividad del DDEC, que es reducir los costos de vida y de hacer negocios, principalmente los costos energéticos”, explicó por su parte Manuel Cidre, secretario de Desarrollo Económico.

«Nuestro enfoque es un Puerto Rico resiliente, competitivo, desarrollado, un Puerto Rico de oportunidades. El tema de la energía es un componente importante de esta aspiración. Estamos seguros esto será solo el principio, invitamos a todo el pueblo a insertarse y aspirar a una energía de calidad y asequible“, afirmó.

El director ejecutivo del PPPE, Francisco Berríos Portela, detalló que el resultado de esta primera edición de “Apoyo Energético”, realizada con los fondos asignados hasta el momento, ha sido 888 incentivos otorgados; una inversión total de $37.5 millones- $20millones (incentivos) y $17.5millones (privados); y una proyección de $6.6 millones en ahorros anuales.

“El costo promedio de los proyectos es de $42,269.  Estos proyectos representan un total de 16.8 MW en energía renovable distribuida y 2.5 MW en sistemas de almacenamiento de energía. Adicional a la integración de la energía renovable que se va a desarrollar, hay 99 proyectos que incluyen cargadores para vehículos eléctricos y 38 incluyen iniciativas para eficiencia energética. Cabe destacar que 56 suplidores en la misma categoría de PyMEs son los que estarán realizando los proyectos”, resumió.

Según indicó, una vez otorgado el incentivo, los beneficiarios tendrán hasta un máximo de 12 meses para utilizarlo. El desembolso que aplique a cada beneficiario será realizado directamente al suplidor, luego de completado y certificado el trabajo. En caso de que el costo del proyecto sea menor a $25,000, el incentivo cubrirá el 100% del costo. Si es mayor, el comerciante cubrirá la diferencia pagándole directamente al suplidor seleccionado.

El Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, culminó su participación el día de ayer, en el Diálogo de Transición Energética de Berlín 2022 (BETD por sus siglas en inglés), el evento energético más importante de Europa.

Durante el evento, el ministro Mesa logró garantizar la inversión de más de US$700 millones que hará la firma BayWa r.e, en proyectos de energía solar en Colombia.

“BayWa r.e es una empresa con la que ya habíamos tenido contacto hace siete meses y hoy nos confirmaron que tienen ya una lista de proyectos solares de cerca de 600 MW, más de US$700 millones para invertir en el país en los próximos años y también van a abrir oficina en los próximos meses en Colombia”, dijo el Ministro Mesa.

El funcionario también se reunió con Joachim Goldbeck, el presidente de la compañía alemana Goldbeck Solar, la cual está interesada en llegar a Colombia en el futuro con proyectos de hidrógeno verde.

Es de recordar que en septiembre del año pasado el Gobierno presentó la hoja de ruta del hidrógeno de cero y bajas emisiones y tan solo 6 meses después puso en operación los primeros proyectos piloto del hidrógeno verde en el país llevados a cabo por Ecopetrol y Promigas.

Al igual que en el CERAWeek 2022 y en la Reunión Ministerial de la IEA, los líderes internacionales que participaron en el BETD 2022 destacaron el papel de Colombia en la transición y seguridad energética y reconocen que el país se ha convertido en uno de los principales atractivos mundiales para el desarrollo de proyectos de energías renovables. Tal fue el caso de Patricia Espinosa, secretaria ejecutiva de la Agencia de Naciones Unidas para el Clima, quien reconoció a Colombia como un referente y un ejemplo para llevar a cabo un proceso de Transición Energética gradual y responsable.

El Ministro Mesa también almorzó con David Turk, subsecretario de Energía de Estados Unidos, con quien se tocaron temas como la seguridad y la transición energética, así como las oportunidades que hay en la cadena de logística para que Colombia pueda abastecer al mercado americano.

“Esta ha sido una visita bastante productiva y el gobierno alemán también quedó interesado en seguir trabajando de la mano con Colombia en materia de transición y seguridad energética”, concluyó el Ministro Mesa.

