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Ayer, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución 101 010 de 2022 (ver) que da forma a la Resolución CREG 075, cuyo fin último es liberar capacidad de transporte (según la UPME, se despejarían unos 8,3 GW) y se reordenaría todo el espectro eléctrico.

La nueva medida, en su artículo 1, sostiene que “el plazo máximo para la radicación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1 será de 3 meses contados a partir de la fecha en que el responsable de la asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1 informe públicamente que se encuentra disponible la información necesaria para la elaboración de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico”.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, analiza la resolución.

¿Qué opinión le merece a esta dinámica?

Era necesario ampliar la fecha para presentar las solicitudes y ojalá ese plazo no termine fijándose para finales del año 2022. Si es así, muy seguramente todas las solicitudes que se presenten este año se resolverán en el 2023. Y eso no fue lo que inicialmente proyectó el regulador.

Algo importante, la evaluación de una solicitud integra varios elementos, uno tiene que ver con los plazos, pero no es el único. Me refiero a que aún no se sabe cuándo se tendrá definido, implementado, probado y puesto en funcionamiento, por ejemplo, el algoritmo de asignaciones.

¿Qué opinión tiene sobre los plazos que dispone la resolución y cuáles le parece que son los más significativos?

Todos son significativos, pero faltó ponerle una fecha límite para que la UPME defina los criterios de priorización que le ordena la Resolución CREG 075 de 2021. Al igual que la fecha en que los transportadores deberán entregar la información necesaria para la realización de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico.

¿Qué respuestas e incertidumbres genera para el mercado de las renovables los plazos fijados?

Se posterga la incertidumbre para algunos proyectos y lo que sí está claro es que a la fecha no están definidos todos los elementos que se deben activar al momento de la evaluación. Eso justifica que la UPME debe dejar de tomar decisiones negativas hasta tanto no se tengan las reglas del juego definidas e implementadas.

¿Qué opinión le merece las decisiones que está adoptando la UPME en relación con las solicitudes?

No deberían darse respuestas negativas si aún no están definidos todos los elementos de evaluación que incluyó el regulador en su Resolución CREG 075 de 2021.

¿Pero y la fase de la transición que obligaba a resolver solicitudes?

Creo que ahí hay un error de interpretación por parte de la UPME porque lo que le indicó la CREG 075 de 2021 fue resolver. Pero en manera alguna le indicó que debía resolver en contra las reglas aplicables.

Y si faltaba información para resolver el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, lo que le indica es que debe ampliar el plazo de respuesta. La transición no se puede entender resolver en contra de principios que rigen la administración pública.

¿Qué le llama la atención en la nueva resolución?

Varias cosas, desde el punto de vista de abogado especialista en derecho contencioso administrativo, observo que se ordenó a la UPME publicar un cronograma en el que se definan las actividades requeridas para resolver las solicitudes de conexión presentadas durante el año 2022.

Mi pregunta es: ¿Y el procedimiento que le brinde oportunidades de presentar recursos dónde está? Si no se define uno como se hizo en la Circular 020 de 2022, se deben aplicar las reglas del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

No podemos perder de vista que la UPME es una entidad pública. Razón por la cual, las decisiones que notifica o comunica la UPME son susceptibles de ser recurridas y demandadas, lo anterior para verificar si cumplen, entre otros aspectos, con principios fundamentales de la administración pública. Sobre todo si resuelven de fondo un asunto, como la solicitud de aprobación de conexión al SIN.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) lanzó la primera convocatoria para la reasignación de 28 proyectos de transmisión eléctrica, lo cual significaría una inversión estimada de US$ 72,6 millones, con la finalidad de acelerar la ejecución de proyectos de responsabilidad de las empresas bajo el ámbito del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (FONAFE).

De esta manera se garantizará la calidad y seguridad del servicio público de electricidad a nivel nacional.

Esta invitación, conforme al Decreto Supremo N° 018-2021-EM, es diseñada por el MINEM y cuenta con la participación del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), el Comité de Operaciones del Sistema Interconectado Nacional (COES) y las empresas titulares de los proyectos pertenecientes al FONAFE.

Los proyectos, entre nuevos y de reforzamiento, comprenderán inversiones en líneas y subestaciones de transmisión que se ubican a lo largo de todo el país, en las zonas de concesión de las empresas Hidrandina, Electrosur, Enosa, Ensa, Electrocentro, Egesur y Electro Sureste.

Como consecuencia, el MINEM logrará agilizar la ejecución de proyectos de electricidad que fueron aprobados por el OSINERGMIN en los planes de inversión de los períodos 2013-2017, 2017-2021 y 2021-2025.

El MINEM informó que las empresas concesionarias pueden participar en este proceso y expresar su interés conforme a las condiciones y requisitos establecidos en su portal institucional.

El proyecto incluye 24 turbinas V150-4.2 MW con modo optimizado de potencia de 4.3 MW, que Vestas proveerá e instalará. Este pedido también viene con un contrato de servicio y mantenimiento Active Output Management (AOM) 5000 por 20 años. Este acuerdo no solo optimizará la producción de energía, sino que generará seguridad a largo plazo.

«Estamos muy contentos de cerrar este primer acuerdo con Tenaris y apoyar a esta reconocida empresa, con operaciones en todo el mundo y una fuerte presencia en América Latina, para acelerar la descarbonización de su producción como parte de su estrategia de transición energética» declaró Andrés Gismondi, Country Manager y Sales Director Cono Sur (excepto Brasil) en Vestas.

«Este proyecto es un hito para Tenaris, y un paso claro hacia la reducción de emisiones relacionadas con el uso de energía renovable en nuestro proceso de producción», dijo Javier Martínez Álvarez el presidente de Tenaris, Cono Sur.

La entrega de turbinas está prevista para el tercer trimestre de 2022, mientras que la puesta en marcha del proyecto, para el tercer trimestre de 2023.

Vestas fue pionera en el mercado de energía eólica de Argentina con la instalación de la primera turbina eólica comercial del país, en Comodoro Rivadavia en 1991, y mantiene una posición de liderazgo en el país con una cuota de mercado de más del 50%.

Tal como Energía Estratégica informó semanas atrás, JinkoSolar amplía su abanico de propuestas para el sector energético renovable de Latinoamérica y para ello, este viernes se darán a conocer los ganadores de “JinkoSolar DG Awards 2021 Latam & Italy”, concurso que busca destacar instalaciones fotovoltaicas del segmento de generación distribuida.

Precisamente, la ceremonia online repartirá cinco premios entre las categorías residencial, comercial, industrial, rural y proyectos fotovoltaicos de responsabilidad social corporativa (CSR por sus siglas en inglés). 

En el segmento residencial compiten dos proyectos de Brasil, de 9,66 kWp y 15 kWp de potencia, ambos instalados en techos de los hogares, además de una central de 32 kWp en Colombia, la cual tiene la particularidad de que los paneles solares se colocaron en el piso del terreno. 

Por el lado comercial, tres emprendimientos de República Dominicana (360 kWp), Brasil (600 kWp) y Colombia (369 kWp) buscarán quedarse con el galardón otorgado por Jinko Solar. 

Mientras que el sector industrial, las potencias aumentan y aquí participa el único proyecto italiano (1615,70 kWp) en la terna que completan una instalación de 400 kWp en la azotea de la compañía CI Jeans de Colombia y otra de 458,64 kWp en los terrenos de la cooperativa brasileña de semillas denominada Copprosel. 

Además, Brasil vuelve a tener gran participación en la categoría de emprendimientos rurales, ya que dos empresas presentaron sistemas colocados, de 98,4 kWp y 69,96 kWp, y se agrega un equipo fotovoltaico en México, de 13,95 kWp de capacidad. 

Por último, la terna de los emprendimientos de responsabilidad social corporativa estará compuesta por una instalación de 96,8 kWp en el Hospital Santa Ana de Colombia, otra de 23,2 kWp en  La Loma, en el corazón de la selva tropical de Isla Bastimentos (Panamá), y en el hotel Puro Surf de Salvador, donde los paneles solares acumulan una capacidad de 55 kWp. 

¿Cuáles son los criterios de evaluación?

Los detalles que se destacan son el cuidado en la presentación de la documentación, validación de datos, el cumplimiento de las normas de seguridad del país, así como también los beneficios económicos, técnicos y ambientales de la instalación.

El público podrá votar a su proyecto favorito a través de un registro en la web de JinkoSolar, en tanto que un jurado de cuatro profesionales de trayectoria en la compañía asignará 5 puntos extra adicionales al mejor y más innovador proyecto de cada categoría para definir al emprendimiento ganador. 

La Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH2) dio a conocer a los ganadores de los Premios Hydromex a la Investigación Científica y de Periodismo en Hidrógeno 2022.

En el caso del Premio Hydromex a la Investigación Científica el reconocimiento es para Pablo René Díaz Herrera, por el trabajo en donde se hace una comparación entre la tecnología para la captura de carbono postcombustión y el uso de hidrógeno azul (bH2) y verde (gH2), en centrales de ciclo combinado de gas natural, como estrategias de mitigación de bióxido de carbono (CO2).

El estudio esboza, entre otras cosas, los escenarios en donde, considerando diferentes variables, los hidrógenos azul y verde serían atractivos económicamente y ofrecerían beneficios para el usuario final de energía, en el marco del cumplimiento de las metas de generación de electricidad limpia en el periodo 2020-2050.

Se reconoce, sin embargo, que se requieren cambios en la regulación mexicana para permitir la implementación y el uso de hidrógenos dentro del sector energético mexicano en el corto plazo.

El texto aspira a servir como referencia para los tomadores de decisiones para hacer cambios en el marco regulatorio de la energía limpia en México, a fin de definir nuevos criterios técnicos y administrativos para impulsar la entrada de tecnologías al país, requerimientos de calidad y otros aspectos relacionados con el hidrógeno.

El artículo científico «Theoretical comparison between post-combustion carbon capture technology and the use of blue and green H2 in existing natural gas combined cycles as CO2 mitigation strategies.

A study under the context of mexican clean energy regulation» fue publicado en International Journal of Hydrogen Energy, e incluye como colaboradores a Gabriel Ascanio, Ascención Romero-Martínez, Agustín M. Alcaraz-Calderón y Abigail Gonzalez-Díaz.

En tanto, Juan Carlos Machorro Morales fue anunciado como el ganador del Premio Hydromex de Periodismo en Hidrógeno, por su trabajo titulado «Crecimiento industrial del Bajío; idónea para consumir el hidrógeno verde».

En su trabajo periodístico, publicado en el sitio de Internet periodismoyambiente.com.mx, Machorro señala que la presencia de diversas industrias en varios estados de México y en la zona del Bajío (principalmente Querétaro, Guanajuato, Aguascalientes y San Luis Potosí) ofrece la posibilidad de que el llamado hidrógeno verde se convierta en el energético para parques industriales.

«La región del Bajío de México, que goza de una ubicación geográfica favorable y un gran potencial renovable tanto solar como eólico para obtener hidrógeno verde, puede posicionarse como un líder en instalación y futura exportación hacia Europa, Asia y Estados Unidos», destaca.

En su reportaje, Machorro recuerda que «el hidrógeno verde es un combustible producido mediante la electrólisis del agua, la cual se logra a través de electricidad proveniente de fuentes renovables como la solar y la eólica. «Una de sus ventajas es que no genera gases de efecto invernadero durante la combustión ni en el proceso de producción.

El hidrógeno verde tiene diferentes usos que podría aprovechar América Latina. Por ejemplo, sirve como combustible para los procesos de refinación, químicos y metalúrgicos». Cabe recordar que el hidrógeno azul se obtiene a partir de combustibles fósiles, pero sin liberación de dióxido de carbono (CO2), pues es captado y reutilizado o almacenado.

Duplicación de garantías ante incumplimientos, ponderaciones en la valorización de los proyectos y tiempos en la puesta en marcha de toda la Resolución CREG 075 son las tres principales cuestiones que están preocupando al mercado de las energías renovables, sostiene Alejandro Piñeros.

En diálogo con Energía Estratégica, el coordinador regulatorio de Óptima Consultores indica, antes que nada, que la aplicación de esta nueva regulación es “un dolor necesario” para todos los actores, ya que permite ordenar el espectro eléctrico colombiano que, según la UPME, liberará unos 8,3 GW de capacidad. “Es una tarea titánica la que tiene el Gobierno”, observa el especialista.

“Son muy positivos los esfuerzos que está haciendo la UPME para sacar adelante el régimen de transición, responder a una serie de conceptos de cambios de fecha de puesta en operación (FPO) y los talleres que están haciendo este año para darles claridad al mercado sobre lo que está pasando y conocer lo que el mercado piensa al respecto”, resalta.

Sin embargo, Piñeros hace algunas advertencias. Una de ellas tiene que ver con la exigencia que, ante algunos retrasos en los hitos de un proyecto (hacia su FPO), los inversionistas deban “duplicar sus garantías, hasta dos veces, por incumplimientos en su curva S”.

En número concretos, el especialista indica que la caución de 10 dólares por kW que exige el Gobierno para los proyectos, podría llegar hasta 40 dólares por kW. Es decir, 4 millones de dólares para un proyecto de 100 MW. “Es una carga financiera demasiado grande”, considera.

Explica que la UPME contemplará cuatro causales por los que se puede solicitar un cambio de FPO: Fuerza mayor; retrasos en las obras de expansión; atrasos ajenos a la propia debida diligencia (que es la que más podrían utilizarse ante atrasos en permisos); o causas de orden público.

Pero el problema que ve el directivo de Óptima pasa por si un desarrollador no llega a advertir con rapidez alguno de estos atrasos. De no hacerlo, deberá duplicar su garantía, y tendrá solo dos oportunidades de hacerlo, pasando de 10 a 20 dólares por kW, y luego de 20 a 40 dólares por kW.

“La preocupación que se ve es práctica, en el sentido de que el desarrollo tiene una dinámica impredecible y hay temas sociales, ambientales, de usos de suelo, de vías públicas, de permisos con las autoridades que generarán fuentes de retrasos. Si el inversor no tiene un margen de reacción suficiente para detectarlo, solicitar un cambio y tener respuesta de la UPME a tiempo, podemos estar dañando financieramente a los desarrolladores con estas garantías tan altas”, observa.

En efecto, Piñeros explica que esto podría generar que los desarrolladores sean muy conservadores a la hora de diseñar el cronograma del desarrollo y puesta en marcha de un proyecto. “Se convierte en un incentivo perverso a uno entregarle a la UPME unas curvas que no necesariamente reflejan la realidad de los proyectos”, indica.

Ponderaciones

El otro de los puntos tiene que ver con que aún no hay claridad de los procedimientos que pueda llegar a utilizar la UPME para cuantificar los criterios de priorización que conduzcan a la asignación de los puntos de conexión.

“Todos sabemos cómo van a valorar los proyectos, ya que la UPME lo ha manifestado en varias oportunidades. Y nos parece que este es uno de los puntos clave para el éxito de la Resolución 075: que las metodologías de cálculos de esos criterios sean sencillas, claras, unívocas, que no se presten para controversias sobre las valoraciones que se hagan para dar prioridad”, sostuvo Piñeros.

Pero señala que habrá puntos que serán difíciles de evaluar de manera objetiva. “Se habla de menores costos variables, pero eso cómo funciona”, cuestiona y se pregunta: “Tú me los dices y yo te creo cuántos son; o utilizaremos una tabla por tecnología; y qué tan eficiente será la tecnología a emplear, una respecto a otra”.

Tiempos

Un aspecto más que resalta el coordinador regulatorio de Óptima Consultores es la necesidad de “clarificar tiempos”. “Nuestros clientes están con las manos muy atadas y esto no es responsabilidad exclusiva de nadie”, anticipa.

Y completa: “Los tiempos de implementación (de la Resolución 075) se han retrasado, ya hay una resolución en consulta para extender los plazos (por ejemplo, para prorrogar los estudios de conexión) pero ya conocemos que los operadores de red están teniendo problemas para entregar toda la información que hace falta en este nuevo marco regulatorio”.

En esa línea, el experto explica que se necesitarán tiempos razonables tanto para los desarrolladores, para que alcancen a hacer los estudios de conexión, como para que el sistema pueda poner en marcha a toda la Resolución 075.

“Si se extienden los plazos hasta el 30 de junio, que es lo que está en la resolución, ¿la UPME llegará a tener la capacidad administrativa suficiente para responder todos los conceptos en el año 2022? ¿Si en el 2022 nos volvemos a retrasar y tampoco llegamos al 31 de marzo porque todo se va corriendo?”, se pregunta Piñeros.

Y plantea que satisfacer todos los tiempos “es muy difícil porque las capacidades son muy limitadas para todos, tanto para los desarrolladores, como para los consultores que hacen estudios de conexión, como para la UPME, que tiene una avalancha de trabajo”. “Pero tenemos que hacer algo para que logremos regularizarlo”, sostiene.

En ese mismo sentido, otro punto que levanta Piñeros tiene que ver con el funcionamiento de la ventanilla única y la importancia de que, en ese espectro, no sólo se puedan presentar los proyectos, sino que se detalle el nivel de desarrollo y construcción de las líneas de transmisión.

“Se suponía que en junio la ventanilla iba a estar operativa pero ya se está pensando extender este plazo hasta diciembre del 2022”, observa el especialista de Óptima Consultores.

La Cámara Nacional de la Industria de Transformación (CANACINTRA) volvió a representar al sector privado dentro de un evento energético en México y nuevamente reconoció el interés por la generación renovable y pidió por su continuidad en el país. 

“Tras una encuesta realizada, el 61% de las empresas reportaron haber tenido eventos de apagones y cortes de energía en sus procesos, lo cual es demasiado. Por lo que hay compañías que quieren seguir invirtiendo y ampliar su capacidad en México”, detalló Víctor Trejo Jiménez, presidente del Comité de Energía de CANACINTRA Puebla, durante un foro organizado por COPARMEX.

“Las inversiones verdes son necesarias para la industria por un tema de competitividad. Tuvimos el récord de la energía limpia más barata de todo el mundo (SLP) y eso permite que las compañías sean más competitivas, reduciendo costos”, agregó. 

Siguiendo esta misma línea, el especialista planteó que a la industria le interesa seguir contribuyendo con la transición energética y que las empresas “desean” seguir apostando por la energía limpia y renovable, como por ejemplo a partir de la colocación de paneles fotovoltaicos en sus azoteas, pero con la aclaración de la importancia de tener un marco jurídico “robusto”. 

Sin embargo, también aseguró que se necesita más, por lo que puso la mirada en el tope de la capacidad de la generación distribuida (hasta 500 kW) y la hibridación energética mediante el uso de baterías. 

“Sería bueno pensar en implementar 1 MW en GD, ya que lograría un poco más de efecto positivo en una planta industrial. En tanto, falta regular el almacenamiento de energía, dado que ya se usa pero no hay una ley concreta”, apuntó. 

“Además, quedó volando el debate de la generación colectiva/comunitaria que permitiría colocar sistemas solares y abastecer de energía a vecinos de una misma zona o locales adjuntos”, continuó. 

Cabe recordar que el acuerdo A/034/2019, correspondiente al esquema de la generación eléctrica distribuida de forma colectiva que regulaba el contrato con el suministrador, fue aprobado a finales del 2019, pero vetado por la Comisión Reguladora de Energía en agosto del 2020. 

Y ya desde aquel entonces los especialistas manifestaron que dicha decisión retrasaba a México tanto en la generación distribuida como en renovables en general, así como también solicitaron por la ampliación de la potencia máxima de la GD, principalmente para el segmento industrial y comercial, hecho que todavía no está vigente. 

«Diseñado especialmente para aplicaciones fotovoltaicas C&I, el nuevo modelo MAX tiene una potencia máxima de 125kW para su versión a 400Vac y hasta 150kW a 480Vac, ambos inversores de cadena son los de mayor potencia en el mercado», destacó Lisa Zhang, directora de marketing de Growatt.

Con una corriente de entrada de CC máxima que alcanza los 32 A para cada MPPT y los 16 A para cada cadena, este nuevo inversor MAX se adapta bien a los módulos solares de alta potencia y bifaciales.

Sus 10 seguidores MPP soportan la conexión de 20 cadenas como máximo, lo que reduce significativamente la pérdida de energía causada por el efecto sombra y el desajuste de los módulos. Además, el inversor MAX también admite una relación CC/CA de hasta el 150%, lo que permite obtener el mejor LCOE para la instalación fotovoltaica. Con el amplio rango de trabajo del MPPT, de 180V a 1000V, el inversor puede empezar a trabajar antes por la mañana y apagarse más tarde por la tarde, consiguiendo un mayor tiempo de funcionamiento y cosechando mucha más energía solar.

Además de un mayor rendimiento, Growatt también ha mejorado la seguridad de funcionamiento con el SPD de tipo II en el lado de CC y CA, el diseño sin fusibles, el interruptor de CC integrado, la protección IP66, así como la protección activa contra arcos (AFCI) opcional y la recuperación PID incorporada para proporcionar una protección completa para el inversor e incluso para todo el sistema solar.

«Gestionar un gran número de inversores puede ser un poco complicado, por lo que para hacer la gestión más inteligente y fácil, también complementamos varias soluciones de sistemas de monitorear y gestionar la energía inteligente para proyectos fotovoltaicos C&I», añadió Zhang.

Growatt simplifica la gestión de múltiples inversores con Smart Energy Manager, para realizar la limitación de exportación de energía y el control de la FP del sistema. Además, la empresa también ha desarrollado varias plataformas para usuarios.

Por ejemplo, ShinePhone y ShineServer para que los usuarios finales puedan monitorear el funcionamiento del sistema en cualquier momento, y el sistema OSS (Online Smart Service) para que los instaladores y distribuidores puedan realizar un servicio en línea fácil y rápido, como el escaneo y el diagnóstico en línea del IV inteligente, la configuración remota y la actualización del firmware, lo que permite resolver el 60% de los problemas sin necesidad de desplazarse.

«Desde su lanzamiento en el mercado internacional, este nuevo inversor modelo MAX ha acumulado más de 500MW de envíos en todo el mundo, especialmente en China y en los países latinoamericanos. Ahora estamos preparados para llevar esta excelente solución fotovoltaica C&I a más países del mundo», explicó la directora de marketing de Growatt.

A mediados de la semana pasada, ingresó a Contraloría General de la República el Decreto Supremo 27 (DS27) –DESCARGAR-, una iniciativa impulsada por el Ministerio de Energía que tiene como fin extender hasta el 8 de abril la posibilidad de que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) presenten su tramitación de declaración en construcción.

De aprobarse esta medida, un mayor número de proyectos podría acogerse al régimen transitorio del Decreto Supremo 88 (DS88), el cual les permite acceder al viejo precio estabilizado como remuneración por la venta de su energía generada por un periodo máximo de 165 meses (casi 14 años), en lugar del nuevo esquema de bandas horarias que es desfavorable para estos emprendimientos, sobre todo para los solares fotovoltaicos.

Este pronunciamiento de la cartera que ahora comanda Claudio Huepe era muy esperado por la industria renovable. Es que el DS88 ponía como fecha límite el 8 de abril para lograr incorporarse al régimen transitorio. Para ello, los desarrolladores necesitaban tener aprobado diversos trámites, entre ellos el de la declaración en construcción.

Como la Comisión Nacional de Energía (CNE) acusó el recibo de cientos de PMGD en busca de este beneficio económico, en febrero pasado advirtió que sólo podría asegurar el certificado de declaración en construcción de sólo aquellos que hubieran ingresado su tramitación antes de este 14 de marzo.

Es decir, los proyectos que se hubieran presentado luego de esa fecha podrían no acceder al régimen transitorio por la falta de certificaciones. Desde la industria alertaron que esta política afectaría a entre 800 y 1.000 MW de PMGD. Y solicitaron a las nuevas autoridades mayores contemplaciones.

En efecto, de toda esta secuencia, surge el ingreso a Contraloría del DS27, el cual lleva la firma del ministro de Energía Huepe y el presidente de Chile, Gabriel Boric.

De aprobarse, la iniciativa le permitirá a los PMGD hacer sus presentaciones de declaración en construcción hasta el 8 de abril, habilitando a que, si hay demoras en las aprobaciones, de todos modos podrán acceder al régimen transitorio.

En tanto, según pudo saber Energía Estratégica, existen conversaciones entre la industria y el Gobierno para que estos plazos puedan extenderse hasta por lo menos octubre próximo.

El último llamado del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) recibió 26 solicitudes de prioridad de despacho por 2384,93 MW de potencia por parte de 16 empresas energéticas que buscarán venderle electricidad a grandes usuarios consumidores del país. 

Una de esas compañías es Genneia, quien solicitó prioridad de despacho para sus parques fotovoltaicos Sierras de Ullum (78 MW de capacidad) y Tocota III (100 MW), además de la central eólica La Elbita (103,5 MW). 

“Apuntamos a continuar consolidando el MATER, que hoy se encuentra inmerso en un formidable desafío de transición energética y reducción de su huella de carbono. Las compañías están comenzando a poner el foco en temas medioambientales, sociales y de gobernanza (ESG) y están asumiendo el compromiso de cambiar su perfil energético”, reconoció Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia, en diálogo con Energía Estratégica. 

“El enfoque está puesto en trabajar para capturar oportunidades de crecimiento ofreciendo mejores proyectos a nivel localización y recursos, con el propósito de asegurar a nuestros clientes, seguridad de provisión y competitividad de costos en el suministro”, agregó. 

La compañía también se vio involucrada en dos convocatorias del año pasado, donde en el segundo trimestre CAMMESA le asignó prioridad de despacho al P.S Sierras de Ullum (58 MW); mientras que no pudo tener los mismos resultados con la presentación del P.E. La Elbita durante el tercer llamado del 2021. 

“El MATER es el principal driver de crecimiento que vemos en las renovables en Argentina”

Cabe recordar que para el P.S Sierras de Ullum ya anunció una inversión de USD 60.000.000 y el parque estará situado en el centro-sur de la provincia de San Juan y tendrá una capacidad instalada nominal de 80 MW. Y en la misma zona ya posee otros tres proyectos operativos: Ullum I, II y III por un total de 82 MW. 

“La energía producida por Sierras de Ullum se destinará en su totalidad al mercado corporativo, que hoy es el principal eje de crecimiento de las energías renovables para los próximos años”, declaró el especialista. 

Además, las centrales previamente mencionadas, se debe añadir que Genneia ya tiene otros dos proyectos eólicos que fueron asignados con prioridad de despacho en el MATER, los cuales son Rawson III (24 MW) y Pomona II (11,7 MW), adjudicados en 2017 y 2018, respectivamente. 

Y si bien aún resta que se defina el desempate para la convocatoria vigente del Mercado a Término, dado que sólo hay 400 MW disponibles entre las regiones de Comahue – Patagonia – Buenos Aires y Centro – Cuyo – NOA para más de 2300 MW que se presentaron, desde Genneia están “decididos” a continuar creciendo en la participación y proyección de las renovables en la matriz energética argentina. 

“Nuestro objetivo es continuar manteniendo el liderazgo renovable en Argentina a través de la innovación y el compromiso, siendo un actor clave no solo en lograr una mejor penetración de las renovables sino en proveer energía limpia a largo plazo para las principales industrias”, concluyó Castagnino. 

Techno Hydro se afianza como empresa de ingeniería y servicios para el sector energético renovable. Centroamérica es una de las regiones donde más atractivo identifican y Guatemala es una de las plazas que le resultan estratégicas para el avance de nuevos negocios.

«Guatemala sigue transformando de manera consistente su matriz energética en energía generada con fuentes renovables, principalmente con centrales hidroeléctricas», sostuvo Gabriel Pinetta, director comercial de TechnoHydro para Latinoamérica.

Es en este mercado donde Techno Hydro acompaña, como un aliado técnico y estratégico, a varios inversionistas y desarrolladores que impulsan proyectos hidráulicos que acercan al país a cumplir el objetivo de participación del 80% renovable en la matriz energética al 2030.

La dinámica de este mercado junto a la oferta diferencial de Techno Hydro llevó a que recientemente la empresa se ha adjudicado un nuevo contrato en este mercado. En concreto, Gabriel Pinetta, detalló:

«Se nos ha adjudicado la especificación e ingeniería de diseño electromecánico de una nueva central hidroeléctrica en Guatemala».

De acuerdo a lo que precisó el especialista, el compromiso por contrato involucra el diseño de la casa de máquinas, diseño mecánico e hidráulico de una turbina Pelton y el diseño de todos los sistemas de potencia, sistemas auxiliares, sistema de automatización y las obras de desarenadores y embalse.

Un detalle no menor es que aquella turbina Pelton alcanzará los 13 MW de potencia y contará con 6 inyectores.

«Esta nueva adjudicación confirma nuevamente como Techno Hydro se convierte en el aliado perfecto para el desarrollo de Centrales Hidroeléctricas en la región centroamericana», consideró Pinetta.

Y concluyó: «la confianza de nuevos clientes demuestra como Techno Hydro puede proveer una ingeniería y un servicio de calibre mundial».

El jueves de la semana pasada, Energía Estratégica emitió la entrevista que mantuvo con Ricardo Sierra, CEO de Celsia, en el marco de su ciclo de conversaciones, denominado ‘Protagonistas’.

Allí habló sobre la alianza que celebró la empresa junto a Grupo Bancolombia Capital para avanzar en el desarrollo de proyectos de hasta 8 MW. “Esto nos permite mejorar notablemente la competitividad de precios para nuestros clientes”, resaltó el directivo.

Confió que el objetivo de Celsia es alcanzar 500 MW en autogeneración para el año 2025 y, en ese marco, destacó que están ofreciendo diferentes esquemas para sus clientes.

Uno de ellos es la firma de acuerdos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés). “Son plantas de generación que juegan como autogeneración para industrias y comercios”, precisó Sierra.

Es decir, a partir de una central renovables de Celsia, por caso una solar fotovoltaica, se llega a un acuerdo con una compañía para que parte de la energía que genere esa planta abastezca sus consumos. “Ese modelo está muy establecido y viene creciendo con mucha fuerza”, remarcó el directivo.

Otro de los modelos de negocio está más orientado a clientes particulares y pequeños comercios, indicó el especialista. Tiene que ver con el ofrecimiento de la instalación de fuentes renovables con financiamiento, a pagar entre 5 a 7 años. “Con el ahorro (que generan los paneles solares en la tarifa de electricidad) casi que se paga sólo el crédito”, destaca.

