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El Boletín Oficial del Estado (BOE) publica hoy el extracto de cuatro convocatorias de ayudas para programas de incentivos a la cadena de valor innovadora y de conocimiento del hidrógeno renovable.

Dotadas con 250 millones de euros, se destinarán a grandes electrolizadores (100 millones), disponible aquí; demostración y validación de vehículos (80 millones), disponible aquí; investigación industrial y experimental (40 millones), disponible aquí; fomento de capacidades y avances tecnológicos en líneas de ensayo y fabricación (30 millones), disponible aquí.

Se estima que su materialización generará más de 14.000 empleos y contribuirá con más de 960 millones de euros al PIB.

Las convocatorias se enmarcan en una de las dos líneas para el impulso del hidrógeno renovable, aprobadas en diciembre de 2021 por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) dentro del Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento (PERTE ERHA).

Las características de las convocatorias están disponibles en la web del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) y el plazo de presentación de solicitudes permanecerá abierto desde el 8 de abril hasta el 7 de junio.

Entre los criterios de adjudicación se valorará la participación de Pymes, el impacto positivo en zonas de Transición Justa, la reducción de emisiones y la creación de empleo.

El IDAE será el encargado de gestionar las ayudas, que se otorgarán en régimen de concurrencia competitiva, y que tienen como objeto la mejora de las capacidades productivas y de fabricación de componentes, equipos y sistemas; el desarrollo de prototipos en el ámbito de la movilidad y de grandes demostradores de electrolizadores, y el despliegue de tecnologías habilitadoras clave dentro de la cadena de valor.

Los proyectos deberán respetar el principio de “no causar un perjuicio significativo” al medio ambiente y las ayudas se instrumentarán como una subvención a percibir por el beneficiario, con carácter definitivo, una vez se verifique la ejecución del proyecto y se acrediten los costes subvencionables incurridos.

Programas y criterios de valoración

Las ayudas están ligadas a cuatro programas de incentivos:

1. Capacidades, avances tecnológicos en líneas de ensayo y fabricación:

Subprograma 1 a) centros de fabricación de equipos relacionados con la cadena de valor del hidrógeno renovable. En particular, las instalaciones y equipos de fabricación de otros equipos, componentes y sistemas, con presupuesto de 20 millones.

Subprograma 1 b) mejora de las capacidades vinculadas a la I+D+i: enfocado a las instalaciones de ensayo de componentes, sistemas y equipos auxiliares relacionados con la producción, distribución y uso del hidrógeno renovable, con un presupuesto de 10 millones.

2. Diseño, demostración y validación de nuevos vehículos propulsados por hidrógeno, con un presupuesto de 80 millones.

3. Grandes demostradores de electrólisis, proyectos innovadores de producción de hidrógeno renovable:

Subprograma 3 a) de desarrollo y fabricación de un gran electrolizador, un primer prototipo que incluya elementos de avance respecto al estado del arte actual, con presupuesto de 40 millones.

Subprograma 3 b) de integración real y efectiva de un gran electrolizador en un contexto operativo industrial, con presupuesto de 60 millones.

4. Retos de investigación básica-fundamental, proyectos pilotos innovadores y formación en tecnologías habilitadoras clave dentro de la cadena de valor, con un presupuesto de 40 millones.

En función de la demanda, dentro de un mismo programa está prevista la posibilidad de transferencia de fondos entre los subprogramas, de forma que se tenga flexibilidad de adaptarse a la demanda real por parte de los beneficiarios.

Así mismo, antes de finalizar el plazo de presentación de solicitudes, se contempla que se podrá valorar la ampliación del presupuesto de cada convocatoria, mediante acuerdo del Consejo de Administración del IDAE, siempre que no se supere el límite de gasto anual por convocatoria establecido en el Reglamento (UE) nº 651/2014, de la Comisión de 17 de junio.