El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), el Laboratorio Tecnológico de Uruguay (LATU) y la Agencia Nacional de Investigación e Innovación (ANII) presentaron el Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde del país.

“El Fondo busca impulsar las primeras experiencias productivas en el hidrógeno verde, la generación de conocimiento y el know how vinculado a ellas. Y sin duda acelerará actividades que van en la dirección correcta para el país, también en la capacidad de formación de personas y generación de empleo de calidad en distintas tecnologías vinculadas”, señaló Omar Paganini, ministro de Industria, Energía y Minería. 

Para ello, como primera medida, se realizó la apertura a la convocatoria para fomentar los primeros emprendimientos para la construcción, producción y uso del hidrógeno y sus derivados, con una escala mínima de 1,5 MW de potencia nominal en el electrolizador. 

Y la idea es que se pueda ubicar en el mejor sitio por disponibilidad de energías renovables y de otro tipo de recursos, además de quién consumirá ese vector energético. 

El plan del gobierno de Uruguay incluirá un apoyo monetario de 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. 

“No hay un tope de monto por proyecto, sino que dependerá de las propuestas que surjan. Pero para las demás componentes de proyectos, como por ejemplo la generación de energías renovables, siguen siendo válidos los mecanismos de promoción de ley de inversiones”, aclaró María José González, asesora del MIEM y coordinadora del Programa de Hidrógeno Verde. 

“Apuntamos que genere aprendizaje, tanto en el sector público como en la academia y otro tipo de actores. Y se creará un comité de seguimiento técnico – económico que acompañará el desarrollo durante los diez años”, amplió. 

Las bases públicas estarán disponibles en los próximos días en la web de la Agencia Nacional de Investigación e Innovación y los postulantes de esta convocatoria podrán ser personas jurídicas uruguayas o extranjeras que validen a nivel nacional en conjunto como proponente, parte o participante de un grupo que se presente. Mientras que en ambos casos se exigirá una experiencia mínima en cuanto a la componente e instalación de electrolizadores. 

Bajo esta misma línea, el proceso contará con una etapa de selección del perfil de las empresas y otra de los proyectos definitivos, además que existirá una propuesta de precios posibles para determinada la escala de emprendimientos. 

“Gracias a esto, Uruguay tiene una ventana de oportunidad. Entrar en la movida a tiempo hace que se puedan recibir proyectos e inversiones que, en una situación más madura del mercado, tal vez no nos tomarían en cuenta”, manifestó Paganini. 

Ayer, en Santo Domingo, se desarrolló la primera jornada de Latam Future Energy con la apertura de Antonio Almonte, ministro de Energía y Minas de ese país.

El funcionario recordó que “más del 80% de la energía eléctrica que consume República Dominicana proviene de combustibles fósiles”. La hidroeléctrica representa aproximadamente un 12% y la eólica y solar explican el 8% restante.

Pero destacó que la gestión se propone, al 2030, que el 30% de la energía consumida sea renovable (hidráulica, solar y eólica). “Estamos en ese proceso de transición”, resaltó, al tiempo que confió que, de ser posible, se ampliará la meta.

El argumento es que el 100% de los combustibles fósiles que consume el país es importado. Los aumentos que produjo el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania tuvo un impacto fuerte en las tarifas y las cuentas públicas, más aún teniendo en cuenta que República Dominicana no está interconectado con otros países, por lo que la importación y exportación de energía eléctrica no es una opción, explicó Almonte.

En ese sentido, enfatizó: “El sistema dominicano debería ser autosostenible desde el punto de vista tecnológico si es que logramos una mayor penetración renovable, como demuestra el empeño del actual Gobierno”.

Y señaló: “El último trimestre hemos firmado contratos PPA por alrededor de 800 MW en proyectos fotovoltaicos. Algunos ya se están instalando y otros lo están por hacer. Esperamos que entre final del 2023 y principios del 2024 estén conectados a la red y generando electricidad”.