Nuevas regulaciones

Si Ricardo Sierra fuera ministro de Minas y Energía, ¿sobre qué regulaciones se enfocaría? Ante la consulta, el CEO de Celsia hizo un alto, reconociendo la gestión del Gobierno actual. “Han sido supremamente diligentes en eliminar cuellos de botella, en escuchar al sector, escuchar a los clientes, y eso ha generado un avance bueno”, destacó.

No obstante, se sumó a la propuesta de Energía Estratégica y puso el acento sobre puntualmente dos aspectos que, advirtió, «han quedado en el tintero». Una de ellas tiene que ver con el desarrollo del “mundo de las microrredes”, contempló.

Sostuvo que este sistema “está ganando demasiada fuerza en el planeta, en donde unidades corporativas, pequeñas ciudades, ciudadelas, con componentes de diferentes usos, se puedan desconectar de la red, pudiendo tener su propia generación renovable, ser independientes».

Pero indicó que «en Colombia no hay una reglamentación para eso”. “Eso es una frustración para Celsia, que ha estado muchos años tratando de generar microrredes”, cerró Sierra.

Otro de los puntos que destacó es el desarrollo de distintos frentes que puedan beneficiar a los clientes finales.

«Hoy los clientes en Europa, Italia, Estados Unidos tienen la posibilidad de acceder a comercialización digital y a otros esquemas con mucha facilidad. En Colombia es un problema cambiar un cliente, que pueda saltar de un incumbente a una nueva ‘startup’ que pueda ofrecerle servicios diferenciales», lamentó el CEO de Celsia.

Almonte participó como orador invitado del seminario “Impacto de la Volatibilidad de la Energía Primaria en la República Dominicana” organizado por el Instituto Tecnológico de Santo Domingo (INTEC) y el World Energy Council (WEC)

El ministro Almonte se refirió en su ponencia a los retos actuales del sector con la seguridad energética, la producción de energías renovables y la eficiencia de la gestión, así como la mejoría que requieren los sistemas de transmisión.

También habló de la necesidad de enfocar la gestión en seguir creando políticas energéticas, actualizar el marco regulatorio, la creación de nuevos mercados y la promoción de inversiones del sector privado.

Al hablar ante académicos y representantes del sector, Almonte dijo que la pandemia de la covid-19 y la guerra entre Rusia y Ucrania, han afectado el mercado de combustibles en República Dominicana debido al acaparamiento de combustibles por parte de grandes potencias.

“La etapa actual no es solo un tema de volatibilidad de precios debido a rejuegos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) o de grandes productores con relación a la oferta para resituar el precio, ni tan poco sobreviene de un conflicto bélico que asuste al mercado que casi siempre se expresa en la subida del petróleo”, dijo.

Indicó que al principio del año 2021 el precio del carbón estaba relativamente bajo y que cinco o seis meses después se había hasta cuadruplicado luego de la amenaza mundial de países europeos y de China de colocar fechas para el no uso cotidiano de fuentes primarias de orígenes fósiles.

Las palabras de bienvenida del acto fueron pronunciadas por el vicerrector académico Arturo del Villar y en el seminario participaron como expositores Carlos Birbuet y Yafil Fermín, de AES Dominicana; Manuel López San Pablo, del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) y Ricardo Guerrero, de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

La Compañía Electroenergética del Austro (Elecaustro) cumple nuevos hitos en la construcción del Parque Eólico Minas de Huascachaca (50 MW) y ejecutivos de la empresa pronostican concretar su inicio de operaciones en julio de este año 2022.

Antonio José Borrero Vega, gerente general de Elecaustro, aseguró que el proyecto avanza. Sin ir más lejos, la semana pasada iniciaron la primera cimentación de los aerogeneradores y empezaron a llegar las góndolas de turbinas eólicas con hubs de rotor provistos por la empresa china Dong Fang Electric Corporation (DEC).

No obstante aún resta que lleguen algunos componentes más, como las palas. “Llevará 14 semanas de viajes”, dijo el referente de Elecaustro a Energía Estratégica.

https://twitter.com/AntonioJoseBor8/status/1507417990597611520/

Y es que, para llegar al sitio, la empresa debe seguir sorteando junto a sus aliados de transporte y logística más de 80 kilómetros de terrenos con orografía complicada para llevar los componentes del proyecto desde el mar en el Puerto Bolívar (Machala) hasta las sierras del municipio de Loja a 1200 metros sobre el nivel del mar.

Aquella experiencia adquirida será importante a futuro; ya que este parque eólico de 50 MW tendría el potencial de ampliarse hasta lograr los 300 MW de potencia instalada.

No es menor el área seleccionada para ubicar a este proyecto. El Parque Eólico Minas de Huascachaca se encuentra en una zona de vientos que permiten un factor de planta de un 32% y que por su extensión de 14000 hectáreas, podría albergar aún más molinos de los que ya se iniciaron a montar en esta, se espera, primera fase.

Las expectativas de su puesta en marcha son muchas. Según precisó Antonio José Borrero Vega, gerente general de la empresa, se trata del proyecto más grande que ejecutarán y el primero en tecnología eólica que operarán.

Hasta la fecha, su parque de generación está compuesto por la termoeléctrica El Descanso (19,2 MW) y cuatro centrales hidroeléctricas: Saucay (24 MW), Saymirín (15,5 MW), Ocaña (26 MW) y la minicentral Gualaceo (0,97 MW).

Eólica entre montañas: Elecaustro transita un camino cuesta arriba pero tendrá recompensa

La invasión a Ucrania ha hecho saltar todas las alarmas sobre una posible amenaza del corte de suministro por parte de Rusia, que en el caso de España se puede agravar con las diferencias con Argelia por el conflicto del Sáhara.

Ante este panorama, los países de la Unión Europea apuestan por dar pasos para logar la ansiada independencia energética que, irremediablemente, debe mirar a las fuentes renovables. Castilla y León instaló 236 megavatios (MW) de energías renovables en 2021, lo que supone el 7,3 por ciento del total que se puso en marcha el año pasado en el conjunto de España, donde se alcanzaron los 3.229 MW frente a los 3.800 contabilizados en 2020. En concreto, la Comunidad sumó 116 megavatios en energía eólica y 120 en fotovoltaica.

Por lo tanto, se reparten casi a partes iguales la nueva potencia instalada aunque difieren mucho del peso de cada una de las energías en el peso del sistema eléctrico.

La Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA Renovables) ha facilitado a la Agencia Ical la suma de los nuevos proyectos de las diferentes tecnologías, que permiten comprobar que la potencia eólica en Castilla y León pasó de los 6.268 megavatios en 2020 a los 6.384 megavatios con los que cerró el año pasado.

A lo largo de 2021, se instalaron en España un total de 584 MW de energía eólica, de los que 116 correspondieron a Castilla y León. Es decir, uno de cada cuatro nuevos megavatios que se conectaron a la red en el país fue de parques radicados en la Comunidad.

De esta manera, Castilla y León continúa como líder nacional en la potencia instalada de energía eólica, hasta el punto que los aerogeneradores que se encuentran en los diferentes parques que salpican la geografía autonómica suponen el 22,7 por ciento de España.

En cuanto a la solar fotovoltaica, la actual potencia eléctrica instalada en Castilla y León ronda el millar de megavatios. En concreto, son 972 MW frente a los 852 registrados a finales de 2020.

El porcentaje de la Comunidad en el conjunto nacional es muy inferior al peso de la energía eólica, ya que los 120 megavatios instalados en 2021 solos suponen el 4,5 por ciento del total nacional.

En la actualidad, Castilla y León está aún lejos para tener un papel relevante en la energía generada por el sol a través de los paneles. Solo aporta 972 MW al sistema eléctrico español de un conjunto de 14.356 megavatios, un 6,7 por ciento.

Los datos de APPA Renovable se completan con las otras tecnologías renovables, que suman 101 MW y, sobre todo, la potencia hidráulica instalada en Castilla y León, que se mantiene en 4.398 megavatios. Aquí, de nuevo, la Comunidad se posiciona en una muy buena posición ya que acapara el 25 por ciento de la potencia instalada en la energía hidráulica, gracias a la corriente del agua y los saltos de agua.

A estos datos, hay que sumar los 1.151 MW instalados de autoconsumo en España, de los que 21 correspondieron a Castilla y León, según la Junta. En total, la Comunidad cuenta con 47 megavatios en esta modalidad.

APPA Renovables considera que es una tecnología al alza, por lo que la potencia acumulada de autoconsumo superará los 3.000 MW en la primera mitad de 2022.

Eso sí, reconoció que solo representa una cuarta parte de los más de 54.000 MW que necesita el país. «El autoconsumo debe convivir con eólica, biomasa y solar en el suelo, entre otras.

Quienes buscan plantear un debate sobre el desarrollo renovable diciendo que debe limitarse a los tejados no son conscientes de las necesidades energéticas ni del funcionamiento real de nuestro sistema», asevera la asociación.

El director general de la Asociación de Empresas de Energías Renovables, José María González Moya, asegura que Castilla y León no debe temer perder el liderazgo en el sector por su experiencia previa, superficie y recursos pero precisó que es necesario continuar con su compromiso para «no quedarse atrás».

Y es que reconoce que algunas comunidades como Andalucía, Extremadura y Aragón han acelerado su apuesta por las energías renovables al comprobar la competitividad alcanzada por estas tecnologías.

«Las renovables ya eran competitivas en un entorno de precios moderados y en este momento, con precios altos, con mucho más sentido», sentencia.

El informe de Red Eléctrica Española (REE) sobre la potencia instalada en el sistema eléctrico nacional completa esta información con la desconexión en 2021 de 1.969 megavatios de centrales térmicas de carbón.

Por lo tanto, los más de 3.200 MW de nuevas energías renovables coinciden con otro empujón al proceso de descarbonización, aunque aún cuenta con una potencia de 3.764 megavatios. En este apartado, Castilla y León no protagonizó el año pasado el cierre de ninguna central, después del cese de actividad de las instalaciones de Compostilla II en Cubillos del Sil y La Robla, ambas en León, y la de Velilla del Río Carrión, en Palencia, en 2020.

Ayer, Energía Estratégica emitió la entrevista que mantuvo con Ricardo Sierra, CEO de Celsia, en el marco de su ciclo de conversaciones, denominado ‘Protagonistas’.

“Nuestro plan era llegar a 200 MW y hoy tenemos en proyectos y construcción más de 650 MW” renovables, destacó el especialista. Y enfatizó que, gracias a alianzas como la que generó en octubre del 2019 con Cubico, en 2025 llegarán a los 1,2 GW de renovables operativos en Colombia.

En esa línea, el egresado en Administración de Negocios por la Universidad Eafit se refirió a los parques eólicos Acacia (80 MW) y Camelias (250 MW) que Celsia adjudicó en la subasta estatal del 2019. “Esperamos comenzar a construir los parques a final de este año”, adelantó.

E hizo especial mención al potencial eólico de esa región de Colombia, enfatizando que los vientos de La Guajira cuentan con un factor de planta de entre el 50 y hasta el 65%, siendo uno de los más potentes e interesantes del mundo.

Sierra destacó que el nivel de producción de energía eléctrica es “muy estable”, permitiendo una producción en rangos horarios que van desde las 5 de la mañana y hasta las 11 de la noche. “Da muchísima firmeza. Esas plantas se podrían comparar casi con centrales hidroeléctricas”, resaltó.

Subastas

El CEO de Celsia valoró el esfuerzo del Gobierno de Iván Duque en el lanzamiento de dos subastas de energías renovables donde hubo adjudicaciones, pero opinó que este tipo de convocatorias deberían permitir la participación de todas las tecnologías.

Observó que las renovables variables no sólo son muy competitivas para lograr imponerse por peso propio frente a otras fuentes, sino que la matriz eléctrica de Colombia es lo suficientemente renovable (el 70% lo conforman las hidroeléctricas, haciendo del país uno de los 10 menos contaminantes del mundo) como para darse el lujo, dado el caso, de adjudicar tecnología fósil.

Otro de los puntos que plantó Sierra es eliminar el mecanismo complementario que fija la subasta. Éste, cabe recordar, consiste en que, si queda un remanente de energía por adjudicar por no haber habido un suficiente entrecruzamiento de las puntas de oferta (generadores) y demanda (comercializadores), se da otro proceso donde la demanda queda adjudicada por defecto.

Por caso, en la última subasta, llevada a cabo en 2021, se adjudicaron inicialmente 2.551,27 MWh/día (el 46,22% de la demanda objetivo) a un precio promedio de 135,85 pesos por kWh.

Por tal motivo se activó el mecanismo complementario obligatorio, donde fueron seleccionados otros 2.044,4 MWh/día (37,04% de la demanda objetivo) a un valor medio de 180,72 pesos por kWh, valor que, a los ojos de muchos comercializadores, es caro.

Para Sierra, el mecanismo complementario fue “un desastre” por generar “unos precios que eran demasiado altos”. A razón de esta experiencia, el directivo consideró: “Creo que es una lección que se aprendió y que no se va a volver a repetir”.

Por otro lado, el CEO de Celsia advirtió que sería un “error muy grande” que en una próxima subasta se le conceda un cupo específico a la eólica marina.

“Esa tecnología, a pesar de ser muy interesante, todavía sigue sin ser competitivas frente a las tecnologías que tenemos hoy renovables, como solar viento (en tierra) y agua”, argumentó.

Mercado privado

Por otra parte, Sierra destacó que el sector privado está traccionando muchos proyectos de renovables y que las subastas estatales quedarán en un segundo plano al calor de este crecimiento.

“No somos subastas-dependientes”, enfatizó y aclaró que solo un 20 a un 25% de los 1,2 GW que pretende tener Celsia al 2025 provendrán de subastas; el resto tendrá que ver con el sector privado.

En ese sentido, destacó los mecanismos que está trabajando la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), como el de Derivex y la Bolsa Mercantil, que serán clave para el desarrollo del sector.

Bonos verdes

Entre otros temas de agenda, Sierra enfatizó sobre los bonos verdes que está emitiendo Celsia, donde encuentran cada vez más apetitos de las financieras por las características que ofrece la empresa.

Precisó que hasta el momento emitieron 420 mil millones de pesos (unos 150 millones de dólares) “a muy largo plazo y con muy buenas condiciones”, y que ahora la compañía firmó otro crédito por hasta 500 mil millones de pesos más.

El bloque de diputados de MORENA presentó la ruta legislativa para que la reforma eléctrica de López Obrador se discuta y vote en la cámara baja del Congreso de la Unión entre el 11 y el 13 de abril. Es decir, que el proceso podría iniciar al día siguiente de la consulta de revocación de mandato. 

Este hecho se da luego de que las Comisiones de Puntos Constitucionales y Energía pusieran a disposición el Acuerdo para analizar, discutir, y en su caso aprobar en comisiones, la “Iniciativa del Ejecutivo Federal por el que se reforman los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos”, bajo una modalidad semipresencial. 

Y en el mismo tenor de esto último, se detalla que las Juntas Directivas acuerdan incorporar las propuestas, opiniones o iniciativas diversas que procedan, dentro de los plazos siguientes que lo permitan en su oportunidad. 

Pero el tiempo que tendrán para ello no será demasiado, dado que el documento enviado por el partido político MORENA, señala que entre el 7 y 9 será circulado el dictamen para que su tratamiento en comisiones sea 11 de dicho mes y, una vez aprobado, se vote en el pleno de la Cámara. 

Cabe recordar que la iniciativa de reforma constitucional necesita que dos terceras partes de Diputados den su voto positivo para que pase al Senado, donde allí también requiere esa misma cantidad para que la propuesta pase a los Congresos locales de los Estados.

Pero según manifestaron los expertos del sector en diversos diálogos con Energía Estratégica, MORENA y sus aliados políticos todavía no cuentan con los votos suficientes para su aprobación, por lo que dependerá de cómo respondan los otros partidos en el Congreso. 

El PRI define el futuro de la reforma energética en México

Aunque también es preciso tener en cuenta que hay nueve gobernadores del país que ya se mostraron a favor de la iniciativa para modificar la Constitución, puntualmente los de Campeche, Chiapas, CDMX, Guerrero, Michoacán, San Luis Potosí, Sonora y Tlaxcala, 

Y si bien aún queda camino por recorrer, las renovables – y la mayoría del sector energético – se encuentran en stand by debido a la incertidumbre generada por los cambios en las reglas del juego del mercado eléctrico. 

Pronto se cumplirán dos meses de la última comunicación oficial del avance de la primera de seis Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) que lanzó Puerto Rico. 

El 4 de febrero el Negociado de Energía de Puerto Rico aprobaba mediante Resolución y Orden la construcción de dieciocho proyectos por un total de 844.8 MW en el archipiélago. 

Aún no se conoce cuáles son las empresas que responden a los proyectos calificados ni si podrán firmar PPAs con la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE) ya que aún restan pasos intermedios antes de la firma de contratos, como una evaluación de la Junta de Supervisión Fiscal (JSF)

“Supuestamente ya enviaron los contratos a evaluación pero todo se mantiene confidencial y no han dado ninguna información adicional”, comunicó José Torres, director de Monllor Capital Partners. 

En conversación con Energía Estratégica, el referente consultado explicó que los datos entregados a sobre cerrado en los RFP se sometieron al Negociado bajo sello de confidencialidad y solo cada empresa sabe si sus contratos fueron aprobados o no por la autoridad.

Aquello inquietaría a algunos actores que quieren ingresar a participar en el mercado. Como ejemplo de esto, Torres mencionó que en la página del Negociado de Energía ya se registran pedidos de personas pidiendo que hagan la información pública, porque más que resguardar al proceso, se lo estaría dotando de incertidumbre.  

“Puerto Rico está saliendo de sus deudas y esto genera atractivo. Por el lado del inversionista privado, hay suficiente apetito, aunque quizás no al precio que quiere la autoridad”.

“Ahora bien, restará que la Autoridad resuelva las propias para dar mayor certeza al inversionista”, advirtió Torres.

Y explicó: “en cuanto a energía renovable ya aceptaron más de 800 MW y si asume un dólar watt, eso es casi un billón de dólares que están en la mesa y para tú poder tener un contrato tienes que tener el equity, por lo menos. Tendrán que poner cartas de crédito para ir hacia adelante”.

Por fortuna de las partes interesadas que realizan seguimiento diario de los avances de las RFP, una empresa privada será quien oficie de Coordinador Independiente de la segunda ronda o “tranche 2” que se prevé que adjudique entre 1000 MW a 1200 MW renovables adicionales. 

Ahora bien, el manto de incertidumbre también alcanzó a esta segunda ronda. A pesar de contar con una plataforma específica para realizar anuncios oficiales del proceso de licitación, desde hace un mes se puede advertir que no se hacen publicaciones en dicho espacio. 

“Imagino que están esperando que haya alguna noticia especial del tranche 1 antes de publicar sobre el tranche 2”, consideró Torres. 

La Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura (CIFI) ha sido encargada por oEnergy Holding SpA para estructurar el financiamiento de un portafolio de 24 proyectos fotovoltaicos PMGD con una capacidad total de 72 MWp, estimado en un costo de US$ 86,6 M.

Dentro de la financiación, CIFI va a participar con un monto de US$ 15.5 Millones a Pinguino Emperador SpA, empresa de oEnergy Holding SpA propietaria de este portafolio, para construir las primeras plantas PMGD del portafolio, mientras se cierra el total de la financiación con otras instituciones financieras que han mostrado el interés en participar junto a CIFI.

El compromiso de CIFI se compone de un tramo de deuda senior de US$ 12.9 Millones y un tramo de deuda subordinada de US$ 2.6 Millones, iniciando los desembolsos durante el mes de marzo.

“Muy contentos por la confianza que, una vez más, se ha depositado en CIFI para liderar esta transacción con la que apoyamos al grupo oEnergy en su crecimiento y desarrollo como un jugador importante en el panorama eléctrico Chileno”, expresa Guillermo Sierra, Director de Finanzas Estructuradas y Corporativas de CIFI.

Desde 2004 en Chile se han aprobado leyes que impulsan la creación de centrales de energía renovable (ER). Los PMGD (Pequeños medios de generación distribuida) desempeñan un rol importante en este sector.

En la actualidad, los pequeños generadores suman cerca de 1.000 MW, (4 % del total de la capacidad en el sistema) y las centrales solares fotovoltaicas representan el 74% de esta capacidad.

A lo largo de los años, Cifi ha adquirido una amplia experiencia en el sector de energías renovables, llegando a estructurar préstamos para siete proyectos de PMGD dentro del sistema de organización energética de Chile.

Y lo ha hecho siempre con visión de generar un impacto positivo y sostenible en las comunidades. Todo su personal trabaja comprometido y con luces largas para que cada proyecto sea social y ambientalmente responsable.

CIFI (Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura, S.A.)

CIFI es la entidad financiera no bancaria con más de 20 años de experiencia en el financiamiento de infraestructura y energía en Latinoamérica y el Caribe. Creada en 2001, la compañía ha analizado más de 600 proyectos y ha participado en más de 200 transacciones por un valor mayor a US$1.8 mil millones. CIFI se ha convertido en un participante líder en la tendencia hacia proyectos de infraestructura sustentable en América Latina y en el desarrollo económico en general de la región.

Para los 750 habitantes de Vila Restauração en el Amazonas su calidad de vida ha mejorado de forma sustancial, ya que han pasado de tener solo 4 horas de luz al día a disponer de un suministro ininterrumpido. Además la energía de la que disponen ahora es limpia a diferencia de la anterior que procedía con un grupo electrógeno diesel.

El sistema de generación y almacenamiento de energía está compuesto por cuatro inversores solares, con sus respectivos de paneles solares; cuatro inversores de almacenamiento con sus respectivos bancos de baterías; dos grupos electrógenos de biodiesel y un cuadro de baja tensión para automatización y protección de la microrred.

El sistema funciona para que durante el día la generación fotovoltaica además de suministrar electricidad al pueblo recargue las baterías que entrarán en funcionamiento más tarde. Así, durante la noche el pueblo continúa teniendo energía gracias a que la recibe de las baterías que fueron cargadas durante el día.

¿Y qué ocurre cuando está nublado? Cuando está nublado, la carga de la batería es baja y el sistema fotovoltaico no proporciona suficiente energía para alimentar de energía al pueblo ni recargar las baterías, en ese momento se activa el grupo electrógeno que proporciona la energía necesaria a la aldea y, además, carga las baterías.

Cabe destacar que todo el funcionamiento de esta microrred, formada por un lado del sistema de generación y, por otro lado, del almacenamiento de energía, está automatizado.

Este funcionamiento permite la creación de sistemas donde la generación de energía fotovoltaica se ajusta mediante desvíos de frecuencia de la microrred para evitar sobrecargar los bancos de baterías y satisfacer la demanda por parte de los habitantes de la aldea, con lo que se consigue el equilibrio entre generación, consumo y almacenamiento de energía.

Sobre Ingeteam

Ingeteam es una empresa tecnológica internacional especializada en la conversión de energía eléctrica. Su desarrollo tecnológico en electrónica de potencia y control inversores, convertidores de frecuencia, controladores y protecciones), máquina eléctrica rotativa (motores, generadores y conjunto bomba-motor sumergible Indar), sistemas (integración de ingeniería electro-mecánica y de automatización) y servicios de operación y mantenimiento, le permite ofrecer soluciones para los sectores de generación eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica y fósil, industria de la transformación de
metales, naval, hidrógeno verde, recarga de vehículo eléctrico, tracción ferroviaria y red de energía eléctrica, buscando siempre una generación, un transporte, un almacenamiento y un consumo energético más fiable, eficiente y sostenible.

Ingeteam opera en todo el mundo y cuenta con establecimiento permanente en 24 países, empleando 4.100 personas. Su actividad está estructurada sobre la base del I+D+i propio, invirtiendo anualmente en el mismo más del 5% de su cifra de negocio.

El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo un encuentro de trabajo en la ciudad de París con su par de Minas y Energía de Brasil, Bento Albuquerque, con quien analizó la agenda de la integración energética regional, fundamentalmente enfocada en la Argentina y ese país, principal socio comercial del Mercosur.

En el encuentro, Guzmán estuvo acompañado por el embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, y el subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio.

Durante la reunión, los ministros abordaron temas vinculados al desarrollo energético de la región, la infraestructura energética para la integración, y acordaron trabajar de forma conjunta a efectos de definir un esquema de cooperación en el desarrollo energético para la región, que consideraron fundamental para mejorar la competitividad de la industria.

“Es fundamental trabajar de forma articulada para fortalecer la integración energética de nuestra América del Sur, dando lugar a un mercado de una escala mayor que resulte en un aumento significativo de la producción, una mejora de la seguridad energética de la región y una disminución de los costos de producción que aumente la productividad de la industria regional”, sostuvo Guzmán tras el encuentro.

En ese contexto, el ministro destacó que existen “oportunidades de desarrollo energético significativas y que son transformadoras de la competitividad de la industria. Argentina y Brasil deben tener el liderazgo en la agenda energética regional y, para ello, cotinuaremos trabajando en conjunto”, concluyó Guzmán.

Por su parte, el embajador Scioli destacó que “la integración estratégica con Brasil avanzó sólidamente en este encuentro entre los ministros Guzmán y Bento y generará para nuestros países múltiples beneficios. La decisión del presidente Alberto Fernández de avanzar con el gasoducto Néstor Kirchner acelera este proceso”, puntualizó.

En ese marco, se acordó que Guzmán viajará a Brasil el próximo 8 de abril para continuar la agenda de trabajo con Albuquerque. El ministro también se reunirá con su par de Economía, Paulo Guedes.

Clean Hydrogen Partnership es una asociación institucional público-privada de la Unión Europea, integrada por Hydrogen Europe, que cuenta con 315 miembros relevantes del panorama industrial, Hydrogen Europe Research, con 103 miembros de I+D+i y la Comisión Europea.

Su predecesor, Fuell Cells and Hydrogen Joint Undertaking (FCH JU), ha dejado un valioso legado con el programa marco Horizonte 2020, que llevó a cabo una gran inversión público-privada en proyectos de hidrógeno y pilas de combustible, con 287 proyectos respaldados por valor de más de 1000 millones de euros.

Se trataron temas transversales como los valles de hidrógeno, el almacenamiento y distribución, usos finales y producción, que seguirán su curso en esta convocatoria.

Siguiendo con las actividades de la  Strategic Research and Innovation Agenda (SRIA), y con los objetivos de construir sinergias con otros programas, poner en marcha iniciativas en materia de regulación, gestionar el conocimiento disponible, fomentar la competitividad de las tecnologías, la cooperación internacional y la participación de pequeñas y medianas empresas; esta convocatoria cuenta con un total de 41 “topics” repartidos en 7 temáticas diferentes:

Renewable Hydrogen Production – 10 topics
Hydrogen storage and distribution – 11 topics
Transport applications – 8 topics
Clean heat and power – 4 topics
Cross-cutting Issues – 5 topics
Hydrogen Valleys – 2 topics
Strategic Research Challenges – 1 topic

Estos  41 “topics” se agruparán, a su vez, en 10 acciones de innovación (IA), 29 acciones de investigación e innovación (RIA) y 2 acciones de coordinación y apoyo (CSA). 6 Acciones de Innovación (AI) se consideran de importancia estratégica y se seleccionan como Flagship Projects, de los que se espera que tengan un impacto significativo en la aceleración de la transición a una economía del hidrógeno.

La convocatoria 2022 cuenta con 300,5 millones de €, divididos en dos partidas:

179,5 M€ – Solicitudes: Desde el 1/03/2022 hasta el 31/05/2022.
121 M€ – Solicitudes: Desde el 1/03/2022 hasta el 20/09/2022.

El próximo 30 de marzo tendrá lugar un Infoday a nivel nacional organizado por el CDTI en el que participará la AeH2 y la Plataforma Tecnológica Española de Hidrógeno y de las Pilas de Combustible (PTE HPC), en la que se debatirá sobre las perspectivas de participación de España en esta convocatoria de proyectos.

Consulta la información publicada por la CHP y las grabaciones del Infoday del día 15 de Marzo aquí.
Consulta el artículo sobre la convocatoria publicado por la CE aquí.

El 5 de abril es la fecha elegida por Grenergy, compañía global productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y almacenamiento, para recibir ofertas de lo que es probablemente la primera ‘subasta inversa’ de Latinoamérica.

¿De qué se trata? En lugar de participar en los procesos de compañías que demandan energía limpia, Grenergy, como productora independiente, es quien organiza su propia subasta para vender la energía producida por su planta fotovoltaica Gran Teno, la cual contará con una potencia instalada de 240 MW.

La idea de la compañía es licitar 380 GWh/año a partir del año 2024 (fecha en que estaría operativo el parque solar), donde puedan participar generadoras, comercializadoras y otras empresas, como grandes consumidores.

En diálogo con Energía Estratégica, Juan Friedl, Director de Comercialización de Grenergy en Chile, cuenta que todo el proceso será canalizado a través del Marketplace local de electricidad Match Energía.

Para participar “hay que registrarse, pero es tan fácil como registrarse a cualquier sitio donde uno navega habitualmente. Allí está toda la información de la subasta inversa, los anexos para poder postularse y todas las indicaciones necesarias; incluso la opción para hacer preguntas”, indica el directivo.

“Una vez que hayamos recibido las ofertas, pasaremos a la etapa de negociación de las condiciones contractuales adicionales a las que están en las bases de licitación”, agrega Friedl.

Consultado sobre la posibilidad de flexibilizar la fecha límite de entrega de ofertas, el directivo confieza: “Aun no lo hemos evaluado, pero en caso de ser necesario lo discutiremos internamente y podríamos ver de extenderla; pero hasta el momento es el 5 de abril”.

Sobre las expectativas de Grenergy sobre la convocatoria, el Director de Comercialización manifiesta: “Creemos que esta subasta va a ser bastante exitosa y que podamos colocar la energía que esperamos (380 GWh/año), por lo tanto, si el resultado es el que esperamos, este se va a transformar en un mecanismo habitual para poder colocar la energía solar de los próximos proyectos que entren en operaciones”.

El parque solar

Según informó la empresa, la planta fotovoltaica Gran Teno, de donde se generará la energía para esta subasta, “se encuentra en un estado de desarrollo muy avanzado, con el permiso de conexión ya aprobado por la Comisión Nacional de Energía y por el Coordinador Eléctrico Nacional, y cuenta también con la aprobación ambiental”.