Inversión mínima de 500.000 a un millón de euros

El tamaño de los proyectos permitirá aprovechar economías de escala y sinergias  que optimicen en su ámbito los procesos de descarbonización con hidrógeno renovable. Así, se establece una inversión mínima de 1.000.000 euros por proyecto para los programas 1, 2 y 3 y de 500.000 euros por proyecto para el programa 4.

La adjudicación de las ayudas se realizará atendiendo a los siguientes criterios:

Características técnicas: se incluirá la relevancia de los objetivos del proyecto, el nivel de madurez de la tecnología y el grado de innovación aportado. Se valorará que contribuya a la consecución de los objetivos correspondientes del PRTR en el marco del componente 9 ‘Hoja de ruta del hidrógeno renovable y su integración sectorial’.

Viabilidad económica: se valorará positivamente la provisión de una mayor financiación privada en el proyecto por cada euro de financiación pública.

Viabilidad del proyecto: se valorará positivamente la concreción de objetivos técnicos fijados, la metodología y el plan de trabajo, así como la fortaleza del equipo de trabajo (capacidad y experiencia), la colaboración entre el sector empresarial y la comunidad científica y la participación de pymes. Así como grado de avance en la obtención de los trámites administrativos y permisos necesarios.

Escalabilidad tecnológica y potencial de mercado: se valorarán criterios de replicabilidad/escalabilidad, potencial de mercado de las nuevas tecnologías o de creación y divulgación del conocimiento adquirido en el proyecto.

Externalidades: se valorará el impacto positivo en zonas de Transición Justa, la reducción de emisiones y la creación de empleo, entre otras.

Cabe destacar que estas convocatorias tendrán importantes impactos energéticos y económicos. En referencia al subprograma 3 b), que apoya la integración real y efectiva de un gran electrolizador en un contexto operativo industrial, se estima que se podrán apoyar cuatro proyectos con una potencia media de electrólisis de 25 MW, alcanzando así un total de 100 MW de potencia de electrólisis de hidrógeno renovable.

En cuanto al impacto económico y social, se calcula que las cuatro convocatorias crearán más de 14.000 nuevos empleos, entre directos e indirectos, y contribuirán con más de 960 millones de euros al PIB español.

Hidrógeno renovable: un proyecto de País

Estas convocatorias se enmarcan en la Componente 9 ‘Hoja de ruta del hidrógeno renovable y su integración sectorial’ del PRTR, y, en particular, en su Inversión 1: ‘Hidrógeno renovable: un proyecto país’, con el que se pretende posicionar a España como referente tecnológico en producción y aprovechamiento del hidrógeno renovable.

Además, forman parte del PERTE ERHA, un completo programa de instrumentos y medidas para desarrollar tecnología, conocimiento, capacidades industriales y nuevos modelos de negocio que refuercen la posición del liderazgo de nuestro país en el campo de las energías limpias.

Movilizará una inversión superior a los 16.300 millones, entre aportaciones del Plan de Recuperación y fondos privados. Con carácter general, el apoyo económico se otorgará mediante convocatorias de concurrencia competitiva para seleccionar los mejores proyectos.

Asimismo, mediante el despliegue de este mecanismo de ayudas se avanza en la consecución de los objetivos de la Hoja de Ruta del Hidrógeno, un documento estratégico para impulsar el hidrógeno renovable.

Entre otros objetivos, se aspira a alcanzar una potencia de electrólisis de 300 MW a 600 MW en 2024 y de 4 GW en 2030, un 10% del objetivo comunitario, lo que demuestra la ambición de nuestro país para ser un actor fundamental dentro del contexto europeo.

Puede consultar la información sobre el PERTE ERHA en este enlace

Más información del PRTR aquí

El Parlamento Abierto que organizó la Cámara de Diputados de México para debatir la reforma eléctrica propuesta por López Obrador finalizó días atrás. Durante casi un mes y medio, varios actores referentes de la política y de la industria del país disertaron distintas posturas y argumentos sobre su aprobación o negativa legislativa, a modo de antesala para su futuro debate en el Congreso de la Unión. 

Sin embargo, a la primera impresión del sector energético, las ideologías y posiciones sobre el tema no sufrieron modificaciones desde que los foros de debates iniciaron a mediados de enero y culminaron el último día de febrero. 