En esa línea, la máxima autoridad en Energía prometió “importantes inversiones y ajustes en el sistema de transmisión”, y dijo que, en las licitaciones para renovables, se incorporarán incentivos para acumulación a partir de baterías y “elementos auxiliares que hagan a la estabilidad y sostenibilidad tecnológica de nuestro sistema eléctrico”.

Eólica marina

Por su parte, Rafael Gómez, viceministro de Energía de República Dominicana, anticipó que “junto a la Comisión Nacional de Energía, hemos implementado un régimen para las energías renovables, tanto solar como eólica, incluyendo a la eólica offshore (marina)”.

“En el próximo documento de precios de la energía que sacará la Comisión Nacional de Energía, se incluirá la energía offshore”, aseguró el funcionario y comentó que esta resolución es importante porque “hasta ahora no se sabía cómo se iba a pagar (la energía); no había un tarifario ni un precio de referencia de cómo pagar las instalaciones de energía offshore”.

En esa línea, anticipó que hay empresas interesadas en este nicho. “Desde el punto de vista de inversionistas, ya tenemos propuestas formales para la instalación de parques eólicos (marinos), tan grandes como 500 MW, pero todavía estamos estudiando las formas de cómo lo vamos a manejar”, adelantó en Latam Future Energy República Dominicana, el viceministro Gómez.

Ayer se desarrolló la primera jornada de la cumbre “Mexico, Central America and the Caribbean Summit 2022” del Latam Future Energy, evento que se está llevando a cabo en Santo Domingo, República Dominicana, y finalizará el día de hoy.

Durante el panel denominado ‘Estado de la energía solar fotovoltaica en México, Centroamérica y Caribe: Nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas’, Eduardo Solís, Latam Marketing Manager & Product Specialist de Growatt, adelantó uno de los planes que tiene la compañía para con Latinoamérica.

Se trata de preparar la tecnología de inversores que ya han desarrollado para satisfacer una necesidad que se viene en la región, la cual involucra vehículos eléctricos, paneles solares y redes inteligentes.

“Lo que vemos desde la perspectiva de Growatt, como uno de los principales productores del mundo de inversores, es esta mezcla y comunicación inteligente de diferentes dispositivos que tengamos las industrias y residencias: cargadores de autos(eléctricos), baterías, generación fotovoltaica; y cómo esta se puede comunicar para hacer más efectiva la producción de energía con el control y balance de las redes”, destacó Solís.

Y enfatizó: “Toda esta comunicación de diversos elementos es lo que se viene y nosotros ya lo ofrecemos en la región. Simplemente lo que se requiere es su implementación”.

El directivo argumentó que “el inversor ya no solamente es un equipo que sigue la forma de la red”, como lo fue en un principio. Sino que “se puede volver un elemento que dé soporte a la red, a través de la utilización de nuevas tecnologías”.

“Creemos que los próximos cargadores de autos podrán tomar energías de las baterías e inyectarlas a la red. Utilizar la batería de los autos como soporte de la red también”, opinó el especialista.

Crecimiento

Consultado sobre el mercado, el Latam Marketing Manager & Product Specialist de Growatt aseguró categórico: “La industria (solar fotovoltaica) está creciendo a pasos agigantados”.

Señaló que antes los módulos estaban atrasados respecto a los inversores. “Hoy en día los fabricantes se han adelantado al ritmo de las fábricas de inversores”, sopesó Solís.

Explicó que, en un principio, los módulos eran de 100 W. “Hoy día tenemos módulos de 600 W con características un poco peculiares: la mayoría manejan voltajes bajos y amperajes altos”, comparó.

Y explicó: “Esto es un poco innovador para la industria que, aunque siguen manteniendo la misma eficiencia, puede hacer cadenas más inteligentes”.