Además, el emprendimiento se ubica en la zona centro del país, donde se concentra gran parte del consumo eléctrico nacional y donde su producción se vuelve estratégica para diversos sectores industriales.

“Esta es una ventaja, porque la mayoría de los proyectos solares se ubican en la zona norte del país, y traer esa energía al centro tiene unos costos que son propios del mercado eléctrico que puede hacer menos atractiva su compra de energía. Tenerlo en el cetro lo hace más atractivo, porque disminuye el riesgo a los compradores que quieran adquirir esa energía para abastecerse en la zona centro”, enfatiza Friedl.

Chile, un mercado estratégico para Grenergy

Chile es uno de los mercados estratégicos de Grenergy que cuenta con un pipeline global de más de 10 GW en 10 países de todo el mundo. En Chile, tiene instalado su centro de operaciones para el cono sur y posee un pipeline superior a 2,6 GW en diferentes etapas de desarrollo.

Además, se ha convertido en uno de los principales actores del sector en el país con la conexión de más de 40 plantas solares fotovoltaicas, que ya superan los 400MW de capacidad en la red.

Sobre Grenergy Renovables

Grenergy Renovables es una compañía española creada en 2007, productora independiente de energía a partir de fuentes renovables, fundamentalmente eólica y fotovoltaica, que cotiza en el Mercado Continuo desde el año 2019.

Su modelo de negocio abarca todas las fases del proyecto, desde el desarrollo, pasando por la construcción y la estructuración financiera hasta la operación y mantenimiento de las plantas.

La compañía cuenta con un pipeline global de más de 10 GW en varias etapas de desarrollo en los diez países donde opera en el mercado europeo (España, Italia, Polonia y Reino Unido), norteamericano (Estados Unidos) y latinoamericano (Chile, Perú, México, Argentina y Colombia).

En su última actualización de fines de febrero, la Agenda Regulatoria del Ministerio de Minas y Energía de Colombia indica que pondrá a consulta pública una Reglamentación para instalaciones de centrales nucleares.

En efecto, la iniciativa apunta a expedir un “Reglamento sobre Instalaciones Nucleares y se establecen los requisitos para la obtención de licencias para su operación, parada prolongada, modificación y desmantelamiento”.

Para ello, la iniciativa buscará establecer modificaciones a la Resolución 181475 de 2004 (resolución 18-1475 de 2004), que hasta el momento genera el marco para la instalación de este tipo de fuentes de energía en Colombia.

Según la Agenda Regulatoria, julio será el mes en que se ponga a consulta pública esta normativa, la cual se aprestará a recibir los comentarios del sector privados.

La experiencia colombiana en la materia

Colombia es un país con país con poca tradición en materia de energía nuclear, donde la poca tecnología se emplea no tanto para generar energía eléctrica sino para la medicina y algunas actividades de la industria petrolera.

El país cuenta con un solo reactor nuclear desde hace más de 50 años, que fue donado por los Estados Unidos. Desde entonces su desarrollo ha sido casi nulo en investigación y aprovechamiento de esta fuente de energía.

Algunas de las razones por las que el país no ha avanzado con fuerza en la instalación de plantas de energía nuclear son, por un lado, los costos y el tiempo que demora su instalación. Por otro lado, el potencial hídrico del país lo orientó a apostar más por la energía hidroeléctrica.

No obstante Colombia es miembro del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), producto de ello se beneficia de algunos proyectos de su programa de cooperación técnica, que es el mecanismo principal de esta entidad de la ONU para transferir tecnología nuclear a los estados miembros, en ámbitos como la salud y la nutrición; la alimentación y la agricultura; el agua y el medio ambiente; las aplicaciones industriales y el desarrollo; así como la gestión de los conocimientos nucleares.

Los anuncios de una primera licitación de 450 MW en Honduras fueron bien recibidos por el empresariado. No obstante, los generadores tomaron recaudos al referirse a la completa aceptación del inicio del proceso licitatorio, hasta tanto no se atiendan algunas cuestiones de fondo que garanticen el éxito de aquel. 

“Es necesaria la licitación porque necesitamos adquirir potencia y energía a un precio más competitivo, pero primero hay que ordenar la casa”, valoró Samuel Rodríguez, agente generador renovable.

Desde la perspectiva de Rodríguez, sería contraproducente abrir una licitación antes de conocer cómo se resolverán los problemas actuales del sector. 

Al respecto, consideró que sería preciso: 

reafirmar la implementación completa de la Ley General de Industria Eléctrica porque es el marco legal para que haya certeza jurídica 
desarrollar un plan para rescatar financieramente a la ENEE que incluya saldar los casi 15 mil millones de lempiras con los generadores 
habilitar las transacciones de compraventa de energía entre privados y permitir que empresas comercializadoras de energía participen de licitaciones
abrirse más al mercado regional para hacer transacciones desde Estados Unidos hasta Panamá y a largo plazo 
repensar el plan de expansión de transmisión y convocar a una licitación para infraestructura para la interconexión de los 450 MW entrantes 

De allí trajo a colación que, en su análisis, la única salida que encuentra sería implementar al 100% la operación del Mercado Eléctrico Nacional (MEN). 

En concreto, se trataría de un mercado mayorista donde las compraventas de electricidad puedan ser realizadas por todos los agentes dentro del mercado de contratos y el mercado de oportunidad. 

Pero para lograrlo advirtió que la escisión de la ENEE sería requisito sine qua non para luego abrir más el juego al sector privado. 

“La ENEE entre más compra y vende en su estructura actual, más pierde”, cuestionó. 

Stakeholders recomendaron a Xiomara Castro impulsar un pacto eléctrico en Honduras

Hasta tanto aquello se resuelva, el agente del mercado hondureño consultado sostuvo que se respiran aires de incertidumbre que impiden proyectar nuevas inversiones a la brevedad.

“Si es un tema de planificación de largo plazo, se tendrá que dotar de certeza financiera al mercado para que cuando los proyectos adjudicados llegasen a entrar -tal vez de aquí a cinco años-, el balance general de la ENEE esté en mejor estado”.

“Buscamos mejores condiciones en el mercado para que los precios que podamos lograr en la licitación sean los más competitivos y se operativice el sector”, subrayó. 

ENEL y la consultora Deloitte lanzaron el proyecto “Hoja de Ruta de Transición Energética en la Argentina”, para cuantificar costos y beneficios económicos de acelerar el proceso en el país, de cara al 2050 y actualizar la publicada en 2019. 

Para ello se prepararán cinco mesas de trabajo con diferentes actores de diversos sectores estratégicos y se generará un diálogo para impulsar medidas acordes a reducir la huella de carbono y afrontar el cambio climático. 

Y más allá de la participación de las energías renovables y el hecho de profundizar en la gestión de la energía, la novedad de esta actualización estará en el rol del hidrógeno como vector de descarbonización, además del crecimiento del mercado y uso del almacenamiento en el sector energético. 

“Argentina posee excelentes condiciones para el desarrollo del hidrógeno verde y del azul. Vemos que para el 2030 se espera paridad entre los costos de ambos vectores. Esto es sumamente relevante porque permitirá que el H2V se pueda introducir y facilitar el cumplimiento de los objetivos de descarbonización”, señaló Damián Grignaffini, gerente Financial Advisory de Deloitte, durante la presentación. 

“Otro punto clave que consideramos para la transición energética es la introducción de baterías y acumulación de energía que permita brindar sustento, principalmente a las renovables, y prevenir las fluctuaciones por condiciones climáticas”, agregó. 

Sobre esto último, sostuvo que posibilitará un mayor grado de flexibilidad a los operadores de la red, evitando que haya cortes de suministro, además que permitirá descongestionar la red de transmisión en las horas de consumo pico y dilatar la necesidad de grandes inversiones en la red, uno de los hechos que frenó la continuidad de las energías verdes en Argentina. 

De todos modos, el especialista aclaró que deben bajar los costos de este tipo de tecnología para que tome mayor lugar en la matriz energética del país. Y las proyecciones a futuro indican que así será. 

“Los pronósticos muestran que, para el año 2030, la demanda de celdas de baterías de ion-litio se multiplicará por catorce y el precio de las mismas se reduciría desde 132 USD / kWh a 62 USD / kWh”, explicó Grignaffini. 

Economía circular

Por otro lado, el gerente Financial Advisory de Deloitte reconoció la importancia de utilizar los residuos que no logren reincorporarse a la cadena de valor para producir energía con ellos: “Se debe ver la posibilidad de utilizarlos para la generación renovable, como por ejemplo a través de la gasificación de la biomasa”. 

¿Por qué ya se piensa en estas medidas? Según detallaron desde la consultora, la idea es reducir aún más la huella de carbono del sector energético, dado que éste emitió el 53% del total de emisiones de gases de efecto invernadero (193 millones de toneladas de CO2); la energía eléctrica es la responsable de un 25% de ese número. 

Por lo que llevarán adelante el proyecto y se espera que en el segundo taller (a mediados de mayo) se presenten los resultados preliminares de los estudios que en los que ya se encuentran trabajando. 

La Asociación Mexicana de Energía Eólica nuevamente arremetió contra el contexto energético que vive México, donde las energías limpias y las renovables continúan detenidas por la incertidumbre (principalmente jurídica) producto de las disposiciones gubernamentales de los últimos años. 

“El país requiere de energías limpias porque los combustibles fósiles están borrando la posibilidad de futuro de las siguientes generaciones. Y cualquier discusión de política energética debe tener en el centro la lucha contra el cambio climático”, manifestó Leopoldo Rodríguez, presidente de AMDEE, en declaraciones públicas de un evento. 

“El modelo energético existente fue un motor de la productividad de los diferentes sectores en México, permitiendo un suministro eléctrico cada vez más barato y competitivo”, agregó. Y es importante destacar que los costos de la energía eólica han registrado una disminución de 70% gracias a estas tecnologías.  

También se debe recordar que las Subastas de Largo Plazo (SLP) permitieron el ingreso de 5825.1 MW de energía renovable competitiva, de los cuales 1809.3 MW corresponden a generación eólica (334 MW de la 1° SLP, 786.1 MW de la 2° SLP y 689.2 MW fueron adjudicados en la 3° SLP). 

Lo que permitió que en su momento hayan disminuido los costos, pese a que posteriormente dicho mecanismo fue suspendido por la administración actual y todavía no se haya retomado. 

Ante ello, Ramón Fiestas, presidente del Consejo Global de la Energía Eólica (GWEC por sus siglas en inglés) en Latinoamérica y quien también participó del evento, sostuvo que México actualmente avanza a un ritmo cuatro veces por debajo de lo que debería para evitar el calentamiento de dos grados centígrados de la tierra. 

“Es necesario separar a la ideología de la definición y del desarrollo de los sectores energéticos, para construirlos con innovación, tecnología y eficiencia. El eólico es el sector que tiene que dar respuesta a objetivos de política internacional que tienen que ver con la transición a modelos energéticos eficientes, económicos y sostenibles en el tiempo”, apuntó. 

Y ello va en línea con lo planteado días atrás por la propia AMDEE, que aseguró que México necesita más de 9 GW renovables adicionales para cumplir con la transición energética al 2024 y 23 GW de energías limpias al 2030, acontecimiento que se observa difícil si continúa la incertidumbre y la reforma eléctrica.

La empresa ha suscrito con el Ayuntamientos de Eslava el primer convenio de colaboración ligado a su Proyecto Territorios en la región -el octavo en España-, que conjuga su aportación a la descarbonización de la economía y a la transformación del modelo energético con su deseo de impulsar el crecimiento de los distintos territorios, apoyándose en el talento local y potenciando el tejido social, industrial y empresarial de cada zona.

Con este nuevo acuerdo, Capital Energy se compromete a impulsar, durante la construcción del parque eólico Joluga, distintas actuaciones consensuadas entre ambas partes y que se ajustarán a las necesidades del municipio.

Estas se enmarcarán en unas líneas de acción concretas, entre las que se encuentran la mejora de infraestructuras y servicios, conectividad y digitalización, protección del patrimonio artístico y cultural, educación, salud e integración sociolaboral de colectivos desfavorecidos.

De hecho, ya se están barajando algunas iniciativas beneficiosas para los habitantes de Eslava, como la protección del yacimiento arqueológico de Santa Criz, reconocido como bien de interés cultural por el Gobierno de Navarra; el fomento del empleo juvenil y de grupos vulnerables; la puesta en marcha de proyectos de eficiencia energética y autoconsumo en instalaciones municipales o la mejora de la gestión del consumo de agua en la localidad.

La colaboración entre el consistorio y el grupo de energías renovables se mantendrá, asimismo, en la fase de operación y mantenimiento de la citada instalación renovable, ya que continuarán llevando a cabo acciones que cumplan con los citados requisitos.

A través de este convenio, tanto el ayuntamiento como la compañía reafirman su interés en contribuir al desarrollo sostenible del municipio, a través de actuaciones que garanticen una mejora efectiva de la calidad de vida de los vecinos y del entorno.

Joluga se situará en los términos municipales de Eslava y Ezprogui, y su línea de evacuación en las localidades de Ezprogui, Sada, Leache, Aibar y Lumbier, a las que Capital Energy está ofreciendo convenios similares al firmado con el Ayuntamiento de Eslava.

Este parque eólico contará con una potencia instalada de 20 megavatios (MW), repartida en cinco aerogeneradores de 4 MW de capacidad unitaria. Producirá cada año unos 60.000 megavatios hora (MWh) de energía limpia, el equivalente al consumo de casi 25.000 hogares navarros, y evitará la emisión a la atmósfera de más de 24.000 toneladas anuales de CO2.

La construcción de este parque eólico supondrá una inversión de más de 20 millones de euros, así como la creación de aproximadamente 78 puestos de trabajo durante los periodos punta de las obras. En la fase de operación y mantenimiento, dará empleo permanente a unos tres profesionales de la zona y contribuirá también a generar alrededor de dos puestos de trabajos indirectos.

Por otro lado, Joluga aportará, cada año y a lo largo de toda su vida útil, unos 100.000 euros a las arcas locales -mediante el pago de impuestos y alquiler de terrenos- y contribuirá al PIB con más de 480.000 euros. A esta cuantía recurrente se sumará el pago puntual del ICIO, que superará los 500.000 euros.

El Proyecto Territorios, un valor diferencial

A través del Proyecto Territorios, Capital Energy quiere articular su compromiso con el desarrollo sostenible, convertirse en un vecino más de las regiones en las que está presente y contribuir a su crecimiento social y económico.

Para lograrlo, y al igual que ha hecho en Eslava, la compañía se compromete a destinar partidas económicas específicas, durante las fases de construcción y operación de sus instalaciones renovables, a la materialización de acciones acordadas con los distintos grupos locales de interés.

Como resultado de este enfoque diferencial, el grupo considerará las particularidades y necesidades de cada una de las regiones en la selección de estas iniciativas.

El Proyecto Territorios comenzó su andadura mediante el convenio de colaboración que la empresa suscribió con el Ayuntamiento de Lebrija, municipio sevillano en el que está construyendo el parque eólico Loma de los Pinos.

Luego llegaron los de Galicia, con la Comunidad de Montes Vecinales en Mano Común (CMVMC) de Fontemourente; Andalucía de nuevo, con el Ayuntamiento de Jerez de la Frontera; y Aragón, con el Ayuntamiento de la localidad zaragozana de Maella y con los de Fuendejalón, Ainzón y Bureta.

Con estas actuaciones, Capital Energy constata que quiere acompañar el desarrollo de sus proyectos de energías renovables en España y Portugal con el lanzamiento de programas de acción social y ambiental, adaptados a las necesidades locales, para maximizar su contribución al progreso socioeconómico de todos los territorios en los que opera.

En línea con su compromiso con la transición energética ecológica y justa, Capital Energy cuenta en la actualidad en la península ibérica con una cartera de proyectos eólicos y solares que ronda los 34 gigavatios (GW) de potencia, de los que más de 8 GW ya disponen de los permisos de acceso a la red concedidos.

Capital Energy ha culminado su objetivo estratégico de estar presente a lo largo de toda la cadena de valor de la generación renovable: desde la promoción, donde la compañía tiene una posición consolidada gracias a su trayectoria de 20 años, hasta la construcción, producción, almacenamiento, operación y el suministro. La empresa tiene 16 oficinas en España y Portugal en las que trabajan cerca de 360 empleados.

El Consejo de Ministros, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha aprobado la Hoja de Ruta del biogás, disponible aquí, que identifica los retos y oportunidades del desarrollo de este gas de origen renovable y plantea multiplicar por 3,8 su producción hasta 2030, superando los 10,4 TWh.

Enfocada en la valorización de residuos (agropecuarios, industrias agroalimentarias, municipales y lodos de depuradora), impulsará el aprovechamiento del biogás por dos grandes vías: la producción de electricidad y calor útil –sobre todo para la industria–, y su utilización como biocombustible sostenible en movilidad. Se encuentra en tramitación una orden ministerial con las bases reguladoras para repartir ayudas por 150 millones de euros.

Este desarrollo del biogás, particularmente importante en el actual contexto europeo, permitirá evitar la emisión a la atmósfera de aproximadamente 2,1 millones de toneladas de CO2 equivalente al año. También servirá para reducir la dependencia energética y reforzar la economía circular, y fijará población rural, gracias al crecimiento de su amplia cadena de valor empresarial.

El uso en el transporte facilitará cumplir el objetivo del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, de alcanzar una cuota de energía renovable del 28% en 2030, así como los hitos europeos de penetración de biocarburantes avanzados, que deberán llegar al 3,5% del total ese mismo año.

Garantías de origen y objetivos de venta y consumo

Para dinamizar el mercado del biogás, la Hoja de Ruta contempla 45 medidas concretas en cinco ejes de actuación:

Instrumentos regulatorios. Se establece la creación de un sistema de garantías de origen, similar al de la electricidad renovable, para que los consumidores puedan distinguir el biogás del gas fósil convencional, poniendo en valor su origen renovable; un real decreto en tramitación contempla dicho sistema. También incluye la agilización y homogeneización de los procedimientos administrativos y la mejora de la normativa sobre residuos, para facilitar la obtención del gas renovable y el uso posterior del digerido resultante tras el proceso anaeróbico, principalmente como fertilizante.
Instrumentos sectoriales. Destaca la posibilidad de establecer objetivos anuales de penetración en la venta o consumo de biogás, con cuotas de obligado cumplimiento; además, se propone fomentar su producción en zonas con abundante materia prima –donde haya explotaciones ganaderas, industria agroalimentaria o plantas de tratamiento de residuos–, junto con medidas para promover el consumo in situ, en flotas de vehículos, en usos térmicos, en la producción de hidrógeno, y la sustitución en general del gas de origen fósil, siempre que sea económicamente viable.
Instrumentos económicos. Destinar líneas de ayuda existentes para financiar la innovación y el desarrollo tecnológico del biogás y aprovechar el impulso que puede proporcionar al sector el Plan Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), que incluye ayudas al biogás.
Instrumentos transversales. Buscan priorizar los proyectos de biogás en zonas de transición justa, introducirlo en pliegos de contratos públicos, divulgar sus ventajas, crear comunidades energéticas y grupos de trabajo para facilitar su implantación.
Impulso de la I+D+i. Mediante el fomento a la investigación para reducir las emisiones de gases contaminantes, el impulso a proyectos de demostración de la utilización de biogás en la industria, o la promoción de la innovación en tecnologías menos maduras, entre otros.

El biogás, una prioridad estratégica

El despliegue del biogás es una de las medidas recogidas en el PNIEC. Además, se incluye en el PRTR, dotado de los fondos europeos Next Generation, y forma parte del Proyecto Estratégico para la Recuperación y la Transformación Económica de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento (PERTE ERHA).

En concreto, dentro de la componente 7 del PRTR, para el ‘Despliegue e integración de energías renovables’, se van a lanzar próximamente las primeras ayudas a proyectos singulares de instalaciones de biogás que contribuyan a descarbonizar distintos sectores de la economía. Estas instalaciones podrán ser de digestión anaerobia; para la producción de calor, generación de energía eléctrica, cogeneración, o producción de biometano; o instalaciones para tratamiento del digerido. Está previsto destinar un presupuesto de 150 millones para el impulso del biogás. El Proyecto de Orden por el que se regulan las bases de estas ayudas se encuentra actualmente en fase de tramitación.

Los gases de origen renovable forman parte de la solución para alcanzar la neutralidad climática en 2050 y contribuyen a la consecución de los objetivos de reducción de emisiones y de penetración de energías renovables propuestos para España en el año 2030. Asimismo, el despliegue del biogás presenta numerosos beneficios medioambientales y permite crear sinergias con las industrias locales mediante su uso en localizaciones cercanas a su producción.

Este carácter estratégico se ha visto reforzado por la coyuntura internacional, el conflicto en Ucrania y la escalada de precios del gas de origen fósil, tal y como demuestra la reciente Comunicación de la Comisión «REPowerEU: Acción conjunta para una energía más asequible, segura y sostenible», que contempla incrementar la ambición de los objetivos del paquete «Fit for 55» para los gases renovables producidos a partir de fuentes de biomasa sostenibles, en particular los desechos y residuos agrícolas.

Por ello, la Hoja de Ruta del Biogás contribuye a conseguir objetivos planteados en políticas transversales del Gobierno de España, como el desarrollo de la economía circular, el reto demográfico y la transición energética justa e inclusiva.

Varias provincias de Argentina todavía no adhirieron a la Ley Nacional N° 27424, que establece el régimen de fomento a la generación distribuida de energía renovable a la red eléctrica pública, entre las que se encuentran Buenos Aires, Santa Fe y Misiones, entre otras, pese a tener un gran potencial de usuarios-generadores. 

Ante esta demora, Juan Carlos Villalonga, experto en temas energéticos y ex diputado nacional, dialogó con Energía Estratégica y comentó que “hay provincias donde es un error garrafal no haber adherido”, por el buen recurso que poseen, además de un sector rural con capacidad de invertir y producir energía.

“Son estos momentos donde la GD podría ayudar a que estemos más robustos en el sistema. Pero vemos un grupo de provincias que, por razones ideológicas y de concepción del sistema eléctrico, hace que se trabe el ingreso de la distribuida”, agregó. 

Bajo esta misma línea, planteó la importancia de que los distintos sectores se pongan de acuerdo y se proporcionen todas las facilidades posibles en lo referido a la regulación para que los usuarios se conviertan en generadores y haya más inversiones en este segmento. 

“No es casualidad que las zonas con mayor cantidad de U/G y de potencia en GD sean Córdoba (427 U/G y 6.076,6 kW) y el AMBA (199 U/G y 1217,7 en PBA con Edenor y Edesur adheridas, además de 62 U/G y 1.060,4 kW en Ciudad Autónoma de Buenos Aires), porque allí la adhesión fue plena, se aplica la ley nacional sin ningún tipo de traba, el mecanismo es sencillo y el trámite se hace con gran celeridad”, sostuvo el especialista. 

“Eso demuestra que la facilidad, transparencia y rapidez en lo burocrático es esencial. Pero si entre medio del usuario y la distribuidora se ponen diversas regulaciones y aspectos que demoran, el usuario se da de baja y se desalienta la iniciativa”, añadió.

Y continuó: “La adhesión plena a la ley es el mecanismo más efectivo. Y a partir de ello, se debe dar más beneficios o recursos que ayuden a incentivar al usuario”. 

Por otro lado, Cali (como le dicen sus colegas) también hizo foco en la propuesta de tomar como base el modelo PMGD de Chile para impulsar las renovables en Argentina y señaló que con ello y la generación distribuida se puede mover el mercado. 

“A lo mejor, con una muy buena adhesión hay muchas más instalaciones. Y si encima se pone un determinado beneficio para un segmento particular pueda utilizar este tipo de sistemas, mucho mejor”, concluyó. 

Brasil avanza en la transición energética y sigue puliendo detalles para que se pongan en marcha varios proyectos eólicos offshore a partir de una licitación competitiva y específica para dicha tecnología. 

Y tal como lo adelantó Energía Estratégica durante la COP26, la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) trabaja para lanzar una convocatoria en el corto plazo luego de que a principios de año se publicaran los lineamientos iniciales para generación de energía eólica marina.

Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de ABEEolica, aseguró que hay “alrededor de 100 GW de proyectos en licenciamiento ambiental”, es decir más del doble de durante la Conferencia de las Partes de Glasgow, ya que en aquel entonces mencionó que había 46 GW de proyectos offshore en desarrollo.

“Ante ello, ya estamos organizando la industria y nos preparamos para hacer una subasta en el próximo año, por lo que tendremos los aerogeneradores offshore antes del final de la década”, afirmó en declaraciones públicas. 

“Estamos organizando toda la estructura productiva, puertos y líneas de transmisión para producir energía eólica offshore e hidrógeno verde a partir de las energías renovables”, agregó. 

Es preciso recordar que Brasil acumula 21 GW de capacidad eólica instalada en 777 centrales eléctricas operativas de dicha tecnología, a la par que posee otros 4,9 GW en construcción, de acuerdo a los datos que presenta la Asociación. 

Por otro lado, la presidenta ejecutiva de ABEEolica mencionó que el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania afortunadamente no impacta de gran manera en el mercado de los aerogeneradores de Brasil dada la industrialización del sector en el país. 

“Por la naturaleza técnica de las turbinas, el país produce el 80% de las veletas de viento, lo que nos deja en una situación un poco más blindada. Como tenemos una industria muy fuerte capaz de producir lo que es equivalente a 4 GW, cerca de lo que se instaló el año pasado (3.6 GW), nos hace menos vulnerables a los pozos de producción y conseguimos organizar mejor nuestra industria”, manifestó.

De todos modos, reconoció que la materia prima es un un commodity que sufre sus impactos y que ya notaban cierto impacto en los insumos a partir del COVID y el impulso a la demanda de productos básicos, principalmente por China, “lo que generaba presión en los costos”, según explicó.

La semana pasada, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) llevó a cabo una nueva jornada de socialización sobre la Resolución CREG 075, medida que tiene como fin último reorganizar el espectro eléctrico colombiano, ya que muchos proyectos hoy ocupan capacidad de transporte pero tienen su plazo de puesta en marcha vencido y no cuentan con una garantía que los ampare.

“Esperamos que queden en juego 8.345 MW para la ronda de asignaciones de este año”, expresó de manera contundente Christian Jaramillo Herrera, Director General de la UPME, durante la jornada.

En efecto, el especialista indicó, comparando datos desde el 16 de febrero al 15 de marzo pasado, que en esos 30 días se llegó a determinar que de los 101, por 8572 MW, que estaban en proceso de liberación de capacidad, 90, por 8.345 MW, son los más comprometidos.

Esto se debe a que hay 11 emprendimientos, por 220 MW, que “no era pertinente hacerles la apertura porque podían tenían unos requisitos cumplidos que podíamos no haber revisado”.

Jaramillo indicó que se detectó que había siete con conexión temporal y uno, de hecho, ya estaba en operación comercial, por 120 MW. A otros cuatro

De los 90 procesos comprometidos, 88 ya tuvieron aperturas, por 8.255 MW, pero hay dos pendientes, por 40 MW.

De las 88 aperturas, ya se archivaron 17, por 1.240 MW. De estas, una, por 200 MW, presentó un recurso de reposición; y 10 fueron liberadas, por 1.040 MW.

Asimismo, hay 58 liberaciones, por 4868 MW, de las cuales la mayoría ya están en firme.

DESCARGAR PRESENTACIÓN

En la jornada de socialización, Jaramillo remarcó que a partir de la Ventanilla Única (acceder) se deberán presentar los proyectos, se llevarán a cabo las asignaciones de capacidad de transporte y las asignaciones de capacidad de transporte con uso compartido de activos de conexión.

“No vamos a recibir solicitudes de conexión si no es por aquí”, advirtió el director de la UPME.

Además, será a través de este mecanismo que las empresas podrán realizar modificaciones de sus proyectos, como acceder a la opción para proyectos que requieran capacidad mayor a la disponible o modificar la fecha de puesta en operación (FPO).

Puntajes

Por otro lado, el referente de la UPME indicó que se están evaluando criterios de priorización de los proyectos, los cuales todavía están siendo analizados. Se publicaría una propuesta definitiva la primera semana de abril.

No obstante, el criterio que se está planteando hasta ahora es considerar a tres grupos de proyectos. El primero de ellos (A), son los que tienen ‘obligaciones con el sistema’, como subastas a largo plazo o de cargo por confiabilidad.

Los que vienen en prioridad son los del grupo B, que son aquellos que tienen superados todos los trámites que requiere el licenciamiento ambiental, como consultas previas. Si el avance es parcial, los proyectos quedarán confinados al grupo C.

“Con esto no es que queramos premiar a los que hayan podido lograr su licenciamiento ambiental, sino que, empíricamente, esa es una de las fuentes de incertidumbres más grandes de los proyectos”, indicó Jaramillo, deslizando la complejidad de algunos proyectos que están años para poder alcanzar su licenciamiento ambiental.

Desde los últimos años a esta parte, Chile ha experimentado un crecimiento exponencial en la incorporación de tecnología solar fotovoltaica a su matriz energética.

De acuerdo al último reporte de estadísticas (ver) elaborado Asociación Chilena de Energías Renovables Alternativas (ACERA), ésta fue la segunda fuente de mayor participación de los primeros dos meses de este 2022 (enero y febrero), con el 19,3% (1.259 GWh), solo superada por el carbón, con el 26% (1.785 GWh).

Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), existen en construcción 3.458 MW solares fotovoltaicos que se incorporarán más temprano que tarde a los 4.996 MW ya operativos.

Por su parte, el último reporte PMGD publicado por el Coordinador Eléctrico Nacional registra que, de todos esos MW solares instalados, 1.195 MW corresponde a Pequeños Medios de Generación Distribuida, los cuales, a su vez, representan el 71% de todo el universo PMGD conectado.

Asimismo, según la CNE, existen un total de 149 de estos emprendimientos de hasta 9 MW en construcción, por 767,55 MW, que entrarán en operación durante este año. Un dato a destacar es que el 94% de ellos son solares fotovoltaicos: 133 por 727,35 MW.

Sin embargo, la industria prevé una caída en el proceso de construcción de estos grandes y medianos proyectos.

¿Por qué? Un factor para los PMGD es el cambio en el precio estabilizado por otro de remuneración por bandas horarias, que desalentará un poco su interés en el mercado. Pero el verdadero desafío a sortear tiene que ver con la congestión de las líneas de transmisión, que restringe aún más el juego para los grandes proyectos.