“Sinceramente creo que no cambió nada. Cada quien sigue atorado, defendiendo sus ideas. El grupo parlamentario de MORENA sigue empeñado en sacar adelante la reforma eléctrica, mientras que la oposición en que no”, remarcó José Celis, consultor de energías renovables y eficiencia energética de México, durante una entrevista con Energía Estratégica. 

“Un debate es una confrontación de ideas y argumentos pero esto fue más bien una serie de ataques entre las distintas posturas, cada quien presentando lo suyo pero ninguno proponiendo un punto medio”, agregó. 

De todos modos, consideró que la reforma no tendrá lugar en la cámara baja de San Lázaro tal como está actualmente, debido a la falta de votos necesarios (se requiere dos terceras partes); pero no descartó que dicha situación puede cambiar si es que hay modificaciones en la iniciativa, con temas orientados a aquellos que busca la oposición.

Es por ello que José Celis también puso la mirada en lo que pueda ocurrir en los próximos movimientos políticos que se avecinan: la consulta de revocación de mandato de AMLO (se realizará el 10 de abril) y las elecciones de junio, donde se elegirán diversos cargos políticos en seis entidades federativas del país. 

“Las elecciones de mitad de año serán un barómetro de cómo serán las del 2024, además del referéndum del próximo mes para saber si López Obrador continúa en el poder hasta dicho año o no”. 

“Y si alguna parte política cede en algo, también significa hacerlo en las elecciones gubernamentales de mitad de año. Por eso se quiere discutir la reforma pasada esa fecha. Mientras que los partidos, momentáneamente, hacen el juego de desgaste político”, sostuvo el especialista.  

Como consecuencia, y al menos hasta que se dé la votación en el Congreso, el sector energético y las inversiones en fuentes de generación limpia y renovables en México seguirán en stand by producto de la incertidumbre que se ha generado tanto por esta iniciativa como por otras medidas de la administración actual.

La Superintendencia de Electricidad (SIE) avanza en los estudios que servirán de base para crear regulaciones habilitantes de sistemas de almacenamiento de energía con baterías a gran escala en República Dominicana. 

Tal es el caso de un primer proyecto subvencionado por la Agencia de Desarrollo y Comercio de los Estados Unidos (USTDA, por su sigla en inglés) que apoyaría el despliegue de bancos de baterías y que podría ver la luz próximamente. 

“Creo que en unos dos meses estará listo”, señaló el superintendente de Electricidad, Rafael Velazco.

En conversación con Energía Estratégica, Rafael Velazco explicó que ese y otros estudios permitirán al país prepararse para la incorporación de baterías a gran escala tal como sucede en sistemas eléctricos más maduros. 

Analizando casos como el de California y confrontándolos con la realidad de República Dominicana, desde la óptica del superintendente, la incorporación de baterías no sólo sería necesaria como proyectos independientes, sino también como parte de proyectos de generación renovable como eólica y solar, o dentro de subestaciones eléctricas. 

“Nosotros tenemos líneas muy radiales en transmisión y hasta en distribución en donde en algunos puntos del trazo se le puede poner bancos de baterías que inyecten energía y ayuden a la regulación”, introdujo el superintendente.

“Otro elemento a considerar es que en transmisión en adelante se vaya a exigir que todas las subestaciones tengan banco de baterías para que, si hay un apagón, las subestaciones sigan energizadas”, puso a consideración.

Y agregó: “Además, pueden servir para regular la frecuencia de los proyectos antes de que estos inyecten energía. ¿De qué manera? Por ejemplo, en proyectos solares, se les puede exigir que un 20% de su capacidad nominal esté en baterías y así evitar distorsiones en la red” 

En tal sentido, el superintendente aclaró que el generador renovable no tendría la obligatoriedad de ser el propietario de las baterías, pero tendría la obligatoriedad de cubrirlo a través de la renta de aquellos bancos o tercerizando ese servicio complementario.   