En esa línea, Solís precisó que Growatt ofrece inversores de corrientes de 16 A en adelante. “Esto nos permite utilizar estos módulos de ata potencia y tener una mayor densidad de potencia por proyectos”, detalló.

Con el objetivo de abordar una agenda de trabajo conjunta y analizar las prioridades de colaboración para el sector de generación renovable, el Ministro de Energía, Claudio Huepe, recibió en audiencia a la Asociación de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), representada por su Directora Ejecutiva, Ana Lía Rojas, y el Presidente del Directorio, José Ignacio Escobar.

La identificación y gestión de los desafíos de corto plazo, fueron los principales temas tratados durante la reunión, entre ellos, la Ley de Almacenamiento, Plan de Transmisión, Planificación y Ordenamiento Territorial, y la preocupación por la gestión de vertimientos, ante los altos niveles anotados en el último tiempo, en el actual contexto de estrechez hídrica y sequía.

“Valoramos mucho la disposición e interés del Ministro Huepe en avanzar en las materias más urgentes para el sector, además de nuestros ejes de trabajo estratégicos que también están muy alineados con la autoridad, con el principal enfoque de avanzar hacia la desfosilización de la matriz de generación, en la ruta de una transición energética justa, necesaria y urgente”, comentó Ana Lía Rojas.

Por su parte, el Ministro de Energía, Claudio Huepe, agradeció la información compartida por la Asociación, además de destacar estos espacios de diálogo para trabajar en conjunto entre todos los sectores, lo que va a “requerir de mucha buena voluntad de todas las partes”, señaló. “Nos vamos a hacer cargo de los temas desde una perspectiva sistémica y con participación de la ciudadanía”, puntualizó el Ministro durante la cita.

El Ministro Huepe estuvo acompañado en la reunión por su Jefe de Gabinete, Iván Zimmermann; mientras que por ACERA asistieron de manera presencial además, Jean-Christophe Puech, Director Secretario; James Lee Stancampiano, Director; y las Consejeras y Consejeros Paola Hartüng, Céline Assémat y Martín Valenzuela. Los demás miembros del Directorio y Consejo, se conectaron a la reunión de manera telemática.

Uruguay continúa avanzando en su segunda transición energética y poco a poco cierra diversas estrategias y proyectos relacionados al hidrógeno verde, incorporación de renovables a partir de la generación distribuida, eficiencia energética y movilidad sustentable, a tal punto que hoy a las 13 horas lanzará el Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde y realizará la apertura de la convocatoria para proyectos de H2V. 

Fitzgerald Cantero Piali, director nacional de Energía del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay, días atrás conversó con Energía Estratégica y comentó cuáles son los desafíos y objetivos a los que se enfrentan desde el MIEM y cuáles son los próximos pasos previstos. 

“Estamos en vías de publicar la estrategia de hidrógeno verde para el país, elaborada en base a insumos de la consultoría McKinsey y colaboración del Banco Interamericano de Desarrollo (BID)”, explicó.

“Como adelanto, algunas de las principales aristas identificadas con buen potencial para su desarrollo son los combustibles sintéticos y la producción de amoniaco y metanol para exportación. Otro nicho interesante podría ser la producción de fertilizantes verdes. Y en pocos días, estaremos haciendo anuncios importantes en este sentido”, agregó.

Cabe recordar que el MIEM ya lanzó un informe sobre las ventajas y los riesgos del país como productor de hidrógeno verde y sus derivados, en línea con el trabajo que llevan adelante desde hace tiempo desde el gobierno para finalmente lanzar la hoja de ruta. 

Incluso, dicho reporte detalla que, para 2030, se reducirá el CAPEX en 45% y, por tanto, tendría un LCOE combinado de eólica y solar visto por el electrolizador de 16 €/MWh. Como consecuencia, a partir de esta información, se obtendría un LCOH de 1,5 €/Kg de H2.