Carlos Cabrera, presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), comentó ayer en el programa ‘Hágase la Luz’, transmitido por TXSPLUS, que este fenómeno se produce debido al tiempo que demandan las construcciones de nuevas líneas de transmisión. Propuso que debería darse una reforma en la gestión y planificación de estas obras.

“Deberíamos tener casi como una unidad de planificación nacional, como ocurre en muchos países, a que se enfoque y ocupe 100% en la planificación del sistema eléctrico, porque hoy en día es un híbrido entre el Coordinador y la CNE (Comisión Nacional de Energía)”, consideró el dirigente.

Ante este contexto, Cabrera opinó que ahora el gran atractivo para el mercado solar en Chile vendrá de la mano del despegue de la autogeneración (Net Billing) y el desarrollo de la solar térmica.

“Se ingresó (al Congreso) un proyecto en Net Billing, que nos gustó mucho, que permite aumentar la potencia de conexión de 300 a 500 kW, y, además, lo cambia de capacidad instalada a inyección”, destacó Cabrera.

Pero indicó que existe un problema para la autogeneración y es la falta de financiamiento.

Ante esto, una propuesta de ACESOL es la utilización de un sistema que funciona en California. Consiste en que la compra e instalación de un sistema de autogeneración renovable pueda ser incluida dentro de los créditos hipotecarios. Luego, esta inversión podría valorizar el inmueble. “La plusvalía es cercana al 5 o 6%”, destacó Cabrera.

Por otra parte, el dirigente hizo una especial mención a la actividad solar térmica y su necesidad de “reposicionarla” dentro de Chile.

“Queremos que el sector solar térmico tenga una regulación”, anticipó y argumentó: “No hay especificaciones técnicas ni fiscalización. Es un sector que necesita una estructura, certificaciones y exigencias mínimas; con eso bastará para que tenga su despegue”.

Explicó que, sin este tipo de regulaciones, el mercado se plaga de productos de baja calidad que, al presentar fallas, genera un efecto de rechazo en el mercado.

“Vamos a trabajar fuerte el tema solar térmico con las nuevas autoridades” más allá de la tecnología aplicada a las viviendas sino a nivel industrial, se comprometió el presidente de ACESOL.

Y enfatizó: “En la minería hay aplicaciones muy buenas como puede ser celebrar un PPA térmico, de calor, donde se contratan flujos y condiciones (al igual que un PPA eléctrico)”.

Vestas tiene un alto nivel de proyectos que se están poniendo en marcha en América y Europa, y su constante actividad de instalación en Asia-Pacífico le ha permitido cruzar la marca de 16,6 GW.

Amit Sharma, Practice Head of Power en GlobalData, dice: «Vestas es un fabricante líder de turbinas eólicas con una sólida cartera de productos. Vestas está diversificando su huella geográfica en energía eólica marina con nuevas instalaciones en todo el mundo, así como un crecimiento significativo en Europa y nuevos mercados en la energía eólica terrestre».

GE Renewable Energy ocupa el segundo lugar con más de 11,7 GW de instalaciones, lo que representa alrededor del 13,4 % de la participación de las instalaciones anuales a nivel mundial, debido al tremendo desarrollo en su mercado local, Estados Unidos.

Sharma continúa: «Siemens Gamesa Renewable Energy SA (SGRE), se mantuvo en tercer lugar, con más de 10,99 GW de instalaciones de aerogeneradores con su participación del 12,6%, en 2021. La fusión de Gamesa y Siemens creó una posición sólida en la industria de la energía eólica. La ventaja competitiva de un mayor tamaño y escala, junto con una fuerte diversificación geográfica, proporcionaron el impulso necesario para que SGRE mantuviera su posición en los rankings.

Xinjiang Goldwind Science & Technology Co Ltd ocupó el cuarto lugar en el ranking, con alrededor de 7,7 GW de instalaciones, lo que representa el 8,8% de la participación.

Nordex SE ocupa el quinto lugar. Instaló 8,2 GW en 2021, duplicando su cifra de 2020 de 4,72 GW, lo que resultó en una participación del 9,4% de las instalaciones mundiales de aerogeneradores.

Sharma agrega: «Los cinco principales fabricantes de turbinas en conjunto representaron casi el 65 % de la capacidad instalada total en 2021. El crecimiento constante provendrá de mercados maduros.

Las energías renovables ganaron lugar en la agenda de la Cámara de Representantes de Puerto Rico. No sólo están en curso distintas Vistas Públicas que atañen al sector sino también se están llevando a cabo reuniones clave entre delegados de la Asamblea Legislativa y referentes empresarios para tratar la resolución de problemáticas que afectan al despliegue de nuevos proyectos. 

Sin ir más lejos, en el inicio de esta semana Carlos Johnny Méndez, líder de la delegación del Partido Nuevo Progresista, recibió a Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento (SESA). 

Entre los temas que abordaron se destaca la urgencia de acelerar la firma de contratos a nuevos proyectos de generación así como la necesidad de evitar cobros adicionales como el “impuesto al sol” y “cargo por transición” a autoproductores.

Puntualmente, se refirieron al avance de los primeros “tranches” de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) y a cómo colaborar para viabilizar los proyectos que resulten adjudicados.

“Hablamos del compromiso de que se cumplan los porcentajes de renovables establecidos en la Ley 17/2019 y la imperiosa necesidad de que se cumplan los RFPs mandatados por el Negociado de Energía para que AEE contrate hasta 4000 MW de renovables antes del 2025”, precisó Javier Rúa-Jovet a Energía Estratégica. 

Y reveló: “El legislador se comprometió en tener puertas abiertas no solo para proteger la legislación actual, sino hacer cualquier cambio que pueda ayudar a que esos proyectos se contraten y se construyan”.

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Al respecto es preciso recordar que la primera edición de RFP está en su fase final y 14 proyectos renovables por 844.8 MW están a la espera de su aprobación definitiva para resultar adjudicados. En tanto que, el segundo tranche sigue en su etapa inicial aún con el borrador de los pliegos pendiente de publicación. 

Por otro lado, respecto a la cancelación del Acuerdo de Reestructuración de la Deuda (RSA) de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), el referente de SESA señaló: 

“Le agradecimos al legislador Méndez por ser parte del frente común multipartidista que se ha opuesto consistentemente a la RSA”.

“Ese frente de múltiples legisladores fue crítico para derrotar esa mala propuesta de la Junta de Supervisión Fiscal y fundamentalmente en lo relativo a imponer cargos a la generación renovable detrás del metro para pagar la deuda de AEE”.

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Los proyectos renovables en México se vieron afectados por la incertidumbre que generaron varias disposiciones de la administración actual del país, entre ellos la propuesta de reforma eléctrica que todavía se debate en el Congreso de la Unión. 

Y el Estado de Yucatán no es la excepción, debido a que posee varias centrales autorizadas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) que están a la espera de que se resuelva esta situación que atraviesa el país y se conozca bajo qué condiciones pueden continuar e invertir. 

“Hay 24 proyectos renovables autorizados, pero sólo cinco se encuentran operativos y éstos, al día de hoy, ya generan el 25% de la demanda energética del Estado. Los otros 19 emprendimientos están detenidos por la incertidumbre y, por ende, trabajan con ciertas precauciones”, reconoció Jorge Charruf, presidente de CANACINTRA Yucatán, durante una entrevista con Energía Estratégica

Estas centrales representan 1308 MW de capacidad en stand by, de las cuales 828 MW corresponden a once parques eólicos y 480 MW a plantas fotovoltaicas. 

Es decir que, de dar continuidad a todos ellos, se agregarían a los 292 MW renovables ya operativos en la entidad federativa de Yucatán (244 MW eólicos, 48 MW solares de gran escala y 68 MW de generación distribuida), y la capacidad instalada total alcanzaría los 3 GW (existen 1521 MW de generación fósil y de gas natural). 

“Si ya hubieran visto la luz, además de los setenta mil millones de pesos mexicanos que representan en inversión, Yucatán se volvería un referente en generación de energía renovable ya que es un lugar estratégico para invertir en este tipo de tecnologías”. 

“Es indispensable aterrizar esos emprendimientos frenados, que nos dará un costo competitivo de energía que no tienen ninguna afectación internacional, pero también permitirá atraer más inversiones”, aseguró Charruf. 

Además, aclaró que es de vital importancia que se resuelva esto dado que el Estado que se encuentra en constante crecimiento económico, principalmente en el sector industrial, lo que hace que la demanda de energía crezca casi al doble (5.5%) que la media nacional (3.4%), según explicó el especialista. 

“Estamos a la espera de la resolución de la política energética que se debatirá en la Cámara de Diputados y ver cómo evolucionará el mercado, dado que difícilmente algún inversionista decida emprender si le cambian las reglas del juego”, concluyó el presidente de CANACINTRA Yucatán.

La semana pasada, el presidente de Colombia, Iván Duque, junto a su ministro Minas y Energía, Diego Mesa, visitaron los primeros dos pilotos de generación de energía mediante hidrógeno del país, ambos ubicados en Cartagena.

El primero de ellos fue el piloto de Ecopetrol, que se construyó en la Refinería de Cartagena (Reficar) y que permitirá probar el potencial uso de agua en los procesos y la estabilidad en la producción de esta tecnología.

El proyecto se ejecutará durante los próximos tres meses y utilizará aguas industriales de la refinería para producir diariamente 20 kg de hidrógeno verde de alta pureza (99.999%), informaron desde Ecopetrol.

“Es con hechos que hoy Ecopetrol acaba de instalar este primer electrolizador y que a partir de esta fecha ya transita en el país el primer vehículo que se carga con hidrógeno verde en nuestro país y es el Toyota Mirai que tiene una estación de carga y que nos permite soñar con lo que es la Transición Energética hacia una movilidad más limpia”, destacó Duque, quien durante la jornada se subió al vehículo.

Más tarde, las autoridades visitaron el proyecto piloto de Promigas, ubicado en la Estación Heroica de la empresa, a partir del cual se producirá hidrógeno verde para inyectarlo en la red de gas natural en la zona de Mamonal en Cartagena, generando un impacto positivo sobre el gas natural del sector industrial y los habitantes de la zona.

En la primera fase, la compañía producirá cerca de 1,574 kilogramos al año de hidrógeno verde que, mezclados con gas natural y dispuestos en la red de distribución energética, permitirá reducir la huella ambiental de la operación al evitar emisiones de 6 toneladas de CO2 al año.

“Hoy somos líderes regionales en Transición Energética, pero para el año 2030 seremos el mayor exportador de hidrógeno verde en toda América Latina y El Caribe”, remató con entusiasmo el presidente Duque.

Los dos pilotos son los primeros en entrar en funcionamiento desde el lanzamiento de la Hoja de Ruta del Hidrógeno lanzada por el Ministerio de Minas y Energía en septiembre de 2021 con el objetivo de desarrollar este mercado en el país y así contribuir con los compromisos que tenemos en materia de reducción de emisiones.

Créditos para proyectos

En ese mismo marco es que el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) anunció que a partir de hoy pone en marcha su línea de financiamiento denominada +H2 COLOMBIA (ver).

“La convocatoria está dirigida a proyectos de producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, re-electrificación y uso del hidrógeno verde. Para el caso del hidrógeno azul, se financiarán iniciativas relacionadas con producción y gestión eficiente de la energía y que se consideren claves para acelerar la implementación de la hoja de ruta definida por el Gobierno y lograr su implementación”, indican desde la entidad.

En diálogo con Energía Estratégica, Katharina Grosso Buitrago, directora ejecutiva de FENOGE, señala que el fondo estará compuesto inicialmente por 1 millón de dólares.

“Esperamos superar esa meta en solicitudes y gestionarlas a través de más recursos FENOGE y de cooperación internacional, así como de fondos de pre inversión privados”, confía la directiva.

Resultados esperados de la convocatoria

Según el FENOGE, las expectativas para la convocatoria +H2 COLOMBIA son las siguientes:

Entregar al mercado un insumo que le permita conocer de manera general (cuantitativa y cualitativa), las condiciones actuales de este mercado emergente, que faciliten posibles alianzas con otros actores en procura de generar economías de escala.
Cuantificar de manera aproximada la cantidad de emisiones de CO2 reducidas como aporte de cada iniciativa a la descarbonización del sector energético.
Publicar una lista de elegibles, para acceder a los recursos destinados para estudios de pre-inversión con base a la metodología de evaluación implementada en la Fase 2 y los proyectos con mejores indicadores costo eficientes que permitan facilitar el financiamiento para su implementación.

De acuerdo con la Hoja de Ruta del Hidrógeno, Colombia tiene potencial para lograr producir entre 1GW y 3 GW electrólisis para hidrógeno verde en el mediano plazo, además estos proyectos podrían atraer inversiones de hasta US$5.500 millones y ayudaría a generar entre 7.000 y 15.000 empleos durante la próxima década.

Se estima que el desarrollo del hidrógeno le permitirá a Colombia la reducción de entre 2,5 y 3 millones de toneladas de CO2 en la próxima década, lo que contribuye al cumplimiento de las metas de la COP21 de alcanzar la carbononeutralidad en 2050.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) avanzó con la aprobación y publicación de una actualización a los Términos de Referencia para la próxima licitación de 450 MW que deberá convocar la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

“Esas modificaciones fueron comunicadas a la ENEE y allí ya se están preparando las bases definitivas”, aseguró el comisionado José Antonio Morán Maradiaga. 

En específico, el comisionado indicó que se realizaron algunas aclaraciones para las ofertas, se implementaron correcciones a la fórmula y se realizaron divisiones de los tipos de contratos que podrán suscribirse.

“Tradicionalmente la ENEE a firmado contratos PPA de potencia y energía asociada, pero ahora hemos ampliado el abanico de posibilidades para que haya contratos solamente para potencia, exclusivamente para energía o un mix de potencia y energía”, indicó José Morán. 

Y continuó: “Se prevé que la licitación inicie este año, esté abierta a centrales existentes y nuevas para iniciar un suministro dentro de 3 años y a largo plazo”. 

La duración de los contratos no está definida aún. Si bien la legislación vigente contempla 10 años o más para contratos a largo plazo y se estila que estos lleguen a los 15 años, la CREE habría dejado la última palabra a la ENEE, quien con la asistencia de una firma consultora internacional terminará por definir los pliegos definitivos y publicarlos en los próximos días.

De acuerdo a declaraciones del comisionado consultado, la decisión de ampliar sus sugerencias respecto a los PPA fue motivado por la idea de aprovechar las ventajas inherentes a los distintos tipos de energía, ya que el sistema no sólo necesita potencia firme sino también energía más barata. 

“Necesitamos plantas con costos variables menores”, señaló el comisionado Morán. 

Y agregó: “Se van a hacer como máximo cuatro rondas sucesivas a sobre cerrado para seleccionar en cada ronda la combinación de suministro al menor costo en potencia y energía. Por eso, también hemos sugerido analizar el suministro hora por hora en el periodo evaluado”.

Pero aquello no sería todo. De acuerdo al Plan Indicativo de Expansión, se sugería a corto plazo una primera convocatoria por bloque de contratación de 260 MW de potencia firme y una segunda licitación que incorpore un bloque del orden de 100 MW de capacidad instalada de centrales con capacidad firme.

Mientras que, en lo que respecta a contrataciones a largo plazo, en el escenario de expansión de mínimo costo resulta una necesidad de adicionar 375 MW firmes en Puerto Cortés; mientras que, en el Litoral Atlántico serían 125 MW adicionales a los requerimientos de potencia; y finalmente se contempla un tercer bloque de contratación de 500 MW.

Ahora bien, en concreto desde la CREE revelaron a este medio que luego de la convocatoria de 450 MW avanzarán en un nuevo llamado por 250 MW.

“La ENEE nos comunicó la necesidad de licitar 250 MW adicionales y hemos tomado la decisión de que se van a manejar con un proceso de licitación que se va a llevar a cabo de manera concurrente separado pero un poco traslapado con el de 450 MW”, confirmó el comisionado José Morán.

En ambas licitaciones, el carbón será la única tecnología que será excluida de esta convocatoria a pedido de la Secretaría de Energía de Honduras tras la COP26. 

En su momento, la exdirectora de política y planificación energética de la Secretaría de Energía, Sindy Arely Salgado Ferrufino, aseguró a Energía Estratégica que a partir de su participación en la coalición Powering Past Coal Alliance (PPCA) todas las medidas del gobierno deberán alinearse al compromiso de desplazar al carbón de la matriz eléctrica hondureña para el 2050.

El Ministerio de Minas y Energía, conducido por Diego Mesa y secundado por Miguel Lotero, decidió postergar hasta el 26 de abril la fecha límite para la rúbrica de los contratos PPA entre comercializadores y generadores adjudicados en la subasta de energías renovables, llevada a cabo el año pasado.

El plazo máximo estaba fijado para el viernes 18 de marzo pasado, pero, tal como anticipó este medio, desde la cartera de Energía estaban analizando esta prórroga dada la cantidad de solicitudes de comercializadores.

En principio, algunas de estas empresas se mostraban reacias a firmar estos contratos, por considerarlos caros. Sin embargo, ocurrió un giro. Muchas de ellas comenzaron a recibir ofertas por parte de otras comercializadoras que les están queriendo comprar estos volúmenes de energía limpia adjudicadas en la subasta.

Esto ocurre porque, tal como indica el Plan Nacional de Desarrollo (PND), los comercializadores deberán llegar al 10% del consumo con renovables a partir del 2023. Y hay empresas que no estaría llegando, de ahí el interés de estas compras de energía.

Es que la subasta de renovables es prácticamente la única herramienta que tienen para lograrlo. Los comercializadores del mercado no regulado no tienen más opción que esta. En cambio, a los que atienden el mercado regulado también se les computa la energía tranzada en el SICEP, pero –según explican las empresas a este medio- allí ellos no saben qué fuentes de energía están comprando hasta tanto no se cierran las negociaciones.

Es decir, podrían cerrar volúmenes de energía que no sean aplicables al 10% que exige el PND, lo que les genera una gran incertidumbre al momento de ir a negociar allí para satisfacer este fin.

Otro mecanismo contemplado por el PND son los instrumentos que habilitaría la Resolución CREG 114 (hasta ahora los presentados por Derivex y la Bolsa Mercantil), que permiten el traspaso de contratación de energía bilateral al mercado regulado. Pero éstos todavía no están activos para este fin.

Según pudo saber Energía Estratégica, la expectativa del Ministerio de Minas y Energía es que ambos mecanismos estén en funcionamiento a partir del segundo semestre de este año.

El pedido de los comercializadores

Según informó la cartera energética a través de la última circular informativa sobre el proceso de la subasta (ver), el pedido de extensión de la fecha límite para la firma de los PPA lo hicieron formalmente cinco empresas comercializadoras.

Una de ellas fue Franca Energía. Otra fue Italener, que argumentó en su pedido de prórroga: “Nos encontramos analizando oportunidades de nuevos proyectos que nos permitan balancear el impacto de los contratos de la presente subasta”.

ISAGEN, otra de las compañías que hizo extensivo su pedido de una ampliación en la fecha límite para la rúbrica de los PPA, fue más directa: “Hemos sido abordados por algunos distribuidores de energía, interesados en ser cesionarios de los derechos de adjudicatario (como compradores de energía), que fueron otorgados a ISAGEN mediante asignación del mecanismo complementario”.

Por su parte, tanto CEMEX Energy como MESSER Energy Services, pidieron al Gobierno que el plazo máximo sea hasta el 15 de mayo próximo, argumentando el mismo motivo que las otras compañías comercializadoras.

El Ministerio fue contemplativo, pero tampoco tanto: La fecha límite para la firma de contratos entre partes será ahora el martes 26 de abril de este año. Con esta postergación, desde la cartera energética confían que cerrarán exitosamente esta tercera subasta a largo plazo de energías renovables.

El desembarco de Javiera Toro al mando del Ministerio de Bienes Nacionales llegó con una novedad: La cancelación de distintas licitaciones de terrenos fiscales para el desarrollo de diferentes actividades, entre ellos de energías renovables.

A través de una Circular Aclaratoria (ver), publicada en jueves de la semana pasada, la cartera decidió “postergar la recepción de ofertas y apertura de las propuestas públicas programadas para el mes de marzo” de un total de 12 proyectos por 21 terrenos, que en total suman 4.233,7 hectáreas.

Según indica el documento, las licitaciones quedarán suspendidas “hasta nuevo aviso”.

Pampa Camarones

El proyecto (ver) licitaba 1.330,55 hectáreas totales en 5 macrolotes: Lote A – 304,63 ha | Lote B – 304,63 ha | Lote C – 250 ha | Lote D – 250 ha | Lote E – 250 ha | Lote G – 280,55 ha | Lote H – 300 ha | Lote I – 350 ha.

“Se trata de un territorio de gran extensión e interés para el desarrollo de proyectos de energías renovables, ya que en el sector se encuentran la subestación Chaca y la subestación Vitor, así como las líneas de transmisión eléctrica Arica-Pozo Almonte (110kv) y Cóndores-Parinacota (220 kv)”, comunicó el Ministerio sobre sus características.

Palestina

Palestina (ver licitación) trata de una concesión donde se ponen en juego 166,24 hectáreas, en dos lotes, en la provincia de Antofagasta, comuna homónima.

“Inmueble cercano a la subestación Palestina, a 55,96 km de La Negra. Cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”, indica el Ministerio.

Quebrada de Mateo 1 y 2

Quebrada de Mateo 1 y 2 (ver licitación) trata de una subasta por 56,2 hectáreas, en dos lotes, en la provincia de Antofagasta, comuna homónima.

“Inmuebles cercanos a la subestación dedicada Alto Norte, 8 km al sur del sector La Negra. Cuentan con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”, destaca Bienes Nacionales.

Yungay

Yungay (ver licitación) trata de una concesión donde se ponen en juego 25 hectáreas en la provincia de Antofagasta, comuna homónima.

El “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, a 6 km al poniente de la línea de transmisión eléctrica “Tap off Llanos – Aguas Blancas” (66 kv)”, precisan desde el Gobierno.

Quebrada Saco

Quebrada Saco (ver licitación) trata de una subasta por 29,88 hectáreas en la provincia de Antofagasta, comuna homónima.

El “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, 8,6 km al noreste de la subestación Mantos Blancos, y cercano a la línea de transmisión eléctrica», indica el Ministerio.

Calama Oeste, Lote A

Calama Oeste, Lote A (ver licitación), ubicado en la comuna El Loa, provincia de Calama, Antofagasta

Consiste de una licitación por 25,63 hectáreas con “potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”.

Yalquincha 1 y 2

Yalquincha 1 y 2 (ver licitación) consiste de 70,12 hectáreas en dos lotes ubicados en Calama, Antofagasta.

“Inmuebles con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, 8,6 km al noreste de la subestación Mantos Blancos, y cercano a la línea de transmisión eléctrica”, precisa Bienes Nacionales.

Oficina María Elena Norte

Oficina María Elena Norte (ver licitación), provincia de Tocopilla, comuna de María Elena, es una concesión por 30,08 hectáreas, cuyo “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energía renovable, 9 km al poniente de la subestación Crucero y cercano a la subestación Tap off La Cruz.

Vergara

Vergara (ver licitación), provincia de Tocopilla, comuna de María Elena, cuenta con una superficie de 90 hectáreas.

“Terreno de geometría regular accesible desde la Ruta 5. Cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”, asegura Bienes Nacionales.

Acceso Sur Mejillones

Acceso Sur Mejillones (ver licitación)  se ubica en Mejillones, provincia de Antofagasta. La superficie a licitar acá es de 2.368,42 hectáreas, en cuatro lotes.

“Inmuebles con potencial para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos, 5 km al sur de Mejillones”, dice Bienes Nacionales.

Michilla Bajo

Michilla Bajo (ver licitación), se trata de 20,79 hectáreas ubicadas en la provincia de Antofagasta, ciudad de Mejillones.

“El inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables, 1,3 km al noreste de la subestación Esperanza y cercano a líneas de transmisión en 110 kv”, precisan desde Bienes Nacionales.

Quebrada de Tames

Quebrada de Tames (ver licitación) es otro de los complejos, también ubicado en la provincia de Antofagasta, ciudad de Mejillones, y donde también se concesionarán 20,79 hectáreas.

El Ministerio indica que el “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos, 1,5 km al poniente de la subestación El Lince y cercano a líneas de transmisión en 110 kv”.

La Subsecretaría de la Industria, dependiente del Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación, dio a conocer la convocatoria 2022 del Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores (PRODEPRO) entre los cuales se incluye al sector de la “tecnología verde”, que acapara energías renovables, la nuclear e hidroeléctricas.

La finalidad está puesta en desarrollar empresas locales que contribuyan al impulso de una mayor profunda industrialización del país, diversificación de la matriz productiva interna y promoción de la productividad y competitividad, además del fortalecimiento de la generación de valor agregado en el sector industrial y promover la creación de empleo calificado.

El gobierno dispondrá de dos herramientas financieras (aportes no reintegrables – ANR – y bonificación de tasa, además de una destinada a la asistencia técnica. 

En lo que refiere a ANR, el límite económico por proyecto es de $60.000.000 y se financiará hasta el 70% del mismo. Pero si el proyecto cuenta con perspectiva de género (más del 50% sean mujeres o personas de géneros no binarios), se ampliará el porcentaje en 5% para bienes de capital. 

Y una vez aprobado el proyecto, se tendrá que presentar un seguro de caución por el 100% del ANR, que deberá ser validado por la Tesorería General de la Nación para que el dinero sea depositado en un plazo cercano a los treinta días.

Por el lado de la bonificación de tasa, se financiará hasta seis puntos porcentuales en general, y hasta ocho puntos en proyectos de industria 4.0, en créditos de hasta $240.000.000. 

Mientras que la asistencia técnica se verá bonificada por el 70% del costo, pero si la empresa es una MiPyME, la cobertura será del 100%. Y a ello se debe agregar que se bonificará el 100% del costo para el concepto de “Línea de Asistencia Tecnologías de Gestión”. 

Además, bajo la modalidad cliente – proveedor se potencian las herramientas financieras, dado que se adicionan dos puntos porcentuales a la bonificación de tasa y el ANR prácticamente duplica el monto máximo por proyecto ya que pasaría a $100.000.000. 

Pero para aplicar a esta categoría, las compañías proveedoras deben presentar una carta de intención del cliente, la cual establezca una demanda futura estimada del bien al que se apunta con el proyecto de inversión. 

Mientras que la relación comercial entre las dos partes debe ser nueva, por lo que no puede ser una continuación de un acuerdo pasado, según explicaron desde la Subsecretaría de la Industria.

El próximo evento de Latam Future Energy está a la vuelta de la esquina. La cumbre “Mexico, Central America and the Caribbean Summit 2022” que se llevará a cabo este 30 y 31 de marzo, en el Hotel Intercontinental Real de Santo Domingo.  

La primera jornada pondrá especial atención al rol del almacenamiento en la transición energética. Entre los temas en discusión se destaca la regulación de frecuencia, la velocidad de la respuesta de los sistemas, distintos mecanismos de control y la resiliencia de la red. 

Cada vez más países debaten entre exigir baterías de apoyo a nuevas generadoras renovables de fuentes variables o incorporar proyectos particulares de almacenamiento por bancos de baterías o hidrógeno interconectados a la red. 

Por eso, el eje del debate durante el próximo evento de Latam Future Energy estará puesto en el almacenamiento como clave para un mayor despliegue de energías renovables en la región. 

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Allí, referentes de empresas como AES, Growatt, Huawei, Nsolar y Solis participarán de dos paneles junto a asociaciones y autoridades de gobierno de República Dominicana y Puerto Rico. 

Mientras que desde el gobierno adelantarán las medidas de fomento y regulación que evalúan implementar, operadores de red expondrán los retos que encuentran en los sistemas y los fabricantes contestarán explicando los nuevos alcances de la tecnología. 

A continuación, compartimos en detalle los paneles donde el almacenamiento será central. No se pierda la oportunidad de asistir y acceder a la información más actualizada del sector energético de la región. 

Panel 5: Generación distribuida y almacenamiento: grandes aliados de los sectores industrial, comercial y residencial

Alfonso Rodríguez – Viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética  – Ministerio de Energía y Minas – República Dominicana
Juan Carlos Navarro – Co Fundador & Senior Advisor – NSolar Panamá
Daniel Mata – Director Comercial de Cuentas Corporativas Rep. Dominicana – Huawei
Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis
Milton Morrison – Gerente General – Edesur Dominicana
Eduardo Solis – Latam Marketing Manager & Product Specialist – Growatt
Modera: Karina Chez – Managing Partner – KAYA Energy Group

Panel 6: Focus Puerto Rico: Proyectos Utility Scale & Almacenamiento

Francisco Berríos Portela – Director del Programa de Política Pública Energética – Departamento de Desarrollo Económico y Comercio – Puerto Rico
Mario Hurtado – Director de Asuntos Regulatorios – LUMA
Javier Rúa Jovet – Director de Políticas – SESA Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico
Arnaldo Bisono – Business Development Manager – AES Puerto Rico
Modera: Nanda Singh – Energía Estratégica

ADQUIRIR ENTRADAS

“Estamos encantados de trabajar con PCR una vez más, reforzando los intereses de ambas compañías para acelerar la transición energética en Argentina, donde Vestas fue pionera en energía eólica. Continuaremos desempeñando un rol activo en el sistema de energía renovable de Argentina con la colaboración y confianza de nuestros socios” afirma Andrés Gismondi, director de ventas de Vestas LATAM Cono Sur (excepto. Brasil).

“Nos complace volver a trabajar con Vestas en dos nuevos proyectos. PCR es una de las compañías líderes involucradas en la transición energética en Argentina y, junto con Vestas, ya hemos construido 330 MW y durante el año 2023 nuestros nuevos proyectos sumarán 86 MN más”, expresa Martín Brandi, CEO de PCR.

Este nuevo pedido incluye 19 turbinas V150-4,5 MW, así como un contrato de servicio Active Output Management 5000 (AOM 5000) de 30 años, optimizando la producción de energía durante la vida útil del proyecto.

La entrega de turbinas está prevista para el primer trimestre de 2023, mientras que la puesta en marcha está prevista para el cuarto trimestre de ese mismo año.

Con este nuevo pedido, Vestas consolida su posición de liderazgo en Argentina con un 50 por ciento de cuota del mercado.