Ahora bien, Velazco advirtió que restan más estudios que aborden cuestiones técnicas específicas. Ejemplificando dicho tema, mencionó que será preciso un estudio que determine en qué casos conviene retirar, cuándo conviene inyectar la energía acumulada en baterías, el tiempo que va a exigir el regulador para el ingreso al sistema, cómo será la reserva y carga flotante, entre otros aspectos.  

Por tal motivo, aún no se exigirá la incorporación de bancos de baterías, pero sí se estaría evaluando contemplarlo a través de una nueva ley, regulación o reglamento que no sea retroactiva pero que sí pueda progresivamente exigirse mediante nuevos contratos que se vayan firmando. 

Según Christian Jaramillo Herrera, Director General de la UPME, el sistema eléctrico colombiano va requerir, por lo menos, entre 5.000 y 6.000 MW en los próximos cinco años.

Y esa es una de las razones por las que Colombia necesita ordenar su espectro eléctrico. Es por ello que necesita terminar de aplicar la Resolución CREG 75.

En un encuentro explicativo, Jaramillo precisó que los criterios ya están definidos pero que restará definir la gravitación que tendrán cada uno de ellos. Adelantó que se publicarán los términos a consulta pública a finales de marzo y luego, entre abril y mayo, quedarían en firme.

El funcionario explicó que 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 en virtud por no pagar garantías (de 10 dólares por kW).

Ante la consulta de Energía Estratégica sobre cuáles son tales criterios, Jaramillo mencionó tres que tienen que ver con la configuración de la tarifa eléctrica de los usuarios.

En primer lugar, 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, indicó 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.

Ante una nueva consulta de este medio sobre si los proyectos que se presenten tendrán un límite en la Fecha de Puesta en Operación (FPO) declarada, Jaramillo precisó que, de haber capacidad disponible, mientras antes se declare en funcionamiento el proyecto mejor puntuará.

Pero el funcionario advirtió que, a diferencia de antes de la Resolución 75, los FPO ahora no podrán prorrogar sus fechas fácilmente. Para hacerlo, una empresa deberá justificar el motivo, lo que la llevará a ampliar garantías. No obstante, la UPME puede rechazar el pedido de cambio y quitar la asignación.

El Programa de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), de la Secretaría de Energía Eléctrica, lanzó el llamado a licitación para la provisión e instalación de equipos fotovoltaicos en 281 instituciones públicas, nacionales y provinciales, en Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Chubut, Córdoba, Corrientes, Entre Ríos, Formosa, Jujuy, La Pampa, Misiones, Neuquén, Río Negro, Salta, San Juan, Santa Cruz, Santiago del Estero, Tierra del Fuego y Tucumán. Se trata de una inversión de aproximadamente 22 millones de dólares.

El secretario de Energía, Darío Martínez, indicó que “con el PERMER venimos avanzando mucho, otorgando energía limpia a diferentes zonas rurales a lo largo y ancho del país. En este caso vamos a proveer de electricidad a instituciones públicas muy importantes para el desarrollo de los y las argentinas en 19 provincias. Seguimos dando pasos firmes en la transición energética que nos plantean el presidente y la vicepresidenta”.

“El Proyecto permite brindar electricidad confiable y segura para instituciones fundamentales en zonas aisladas de todo el territorio nacional, para contribuir a mejorar la calidad de vida y el desarrollo de miles de argentinas y argentinos”, destacó por su parte el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo

Las instalaciones fotovoltaicas abastecerán de energía eléctrica constante y de calidad a campamentos de Vialidad Nacional, puestos fronterizos del Ejército Argentino, puestos de Gendarmería Nacional, refugios de Parques Nacionales, escuelas rurales y establecimiento sanitarios y policiales, entre otras instituciones públicas ubicadas en el territorio de esas 19 provincias.

Las obras beneficiarán directamente a 11.826 personas que se desenvuelven cotidianamente en estas instituciones públicas, al garantizar la provisión de este servicio público imprescindible en estos establecimientos alejados de la red de distribución eléctrica, e indirectamente mejorarán la calidad de vida de muchos miles más de argentinos y argentinas.