Y si bien este año no se esperan grandes ampliaciones a nivel de parques renovables instalados, debido a la alta participación de dicha índole, tanto convencional como no convencional, sí prevén algunas metas para el área de energía eléctrica. 

“Nuestro objetivo es perfeccionar el funcionamiento del mercado eléctrico, además de continuar procurando abatir costos de generación y por ende, de toda la cadena. Además, a través de distintos beneficios se seguirá apoyando la micro generación distribuida, tanto en empresas como en hogares”, aseguró el especialista. 

“Pero como novedad, podemos señalar la apuesta que venimos haciendo por el H2V. Este año lanzaremos el piloto y, en la medida que se concreten las inversiones privadas, ahí sí habrá más instalación para generación renovable”, continuó

Y a ello se debe agregar el desafío de ampliar aún más la eficiencia energética en Uruguay y alcanzar a la mayor cantidad de sectores posibles, por lo que durante 2022 el gobierno impulsará “fuertemente” la territorialización de las actividades de EE. 

“De esta manera, la idea es que las políticas y los beneficios lleguen a todo el territorio nacional, con planes que iremos lanzando en los meses sucesivos. Y algunas de las herramientas de promoción son los certificados de eficiencia energética que otorga la Dirección Nacional de Energía y la ley de Promoción de Inversiones del Ministerio de Economía y Finanzas”, concluyó Fitzgerald Cantero Piali.

Ayer, en el Diario Oficial, el flamante Gobierno de Gabriel Boric dejó en firme el Decreto Supremo 27 –ver-, que hace apenas unos días había ingresado a Contraloría General de la República.

“No creímos que fuera a aprobarse tan rápido, pero de no haber salido a tiempo hubiera sido una pésima noticia. Es un logro que ya se haya reglamentado”, destaca Aura Rearte, directora de Estudios y Regulación de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), en diálogo con Energía Estratégica.

Esta medida permite extender hasta el 8 de abril la posibilidad que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) presenten su tramitación de declaración en construcción y asegurarse en buena medida su acogimiento al régimen transitorio del Decreto Supremo 88 (DS88). Antes la fecha límite era hasta el 14 de marzo.

Ahora, las solicitudes que ingresen tendrán un plazo de hasta 6 meses para resolver su situación y contar con la declaración en construcción para avanzar finalmente con el proyecto.

“Creemos que la gran mayoría de los PMGD que estaban peligrando (la industria calcula entre 800 a 1000 MW) van a poder hacer sus declaraciones en construcción y que el plazo de esos 6 meses debiera ser suficiente para lograrlo”, enfatiza Rearte.

Una vez pasado ese período, los proyectos ya no podrán obtener el precio estabilizado de remuneración de la energía. Deberán pasar a otro esquema que, tal como fija el DS88, es de bandas horarias, el cual afecta particularmente al valor de la energía en ‘horas solares’.

La experta de ACESOL indica, en efecto, que los proyectos fotovoltaicos -que explican el 71% de todos los PMGD operativos (1.195 MW sobre los 1.688 MW)- deberán empezar a incorporar baterías para poder inyectar en horas ‘no solares’ y, así, obtener una mayor rentabilidad.

Pero, para que esto suceda, “los desarrolladores deberán saber perfectamente cuáles son los pagos que van a recibir por el almacenamiento, además de la energía que se va a desplazar en horario”, advierte. Para ello, la industria espera una nueva señal de la gestión de Boric en este sentido: Una reglamentación sobre la remuneración por potencia.

Ahora bien, ¿qué sucederá con el mercado PMGD Una vez concluido este proceso, para la especialista de ACESOL es probable que el crecimiento de los PMGD vuelva al ritmo de crecimiento que se registraba en 2019, antes del anuncio del régimen transitorio dl DS88.

Sin embargo, la directiva pone el foco sobre otro punto que deberá proponerse este Gobierno: La congestión en las líneas de transmisión, que se tornarán toda una limitante para la continuidad del crecimiento de los PMGD en el futuro cercano.