SunPower, empresa con 37 años en el mercado energético, amplió la garantía de la línea de paneles fotovoltaicos Maxeon por un plazo de 15 años y de esta manera sus productos ofrecerán este mecanismo por cuatro décadas. 

Esto no sólo aplicará en la producción de energía, sino también en el producto, lo que conlleva el servicio técnico y la cobertura a lo largo de ese período. 

Según aclaró Gerardo Hernández Liñán, Sales & Technical Trainer Latam de la compañía, la garantía estará disponible para los módulos fotovoltaicos que se utilicen para el segmento de generación distribuida (hasta 500 kW en México), como así también en la utility scale. 

“Y si bien en Latinoamérica momentáneamente sólo aplica en México, la intención es extenderla a más mercados de la región. Mientras que en España ya está vigente esta garantía de 40 años”, agregó durante un webinar. 

Además, el especialista comentó que la ventaja estará en que los paneles solares resistirán las condiciones climáticas o del ambiente de un techo común y corriente y que la decisión llega luego de los resultados obtenidos en el último tiempo. 

“Con esta garantía aseguramos que nuestros módulos podrán funcionar las cuatro décadas. Y en cuanto a resultados, en 2019, con más de quince millones de paneles solares vendidos, la tasa de devolución de garantía es del 0.005%, es decir, un panel de cada 20,000”, aseguró. 

“Significa el hecho de poder asegurar que soportan distintas adversidades, como por ejemplo resistencia extrema a las grietas, además de representar que la inversión de los clientes sea más segura”, continuó. 

Siguiendo esta misma línea de efectividad, Hernández Liñán detalló que los paneles también producirán, “como mínimo”, un 5% más de energía en promedio a partir de los mismos watts nominales luego de la instalación, en comparación con los paneles estándar de PERC monocristalino. 

Y ello se debe tener en cuenta ya que durante el año pandémico tuvieron un volumen de instalación cercano a los 2100 MW alrededor del mundo, sumado a que actualmente poseen más de 367000 clientes, entre ellos el grupo Total Energies como accionista de Maxeon Solar Technologies. 

Con eso, Shell se convierte en la empresa con mayor capacidad de licenciamiento en Brasil, superando a Ventos do Atlântico, que totaliza 15 GW, en cinco proyectos. Para darle una idea, la suma de toda la capacidad eólica terrestre en Brasil hoy es de 21 GW.

“Con más de 20 años de experiencia en energía eólica en el mundo y más de 50 años de tradición en proyectos costa afuera, Shell pretende combinar su experiencia en estos dos frentes con el objetivo de brindar más energía y energía limpia al país”., valora Gabriela Oliveira, gerente de Generación Renovable de Shell en Brasil.

La iniciativa es parte del compromiso de Shell con los objetivos de descarbonización para la transición energética, dice la compañía.

Los parques eólicos de Shell están ubicados en los estados de Piauí (Piauí, 2,5 GW), Ceará (Pecém, 3 GW), Rio Grande do Norte (Galinhos, 3 GW), Espírito Santo (Ubu, 2,5 GW), Rio de Janeiro (Açu, 3 GW) y Rio Grande do Sul (Tiburón Blanco, 3 GW).

La empresa dice que los estudios ambientales comenzarán en 2022 y que está a la espera de la definición del resto de la normativa que guiará el desarrollo de estos proyectos en el país.

En la agenda de los inversionistas está el marco regulatorio, que necesita definir las reglas para el acceso a las áreas costa afuera y, eventualmente, la inserción de la energía en el mercado.

El interés por la energía eólica marina en Brasil se ha disparado en los últimos dos años y empresas nacionales y extranjeras demuestran que la fuente, antes algo lejana en la planificación energética, ahora es una alternativa prometedora para futuros mercados bajos en carbono.

El Ministerio de Minas y Energía (MME) publicó un decreto para regular la contratación de las áreas.

El Congreso Nacional también discute el tema: el principal PL fue propuesto por Jean Paul Prates (PT/RN) y es relatado por el líder del PL, Carlos Portinho (RJ), en el Senado, quien dijo a la agencia epbr lo que piensa sobre el marco fresco.

“El temor de las distribuidoras por la masificación de las energías renovables no se justifica si estas son eficientes”, declaró José Ramon Acosta Pujols, exdirector de Regulación y director de Mercado Eléctrico Minorista de la Superintendencia de Electricidad; actual presidente de la Junta de directores de FLORESTA Incorporada y tesorero de la Junta Directiva de PRONATURA. 

En conversación con Energía Estratégica, el experto del sector eléctrico dominicano consideró que si bien en estos momentos un aumento significativo de la generación distribuida podría perjudicar a las empresas distribuidoras esto sólo sería así por cómo están concebidas ahora esas empresas. 

En tal sentido sostuvo que su privatización efectiva prepararía el terreno para un mayor despliegue de techos solares ya que, aunque podría disminuir la tasa de crecimiento de la demanda por la incorporación de prosumidores, distribuidoras con la suficiente expertise podrían seguir operando con rentabilidad.

Y no pasaría sólo por cobrar o no un peaje por distribución a quienes usen las redes sino por operar de manera eficiente el sistema, realizando las inversiones necesarias que aseguren mejoras que repercutan positivamente a todos los actores del sector. 

Las mejoras en la calidad del servicio son contempladas en la Ley General de la Reforma Pública 141-97 y la Ley General de Electricidad 125-01, las cuales suponen que las empresas distribuidoras son operadas y administradas por el sector privado bajo concesiones. 

Si bien en la práctica el funcionamiento, organización y registro de las distribuidoras sería tal; Edesur, Edenorte y Edeeste aún son propiedad del Estado dominicano, a través de  la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) y el Fondo Patrimonial de las Empresas Reformadas (FONPER). 

Al respecto, José Ramon Acosta Pujols consideró:

“Empresas privadas con experiencia en administración de la distribución de energía eléctrica harían un magnífico trabajo en República Dominicana. Mucho mejor que el Estado que su visión y su misión no es operar empresas sino regularlas y fiscalizarlas para que sean eficientes”.

Y justificó: “Con empresas privadas nos aseguramos una mejor calidad del servicio, porque preferirán invertir en aquellas cosas que podrían provocar una interrupción del servicio para evitarlas antes que pagar compensaciones. Así el servicio mejoraría notablemente”. 

Las pérdidas de las empresas distribuidoras eléctricas rondarían el 30% en promedio, siendo Edeeste la más comprometida con casi un 50%, según declaraciones efectuadas por el ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte el año pasado.

Y aunque la situación de las distribuidoras esté mejorando, una reducción significativa de las pérdidas podría darse -desde la óptica de Acosta Pujols- seleccionando a una empresa capaz de llevar a cabo un trabajo más eficiente, aunque este lleve su tiempo. 

“Está previsto en la Ley y ojalá el Gobierno tome la decisión de licitarlas cuanto antes porque el proceso de elegir una compañía con experiencia en distribución puede demorar. Fundamentalmente porque deberán corregir los huecos y debilidades que tuvieron los primeros contratos de concesión, de modo tal que este segundo intento resulte exitoso en cuatro a seis años”, señaló Acosta Pujols. 

En la consideración de este experto del sector eléctrico existirían empresas privadas interesadas en administrar las distribuidoras de República Dominicana y la normativa actual les daría una mayor certeza con la que antes no contaban. 

En concreto, aseguró que esa variable que favorece la privatización es el proceso de emisión de una nueva tarifa de transición que en un periodo de 4 a 6 años llegaría a ser una tarifa técnica, lo que le garantiza a los potenciales interesados en adquirir una concesión que van a recuperar su inversión y podrán continuar el negocio. 

“Hay algunos grupos que se oponen a la privatización de las distribuidoras con el argumento de que el sector privado aumentará las cobranzas para recuperar su inversión, buscando su propio interés y no el nacional citando algunas debilidades de los contratos”. 

“Estoy de acuerdo en que existen debilidades en los contratos pero estos se pueden revisar oportunamente para que bajo nuevas condiciones las empresas que reciban la concesión de las distribuidoras respondan a los intereses del país”, expresó Acosta Pujols.  

Y es que esta decisión del Gobierno acarrearía algunos efectos que pueden considerarse negativos para la estructura de las empresas en la actualidad y la continuidad de su personal. 

“Las empresas distribuidoras tienen posiblemente más del doble del personal que se requiere. Una empresa privada está llamada a corregir esas ineficiencias administrativas. De hecho el Pacto Eléctrico prevé que los gastos de operación que están por encima del 20% se reduzcan al 10%, eso supone una disminución del personal además de una reducción de pérdidas comerciales”, concluyó el referente consultado.

Cuatro estados del sur y sudeste de Brasil son los principales responsables del gran impulso a la generación distribuida – y a la energía solar en general – del país, que ya alcanzó los 9258 MW instalados en todo su territorio y va por más. 

Minas Gerais (1593,5 MW), São Paulo (1210,9 MW), Río Grande do Sul (1099,6 MW) y Santa Catarina (491,2 MW) son las cuatro entidades federativas en cuestión que se ubican en el top 5 del ranking de GD – se cuela Mato Grosso en el cuarto lugar con 649,1 MW (7%) – y entre ellas suman 4.395,2 MW, es decir, el 47,3% de la potencia operativa conectada a la red de distribución del país

Y tal es la magnitud de dichos estados de Brasil que entre ellos también sobrepasan la capacidad de generación distribuida de otros países de la región, como por ejemplo México (2,031.25 MW) o Chile (2.117 MW en pequeña escala y 1796 MW en PMGD).

En tanto que Paraná (región sur), y Río de Janeiro y Espírito Santo (región sudeste), completan el listado de las zona analizada y se colocan en 6to (484,8 MW), 8vo (342,8 MW) y 17mo lugar (171,3 MW), respectivamente. 

Además, Minas Gerais también es el territorio del país que lidera la tabla de generación solar centralizada, con 14220,5 MW que se reparten entre 633,7 MW en operación, 1855,6 MW en construcción y 11731,2 MW que están a la espera de que inicien las obras pero que ya fueron otorgadas al mercado regulado y al mercado libre.. 

Más sobre la generación distribuida del país

Como se mencionó anteriormente, Brasil posee 9258 MW en sistemas de hasta 5 MW implementados en residencias, comercios, industrias, propiedades rurales y edificios públicos, gracias a que 859951 sistemas fotovoltaicos se conectaron a la red. Y la mayor parte de ellos pertenece al segmento residencial (44,7%). 

También cabe mencionar que la generación distribuida ya sobrepasó a la potencia instalada en centrales que utilizan petróleo y otros combustibles fósiles (tienen 9110 MW) en tanto que prácticamente duplicó la capacidad de los proyectos solares de gran escala, que en total es de 4735 MW (2,5% de la matriz energética). 

Entre el 21 de febrero pasado y ayer, 17 de marzo, avanzaron en tramitación ambiental cuatro mega proyectos eólicos y solares por 1.506 MW, los cuales motivarían inversiones por 1.382 millones de dólares. Tres de ellos se encuentran en estado de ‘calificación’ y uno en admisión.

ERNC Loa

El proyecto ERNC Loa, de la empresa Grupo Ibereólica, obtuvo su estado de ‘calificación’ por parte de la SEIA el pasado 8 de febrero.

El mega emprendimiento generará inversiones por 495 millones de dólares. Contempla la instalación de un parque eólico de 248 MW, compuesto 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(por un total de 518 MW) 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)”, aseguran desde la empresa.

Pampa Camarones’

Otro de los proyectos en ‘calificación’ (21 de febrero pasado) es ‘Modificación Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones’, de la empresa Engie, que generará inversiones por 210 millones de dólares.

Consiste en el aumento de la potencia de los paneles fotovoltaicos, de 300 Wp a 655 Wp o similar, del emprendimiento “Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones“.

“La planta fotovoltaica pasará de estar conformada por 1.200.000 módulos fotovoltaicos aprobados en la RCA N°009/2014, a 547.584 paneles de 655 Wp o similar de potencia cada uno, que en conjunto generarán una potencia total de hasta 359 MWp (Megawatt peak) en corriente continua (DC)”, es decir, unos 300 MW (AC), señalan desde Engie.

Culenco

El Parque Eólico Culenco también ingresó en ‘calificación’ el 21 de febrero pasado.

El proyecto, presentado por la empresa Plan 8, costará unos 305 millones de dólares, y comprende la construcción y operación de un nuevo parque eólico proyectado para generar una potencia de hasta 256 MW, el cual estará constituido por 32 aerogeneradores de 8 MW de capacidad cada uno.

En admisión

De la saga de mega proyectos que avanzan en la SEIA, el único en ‘admisión’ ingresó ayer, 17 de marzo. Se trata del ‘Parque Fotovoltaico Llanos de Marañón’, que generará unos 372 millones de dólares de inversión.

El Proyecto consiste en la construcción y operación de una planta de módulos fotovoltaicos para la generación de energía eléctrica, contemplando la instalación de 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 Proyecto tendrá una potencia nominal de 432 MW y una potencia peak de 458 MW.

Finalizó la etapa de consulta a las Modificaciones al Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica y Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista en Honduras (ver detalle). 

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) recibió 48 comentarios de partes interesadas y cerca de la mitad estuvieron vinculadas a energías renovables y normas técnicas para usuarios autoproductores que se interconectan a las redes de distribución.

Entre las consideraciones que se hicieron se destaca aquella solicitando incentivar la inyección de excedentes de tecnologías renovables por sobre otras alternativas de generación. 

Tal es el caso de comentarios enviados por trabajadores de la Secretaría de Energía, quienes cuestionaron un nuevo inciso que permitiría la inyección y pago de excedentes a autoproductores de otras fuentes de generación distintas a las renovables. 

Octavio Alvarenga, oficial técnico en Análisis de Mercados Eléctricos en la Secretaría de Energía, observó puntualmente:

“Evaluar la eliminación del inciso B, para que el RLGIE esté apegado a lo planteado en la LGIE”.

En explicación de aquello, Jair Isaac Nazar Alfaro, ingeniero analista de Mercados Eléctricos en la Secretaría de Energía, agregó: 

«El pago por excedentes de energía inyectado por fuentes no renovables va en contra de una ley superior al reglamento, en este caso la LGIE, artículo 15 inciso D que expresa lo siguiente: 

ARTÍCULO 15.- OPERACIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS. La operación de las distribuidoras se sujetará a lo siguiente:

Inciso D) MEDICIÓN BIDIRECCIONAL. Las empresas distribuidoras estarán obligadas a comprar el exceso de energía proveniente de fuentes de energía renovable que generen los usuarios residenciales y comerciales y que inyecten de retorno a la red, acreditándoles los valores correspondientes en la factura mensual. Cada distribuidora deberá proponer a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) para su aprobación la tarifa que se aplicará para tales compras. A ese fin las empresas distribuidoras instalarán medidores bidireccionales a esos consumidores».

Otros comentarios también alertaron sobre la eliminación del segmento de Usuarios Autoproductores Industriales, una confusa clasificación a las inyecciones no renovables como consumidores calificados y la necesidad de incentivos a renovables. 

Pedro Emilio Banegas, Country Business Manager de Celsia Energía en Honduras, expresó: 

“Así como mejora el tratamiento a los excedentes en este caso para los “cogeneradores” de igual manera se deben incluir incentivos adicionales para los Usuarios Autoproductores de fuentes renovables específicamente que se aumente el límite de inyección de excedentes a la red de distribución”.

Por su parte, Oscar Armando Nunez Duarte de la empresa Generación De Energía Renovable S.A. – GERSA, observó:

“En esta reforma, se está eliminando a los Usuarios Autoproductores Industriales que no disponen de cogeneración pero sí disponen de generación electricidad renovable o no renovable, por ejemplo Sistema Fotovoltaico, generación con búnker, LPG…”. 

Aquello coincidió con el comentario de Evelyn Núñez, directora ejecutiva de la Asociación de Proveedores de Energía Renovable Distribuida de Honduras (APRODERDH): 

“Actualmente, existen muchos Autoproductores Industriales que no son cogeneradores, por lo que el reglamento debe mantener la mención a ellos. Los Autoproductores Industriales son más que los cogeneradores”.

En adición Kevin Rodríguez, director ejecutivo de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) también consideró: 

“Se sugiere colocar “así como” para que se entienda que la referencia a los usuarios de cogeneración es como ejemplo y no se entiende que es exclusivo a ellos la aplicación de la disposición. (Ver propuesta de esta misma consulta pública en el art. 48)

A efecto de evitar contradicciones entre reglamentos, se sugiere revisión del Reglamento de Tarifas en su capítulo 4, ya que en su artículo 154 hace referencia a metodología específica de pago de excedentes cuando el usuario está en MT. 

Se debe realizar una reserva respecto a casos de generación con capacidad instalada menor de 5MW, donde la Empresa Distribuidora debe encargarse de la liquidación de esta energía y de actuar como coordinador intermediario de estos; conforme a la sección 3.2 NTPO”.

Por fortuna, se consideraron admisibles aquellos comentarios efectuados por referentes locales de empresas líderes del sector renovable, así como de representantes de asociaciones y técnicos de la cartera energética. 

Se espera que la CREE considere las observaciones y trabaje en los próximos días en una oportuna actualización del Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica y Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista en Honduras.

La Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés) volvió a poner la mirada en qué se necesita para alcanzar los objetivos de transición energética y la reducción de la emisión de gases de efecto invernadero. 

Apostolos Petropoulos, analista de energía de la División WEO de la IEA, participó de la Semana de la Eficiencia Energética en la Industria 2022 e hizo foco en cómo Latinoamérica puede seguir el camino de cero emisiones hacia las próximas décadas. 

“Desde el lado energético, la región necesitaría un aumento de las inversiones en 110 mil millones de dólares en energía limpia para ser net zero al 2030 y llegar a la temperatura de 1.5°C”, sostuvo el especialista. 

“En el mejor escenario, la energía eólica y solar tendría una participación del 40% en la generación de electricidad en la región al 2050 y se espera que, bajo ese panorama, al menos el 50% de los mercados de LATAM puedan utilizar todo tipo de renovables para la generación de energía”, agregó. 

Siguiendo esta misma línea, reconoció que se espera que la mayor parte de las renovables en América Latina se encamine hacia la fotovoltaica dada que “la mayoría de mejores se realizaron en todo el proceso solar”, por lo que consideró que eso lo hará mucho más costeable. 

Aunque dejó en claro la relevancia de invertir en nuevas tecnologías. “Por ejemplo, el hidrógeno es clave para ciertos sectores, como la industria y la aviación”, aseguró. Y justamente, el desarrollo del H2 ha sido y es una de los grandes focos de la región en el último tiempo, a tal punto que varios países ya lanzaron su hoja de ruta, mientras que otros aún la diagraman. 

Por otro lado, también mencionó cuál es el panorama a nivel global, donde mencionó que se observa una “aceleración de la capacidad instalada de paneles solares para alcanzar la generación de los 50000 GWh al 2030”; mientras que las adiciones anuales de capacidad solar fotovoltaica y eólica alcanzan los 470 GW en 2030. 

“En un escenario de emisiones cero, vemos una disminución bastante importante del uso del petróleo y aumento drástico de inversiones en infraestructura y energía limpia, superando los USD 3000 billion”, amplió. 

En tanto para el 2050 estima que los aerogeneradores y las nuevas baterías comprenderán hasta mil millones de dólares de dólares invertidos en el mercado global bajo un escenario net zero. Y ese negocio podría ser parte de los “1200 GW de capacidad renovable adicional necesarios para llegar a las metas de cero emisiones de carbono al 2050”, según explicó Petropoulos. 

Con el objetivo de potenciar el desarrollo de proyectos de hidrógeno y amoniaco verde a gran escala en Chile, Mainstream Renewable Power anunció el nombramiento de Tomás Anuch como el nuevo Hydrogen Business Development Manager de la compañía.

El nombramiento se da en el marco del rápido crecimiento de la empresa en Chile y Latinoamérica.

Con esta designación, Mainstream da un nuevo paso en el desarrollo de nuevos combustibles limpios y sostenibles, y avanza en línea con la alianza firmada el año pasado con Aker Clean Hydrogen, empresa noruega dedicada a la producción de hidrógeno verde a escala industrial.

Tomás Anuch es ingeniero civil industrial de la Pontificia Universidad Católica de Chile y cuenta con nueve años de experiencia en el desarrollo, construcción y operación de proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y sistemas de almacenamiento de energía.

Su experiencia comenzó el 2013 en Solairedirect Chile, donde participó en el desarrollo de más de 500 MW de proyectos solares y trabajó en la construcción de los parques fotovoltaicos Andacollo y Los Loros (50 MW).

Posteriormente, formó parte de Engie, donde encabezó los proyectos fotovoltaicos Intipampa en Perú (44 MW) y el proyecto de almacenamiento de energía BESS de Arica. En 2019, ingresó a Mainstream Renewable Power donde lideró la construcción de tres proyectos solares: Río Escondido, Valle Escondido y Pampa Tigre (que suman en total 350 MW).

Cabe recordar que, en febrero de 2021, Mainstream anunció un acuerdo con la compañía de inversión noruega, Aker Horizons, la que asumió una participación de 75% de la empresa de energías renovables a nivel global. A raíz de esta nueva alianza, Mainstream Renewable Power y Aker Clean Hydrogen, empresa de propiedad de Aker Horizons, colaborarán en la producción de hidrógeno y amoníaco verde en Chile para liderar la creación de una cadena de valor verde en base a este nuevo combustible limpio.

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha abierto la convocatoria de ayudas para proyectos pioneros y singulares de hidrógeno renovable, dotada con 150 millones, y cuatro programas de ayudas a la cadena de valor innovadora del hidrógeno renovable, con 250 millones.

La primera línea apoyará proyectos con viabilidad comercial para la producción y consumo local de hidrógeno renovable en sectores de difícil descarbonización, como la industria o el transporte pesado. El plazo permanecerá abierto desde el 7 de marzo hasta el 6 de mayo.

Los cuatro programas de ayudas a la cadena de valor innovadora impulsarán el conocimiento técnico y la capacidad productiva mediante el desarrollo de avances tecnológicos y prototipos a lo largo de la cadena de valor del hidrógeno, así como de instalaciones de ensayo y nuevas líneas de fabricación.

Los cuatro programas se refieren a grandes electrolizadores, la demostración y validación de vehículos de hidrógeno, la investigación industrial y experimental y el fomento de capacidades y avances tecnológicos en líneas de ensayo y la fabricación. El plazo permanecerá abierto desde el 8 de abril hasta el 7 de junio de 2022.

En ambos casos, los criterios de adjudicación primarán la participación de Pymes, el impacto positivo en zonas de Transición Justa, la reducción de emisiones y la creación de empleo.

La primera sesión será el lunes 21 de marzo a las 12:00 horas, bajo el título: ‘Los programas de ayudas del hidrógeno renovable: proyectos pioneros y singulares y cadena de valor’.

La sesión contará con el siguiente programa:

12:00h Bienvenida y presentación – Joan Groizard, director general del IDAE
12:10h La convocatoria de proyectos pioneros y singulares – Miguel Rodrigo, jefe del departamento de Marco Regulatorio y Estrategia del IDAE
12:40h La convocatoria de cadena de valor – Marta Martín, jefa de servicio en la Subdirección General de Hidrocarburos y Nuevos Combustibles del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico
13:10h Turno de preguntas y respuestas
13:30h Cierre

Enlace al registro de inscripción.

El martes de esta semana, la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Senadores de Chile trató el proyecto de Ley que “promueve la generación de energía renovable” (descargar).

La iniciativa, presentada por los legisladores Guido Girardi, Isabel Allende y Yasna Provoste, Alejandro García-Huidobro y Rafael Prohens cuenta con un solo artículo: “Prohíbese inyectar al Sistema Eléctrico Nacional, a partir del primero de enero de 2030, energía eléctrica cuya fuente primaria sea la combustión de sustancias fósiles”.

Es decir que se propone que, en los próximos 8 años, toda la capacidad eléctrica instalada de Chile sea renovable.

¿Cómo lograrlo? El texto propone que el país continúe el sendero de crecimiento hacia una matriz que incorpore cada vez más fuentes limpias (a agosto del 2021 un 53,3% de la capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), corresponde a energía renovables: 24% hidráulica; 17,8% solar; 9,9% eólico; 1,5% biomasa; y 0,2% geotérmica).

Pero además sostiene la incorporación de “almacenamiento” de lo generado, especialmente a través de fuentes eólicas y solares fotovoltaicas, mediante la producción de hidrógeno verde. Allí no se hace mención a baterías.

Indica que este energético obtenido a través de la descomposición del agua “cuenta con la particularidad de permitir cumplir las mismas funciones que los combustibles fósiles en la generación de energía. También permite ser aplicado en las distintas industrias del país y en la descarbonización de la industria del transporte, con un menor impacto ambiental que sus alterativas”.

La votación

Durante la votación en la Comisión de Minería y Energía del Senado el primer informe sobre el proyecto de Ley de promoción a la generación de energías renovables se aprobó con 26 votos positivos. Hubo uno negativo y ocho abstenciones.

No obstante, los legisladores resolvieron que el proyecto vuelva a la Comisión para ser debatido en particular (aunque sea de artículo único) porque eso es lo que se acordó allí.

En efecto, el proyecto permanecerá hasta el 14 de abril próximo, a las 12 horas (de Chile), para obtener nuevas indicaciones. La idea de los senadores es que los nuevos funcionarios de Gobierno puedan dar su parecer sobre la propuesta.

En el intento de sanear el sistema eléctrico e incorporar un mecanismo dinámico y eficiente para la asignación de nuevos proyectos de energía eléctrica, las distintas áreas del Gobierno colombiano están ocupadas en aplicar la famosa Resolución CREG 75.

Pero desde la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) advierten atrasos (ver). Aseguran que la operatividad del sistema de ventanilla única mediante el cual se tramitará la radicación, estudio, aprobación y seguimiento de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de los ‘proyectos clase 1’ (grandes proyectos) en el SIN debía estar implementada antes del 21 de junio de 2022. Pero no será posible.

Por lo tanto, se propone una prórroga en el cronograma, de la siguiente manera:

Las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1, en cuanto a la presentación del estudio de conexión y disponibilidad de espacio físico, será el 30 de junio de 2022, antes la fecha se había fijado para el 31 de marzo del 2022.

La posición asignada en las filas 1 y 2, de que trata el artículo 11 de la Resolución CREG 075 de 2021, será informada a más tardar el 24 de noviembre de 2022. Antes la fecha era el 30 de septiembre del 2022.

La emisión de conceptos de conexión que no requieren expansión se extenderá hasta el 30 de diciembre del 2022. Antes la fecha era el 31 de octubre de 2022.

La Emisión de conceptos de conexión que requieren expansión también se fijaría para el 30 de diciembre del 2022. Antes era el 20 de diciembre del 2022.

También se señala que se extenderá el plazo de implementación de la ventanilla única hasta el 31 de diciembre de 2022.

Estas modificaciones están en análisis por parte del Gobierno. Se espera que en los próximos días haya un pronunciamiento definitivo al respecto.

Liberar capacidad de transporte

Cabe recordar que, tal como señaló Energía Estratégica (ver nota), Christian Jaramillo Herrera, Director General de la UPME existen 24.750 MW que poseen asignación (18.721 MW que tienen capacidad asignada hasta julio del 2021 y 6.000 se asignaron este año), pero unos 8.572 MW serían dados de baja por no pagar garantías (de 10 dólares por kW).

Luego, el espectro se reasignará bajo un orden de prioridad, que será debidamente detallado por resolución.

Según adelantó Jaramillo Herrera, se les dará más puntos a las energías más competitivas, capaces de abaratar los precios de la bolsa. “Esto va a bajar costos de generación y es menor factura para los colombianos”, enfatizó el número uno de la UPME.

Indicó que los problemas de restricción también serán bien ponderados. “Hay ciertas zonas del país a la que es difícil llevar la energía, y cuando se genera localmente arregla el problema. Esos proyectos bajarán los costos de restricciones, que son muy importantes”, manifestó.

Sostuvo que también serán premiados “los que ayuden a disminuir pérdidas en el sistema”, debido a la cercanía de los consumos.

Además, agregó que entre los ponderables habrá algunos “nuevos”. Por un lado, las que emitan menos Gases de Efecto Invernadero (GEI) serán mejor puntuadas que las contaminantes.

Por otro lado, los proyectos con flexibilidad, que permitan aumentar o disminuir su generación según como lo considere necesario el despacho, serán mejor puntuados que aquellos que no lo hagan. Este es un punto en contra para las renovables variables, que dependen del recurso solar o del viento para funcionar.

Con este panorama, Jaramillo indicó que los proyectos eólicos o solares con baterías tendrán una gran puntuación en este esquema.

Otro aspecto que remarcó el funcionario es que los proyectos que tengan asignación en subastas tendrán prioridad al igual que los que tienen licenciamientos ambientales aprobados por sobre los que aún no los tienen.

En el marco de las elecciones presidenciales de Costa Rica, los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) empezaron a formar parte del discurso de los candidatos presidenciales y causaron revuelo ante la opinión pública a un mes de la segunda vuelta electoral. 

El candidato del Partido Liberación Nacional (PLN), José María Figueres, compartió su posición sobre los ODS en una actividad organizada esta semana por El Observador y la oficina de las Naciones Unidas en Costa Rica (ver video).

En tanto, Rodrigo Chaves, candidato del Partido Progreso Social Democrático (PPSD), quien también había sido invitado pero declinó asistir al evento antes mencionado, ya habría compartido su posición una semana atrás durante un evento de la Alianza Empresarial para el Desarrollo (ver video). 

“En la última semana, fundamentalmente en redes sociales, se ha tornado en discusión la postura que ha tenido un candidato y otro frente a los ODS”, consideró José Dengo, socio de CDG Environmental Advisors. 

Principalmente la opinión pública -mediante redes sociales- cuestionó el hecho de que un economista de larga trayectoria como Chaves haya sido tan poco receptivo a los ODS considerando que “no son urgentes para Costa Rica” y que un político de larga data como Figueres haya tomado esta temática como uno de los ejes de campaña en la antesala a la segunda vuelta electoral.

En concreto, José Dengo consideró: 

“Ha sido una de las fortalezas durante la campaña de Figueres su posicionamiento frente a temas como la transición energética y la búsqueda de una reactivación de la economía a partir de renovables”.

“Por su parte, el candidato Chávez no ha evitado hablar de esos temas pero ha tenido una visión más pragmática al comunicar que -desde su perspectiva- la economía circular y otros temas con esa tendencia no son prioridad porque no le dan de comer a la gente directamente”.