El Proyecto PERMER, dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, promueve la inclusión social y el desarrollo socioeconómico por medio de la energización rural en todo el territorio nacional y es ejecutado a través del Préstamo BIRF Nº 8484. Provee un insumo clave para lograr el acceso universal al derecho a la energía. Al basarse en fuentes renovables, también contribuye a diversificar la matriz energética nacional.

Las empresas interesadas en la licitación LPN 1/2022 pueden obtener información adicional ingresando a la web. La fecha límite para presentar ofertas es el viernes 8 de abril de 2022 a las 14 hs.

El gobernador Pedro Pierluisi canceló el Acuerdo de Apoyo a la Reestructuración de la Autoridad de Energía Eléctrica, conocido como RSA, por sus siglas en inglés. 

Entre los fundamentos que utilizó el primer mandatario se destaca que alineará la reestructuración de la deuda de la AEE a la promoción de energías renovables, aunque no dejó de considerar al gas como combustible de transición. 

En concreto, declaró: 

“Para asegurar que un futuro Plan de Ajuste de la AEE se ajuste a la política pública del Gobierno, en las negociaciones de reestructuración nos enfocaremos en los siguientes objetivos: 

1- Que la AEE salga de la quiebra bajo el Título III lo antes posible; 

2- Promover la conversión a fuentes de energía renovable y, a corto plazo, el mayor uso del gas natural, que es más limpio y menos costoso que los demás combustibles que está utilizando la AEE; 

3- Que se respete el rol del Negociado de Energía de Puerto Rico de establecer las tarifas de electricidad y velar por el cumplimiento con el Plan Integrado de Recursos; 

4-Proteger a los pensionados de la AEE; y 

5-Cumplir con los requisitos y objetivos de política pública establecidos en la Ley 17-2019, mejor conocida como la «Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico»

Bajo ese mandato, Puerto Rico buscará resolver los retos e inconsistencias que irían en contra de la legislación que promueve nuevas inversiones renovables en el archipiélago.

De allí es que el gobierno iniciaría conversaciones con todos los interesados para lograr un acuerdo de reestructuración que sí pueda ser implementado de manera factible y conveniente pronto.

“Es una victoria para el pueblo de Puerto Rico, sin duda”, valoró Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA). 

El referente de SESA señaló a Energía Estratégica que el gobernador Pierluisi ratificó lo que desde la asociación vienen expresando desde hace tiempo: “además de ilegal, el impuesto al sol en el RSA es innecesario ante el aumento en demanda y facturación eléctrica que ya está ocurriendo y que aumentará exponencialmente por la penetración de autos eléctricos”. 

Para transparentar estos temas que atañen al sector energético renovable la gestión de la Legislatura puertorriqueña “ha sido clave”, desde la lectura de Rúa-Jovet.

Y es que, entre otros esfuerzos, en la reciente Vista Pública de la Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía Asunto RS 270, se revelaron aquellas inconsistencias de la RSA frente a los objetivos de la Ley vigente, dando a lugar a esta decisión de rever el acuerdo. 

En atención a aquello, “con mucha esperanza pero vigilantes” desde el SESA aseguran que Puerto Rico redoblará esfuerzos para finalmente solucionar la deuda de la AEE en estricto cumplimiento con la Ley 17 de 2019, ley que encaminó a Puerto Rico a un futuro basado en 100% energía renovable.

La falta de capacidad de transporte en las líneas de transmisión y la construcción de nuevas redes siguen siendo temas que preocupan en el camino de la transición energética y crecimiento de las renovables en Argentina. 

Si bien aún resta que se concrete la baja de proyectos en stand by que fueron adjudicados durante Programa RenovAr, desde la Cámara Eólica Argentina (CEA) volvieron a manifestar su inquietud sobre la situación del transporte eléctrico y ya planifican iniciativas para encontrar una solución. 