Ante aquello, el referente de CDG Environmental Advisors reforzó la idea de que quizás ese desentendimiento público de Chaves frente a los ODS podría ser más bien un tema de estrategia de comunicación que ha adoptado el candidato para la campaña, evitando referirse a otra cosa que no sea través de un lenguaje directo más popular y cometiendo aquellas “faltas” de conocimiento de los ODS, aunque junto al candidato Figueres sepan ambos de qué tratan y hasta tengan los mismos temas prioritarios que atender. 

Un punto de encuentro sería que ambos aspirantes a la presidencia de Costa Rica coinciden en que acabar con la desigualdad social es prioridad. La diferencia que sigue existiendo por lo pronto es que uno de los contrincantes convalida los ODS y dentro de ellos resalta atender medidas políticas que respondan a las brechas sociales y económicas que llevan a la pobreza; mientras que el otro candidato evita mencionar la taxonomía de los ODS simplificando su discurso pero aparentemente atendiendo a las mismas demandas.

Ahora bien, ¿qué hay con el ODS 7? ¿Darán prioridad al desarrollo de más energías renovables? 

Energía Estratégica se comunicó con miembros del equipo de asesores y referentes de campaña de cada partido político para acceder a mayores precisiones al respecto. 

Mientras que referentes del PLN compartieron su lectura sobre la necesidad de cambios estructurales profundos en el sector energético e inclusive justificaron la necesidad de convocar a subastas renovables el año próximo; desde el PPSD aún no emitieron comentarios al respecto a un mes de haber sido contactados desde este medio. 

Hasta tanto, el partido pendiente responda, desde la mayor imparcialidad posible, el referente consultado valoró:  

“En lo que tiene que ver con sostenibilidad el candidato Figueres tiene una propuesta mucho más robusta”.

Y es que, en los planes de gobierno que cada candidato presentó al Tribunal Supremo de Elecciones, mientras que el representante del PPSD se refiere a un despliegue 100% renovable sólo cuando menciona cubrir la demanda de nuevos datacenter en el país, desde el PLN se plantearon retos y oportunidades concretas para el sector energético renovable y se pronunció específicamente sobre el presente y futuro de las inversiones en el sector así como nuevos horizontes de mercado a partir del hidrógeno verde. 

Ver propuesta PPSD 

Ver propuesta PLN 

Uruguay se enfrenta a varios retos cruciales a atender en el corto plazo para seguir impulsando las energías renovables en el país. Y uno de ellos está vinculado con la generación solar distribuida y la modificaciones de las condiciones para acceder a los beneficios fiscales para el segmento comercial e industrial. 

Marcelo Mula, presidente de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER), dialogó con Energía Estratégica y explicó que se vio muy limitado a partir de febrero del 2021, pese a que en los comienzos de la GD y durante varios años en el país haya sido de gran ayuda. 

Hasta el 2021, un usuario comercial o industrial que deseaba poner paneles solares, realizaba la inversión con su dinero, pero le acercaba la factura al Estado y éste lo tomaba como parte de pago del impuesto a la renta (cerca de 30-40%). Todo esto reglamentado en los denominados ¨proyectos de inversión¨ presentados ante la COMAP.

“Sin embargo, desde aquel entonces se impusieron restricciones al otorgamiento de beneficios fiscales a las plantas fotovoltaicas. Por lo que el gran desafío es rever esa medida, porque realmente es poco lo que percibe el Estado en impuestos por evitar promover la energía solar, ya que la merma de recaudación depende de los años en el cual se genere la renta para ser neteada con el beneficio fiscal (generalmente lleva de 2 a 5 años)”, sostuvo el especialista. 

“Por ejemplo, si se invierten USD 2.400.000 en generación distribuida por parte de comercios e industrias que hayan aplicado a la Comisión de Aplicación de la Ley de Inversiones (COMAP). Y si de ese número se subsidia el 50%, como mucho es un valor de USD 1.000.000 por el período que deja de percibir el gobierno, pero con el corte abrupto del beneficio están matando a todo un sector que llevó más de 10 años construir”, agregó. 

Actualmente, para poder presentar el proyecto y acceder a ciertos incentivos, se pide que la instalación fotovoltaica sea parte de una inversión global mayor, donde la parte FV sea como máximo el 20%, de la inversión total y que a su vez esa inversión total genere empleo. 

Esto representa un panorama difícil de afrontar en particular para las pequeñas y medianas empresas del país, debido que no pueden aplicar a subsidios para inversiones solo en instalación fotovoltaicas, como fue durante años, y que fuese cortado abruptamente en febrero de 2021. 

Incluso Mula opinó que “con los cambios realizados se cortó el apoyo a la PyME porque una inversión de USD 20.000 le representa mucho esfuerzo y plata, y le cambia la vida de los costos mensuales; pero al no tener el beneficio, lo que representa mayor período de repago, y quizás no puedan gastar ese dinero en otras obras, que tienden a bajar los costos operativos de la PYME”. 

De todos modos, brindó cierta expectativa positiva hacia el sector y reconoció que ya se trabaja para retornar al régimen fiscal anterior, dado que se presentaron diversas notas y propuestas a las entidades gubernamentales, donde se plantea por ejemplo volver a un régimen pre pandemia enfocada en inversiones FV para el sector PYME de hasta USD 100.000.

Así como también vaticinó que el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay “apoya” que se vuelva al beneficio previamente mencionado, restando ahora el apoyo del Ministerio de Economía y Finanzas, en particular de la OPP, para avanzar en una solución a esta grave problemática del sector.

La guerra en Ucrania genera mayor incertidumbre a futuro y preocupan los costes de los usuarios particulares, la industria y el comercio.

“España está abogando por una reforma estructural del mercado de la energía en la Unión Europea”, expresa.

Sánchez dejó entrever también nuevas medidas a favor de las energías renovables para evitar la dependencia del gas ruso que, en el caso de España, no es tan importante como para otros países como Alemania.

Sánchez llama a desacoplar el precio del gas porque va contra el bienestar de ciudadanos e industria

Esta visita a Bratislava, la primera en 12 años de un presidente del Gobierno español, era la primera parada de una gira europea en la que Sánchez está intentando convencer a los países de la Unión Europea de que apoyen la posición de España.

Además, Sánchez ha asegurado que España puede contribuir de manera mucho más decisiva al mercado energético europeo con sus capacidades de regasificación de gas natural licuado, aunque ha reiterado que para ello es fundamental avanzar en las interconexiones con el resto del continente.

También ha mencionado otras medidas que a su juicio son necesarias en materia energética para reducir la dependencia del gas ruso como aumentar el número de proveedores y de fuentes de energía alternativas.

La tecnología eólica flotante, considerada la última frontera del sector eólico marino, está ganando adeptos en países como Gran Bretaña, Francia y partes del sudeste asiático.

Aunque se espera que sea más eficiente que las turbinas eólicas marinas de fondo fijo, todavía no hay ningún proyecto a escala comercial en funcionamiento y se espera que los costes sigan siendo altos esta década.

Matos Fernandes afirmó que las condiciones eólicas de Portugal hacen que esta tecnología sea eficiente y viable, y confía en que contribuya a reducir las tarifas eléctricas a largo plazo, además de ayudar al país a cumplir su objetivo de ser un exportador neto de energía.

Lamentó que la concesión de licencias medioambientales para los grandes parques eólicos terrestres sea «cada vez más complicada, debido a la huella ecológica que siempre tienen», pero dijo que Portugal podría evitarlo utilizando turbinas flotantes en sus aguas costeras profundas.

«Portugal quiere convertirse en un gran exportador de energía renovable en el futuro y por eso tiene que apostar por la eólica en alta mar», dijo en una entrevista.

Portugal, que cerró sus dos centrales de carbón el año pasado, tiene 7,3 GW de capacidad hidroeléctrica y 5,6 GW de eólica terrestre, que juntos representan el 83% de su capacidad total instalada.

El país, que se ha comprometido a ser neutro en carbono para 2050, obtiene el 60% de su electricidad de fuentes renovables, y el ministro cree que alcanzará el 80% antes de la fecha límite de 2030.

Actualmente, Portugal sólo cuenta con un pequeño proyecto eólico flotante de 25 megavatios frente a su costa atlántica.

La Unión Europea tiene 16 GW de capacidad eólica marina instalada y pretende alcanzar al menos 60 GW en 2030.

Cada vez queda menos tiempo para cumplir con los objetivos pactados en el Acuerdo de París y en las normativas y planes nacionales de transición energética. Y en el caso particular de México, desde la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) comentaron que el país no tiene un rumbo claro para incorporar energías limpias y renovables. 

“Estamos discutiendo un modelo en el cual se pretende privilegiar el uso generación basada en combustibles fósiles, que necesariamente nos llevará a una energía más cara y contaminante, cancelando la transición energética sobre la cual ya tuvimos avances sustanciales”, sostuvo Leopoldo Rodríguez, presidente de AMDEE, durante una conferencia de prensa. 

“Para avanzar en la línea de este combate a los efectos del cambio climático y lograr el crecimiento y bienestar que el país requiere, necesitamos energía asequible y confiable, pero sobre todo, energía limpia, porque las emisiones que produce la generación de electricidad con combustibles fósiles están borrando la posibilidad de futuro de las siguientes generaciones”, agregó. 

Es por ello que el especialista detalló cuánta capacidad renovable se debe instalar México para alcanzar el 35% de la participación de fuentes limpias en la generación eléctrica al 2024: 

“Tendríamos que invertir en el despliegue de 9500 MW de nueva potencia para que entre en operación al 2024”, adicionales a los 7154 MW eólicos en operación y los poco más de 6500 MW solares instalados en utility scale. 

Puede leer: “No hay certidumbre para nuevos proyectos renovables en México”

“Además, México tendría que incorporar 23000 MW de energías limpias para 2030 y para esto se requieren treinta y ocho mil millones de dólares en inversión, tanto en la generación como en transmisión. Pero ninguna empresa en el mundo tiene la capacidad para realizar esta inversión”, continuó.

Con eso última oración se refirió puntualmente a la Comisión Federal de Electricidad, empresa productiva del Estado a la cual, mediante la reforma eléctrica propuesta por López Obrador, se le busca dar el control de, al menos, el 54% del mercado eléctrico de México, en tanto que hasta el 46% restante quedaría para el sector privado. 

Lectura sugerida: COFECE advierte que habrá monopolio eléctrico con la reforma de López Obrador

Y bajo la lupa de Leopoldo Rodríguez, de aprobarse las modificaciones a la Constitución en los términos actuales, “las emisiones contaminantes crecerán 65% por el incremento en el uso de combustibles fósiles, mientras que los costos de transmisión aumentarán entre 32 y 52%”. 

“México no cumplirá con las metas para combatir el cambio climático y se está alejando de la posibilidad de generar electricidad a precios competitivos”, concluyó. 

Argentina sigue creciendo en materia de generación distribuida bajo la Ley Nacional N° 27424 luego de haber triplicado la capacidad durante el año 2021.

Y tras el segundo mes del 2022, la Secretaría de Energía de la Nación reportó que se alcanzaron 10222 kW instalados y conectados a la red mediante un medidor bidireccional en 760 usuarios – generadores. 

Sin embargo, febrero fue un mes tímido para este segmento renovable, debido a que nuevamente hubo un vaivén en lo que respecta a capacidad, luego de un comienzo de año prometedor – enero sumó 717 kW -. En esta oportunidad sólo se incorporaron 399 kW en 25 U/G. 

Pero en lo que respecta a potencia reservada por el distribuidor, dicho mes se colocó en el podio histórico con 927 kW, sólo por detrás de septiembre y noviembre de 2021 (1324 kW y 1178 kW, respectivamente). 

Y si bien Argentina aún está lejos de las proyecciones realizadas en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017 – cerca del 5% de la cantidad de U/G prevista -, hay evolución en la generación distribuida a nivel nacional. 

Incluso diversas autoridades del gobierno anunciaron que se concentran en GD para el sector industrial y agroproductivo a partir de políticas públicas y posibles nuevos beneficios. 

Asimismo, se debe añadir lo hecho por parte de las provincias del país para impulsar los techos solares en sus territorios, como así también aquellas que poco a poco se adhieren a la Ley Nacional N° 27424 y reglamentan las normativas correspondientes. 

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En este aspecto a nivel provincial, Córdoba sigue liderando el ranking de cantidad de usuarios – generadores como el de potencia instalada: 427 U/G y 6076,6 kW, a lo que se debe agregar otros 112 trámites en curso y  2381,3 kW de capacidad reservada. 

Un escalón más abajo se encuentra la provincia de Buenos Aires, con 199 U/G y 1217,7 kW conectados a la red gracias a las distribuidoras adheridas. Pero como la propia gobernación provincial aún no adhirió, los usuarios no pueden contar con los beneficios e incentivos pertinentes. 

Por lo que, desde el sector energético se ha comentado en reiteradas ocasiones que podría aumentar este segmento si finalmente se aprueba la normativa pertinente que al día de hoy todavía espera la decisión del Senado bonaerense. 

Mientras que el podio en ambos aspectos lo completa la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA), que se adhirió al régimen de fomento en mayo del 2019 y desde aquel entonces suma 62 U/G y 1.060,4 kW. 

Los países del Caribe afectados gravemente por fenómenos meteorológicos extremos tienen requisitos indispensables a la hora de pensar la estabilidad de la red eléctrica, lo que repercute en el parque de generación entrante.

Entre las exigencias técnicas para interconectar renovables, existen tanto semejanzas como diferencias entre los sistemas de las distintas islas al referirse a un factor crucial como lo es la regulación de frecuencia.

Por ejemplo, Puerto Rico requiere un porcentaje de respaldo en baterías a algunos proyectos renovables variables. Mientras que en el vecino país de República Dominicana, la Superintendencia de Electricidad evalúa la implementación de una nueva regulación semejante. ¿Qué lecciones aprendidas de Puerto Rico puede tomar República Dominicana?

En específico, desde la reglamentación puertorriqueña se exige un Battery Energy Storage System (BESS) que represente el 10% de la potencia nominal de proyectos de generación superiores a 1 MW.

Pero eso no sería todo, también se solicita que ese sistema BESS tenga la capacidad de inyectar energía a la red de manera inmediata y durante 9 minutos; con lo cual, algunos desarrolladores sobredimensionan el BESS en un 15% o 20% de la capacidad AC del proyecto para poder considerar todo el tiempo de descarga leve y así responder a las demandas del mercado.

Aquello supone importantes costos económicos adicionales al previsto para un proyecto renovable estándar, ya que su valor no sólo se incrementa por los altos precios de componentes del BESS sino también por algunos servicios asociados al control de la instalación completa.

“Como mínimo los costos de un proyecto de más de 1 MW en Puerto Rico vs República Dominicana hoy puede estar variando entre un 10 a un 20 o incluso 25% por el costo del sistema BESS que se exige y la adecuación de otros productos y servicios a una mayor complejidad de la arquitectura eléctrica en el sistema”, consideró David Koch, gerente de ventas en MC Central America, la oficina regional de la empresa alemana Meteocontrol GmbH.

Para que los números estén a favor del proyecto de inicio a fin el referente regional de Meteocontrol llamó a no descuidar algunos desafíos que aparecen dentro del ámbito de monitoreo y control como lo pueden ser los sistemas de protecciones y respaldos para que el BESS trabaje en paralelo y junto a un Power Plant Controller, llegado el caso.

En conversación con Energía Estratégica, David Koch, consideró que si bien este tipo de requisitos afectará en los CAPEX de los proyectos, se lograría una buena compensación ante nuevos servicios complementarios que pueden ofrecerse a través de los sistemas BESS y que terminarán por garantizar ingresos adicionales a los proyectos.

Ahora bien, contar con mayores incentivos sería un gran impulso para hacer más viables a este tipo de instalaciones tanto en el mercado puertorriqueño como en el dominicano.

“A mi criterio, más beneficios fiscales para sistemas de almacenamiento apoyarían también a la implementación de estos sistemas híbridos en la región que, a fin de cuentas, ayudarán a la estabilidad de la red”, indicó David Koch.

Leer versión en inglés

The Caribbean countries severely affected by extreme weather events have essential requirements when considering the stability of the electricity grid, which has repercussions on the incoming generation park.

Among the technical requirements to interconnect renewables, there are both similarities and differences between the systems of the different islands when referring to a crucial factor such as frequency regulation.

For example, Puerto Rico requires a percentage of battery backup for some variable renewable projects. While in the neighboring country of the Dominican Republic, the Superintendency of Electricity is evaluating the implementation of a similar new regulation. What lessons learned from Puerto Rico can the Dominican Republic apply?

Specifically, Puerto Rican regulations require a Battery Energy Storage System (BESS) that represents 10% of the nominal power of generation projects greater than 1 MW.

But that would not be all, it is also requested that this BESS system have the capacity to inject energy into the network immediately for the duration of 9 minutes; with which, some developers oversize the BESS by 15% or 20% of the AC capacity of the project to be able to consider all the light discharge time and thus respond to market demands.

This entails additional significant economic costs to those expected for a standard renewable project, since its value is not only increased by the high prices of BESS components but also by some services associated with the control of the complete installation.

“At a minimum, the costs of a project of more than 1 MW in Puerto Rico vs. the Dominican Republic today may be varying between 10 to 20 or even 25% due to the cost of the BESS system that is required and the adaptation of other products and services will add to a greater complexity of the electrical architecture in the system”, considered David Koch, sales manager at mc Central America, the regional office of the German company meteocontrol GmbH.

For the numbers to speak in favor of the project from start to finish, the meteocontrol regional referent called for not neglecting some challenges that appear within the field of monitoring and control, such as protection and backup systems for the BESS to work in parallel. and together with a Power Plant Controller, if necessary.

In a conversation with Energía Estratégica, David Koch considered that although these types of requirements will affect the CAPEX of the projects, a good compensation would be achieved in the face of new complementary services that can be offered through the BESS systems and that will end up guaranteeing additional income to the projects.

Now, having more incentives would be a great boost to make these types of facilities more viable in both the Puerto Rican and Dominican markets.

«In my opinion, more fiscal benefits for storage systems would also support the implementation of these hybrid systems in the region, which, in the end, will help the stability of the grid,» said David Koch.

La Visión de Puerto Quequén Sustentable, es una premisa compartida con la gestión del Gobierno de la Provincia de Buenos Aires en sintonía con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Naciones Unidas para el Cambio Climático para el 2030 y los compromisos asumidos por Argentina en la Conferencia Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático.

“Los escenarios presentes y futuros del cambio climático y sus impactos sobre los sistemas logísticos de nuestra estación marítima, sumado al cumplimiento de los compromisos internacionales y las nuevas exigencias de los mercados, nos exigen buscar sistemas sostenibles”, destacó el presidente del Consorcio de Gestión de Puerto Quequén, Jorge Alvaro, en el momento de la firma del Convenio.

Lo sustancial del Convenio es realizar los estudios de prefactibilidad y factibilidad para el reemplazo progresivo de la matriz energética del Puerto hacia fuentes renovables.

Alvaro indicó que “en el camino a la sustentabilidad, la iniciativa concluirá con el proyecto para montar una red de generadores eólicos en torno al ejido del puerto con capacidad para abastecer de energía todas las demandas eléctricas actuales y proyectadas”.

Entre los beneficios conexos del proyecto, existe la posibilidad de utilizar parte de la energía generada para producir hidrógeno verde. De esta manera, Puerto Quequén se colocaría a la vanguardia de los puertos de ultramar en la generación, explotación y consumo de energía originada en fuentes renovables.

Como parte de las medidas para el rescate de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) el gobierno de la presidente Xiomara Castro adelantó que ampliará la cobertura eléctrica a través de energías renovables.

En concreto, desde presidencia aseguraron: “licitar nacional e internacionalmente la contratación de energía para la ampliación de la cobertura a través de paneles solares”. 

No se sabe aún cuáles serían las condiciones y aún no hay certeza si se trata de la misma licitación para la contratación de 450 megavatios de potencia firme y energía asociada, que anunció el año pasado Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).

Por lo pronto, desde el sector empresario la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) ya habría solicitado una audiencia para tratar este y otros temas de interés con la nueva administración de la cartera energética. 

Hace no más de un mes juraron las autoridades de la Secretaría de Estado en el Despacho de Energía y ya se empezaron a pronunciar respecto a este y otras prioridades en la agenda energética del gobierno. 

Por su parte, Erick Tejada Carbajal, nuevo secretario de Estado en el Despacho de Energía, aclaró:

«Vamos a tratar de impulsar proyectos energéticos de menor envergadura, pero que involucren a las comunidades y que haya un consenso real con ellas”. 

Pero aquello no sería todo ya que el secretario de Energía fue delegado por la Junta Directiva de la ENEE para ocupar la gerencia provisional de la institución. En tal sentido, declaró a los pocos días de iniciado su cargo: 

«Debe haber reformas profundas a la Ley General de la Industria Eléctrica, así como en todo el entramado y marco jurídico del subsector eléctrico, que cambien o propongan una nueva dinámica entre la CREE, el ODS, la ENEE y la EEH». 

Su propuesta va en línea a las prioridades que desde presidencia anunciaron que lleván a cabo para el rescate de la ENEE: 

-Revisar la deuda y los contratos con generadores 

-Revalorizar los activos de la ENEE 

-Declarar lesivo para el Estado de Honduras el contrato de EEH por incumplimiento 

-Licitar nacional e internacionalmente la contratación de energía para la ampliación de la cobertura a través de paneles solares

-Ampliar la cobertura a través de diferentes proyectos 

Sobre esto último ya estaría trabajando Tomás Rodríguez, asignado subsecretario en el despacho de Energía hace no más de dos semanas, quien aseguró llevar a cabo distintas reuniones para “buscar alternativas con las que podamos llevar energía eléctrica en modalidad renovable a las comunidades”.

El Parlamento Abierto de la reforma eléctrica dejó varias opiniones y consecuencias dentro del sector energético de México, entre ellas una solicitud de prórroga para debatir la propuesta en la Cámara de Diputados. 

¿Por qué? Según explicaron desde el poder legislativo, todavía no están dadas las condiciones para su tratamiento en el Congreso de la Unión, además que varios actores de la industria y de la política plantearon que debe sufrir ciertas modificaciones. 

Una de esas recomendaciones fue el pedido de aclaración de los conceptos de generación distribuida – dadas ciertas diferencias entre lo escrito en la iniciativa y los dichos de las autoridades federales , además de ampliar el límite de la GD, que actualmente abarca sistemas hasta 500 kW. 

“La generación distribuida debería tener una reforma en papel para llegar a tener hasta 5 MW con un producto fast truck. Con ello se debería tener un permitting mucho más ágil para que todas las empresas piensen en ser calificados y ser generadores locales. El mundo va hacia ello”, manifestó Paolo Salerno, managing partner de Salerno y Asociado, durante un análisis realizado con la asociación Asociación Mexicana de Empresas del Ramo de Instalaciones para la Construcción. 

Además, el especialista comentó la necesidad de seguir fomentando la baja de consumo eléctrico y de precios de las tarifas para los usuarios, aunque no con subsidios, sino instalando nuevos parques de generación de energía. 

“Ahí tenemos un gran área de oportunidad y crecimiento porque el pequeño consumidor se siente arropado. Y teniendo un suministro calificado de medio mega para arriba, estamos fomentando que aquellas que tienen menos de 500 kW implementen más generación distribuida”, sostuvo quien tuvo participación en algunos foros del Parlamento Abierto. 

Puede leer: ¿Cómo influye la reforma eléctrica a la generación distribuida de México?

Siguiendo esta misma línea, Salerno se mostró a favor del mercado eléctrico de México y la  readecuación del marco jurídico, y consideró que debe realizarse cada cinco o siete años. Pero aclaró que “eso no significa tirar todo y volver a la década del ‘70, sino mejorarlo”. 

Justamente una de las críticas principales del sector hacia la reforma y a la Cuarta Transformación es que busquen darle prioridad a centrales contaminantes y con un costo elevado de generación, en vez de darle mayor lugar a las energías limpias y renovables. 

Y esto se refleja en el reciente informe de la Comisión Federal de Competencia Económica (COFECE), en la que recomienda no aprobar la iniciativa de López Obrador debido a que no se garantizarían menos costos generación de electricidad ni en el desarrollo de redes de transmisión y distribución, además de que advierte que habrá monopolio de CFE en caso de aprobarse en el Congreso. 

De todos modos, habrá que esperar si se confirma la prórroga solicitada para debatir la propuesta (se espera que sean post elecciones de junio) y cuál es la decisión final de la Cámara de Diputados una vez que tome tratamiento parlamentario.

El pasado 11 de marzo, en una ceremonia realizada en el Congreso en Valparaíso, Gabriel Boric asumió como presidente de Chile por el período 2022-2026, y tomó juramento a su gabinete de ministros y ministras que lo acompañarán en los próximos cuatro años.

El economista Claudio Huepe asumió como ministro de Energía y el Ingeniero Civil Hidráulico Julio Maturana como subsecretario del área.

Ante el desembarco de las nuevas autoridades, Energía Estratégica dialogó con Teresita Vial, Directora de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), sobre cuáles es la herencia en materia de regulación de energías renovables que recibe el nuevo Gobierno y cuáles son las principales iniciativas que deberá abordar.

¿Qué opinión le merece a la gestión de Gobierno saliente en cuanto promoción de regulaciones para el sector energético, en especial renovable?

Claramente el trabajo regulatorio no fue el fuerte de este Ministerio.

El Ministerio saliente en su plan de Ruta Energética estableció ciertas metas regulatorias, dentro de las que estaba la ley de distribución, la ley de flexibilidad, una modificación a la Ley Orgánica de la SEC, Ley de Regulación de los biocombustibles sólidos, entre otras. Sin embargo, ninguna de ellas se concretó.

Lo mismo ocurrió con los reglamentos y normas técnicas, algunas de gran importancia para la operación económica y eficiente del sistema eléctrico, tales como el reglamento de transferencias de potencia de suficiencia, norma técnica sobre programación de la operación en sus capítulos de programación de la operación, declaración de costos variables, funciones de control y despacho, las tampoco lograron ser finalizadas.

¿Cuáles cree que son las normativas más urgentes que deberán tratarse en la nueva administración de Gobierno?

Sin duda la nueva ley de distribución y la ley de flexibilidad o plan de flexibilidad, según si el nuevo ministerio decida continuar con la estrategia de establecer solo cambios regulatorios y no legales para implementar la flexibilidad en nuestro sistema eléctrico.

Estos dos cambios regulatorios son claves, ya que al no haberse realizado dentro del periodo en que se planeó, actualmente estamos con un desfase regulatorio importante en relación con los avances tecnológicos de la industria y la necesidad de descarbonización de la matriz eléctrica. En palabras simples, quedamos atrás.

¿Qué tipo de tratamientos y contemplaciones esperan para el proyecto de Ley de Recursos Energéticos Distribuidos, sobre todo teniendo en cuenta que la promesa de campaña del nuevo Gobierno es estimular esta actividad?

Como le expresamos varias veces al ministerio saliente, el proyecto de ley MED representa una oportunidad única para definir una ruta clara y concreta que permita promover e incentivar la Generación Distribuida en Chile, y, asimismo, establecer niveles de penetración costo eficientes en función de las características de nuestra matriz energética.

La generación distribuida es un elemento clave de la descarbonización de la matriz, pero lamentablemente creemos que no se la ha dado la importancia y fomento que requiere.

Y respecto al almacenamiento, ¿qué tipo de tratamientos y contemplaciones esperan?

Sin duda es necesario generar una normativa clara y sistematizada que entregue certidumbre a los desarrolladores e inversionistas para implementar proyectos de almacenamiento tanto a nivel generación como también transmisión y distribución.

Cómo operarán, cómo se remunerarán, qué servicios podrán prestar, son elementos urgentes de definir de forma normativa para permitir cuanto antes la penetración de los sistemas de almacenamiento.

En cuanto al proyecto de Ley de Portabilidad, ¿esperan un nuevo tratamiento este 2022?

Consideramos necesario revisar los proyectos de ley que fueron redactados (portabilidad y medios energéticos distribuidos) para perfeccionarlos, y que dicha revisión contemple un trabajo conjunto entre el sector público y el privado.

Asimismo consideramos que, en caso que se continúe con el plan de 3 proyectos de ley en vez de uno solo, que dichos PDL (proyectos de Ley) sean discutidos en el Congreso de forma paralela, para asegurar la armonía regulatoria entre los mismos.

Finalmente, en materia regulatoria de despacho y potencia, ¿cuáles son las medidas que esperan que sean promovidas?

Actualmente el reglamento de transferencia de potencia está en la contraloría para ser tomado de razón.

Sin embargo, creemos que es necesario retirarlo de contraloría y modificarlo ya que la redacción actual afecta gravemente a la generación solar fotovoltaica y otros aspectos del actual mercado de potencia.

Esos impactos deben ser evaluados en cuando a su conveniencia, a través de un análisis detallado de costo beneficio y de impacto regulatorio que contemple escenarios de corto, mediano y largo plazo que se obtienen a partir de su aplicación, cuestión que no se hizo y en consecuencia el escenario de los efectos que tendrá este reglamento en el mercado de potencia y en el energético en general es completamente incierto.

A partir de la pandemia del COVID, los costos de flete de China a Latinoamérica se dispararon. Un conteiner con equipos para un proyecto de energías renovables que podía costar entre 2 y 3 mil dólares llegó a techos de 17 mil dólares, recuerda José Antonio Moreno, Director de Logística para Sudamérica de Noatum Logistic.

El especialista cuenta a Energía Estratégica que hasta hace apenas 20 días, antes de la invasión rusa a Ucrania, estos precios se estaban estabilizando de a poco, a medida que la pandemia se iba controlando y las actividades normalizando.

Transportar un contenedor podía valer unos 9 mil dólares. Pero ahora, a raíz del conflicto, el importe aumentó unos 5 mil dólares, llegando a 13 y hasta 15 mil dólares por contenedor desde Chila a Latinoamérica.

¿Cómo impacta en el sector renovable? “Ahora mismo todas las empresas están renegociando contratos, porque los costes han aumentado entre un 30 a 40%”, advierte Moreno.

Por su parte, Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean de la fabricante de módulos fotovoltaicos Yingli Solar, explica los precios de los paneles también están aumentando: Un 10% desde el inicio del conflicto bélico.

“La subida de precios podría ser mayor con el correr de los días. Vemos que semana a semana el valor sube”, observa la experta.

“El daño está hecho”

“Todo el año 2022 era para que los costos se regularizaran (desde el inicio de la pandemia), no tanto para alcanzar los precios del año 2019, pero sí que empezara a haber una regularización. Y para el año 2023, alcanzar unos valores más asequibles, y que haya más proveedores que demanda. Pero con la guerra ya nada de esto es posible. Hoy el problema es que hay más demanda que proveedores”, resume Moreno

El experto en logística señala que esta disparada en los precios tiene que ver con los bloqueos comerciales de distintos países del mundo a Rusia, que, entre otras cosas, generó que el barril de crudo Brent rompiera el techo de los 110 dólares.

¿Cómo impacta esto? Moreno ofrece un ejemplo muy gráfico: “En el mercado español, el carburante pasó a costar de 1,3 a 2 euros por litro”. Otro es el de la electricidad: El precio mayorista en ese país hoy ronda los 250 euros por MWh, después de haber alcanzado un máximo histórico el pasado 8 de marzo de 544,98 euros por MWh, mientras que a esta altura del 2021 el valor era de 70 euros por MWh.

“Toda esta situación está llevando también a la logística a precios desorbitados, con cambios de valores semanales o quincenales, debido a que hay mucha demanda pero poco proveedor”, enfatiza Moreno, al tiempo que indica que hay empresas que analizan que aquellos barcos que pasen por zonas de conflicto se graven con un impuesto por ‘recargo de guerra’.

Consultado sobre si un acuerdo de paz podría generar una rápida recuperación del sector, el Director de Logística para Sudamérica de Noatum Logistic considera que “el daño está hecho” y que habrá demoras para recuperar los precios del 2019.

Observa que Europa ya se está embarcado en un plan para acortar la dependencia energética con Rusia (que le provee alrededor del 60% de su energía), que el bloqueo comercial podría durar y que, al calor de ello, los precios de la energía podrían mantenerse altos.

“Veníamos de un caos del COVID y cuando las economías se estaban recuperando, ahora llega este otro impacto, donde las economías del mundo vuelven a ser golpeadas”, cierra Moreno.

Advance Power se encuentra desarrollando un proyecto de energía eólica en una de las islas en el Mar Caribe y quiere ir por más. 

El parque eólico Bovoni (10 MW) que se ubicará al este de St. Thomas en las Islas Vírgenes Estadounidenses, ya obtuvo un contrato con la Autoridad de Agua y Energía (WAPA) y por sus características podría ser replicado en Puerto Rico.

“Un buen precio pagado por la energía, la solvencia crediticia del comprador de energía y la integridad/equidad del proceso de RFP con adjudicaciones oportunas basadas en el mérito”, serían las primeras tres condiciones que se deberían cumplir para movilizar nuevos contratos renovables en Puerto Rico según Joel Hart, presidente de Advance Power. 

Y es que, desde su análisis, “el valor económico es la fuerza motriz de cualquier acuerdo PPA entre una empresa del sector privado que celebra un acuerdo a largo plazo para suministrar energía renovable a una empresa eléctrica”.

Vista la actual deuda que atraviesa la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE), estos serían más retos que oportunidades.  

Ahora bien, el titular de Advance Power, puntualizó algunos factores clave adicionales que los sí los motivaron a acercarse a Puerto Rico y que incentivarían eventuales PPAs de energías renovables. Estos son:

Vía rápida y reducción de las regulaciones gubernamentales/burocracia para reducir los plazos de entrega de las actividades de desarrollo reales; acción oportuna de las agencias gubernamentales puertorriqueñas;
Políticas de energías renovables a largo plazo, que permitan y promuevan proyectos de energías renovables «distribuidos» desarrollados in situ por consumidores comerciales e industriales de energía;
Para los proyectos de energía renovable que se construirán para la red de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE), la capacidad de la autoridad de energía para identificar, evaluar y adquirir ubicaciones de sitios que puedan proporcionarse para propósitos de desarrollo de proyectos bajo cualquier PPA propuesto, y finalmente;
Atributos fiscales favorables para los proyectos de energía renovable, incluidos los créditos fiscales a la inversión federal (ITC) y las exenciones de impuestos jurisdiccionales locales, exenciones de impuestos especiales y de importación, etc.

Subastas e incertidumbre 

Mientras explora nuevos caminos para salir de su endeudamiento, Puerto Rico prepara su recuperación económica con las energías renovables como eje estratégico. 

Así lo dejan entrever las seis Solicitudes de Propuestas o “Request for Proposals” (RFP) que se presentaron para proyectos de generación, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP).

En la actualidad, la primera edición de RFP está en su fase final y la segunda ya fue lanzada pero empresarios advierten falta de información para preparar proyectos para competir.  

“Si se refiere a la próxima RFP de PRREB-IC para el Tramo 2, no hemos visto ninguna documentación publicada en el sitio web de PREBIC-IC, ni nada relacionado con las RFP de Tramo 2”, se lamentó Joel Hart, presidente de Advance Power.

No obstante, esto no desanima a desarrolladores e inversores extranjeros. En el caso de Advance Power, ya habrían iniciado conversaciones con proveedores de servicios locales de Puerto Rico y anticiparían comunicarse nuevamente con ellos como parte de cualquier nueva propuesta de RFP. 

“En caso de que se adjudique algún proyecto RFP a nuestra empresa en el futuro, se adoptará el mismo enfoque con respecto a la contratación de empresas locales para los servicios necesarios para construir dicho proyecto después de la adjudicación”, adelantó Joel Hart.

Almacenamiento y retos 

En este mercado las exigencias de cubrir un 10% de la generación renovable variable con bancos de baterías, lleva a que cada vez más proyectos se planteen como soluciones híbridas de generación renovable + almacenamiento de energía.

Ahora bien, para estructurar PPA para este tipo de proyectos, Joel Hart advirtió precauciones adicionales para tomar tanto desde la parte técnica como en la legal y financiera. 

En tal sentido, Hart mencionó que el rápido recambio tecnológico exigiría que, para lograr un buen desempeño bajo el propio PPA, se deba seleccionar y utilizar componentes de fuentes de fabricación acreditadas; que sean financieramente sólidos y que puedan brindar soporte técnico a largo plazo, incluidas garantías de desempeño y acuerdos de operación y mantenimiento. 

Desde su perspectiva no sólo será necesaria una asesoría legal especializada además del consejo legal del desarrollador, sino también trabajar en colaboración con el asesor legal del prestamista para asegurarse de que el PPA final sea «financiable» y/o sea aceptable para los inversores o suscriptores financieros del proyecto.

Aunado a aquello, asegurarse de que el PPA propuesto identifique claramente y represente adecuadamente la capacidad de diseño del sistema de generación para entregar la cantidad de energía contratada sería crucial en este mercado, donde antes y después de adjudicaciones, se han registrado cancelaciones de contratos. 

También sería preciso “asegurarse de que el acuerdo de PPA proporcione flexibilidad de hitos con respecto a las condiciones suspensivas según los términos del contrato, particularmente para actividades que dependen de terceros, como permisos de proyectos y estudios ambientales asociados, etc”.

Finalmente, el referente de Advance Power subrayó que para no incumplir hitos en la construcción: “la flexibilidad con respecto a la fecha de operación comercial (COD) del proyecto además debe abordar los problemas de la cadena de suministro, los tipos de cambio de divisas y otras fases de desarrollo del proyecto dada la volatilidad que experimenta actualmente el mercado mundial”.

Efergía, la empresa distribuidora de componentes para la industria fotovoltaica y partner oficial en Argentina y Uruguay de Huawei Solar, presentó la línea de inversores de 20, 30 y 40 kW M2 / M3 de Huawei para el segmento comercial e industrial. 

Puntualmente son los inversores SUN2000 con una potencia nominal de 20, 30, 36 y 40 kW, que tendrán una potencia máxima de hasta un 10% más.

El primero de ellos tiene ciertas características diferentes del resto de los equipos, debido a que está pensado principalmente para fuera de Argentina. “La particularidad de este inversor es que tendrá una tensión de salida de 220 V en tres fases y no 220 V fase neutro como hay en el país. Mientras que el resto de inversores, trabajarán de 220 V – 380 V o 220 V – 400 V y hasta 480 V”, detalló Franco Lomello, Solution Manager de Huawei Digital Power Latinoamérica. 

“Tendremos una tensión de entrada de 1100 V, lo que es importante para el diseño. Además de una corriente máxima por MPPT de 26 A, sabiendo que estos inversores siguen con la filosofía de diseño de tener dos strings por cada MPPT”, agregó. 

Respecto a los modelos antecesores, esta gama nueva cuenta con Wi-Fi incorporado, será compatible con Smart Dongle de Huawei y soportará optimizadores, además de tener el sistema PID recovery, según explicó el especialista. 

“Los inversores que cuenten con esta protección, principalmente son los trifásicos de la gama residencial (M1) y comerciales, tanto de 8 a 20 kV (M2) como aquellos de 20 a 40 kW (M3) que se presentan, al igual que los equipos que superen los 60 kV”, sostuvo Lomello. 

De este modo, continúa la apuesta de la compañía china en Argentina y por los inversores string, donde creció exponencialmente en electrónica de potencia durante el 2021, año en el que alcanzó ser uno de los fabricantes con mayor capacidad instalada a nivel global, con más de 175 GW vendidos. 

Asimismo, sigue confiando en Efergía como principal distribuidor en el país, luego de un segundo año pandémico que fue muy positivo para la empresa local, dado que logró comercializar 30 MW de inversores de Huawei y evitar 24.000 toneladas de CO2. 

Cada año se liberan en la atmósfera miles de millones de toneladas de CO2 como resultado de la producción de carbón, petróleo y gas. La actividad humana está produciendo emisiones de gases de efecto invernadero a niveles récord, sin signos de desaceleración.

El Acuerdo de París de 2015 sobre el cambio climático exige que el calentamiento final se mantenga por debajo de los dos grados centígrados y que se redoblen los esfuerzos para limitar aún más el aumento a 1,5 grados. Transformar la matriz energética es entonces un objetivo inminente.

Para poder avanzar en este sentido deberían invertirse, según lo publicado por la Secretaría de Energía de la Nación en el documento “Lineamientos para un plan de Transición Energética al 2030” entre US$ 20 mil millones (REN20) y US$ 27 mil millones (REN30) hasta 2030 además de sortear los desafíos técnicos como la interconexión del sistema eléctrico.

De las inversiones calculadas, USD 25 mil millones corresponden a insumos importados.

El impacto de las barreras a la importación

Necesitamos cumplir nuestros compromisos internacionales y modificar de manera urgente la matriz energética para reducir nuestras emisiones pero no tenemos forma de hacer frente a las importaciones que se requieren para el desarrollo de los parques solares, eólicos, ni la tecnología que se necesita para la producción de biomasa y biogás. Esto es como consecuencia de 3 grandes problemas.

El primero es que algunos productos que se necesitan para la construcción de estos proyectos están alcanzados por licencias no automáticas de importación (por ejemplo, la torres para los aerogeneradores, las estructuras de seguimiento para los paneles solares (trackers)) que no están siendo autorizadas por la Secretaría de Industria, Economía del Conocimiento y Gestión Comercial.

El segundo problema es la autorización para el giro de divisas al exterior por parte del Banco Central de la República Argentina (BCRA). Con las reservas de dólares casi agotadas girar al exterior se transformó en un desafío. Con la publicación de la Comunicación A-7466 el BCRA restringe aún más los giros categorizando las SIMI en A y B y determinó los montos y los plazos en que cada importación se podrá pagar. Para las SIMIs que obtengan categoría A se podrá girar de manera anticipada, vista o diferida en hasta un 5% más de monto FOB que en 2021 o un 70% más que lo girado en 2020, el que sea menor. Para las SIMI que se otorgue categoría B, el pago al exterior se podrá realizar recién a los 180 días. A su vez, los nuevos importadores solo podrán girar hasta USD 50.000 por año. 

El tercer obstáculo son las intervenciones de terceros organismos que estos productos requieren. Estas son reglamentos técnicos que Argentina exige cumplir para el ingreso al país como la certificación de Aceros para la Construcción, la certificación de torres para aerogeneradores, certificaciones de seguridad eléctrica y otras tantas, que demandan tiempo y dinero y muchas veces salen rechazadas por la Dirección de Lealtad Comercial dependiente de la Secretaría de Comercio Interior.

A lo anteriormente mencionado, hoy se suma el nuevo bloqueo CEF (Capacidad Económica Financiera del Contribuyente) gestionado a discrecionalidad por la AFIP que impide la presentación de licencias de importación SIMI (Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones). El CEF determina la capacidad económico financiera que tiene una empresa para canalizar importaciones y si bien la fórmula de cálculo es secreta, se basa en una diferencia entre los ingresos declarados y los gastos y deudas vigentes.

Es importante remarcar que la mayoría de las empresas que ganan proyectos de RenovAr (Régimen creado por la Ley 27.191) son empresas de capital extranjero que constituyen una sociedad en la Argentina para poder ser incluidas en el Régimen de Fomento a las Energías Renovables y al ser sociedades nuevas solo cuentan con un aporte de capital (no hay ventas registradas). Por lo que la no asignación de CEF podría ser otra barrera para arancelaria que deberían sortear para poder avanzar con los proyectos sumado a la restricción del BCRA que autoriza solo USD 50.000 para pagos al exterior de nuevas importadores.

Aportes al desarrollo económico de la industria de renovables

Según el documento publicado por la Secretaría de Energía, incrementar la participación de energías renovables en la matriz energética no tendría solo impacto positivo para el medio ambiente sino que hay un potencial de desarrollo de proveedores locales a través de la fabricación de bienes de capital que aportaría valor agregado a la producción nacional y ayudaría a sustituir importaciones y ahorrar divisas.

A su vez, el crecimiento a escala del know how en la fabricación de bienes específicos para el sector permitiría el ingreso de divisas genuinas por la potencial venta de maquinaria y equipo con alto contenido tecnológico a países de la región. Esto mejoraría la inserción regional e internacional de la Argentina. También, las mejoras en las capacidades productivas potenciarían encadenamientos intra e inter industriales con bienes que contienen mayor valor agregado, crean puestos de trabajo con mejores calificaciones, con mayor productividad y nivel salarial más alto del promedio. 

Estado de situación y compromisos asumidos

Durante la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP26), celebrada en Glasgow a finales del año pasado, la mayoría de los países han presentado sus NDC (Contribución Determinada a Nivel Nacional) con metas concretas de reducción para 2030 y en muchos casos comprometiéndose a la carbono neutralidad para 2050.

La geografía de Argentina tiene características extraordinarias en cuanto a la radiación solar e intensidad de los vientos por lo que resulta un territorio ideal para el desarrollo de energías limpias y sustentables.

Según un informe del año 2015 del Fondo Monetario Internacional (FMI), la industria energética rankea en el primer puesto de las 10 industrias que más emisiones generan en nuestro país. La transformación de la matriz energética debe ser entonces una prioridad.

Pero ¿en qué situación estamos? En 2021, las fuentes renovables generaron un 13% de la energía que demandó el sistema eléctrico argentino, por debajo del 16% que planteaba la Ley 27.191 (Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica, 2016) para ese año. En la COP26 Argentina se comprometió a “desarrollar el 30% de la matriz energética nacional con energías renovables”.

Argentina es entonces el país de las contradicciones. Por un lado, asumimos con el mundo compromisos de reducción de emisiones y aumento de la producción de energía renovable, pero por otro lado, colocamos todas las barreras posibles para que los proyectos no se puedan construir y por lo tanto, la economía no se pueda desarrollar.

Entonces, me pregunto ¿cuándo vamos a construir políticas públicas consecuentes con los objetivos que buscamos alcanzar como país? Porque hasta que no respondamos esta pregunta no podremos avanzar en la transformación de nuestra matriz energética. 

En un contexto en el que el alza de precios de combustibles a nivel internacional afecta el bolsillo de la gente así como a las principales actividades productivas, Perú se prepara para impulsar más energías renovables y vehículos eléctricos.  

“Con el tema de la nefasta guerra entre Rusia y Ucrania, donde el tema de los precios del combustible elevó el barril sobre los USD $130, es importante tener otros elementos de uso eficiente de energía”, alertó José Dávila, viceministro de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MINEM). 

De allí, puso a consideración no sólo el despliegue de más energías renovables como eólica y solar sino también el hidrógeno verde como solución a largo plazo para desplazar combustibles a partir de fuentes fósiles. 

“Tenemos que tener otro elemento que sustituya al diésel. Estamos viendo el tema del hidrógeno verde pero será tema de discusión de otro momento”, consideró.  

Entonces, ¿qué oportunidades se abrirán para el sector renovable? De acuerdo con el viceministro de Electricidad del MINEM: «es muy importante diversificar la matriz energética”. 

Y amplió: “Queremos manifestar que en el nivel de matriz energética la base de la generación en el Perú es hidroeléctrica”. 

“En el futuro, la idea es compensar esta nueva demanda que se dará con energía renovable; lo que permitirá la transición energética de una energía limpia en la generación hacia un consumo en energía eléctrica en la demanda”. 

Para lograrlo se empezará a impulsar nueva regulación. Y, para que su estructuración resulte exitosa se abrirán instancias de participación mediante consulta pública para recibir comentarios y sugerencias que aporten a una mejor implementación. 

En el sector de transporte ya se prevé la reglamentación del decreto 0/22/2020 a través de la cual se aprobaron las disposiciones de las infraestructuras de carga y abastecimiento de la energía eléctrica. 

“En el transcurso de 15 días tendríamos que tener el reglamento publicado. En unos 30 días deberíamos tener el espacio para que todas las personas e instituciones opinen sobre mejoras para este reglamento y con esto empezar a poner en práctica”, anunció el viceministro. 

Se anima a todo el sector empresario de las energías renovables a contribuir al mismo para que su puesta en marcha logre una mayor sostenibilidad económica, ambiental y social. 

Los números estarían a favor de una mayor penetración de energías renovables como eólica y solar. Según comentó Luís Grajeda, gerente de Regulación de Tarifas de Osinergmin: 

“Los energéticos basados en energías renovables no convencionales tienen costos tremendamente competitivos mucho más bajos. Lo que necesitamos para hacer sostenible y lograr la transición energética es incorporar estas energías renovables no convencionales” 

Y subrayó: “Si la hacemos más competitiva utilizando energías renovables no convencionales, hoy día estarían casi 1/3 de lo que costaría un energético basado en gas natural, esto podría trasladarse y ser altamente sostenible”, aseguró. 

Ahora bien, respecto a las tarifas, plateó que se requiere del establecimiento de bloques horarios para aumentar la competitividad: 

“Las renovables fotovoltaicas tienen mucha presencia en las horas fuera de punta y necesitan ser atendidas. Se han alcanzado diferentes propuestas al Ministerio y al Congreso de la República. El Ministerio las está revisando y esto tiene vinculación con esta separación de la potencia y energía de modo tal que podamos incentivar de manera concreta a energéticos como los fotovoltaicos o eólicos y que puedan estar presentes en términos competitivos”

Y concluyó: “impulsar este tema de la separación de energía va a promover, incentivar y eliminar barreras para que las energías renovables no convencionales se incorporen en la matriz energética”.

El Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC) ha publicado hoy Floating Offshore Wind – a Global Opportunity, un informe que expone la clara oportunidad que la eólica marina flotante representa para países de todo el mundo.

Esta tecnología es fundamental para las ambiciones mundiales de alcanzar el objetivo de «Net Zero» en 2050.

El informe se centra en cinco países -Irlanda, Italia, Marruecos, Filipinas y Estados Unidos- que tienen un importante potencial de energía eólica flotante.

Estos cinco países se denominan el «grupo perseguidor», y junto con los mercados flotantes más maduros -Reino Unido, Corea del Sur, Francia y Japón- podrían encabezar la próxima ola de energía eólica flotante.

La carrera mundial por el desarrollo de esta tecnología ya está en marcha, y estos países pueden alcanzar a los actuales líderes del mercado, si ponen en marcha ahora la política adecuada.

El informe, elaborado por la empresa de investigación y análisis Aegir Insights, muestra el papel fundamental que desempeña el liderazgo político en la puesta en marcha de los mercados de energía eólica marina flotante.

El mercado es incipiente, pero podría ser enorme: el 80% del potencial mundial de recursos eólicos marinos se encuentra en aguas de más de 60 metros de profundidad.

Para muchos países, el potencial técnico de la eólica marina flotante empequeñece el de las turbinas de fondo fijo. Para que la eólica marina aumente su contribución a la energía neta cero, será necesario un rápido despliegue de los parques eólicos flotantes. Esto requiere liderazgo y apoyo político para hacerlo realidad.

Se elaboró un conjunto de criterios para evaluar el potencial y la preparación del mercado en más de 100 países. A partir de esta lista, se elaboró una preselección inicial de 30 países con un gran potencial.

Se identificaron los cinco últimos y se elaboraron instantáneas del mercado.

Estas instantáneas proporcionan información sobre las condiciones del mercado y ayudan a trazar un camino para el crecimiento exitoso de la energía eólica marina flotante.

La eólica marina flotante se encuentra ahora en el inicio de su comercialización. El éxito en los países que ya se dedican a la eólica marina flotante supondrá una rápida reducción de costes, lo que significa que la eólica marina flotante estará al alcance de una segunda generación de países.

Henrik Stiesdal, Presidente del Grupo de Trabajo de Eólica Marina Flotante del GWEC, ha declarado: «La eólica marina flotante se encuentra en un momento emocionante de su trayectoria. Una vez probada la tecnología, tenemos que acelerar su implantación, lo que implica trabajar con los países que se inician en la energía eólica marina».

«La energía eólica marina flotante puede aportar electricidad con bajas emisiones de carbono y oportunidades económicas. Este informe identifica cinco países de todo el mundo que podrían avanzar rápidamente para convertirse en líderes de la eólica marina flotante. Pero también muestra que, con las políticas adecuadas, la eólica marina flotante puede despegar en muchos países del mundo».

Ben Backwell, director general de GWEC, ha declarado: «La energía eólica marina es una herramienta vital en la acción global para la descarbonización. Mientras que el foco de atención de esta década es el rápido crecimiento de la eólica marina fija, también necesitamos ver el liderazgo político para que la eólica marina flotante a gran escala esté lista para desempeñar su papel en la década de 2030 y más allá».

«A medida que los países tratan de aumentar su capacidad renovable para reducir su dependencia de los combustibles fósiles, es crucial que la adopción de nuevas tecnologías forme parte de su hoja de ruta. Esto es fundamental para garantizar que el potencial de las energías renovables se aproveche al máximo».

«Este importante informe pone de relieve las condiciones necesarias y cómo GWEC puede apoyar a estos países para que crezcan y se conviertan en líderes de la energía eólica marina flotante».

Joe Nai, director general de Asia Offshore Wind y representante de Shell en el grupo de trabajo de la eólica marina de GWEC, expresa: «A medida que las tecnologías eólicas flotantes maduran, es fundamental que los gobiernos creen políticas que permitan el rápido despliegue de nuevos proyectos en apoyo de los objetivos globales de emisiones netas cero. Junto con la eólica marina fija, la solar y el hidrógeno, la eólica marina flotante tiene la oportunidad de desempeñar un papel importante en la futura combinación energética del mundo. Este informe ayuda a identificar las políticas que proporcionarán la plataforma para el éxito».

Scott Urquhart, Director General de Aegir Insights, señala: «Nuestro trabajo con GWEC muestra qué condiciones deben darse para que la eólica marina flotante florezca y qué países podrían crear un paquete perseguidor de mercados de eólica marina flotante de segunda generación, si se cuenta con el liderazgo político adecuado.»

Los cinco países analizados tienen un potencial técnico combinado de energía eólica marina flotante de 3.861 GW, lo que equivale a entre 2,6 veces -en el caso de Italia- y a la asombrosa cifra de 69 veces -en el caso de Irlanda- su demanda actual de electricidad».

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Los ambiciosos planes del Gobierno irlandés, junto con las favorables condiciones del emplazamiento, hacen que el mercado de la eólica marina flotante sea atractivo, siempre que se mejore la red de transmisión y la infraestructura portuaria.

En Italia, el compromiso con la energía neta cero está impulsando el crecimiento de la energía eólica. La falta de espacio en tierra y la ausencia de emplazamientos adecuados para la eólica de fondo fijo harán que se centre en la eólica marina flotante.

Marruecos, un gran recurso eólico, la falta de acceso a la eólica marina fija, junto con el deseo del Gobierno de cumplir los objetivos ecológicos y aumentar la seguridad energética, suponen un gran interés por la eólica marina flotante.

Filipinas, el alto crecimiento económico está impulsando el aumento de la demanda de electricidad. Los emplazamientos de eólica marina flotante con buenos recursos están situados cerca de los centros de carga y el Gobierno tiene un programa ambicioso. Sin embargo, las tarifas y las infraestructuras podrían plantear problemas.

En EE.UU. (Pacífico), la falta de acceso a emplazamientos fijos de energía eólica marina, junto con la gran ambición de los gobiernos estatales y federales, apuntan a un rápido crecimiento de la energía eólica marina flotante. Sin embargo, se necesitarán grandes inversiones en la red para apoyar la conexión.

El informe completo puede descargarse aquí: https://gwec.net/floating-offshore-wind-a-global-opportunity

El GWEC también está trabajando con sus miembros y las partes interesadas para organizar una serie de talleres en línea que se basan en el informe. Estos talleres se centrarán en diferentes regiones de todo el mundo y destacarán las actividades en los mercados emergentes y futuros de la energía eólica marina flotante.

De acuerdo al último oficio (descargar) de la Comisión Nacional de Energía (CNE), los Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuido (PMGD) que no hayan ingresado su solicitud en construcción antes de este lunes 14, no contarán con la certeza de obtener su declaración en construcción antes del 8 de abril, fecha límite para que estos emprendimientos se puedan acoger al Régimen Transitorio del Decreto Supremo 88 (DS88).

¿Por qué es importante acogerse a ese régimen? Porque lepermitiría a los proyectos acceder, durante un periodo máximo de 165 meses (casi 14 años), acceder al precio estabilizado como remuneración por la venta de su energía generada, en lugar del nuevo esquema de bandas horarias que fija el DS88, el cual resulta menos conveniente para estos proyectos de hasta 9 MW, principalmente para los solares fotovoltaicos.

En diálogo con Energía Estratégica, Claudio Henríquez Vial, Director de ACESOL, explica que tal oficio de la CNE “cambia la interpretación de la CNE sobre el DS88 publicado en un oficio previo de la CNE, acortando el plazo para realizar el ingreso de una declaración en construcción perfecta o para responder a las observaciones de un ingreso previo; adelantando este plazo hasta el 14 de marzo para asegurar que la CNE tenga capacidad de procesarlo con tiempo para que al 8 de abril esté declarado en construcción”.

El dirigente asegura que hay proyectos que se presentaron en enero pasado, y que aún no han sido procesadas u observadas, a días de finalizar el plazo, y que no se sabe si podrán ser procesadas antes de la fecha límite, advierte y observa que este escenario se da por la sobrecarga de trabajo que tiene la CNE.

Desde la industria calculan que los PMGD (proyectos hasta 9 MW) afectados por esta situación se cuentan de a cientos, y que en conjunto totalizarían entre 800 y 1000 MW.

Ante este panorama de incertidumbre, Henríquez agrega que otro de los requisitos que debe cumplir un PMGD para declararse en construcción es contar con un contrato de conexión firmado con la distribuidora y el 40% de las obras de refuerzos ya abonadas; o bien el pago de estas obras en un 100%.

“Esto obliga al desarrollador a aceptar el ICC (Informe de Criterios de Conexión) que le está entregando la distribuidora y no tener el espacio para negociar o llevar ante la SEC (Superintendencia de Electricidad y Combustibles) costos de ICC sobredimensionados”, lamenta Henríquez.

Consultado si desde ACESOL están solicitando audiencias con el Gobierno, el Director de la entidad señala que, dado a que este viernes asumirán funciones las nuevas autoridades de la administración de Gabriel Boric, analizan entablar diálogo con ellos.

“Lo que pediremos desde ACESOL es que puedan revisar la última circular de la CNE para que reinterprete que el plazo para ingresar las declaraciones en construcción sea el 8 de abril y que, el plazo que tome en resolver la CNE por la sobrecarga de trabajo recaiga sobre le institución y no sobre el desarrollador quien ha debido lidiar con retrasos en la tramitación de los proyectos por la pandemia”, adelanta.

Además, observa que este pedido también deberá establecer requisitos mínimos para que las declaraciones que ingresen sean solventes, evitando así el peligro de que ingresen un aluvión de proyectos que no sean sólidos.

“Existe un reglamento que regula los documentos que se tienen que presentar para declarar en construcción un proyecto. Entonces se puede definir un cumplimiento mínimo de la documentación para su procesamiento posterior al 8 de abril”, propone Henríquez.

Desde ACESOL confían en que las nuevas autoridades vean con buenos ojos este pedido, para que los proyectos puedan desarrollarse y aportar al suministro de energía renovable al sistema.

El inversor Huawei versión Lite es un inversor residencial que mantiene la gran calidad de los modelos estándar pero que selecciona los atributos esenciales para poder ofrecer un producto completo y de gran calidad. Entre estos atributos esenciales encontramos:

Monitoreo online
Potencias de 5 kW y 6 kW
Sobredimensionamiento de hasta el 38%
Función AFCI y protección AC y DC
Función Zero Export

Esta versión busca aumentar la eficiencia de los techos solares en casas y mejorar la rentabilidad de sus instalaciones ofreciendo un producto más accesible en el mercado residencial.

Hasta hoy, no se había visto la tecnología de vanguardia y gran calidad de Huawei con estos beneficios en la rentabilidad para los proyectos solares en los hogares de México, por lo que la introducción de este producto significa una revolución para la industria solar dedicada al sector residencial en México.

Huawei es líder mundial en el sector fotovoltaico principalmente en el sector a Gran escala así como C&I, y con la introducción de esta nueva tecnología ahora también podrá liderar en el mercado mexicano en el segmento residencial. 

Este modelo estará disponible exclusivamente en BayWa r.e. a partir de marzo 2022.

Huawei supera los 8 GW de inversores string comercializados en la región

El Ministerio de Minas y Energía de Colombia asegura que, desde el 2018 hasta esta parte, “el país multiplicó 25 veces su capacidad instalada para la generación de energía renovable a partir de fuentes no convencionales, con 20 granjas solares, 1 parque eólico, 10 proyectos de autogeneración a gran escala y más de 2.500 proyectos solares fotovoltaicos de autogeneración a pequeña escala”.

Estos proyectos suman una capacidad instalada de 725,38 MWp, que contribuyen a la reducción de 921.333 toneladas de CO2 al año y equivalen al consumo de 547.402 familias.

En ese marco, EPM está desarrollando su mega central hidroeléctrica ‘Hidroituango’, de 2400 MW y calcula que para este año tendrá operativas sus primeras dos turbinas de 300 MW cada una. La primera en julio y la segunda en noviembre.

Sin embargo, justamente por la contingencia surgida en 2018 en Hidroituango, la gran hidroelectricidad empezó a ser cuestionada por ciertos sectores. Además, los fenómenos climáticos, que suelen generar problemas de sequías, relativizan la efectividad de seguir apostando por esta tecnología.

Para analizar este tema, Energía Estratégica dialogó con Natalia Gutiérrez Jaramillo, Presidente Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen).

¿Cuál es la posición de Acolgen sobre cómo se viene ampliando la matriz eléctrica colombiana?

Para Acolgen es claro que la expansión del parque generador hoy en día está marcada por una tendencia dominante: la integración masiva de fuentes renovables y, especialmente, proyectos eólicos y solares fotovoltaicos.

Estos proyectos no solo han sido exitosos en los mecanismos centralizados para fomentar la entrada de proyectos en el sistema, tal y como lo demuestran las experiencias con la Subasta del Cargo por Confiabilidad de 2019 y las Subastas de Contratos de Largo Plazo de 2019 y 2021, sino que también han sido de especial interés para que agentes desarrollen proyectos de generación, autogeneración y generación distribuida.

Esta tendencia queda demostrada con datos recientes de XM, los cuales muestran que cerca de los 7.893 MW que se esperarían entren en operación para 2024, 93% corresponde a proyectos renovables (76% a tecnologías eólicas y solares).

En vista de la creciente penetración de fuentes renovables, y en aras de mantener la confiabilidad, seguridad y eficiencia del servicio eléctrico que requiere la electrificación y descarbonización de la economía, para Acolgen es claro que, bajo una visión de planeación indicativa de la actividad de generación, sean los esquemas competitivos los que determinen la composición de la matriz en función de su competitividad, complementariedad y eficiencia.

Dentro de las tecnologías de base, ¿cuáles considera que deberían desarrollarse?

Para la Asociación todas las tecnologías, convencionales o no, existentes o nuevas, tienen oportunidades y retos dentro de la matriz energética.

Mientras que los proyectos eólicos y solares fotovoltaicos contribuyen a diversificar la matriz y a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, los proyectos hidroeléctricos aportan flexibilidad de cero emisiones para la integración de fuentes no convencionales, así como las plantas térmicas proporcionan confiabilidad y mitigación de restricciones.

De esta manera, y reiterando lo expresado anteriormente, la penetración de las distintas tecnologías en el sistema debe ser en función de su complementariedad, competitividad y eficiencia.

¿Cuál es la posición de ACOLGEN sobre la incorporación de almacenamiento a través de baterías en proyectos de energías renovables variables?

Desde la Asociación creemos en una visión más amplía para el almacenamiento de energía, sin limitarlo a aquel provisto por baterías.

En otras palabras, venimos trabajando para que el marco regulatorio del sector habilite la prestación de todos los servicios que los sistemas de almacenamiento estén en capacidad de proveer a la red (arbitraje de energía, servicios complementarios, flexibilidad para la integración de renovables, e incluso confiabilidad, entre otros).

Es así como el sistema podrá aprovechar todos los sistemas de almacenamiento disponibles, incluyendo el almacenamiento de los grandes embalses de nuestras plantas hidroeléctricas.

En lo que respecta a los sistemas de almacenamiento a través de baterías en proyectos de energía renovables variables, consideramos que la solución contribuye a mitigar los retos operativos que surgen ante la penetración masiva de tecnologías altamente variables, así como también facilitan el cumplimiento de los requerimientos operativos que impone la regulación.

Con la reforma que se espera para los mercados de corto plazo, este tipo de soluciones y su relación con la operación del sistema y sus mercados, cobrará aún más relevancia.

EPM sostiene que las primeras dos turbinas de Hidroituango comenzarán a funcionar este año. ¿Qué efectos generaría este hito sobre el mercado eléctrico colombiano?

La entrada en operación de las dos primeras turbinas de Hidroituango es un hecho que representa una victoria muy importante para EPM y sus colaboradores, en primera medida, pero también para el sector eléctrico colombiano y, en general, para la sociedad colombiana.

Ante el tamaño de las contingencias enfrentadas, celebramos que el proyecto esté dando pasos tan importantes hacia su finalización.

Ahora bien, en el marco del sector eléctrico la entrada de Hidroituango traerá beneficios al sistema y sus usuarios finales.

Primero, el sistema contará con una nueva planta que entrará a reforzar la confiabilidad del suministro.

Asimismo, con la nueva planta se fomentará la competencia y la formación de precios eficientes.

Finalmente, la electricidad de Hidroituango contribuirá a la transición energética del país de forma efectiva, no solo por su condición de cero emisiones, sino que también la flexibilidad que tendrá el proyecto facilita la integración de otras fuentes renovables variables.

¿Cree que los Gobiernos no deberían descuidar el hecho de continuar desarrollando la gran hidroelectricidad?

Para Acolgen, definitivamente ningún Gobierno debería abandonar el desarrollo de proyectos hidroeléctricos.

Primero, porque en definitiva los proyectos hidroeléctricos son fuentes renovables, los cuales contribuyen de manera efectiva a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y a la integración de fuentes variables, como las tecnologías eólicas y solares.

Adicionalmente, debemos resaltar que en Colombia, que cuenta con una matriz en la que la hidroelectricidad representa cerca del 70% de la generación, llevamos 28 años sin apagones, lo cual es una señal muy positiva de confiabilidad.

Asimismo, Colombia tiene un potencial inmenso por aprovechar, que según el último Atlas de la UPME supera los 60 GW.  Por último, en el marco de la reactivación económica, los proyectos hidroeléctricos son oportunidades de inversión, generación de empleo y creación de cadenas de valor local, además de ser posibles a la luz de los más altos estándares de sostenibilidad ambiental y social.

La necesidad de los proyectos hidroeléctricos durante la transición es evidente no solo para la Asociación, sino también para entidades internacionales.

La Agencia IHA, con base en los escenarios de cero emisiones netas a 2050 de la IEA, muestra cómo se requerirán 1.200 GW adicionales de proyectos hidroeléctricos para limitar el calentamiento global en 1.5 °C, de los cuales Suramérica debería añadir 323 GW a los 177 GW hidroeléctricos instalados en el 2020.

El contrato tiene como objetivo suministrar sus soluciones de inversores centrales de 1500Vdc para la construcción del complejo solar Caldeirao Grande 2 Solar en el estado de Piaui, facilitando la descarbonización de la economía local e impulsando el desarrollo de todo el país.

Ibitu Energia invertirá una cantidad estimada de 800 millones de reales para la construcción de este proyecto. El proyecto convertirá al estado en un centro nacional de generación de energía renovable y desarrollo social.

Además de suministrar energía limpia, el complejo contribuirá a la mejora de las infraestructuras, a la recaudación de impuestos en el estado de Piaui y a la creación de 900 puestos de trabajo al final de su construcción, prevista para 2023.

Ocupando un área de 430 hectáreas en Serra da Batinga, el proyecto tendrá una capacidad instalada equivalente al consumo de más de 280.000 hogares brasileños.

La solución de inversores centrales llave en mano de 6,25 MW de Sungrow para sistemas de 1500Vdc, con una eficiencia inigualable del 99%, es ideal para aplicaciones a escala comercial.

La solución integra un transformador de media tensión, equipos de conmutación y toda la automatización en un contenedor de 12 metros, lo que simplifica considerablemente el transporte y la operación y mantenimiento.

Compatible con los módulos bifaciales y los sistemas de seguimiento, la solución permite un rendimiento considerable.

Como Sungrow ha suministrado aproximadamente 3 GW en Brasil desde 2017, Sungrow mantiene su enfoque en el mercado local con una cartera de más de 20 productos y un fuerte equipo local que ofrece ventas integrales, soporte técnico y servicio posventa.

Acerca de Ibitu Energia

Ibitu, cuyo nombre proviene de la lengua tupí-guaraní y significa viento, es una de las mayores empresas de generación y comercialización de energía 100% renovable.

Sungrow firma un contrato de 213 MW con Ibitu EnergiaEl desarrollo sostenible centrado en las premisas medioambientales, el impacto social positivo y la gobernanza están en el ADN de la empresa, que cuenta con 877 megavatios (MW) en funcionamiento distribuidos en cinco parques eólicos situados en los estados de Ceará, Rio Grande do Norte y Piauí, dos complejos solares en el estado de Bahía, además de tres centrales hidroeléctricas en Minas Gerais, Mato Grosso y Santa Catarina.

Con una cartera de nuevos proyectos en desarrollo de energía eólica, solar e híbrida que suman 1,7 gigavatios (GW) a la cartera, Ibitu emplea a más de 170 profesionales, está entre los cinco mayores generadores de energía eólica en operación comercial en el mercado libre y busca convertirse en uno de los más importantes actores del mercado energético brasileño.

www.ibituenergia.com

Sobre Sungrow

Sungrow Power Supply Co. («Sungrow») es la marca de inversores más bancaria del mundo, con más de 224 GW instalados en todo el mundo hasta diciembre de 2021. Fundada en 1997 por el profesor universitario Cao Renxian, Sungrow es líder en la investigación y el desarrollo de inversores solares, con el mayor equipo de I+D del sector y una amplia cartera de productos que ofrece soluciones de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía para aplicaciones a escala de servicios públicos, comerciales e industriales y residenciales, así como soluciones de plantas fotovoltaicas flotantes reconocidas internacionalmente.

Con una sólida trayectoria de 25 años en el sector fotovoltaico, los productos de Sungrow alimentan instalaciones en más de 150 países. Para saber más sobre Sungrow, visite www.sungrowpower.com.

Tal como lo adelantó Energía Estratégica a principio de año, la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) finalmente presentó la hoja de ruta del hidrógeno verde del país ante las autoridades del Congreso y el Poder Ejecutivo, el cual acompañó con el documento que establece las bases y recomendaciones para llevar adelante una estrategia de H2V. 

En la misma se plantean oportunidades de mercado, sectores de aplicación, cómo desarrollar la oferta y demanda del vector energético, así como también políticas y objetivos progresivos hasta el año 2050. 

Y entre los objetivos más ambiciosos, se proyecta que para el 2050 se desplieguen los proyectos de gran escala, con más de 12 GW de capacidad instalada de electrolizadores, que podrían alcanzar costos muy bajos de producción, a tal punto de 1 USD por kilogramo de hidrógeno verde. 

Pero para alcanzar dichos resultados, H2 Perú propone que sea de manera escalonada, con aspiraciones concretas en las décadas previas. Puntualmente, en la década de 2030, se puso la mira en conseguir más de 1 GW de potencia operativa de electrolizadores, con 1.6 USD/kg de H2V como target de precio promedio.

A ello se debe agregar que estima que exista más de 20 MUSD de financiamiento para apalancar proyectos escalables y replicables, ya que considera que la demanda tendrá, al menos, un 40% de penetración en la industria del país, 31317 toneladas de H2 para dicho año para ser precisos. 

Dichas metas y cantidades aumentan de manera escalonada con el paso de los años a raíz del fomento a la innovación industrial que la Asociación Peruana de Hidrógeno se prevé hacia el 2040, donde se plasmó la finalidad de tener 6 GW de capacidad instalada de electrólisis, bajo un target promedio de 1.3 USD/kg de H2V. 

Según el documento, esto daría lugar a la sustitución del 75% hidrógeno gris en la industria, la reducción del 80% de las importaciones de productos derivados del H2 y la inyección del 2% en las redes de transporte de gas natural, para luego ya sí abrir paso a los más de 12 GW para la década que le sigue. 

Además, es necesario recordar que H2 Perú ya publicó en febrero de este año un “Proyecto de Ley de promoción del Hidrógeno Verde”, que contiene una propuesta normativa, con el objetivo de debatir un régimen de promoción del hidrógeno verde. Por lo que se espera que durante el transcurso del 2022 y los años venideros se fomente esta industria y se comiencen a idear políticas e incentivos. 

En el marco del CERAWeek, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, anticipó que la versión final de la hoja de ruta para la incorporación de energía eólica marina (ver borrador) ya está lista.

«Hoy alcanzamos un nuevo hito en la Transición Energética de Colombia. Con esta hoja de ruta, podremos avanzar en la incorporación de proyectos que le permitirán aprovechar el potencial de 50 GW que tiene el país esta fuente de generación, casi tres veces la capacidad instalada de 17,7 GW que tiene actualmente todo el país», enfatizó.

El funcionario destacó que aquellos 50 GW serían capaces de motivar inversiones por 27.000 millones de dólares.

No obstante, según adelantó Energía Estratégica, esta versión final se daría a conocer el próximo mes.

En tanto, durante el lapso de tiempo que el borrador de la hoja de ruta ingresó a consulta (10 de febrero) hasta que finalizó (25 de febrero), el documento recibió comentarios de 19 partes interesadas (ver).

Entre ellos se destacan los de la empresa BlueFloat Energy, empresa especializada en proyectos de energía eólica marina.

En cuanto a los tiempos de aplicación que propone el borrador de la hoja de ruta, la compañía indica que, para una política de crecimiento alta, se indica 2025-2027 como fechas objetivo para tener completamente desarrollada la regulación y los mecanismos de retribución de la eólica marina.

“Se debe manifestar que este lapso de tiempo es demasiado largo dado que se estaría hablando que la estrategia a seguir no sería desarrollada hasta la fase final de legislación del próximo gobierno”, advierten.

Y proponen: “Entendemos que este proceso puede agilizarse sin poner en riesgo los tiempos de los desarrollos actuales. Normalmente 12 o 18 meses deberían ser suficientes para proponer y aprobar la legislación correspondiente, y para este fin se pueden aprovechar las experiencias de otros países”.

Asimismo, sostienen que, en cuanto a tiempos de desarrollo, “se visualiza a través del documento que se determinó que el plazo para desarrollo de este tipo de proyectos es de 5 años”.

“Creemos que estos tiempos no son reales bajo los marcos de regulación actuales. E incluso con un marco regulatorio ad hoc y una cadena de suministro consolidada, 5 años sería un tiempo muy corto”, opinan desde BlueFloat Energy.

Y proponen: “Dado el trabajo a realizar y nuestra experiencia creemos que un tiempo de desarrollo de entre 7 a 10 años es más realista. La Hoja de Ruta contempla actualmente el tamaño de los proyectos de eólica marina entre 200 MW y 500 MW (o menos) con el fin de evitar la necesidad de mejoras importantes en la red de transmisión. Nos parece adecuado este planteamiento (200MW500MW) para 1-2 parques de demonstración”.

“Asegurar la construcción de 1-2 proyectos en el horizonte 2026-27 supondría una señal fuerte de compromiso con el sector, ayudaría a adaptar la cadena de suministro para el desarrollo posterior del sector y serviría de reclamo para inversiones adicionales al mostrar el compromiso del gobierno con dicho desarrollo”, destacan.

Asimismo, BlueFloat Energy sostiene que los parques eólicos marinos tengan una potencia de hasta 1GW, de manera tal que la escala pueda bajar el precio de la energía.

En cuanto a cadena de suministro, la empresa visualiza que “se hace una descripción de los componentes del parque y actividades asociados al desarrollo de un parque eólico marino, sin embargo, no se sugiere a nivel de política de desarrollo de estos proyectos, cuáles de estas actividades quedarían enmarcadas bajo la ley 2099 de 2021, que contemple exenciones de arancel e incentivos para la inversión”.

“Es necesario sugerir este tipo de acciones dado el alto nivel de inversión de capital que estos proyectos requieren. Entendemos que un mecanismo basado en ayudas a la inversión con subsidios directos y no únicamente basado en desgravaciones fiscales sería mucho más favorable para la penetración de la eólica marina en el sector colombiano”, considera.

Inversiones

En tanto, en el marco del CERAWeek, el Ministerio de Minas y Energía acompañó la firma de un Memorando de Entendimiento entre el Copenhague Infrastructure Partners (CPI) y la Alcaldía de Barranquilla, a través de su empresa Alumbrado Público de Barranquilla S.A.S. (APBAQ), para avanzar en el proyecto de energía eólica costa afuera en el país.

El proyecto, que se desarrollaría cerca de la ciudad de Barranquilla, en el departamento del Atlántico, tendría una capacidad instalada de 350 MW y sus inversiones podrían ser de hasta 1.000 millones de dólares.

Entre los comentarios de la hoja de ruta, se destacan los de CPI. Allí la compañía señala que “en nuevos mercados de energía eólica costa afuera, como Colombia, es necesario contar con mecanismos de apoyo para los ingresos de los proyectos iniciales” dado que “un desarrollador no avanzaría a una etapa de licencias y trabajos de ingeniería sin tener asegurado un esquema robusto de venta de energía (offtake)”.

Y sostiene que “el apoyo financiero en el ingreso previsto para el año 2027 podría generar retrasos de una entrada en operación más allá del 2030”.

Además, agrega que dado que el esquema de apoyo financiero en el ingreso esta previsto para el año 2027, “el cierre financiero del proyecto podría esperarse en 2028. Esto podría generar un retraso en la entrada en operación prevista para 2030, pues ciertos componentes clave, tales como la subestación fuera de costa, tienen un tiempo medio de fabricación de 2 a 3 años”.

“Para alcanzar la entrada en operación prevista sobre el año 2030, los soportes y esquemas regulatorios para costa afuera deben iniciarse lo más pronto posible y no esperar hasta mediados de los 2020s. Esto debido a la articulación que debe realizarse entre trabajos de desarrollo (4 y 6 años para Proyectos Iniciales -Early Adopter Projects- y Comerciales respectivamente) y fase de construcción, especialmente si se considera el Escenario de Alto Crecimiento donde se estima un tamaño de aprox. 1GW para Proyectos Iniciales”, sostiene CPI entre otras definiciones de mercado y técnicas.

LUMA presentó su plan de trabajo para los próximos tres años frente al Negociado de Energía de Puerto Rico. Allí, referentes de la compañía aseguraron que se continuará desplegando energía renovable en redes eléctricas bajo su concesión.  

El compromiso partiría de apoyar la transformación energética en el hogar, según expresó María Hilda Rivera, directora de modernización de la red de LUMA Energy: 

«LUMA y nuestros más de 3000 compañeros de trabajo están trabajando arduamente todos los días para construir un sistema de energía más confiable, más resistente y más limpio para los 3.2 millones de amigos, familiares y vecinos a quienes tenemos el privilegio de servir».

¿Cómo lo harán? “Creemos que al trabajar juntos con el Negociado de Energía, diferentes grupos de stakeholders ​​y el resto de la gente de Puerto Rico, podemos continuar acelerando la adopción de energía renovable y brindar el sistema de energía que la gente de Puerto Rico espera y merece”, respondió.

Y puntualizó:

-“LUMA apoya plenamente el crecimiento de la energía solar y limpia en todo Puerto Rico”.

-“Es lo que quiere el pueblo puertorriqueño y por eso estamos potenciando el crecimiento de las energías limpias y renovables”.

-“En los últimos ocho meses, hemos estado trabajando de cerca con el Negociado de Energía de Puerto Rico para acelerar la adopción de energía renovable para reducir la dependencia del combustible importado para generar electricidad”.

-“Nuestra meta compartida es crear un futuro que deje atrás los días de dependencia de Puerto Rico de los combustibles de alto costo”.

De este modo, el plan de trabajo del operador se podría alinear a los objetivos de Ley 17 de 2019 y no ir en detrimento de inversiones en energía renovable, como se creía hasta hace días atrás.

Es preciso subrayar que estas declaraciones se dan en el marco de un pedido de legisladores y referentes de asociaciones civiles y empresarias para que el gobierno a través del operador LUMA, no agregue cargos extra a los usuarios que incorporaron fuentes de generación renovables para autoconsumo. 

Aquel, llamado por muchos “impuesto al sol”, o contemplado como “cargo por transición” dentro de la reciente RSA cancelada, habría quedado sin efecto hasta que se acuerde un nuevo modo de reestructuración de la deuda de la AEE que se espera no tenga nuevos costos asociados para prosumidores de la red.

Ecuador se encuentra implementando una serie de políticas alineadas al Acuerdo de París que persiguen garantizar un ambiente sano y ecológicamente equilibrado a través de prácticas y tecnologías ambientalmente limpias, tal como las energías renovables.

Como parte de su estrategia para alcanzar este objetivo, desde el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, el gobierno está impulsando proyectos de electrificación que reduzcan el consumo de combustibles fósiles en grandes sectores productivos del Ecuador. 

Se trata de un plan que contempla la ejecución de obras de transmisión y distribución, así como la incorporación de proyectos renovables inyectando electricidad a las nuevas redes.  

Según explicó Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable, aquel estaría destinado primeramente para sectores agrícolas y acuícolas, e inclusive se le daría lugar en el sector de hidrocarburos para mitigar efectos negativos de sus industrias.

“Ahora, estamos ejecutando dos grandes proyectos energéticos en el campo industrial, uno con la industria petrolera y otra con la camaronera”, aseguró el viceministro Argüello durante un evento del CACME, parte del Consejo Mundial de la Energía.

En tal sentido, explicó que Ecuador busca liderar en la exportación de productos asociados a ambos sectores; los que, por el momento, han venido utilizando provisionalmente generación termoeléctrica para cubrir sus actividades productivas.

Sin embargo, consideró que ahora perseguirán extender las redes de transmisión y distribución para la incorporación de todas esas industrias a un sistema nacional interconectado donde las renovables primen: 

“Estamos realizando una interconexión con líneas de transmisión hacia el sistema nacional interconectado para sustituir esa generación termoeléctrica con generación más limpia que dispone el sistema nacional”.

“Ecuador en el año 2021 abasteció su demanda energética con el 93% de generación renovable y tenemos un potencial muy interesante de generación hidroeléctrica además de estar con un proceso muy agresivo de incorporación de generación fotovoltaica, eólica y otros tipos de energías limpias”, precisó. 

Y subrayó: “Resulta obvio que además de las ventajas económicas, mitigará efectos negativos al medioambiente y les permitirá convertirse en industrias con sello verde”.

Aquello va en sintonía con iniciativas de otros organismos del gobierno, como aquellas impulsadas por el Ministerio de Ambiente que desde 2015 y más incisivamente desde 2019, contempla beneficios para las empresas que se certifiquen bajo la marca “Punto Verde”. 

En específico, a través del acuerdo ministerial N 48 del 19 de junio de 2019, se garantizan incentivos tributarios a empresas que realicen una actividad productiva y que implementen maquinaria, equipo o tecnología que sea destinada producción más limpia, generación de energía de fuente renovable (solar, eólica o similares), reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y/o reducción del impacto ambiental de la actividad productiva.

Este tipo de medidas, ya seducen a industriales que empiezan a demostrar un mayor interés por incorporar sistemas de autoconsumo solar o inclusive contratar energía renovable a generadores privados, algo que desde las resoluciones ARCERNNR-001/2021 y ARCERNNR-002/2021ya se puede explorar en este mercado. 

“Continuaremos trabajando en la emisión y actualización de normativa y regulaciones. No para restringir los mercados, sino en favor de que lo que se produzca y consuma en el país sea de la mejor calidad y genere un menor impacto posible”, concluyó el viceministro Argüello. 

Licitaciones corporativas movilizan inversiones renovables en nuevos sectores productivos de Ecuador

El Gobierno Nacional de Argentina confirmó que está buscando impulsar aún más el crecimiento de la generación distribuida en el país, principalmente para el sector industrial y productivo, además de la implementación de sistemas de gestión de la energía. 

Mariela Beljansky, directora nacional de Generación Eléctrica, comentó que buscan interactuar con dichos sectores para promover la GD en la industria debido a que poseen “situaciones asociadas con los impactos que ya se viven del cambio climático”. 

“Vemos al sector industrial y agroproductivo que tienen nuevos requerimientos en muchos casos. Y estamos tratando de identificar políticas públicas enfocadas para tener riego abastecido con energías renovables y en sitio, porque captura más beneficios”, aseguró durante el webinar denominado “Día Mundial de la Eficiencia Energética”, evento organizado por el Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME)

Entre esos beneficios o ventajas está prevenir la pérdida en el sistema de transporte y distribución, a lo que Beljansky consideró como importante debido a que en muchas ocasiones, el consumo y la generación están a varios kilómetros entre sí. 

“Es muy relevante el hecho de promover evitar esas pérdidas, tanto para nosotros como para el segmento productivo. Además que debemos ayudar a que todo el sector disminuya su huella de carbono para seguir siendo competitivo en el mundo, en término de emisiones de gases de efecto invernadero”, sostuvo. 

Incluso, meses atrás, desde la Dirección Nacional de Energías Renovables reconocieron que ya trabajaban en nuevos beneficios para la generación distribuida en Argentina con medidas orientadas a créditos blandos con subsidio de tasa para que todas las provincias adheridas a la Ley Nacional N° 27424 puedan acceder a este tipo de instalaciones. 

Mientras que desde el organismo dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica mencionaron que estaban desarrollando la normativa de GD comunitaria, con la posibilidad de abrir las puertas a otras tecnologías, más allá de la solar fotovoltaica. 

Y de este modo, se plantea seguir avanzando con este tipo de segmento renovable en el país, que ya cuenta con 735 usuarios-generadores que acumulan 9.824 kW de potencia instalada, de los cuales el sector comercial industrial representa el 35% (257 U/G) y 76% (7499 kW), respectivamente, según el último reporte de avance publicado por la Secretaría de Energía. 

El Consorcio para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno en Argentina (Consorcio H2ar) presentó su resumen de resultados 2021 y reconoció la potencialidad del país para desarrollar una gran planificación y proyectos pilotos para producir dicho vector energético, debido a la disminución de costos estimada para los próximos años. 

«El país tiene un gran potencial para desarrollar una estrategia de producción dual de hidrógeno limpio que colabore a alcanzar un sistema energético bajo en carbono. Los costos proyectados ponen en una excelente posición a la Argentina para atraer inversiones e incorporarse a la cadena de valor global que se está desarrollando”, asegura el documento.

“Argentina cuenta con recursos de primer nivel para la generación de energía eólica onshore y energía solar fotovoltaica, y posee amplias extensiones con potencial para producir más de 1.000 Mton de hidrógeno limpio por año”, agrega.

Según el espacio de trabajo conformado por diversas empresas que actúan en la cadena de valor del H2, se espera que aquel producido por electrólisis renovable del agua pueda alcanzar los 1,5-1,6 USD / kilogramo al 2030, aunque actualmente ya se podría llegar a dichos valores a partir del reformado de gas natural con captura y almacenamiento de CO2.

En lo que respecta a costos, el reporte detalla que se podría llegar a tener valores entre 1,6 y 2,7 USD/kg H2 mediante proyectos on-grid de hasta un orden de 100 MW para 2030. Mientras que para los off-grid de aproximadamente 1 GW de potencia eólica, ese número desciende hasta 1,5 USD/kg. 

“Un hallazgo importante revela que para las instalaciones de producción a partir de electrólisis renovable de agua a pequeña escala (< 100 MW), los proyectos de electrólisis on-grid en el sitio de destino (in situ) son más convenientes que los proyectos off-grid más los costos de transporte de ese hidrógeno”. 

“En tanto que para proyectos de gran escala, dada la magnitud y demanda energética que implican, se deberá ejecutar el proyecto en forma off-grid y considerar la logística de transporte de hidrógeno”, especifican desde la entidad.

Por otro lado, también se pone la mirada en la exportación de energía baja en carbono, donde se hace hincapié en que el país tiene una “gran oportunidad” a gran escala y se espera que se cree un “mercado diferencial de moléculas limpias” mediante el interés de compradores por la relación precio – poder de descarbonización. 

“En este sentido, el H2 producido por reformado de gas natural con captura de emisiones aparece como una oportunidad para posicionar al país en forma temprana, mientras se desarrolla la cadena del hidrógeno generado por electrólisis utilizando renovables” 

Y ante ello, desde el Consorcio para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno en Argentina consideran que se debe construir una mirada ambiciosa en el futuro, ya pensando en escalar rápido a raíz de la articulación interna y externa establecida, además del aprovechamiento de las herramientas de promoción existentes. Por lo que ratifican su idea de que “empieza una etapa de impulso a los primeros proyectos piloto”.

Incluso, la Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) ya identificó varios pipelines de proyectos de esta índole, entre los que se encuentran tres en Argentina (el proyecto de Hychico en Comodoro Rivadavia ya posee estatus operacional). 

Además, Energía Estratégica previamente informó que Haizea desarrolla un proyecto piloto de amoníaco verde en Río Negro, el cual se trata de una planta con energía primaria eólica de 76 MW de potencia, que por año llegaría a producir 128.000 toneladas de dicho vector energético. 

Sumado a que también ya se conoce la megainversión de 8400 millones de dólares que la firma australiana Fortescue realizará en Río Negro para producir hidrógeno verde, y que, como consecuencia, se espera convertir a dicha provincia en un polo mundial exportador de H2V en 2030.

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

“Con esta operación, ING continúa demostrando su compromiso y liderazgo en la financiación sostenible a la vez que aplica su enfoque innovador y experiencia en el sector. En esta ocasión, con el diseño de una solución para FRV que permite optimizar la caja de la compañía, ligándolo a su vez al desempeño en materia de sostenibilidad”, señala Cristóbal Paredes, Director de Banca Corporativa e Inversión de ING España & Portugal.

En palabras de Javier Huergo, Chief Investment Officer en FRV: “esta alianza fortalece la capacidad de FRV para continuar desarrollando proyectos de energía renovable en España y en el resto del mundo a la vez que implementamos la tecnología más avanzada, promoviendo la innovación y la transformación del sector energético».

El negocio de banca mayorista de ING es pionero en la propuesta de soluciones innovadoras para acompañar a sus clientes en la transición hacia modelos de negocio sostenible. El año pasado la entidad llevó a cabo operaciones de préstamos verdes por un volumen total de más de 11.800 millones euros, lo que supone más del doble que en 2020.