“Vemos un año muy activo para la CEA, donde desarrollaremos varias actividades y elaboraremos algún documento o propuesta como una forma de contribuir al desarrollo del sector, sobre todo con miras a la agenda de la expansión del transporte eléctrico, que es vital”, mencionó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la entidad, durante una entrevista con Energía Estratégica. 

“También haremos uno o dos seminarios (resta confirmar modalidad) con proposiciones para el sector, tratando de encarar los problemas inmediatos con una mirada de mediano y largo plazo”, agregó. 

Justamente la industria energética en Argentina continúa impulsando las renovables, con el Mercado a Término como el principal driver de crecimiento (más de 2,3 GW solicitaron prioridad de despacho en la actual convocatoria), pero se encuentra con la limitación de la capacidad de transporte disponible, ya que sólo hay menos de 400 MW para este segmento. 

“Vemos con buenos ojos la preocupación del gobierno por el sector de la energía, pero con alguna inquietud que, en principio, no se le de un apoyo estricto al desarrollo de líneas que necesita el sector eléctrico para evacuar la energía”. 

“Y estas obras de infraestructura debe encararlas el Estado Nacional, sin perjuicio de la posibilidad de un proyecto público – privado, que no puede descartarse Aunque hay que estudiarlo y conversar con las autoridades”, sostuvo Ruiz Moreno. 

Además, la problemática existente en las importaciones, entre ellos el aumento de los fletes marítimos, es otro de los temas que le preocupa a la Cámara Eólica Argentina, por lo que intentarán articular acciones con las autoridades correspondientes. 

“Eso no sólo afecta el desarrollo de los parques eólicos sino también a la operación y mantenimiento de los mismos. Y salvo las torres y algunos componentes nacionales, el 70% de bienes de capital e insumos son importados”, detalló el gerente general de la CEA. 

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Posibilidad de replicar el modelo PMGD de Chile

Semanas atrás, este portal de noticias informó que empresarios argentinos le propusieron al gobierno utilizar un esquema similar al de los Pequeños Medios de Generación Distribuida para seguir impulsando las renovables. 

Ruiz Moreno no fue ajeno a esta situación pero reconoció que la CEA está focalizada en proyectos mayores a 30 MW, “más aún si se liberal capacidad de transporte en las líneas de transmisión, lo que podrá significar en una evolución importante en la potencia instalada desde lo eólico”, aunque no descartan la idea de que se puedan llevar adelante aquellas centrales de menor envergadura.

El Ministerio de Bienes Nacionales lanzó una serie de licitaciones para la concesión de terrenos fiscales para proyectos de energías renovables, por 10.884,29 hectáreas.

Las Bases de Licitación (disponibles en www.bienesnacionales.cl) indican que se abrirá un periodo de consultas, desde el miércoles 23 al viernes 25 de este mes.

La recepción de los documentos de garantía y la entrega de ofertas tendrá lugar desde el lunes 23 al miércoles 25 de mayo, a las 14.00 horas.

Finalmente, las adjudicaciones de las concesiones serán “hasta el lunes 25 de julio de 2022”, indican desde Bienes Nacionales.

Los terrenos

Por un lado, se licitan 1934,99 hectáreas en el proyecto Salinitas (ver), ubicado en Taltal, Antofagasta.

“Inmueble fiscal con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales. Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”, destacan desde el Gobierno.

Por otro lado, el terreno Estación Chacance (ver), en María Elena, Tocopilla, Antofagasta, donde se ponen en juego 1948,93 hectáreas.

El emprendimiento cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, al igual que en cercanía a líneas de transmisión eléctrica.

Estación Cochrane Lote A y Lote B (ver) es otro de los inmuebles que se concesionarán. Cuenta con 3649,42 hectáreas en Sierra Gorda, Antofagasta.

“El inmueble fiscal que consta de 2 lotes, con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales”, indican desde el Ministerio de Bienes Nacionales.

Enlace Dupont (ver) es el nombre de otro terreno a licitarse en Calama, El Loa, Antofagasta.

Allí se disputan 32,34 hectáreas “con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, en particular, proyectos de PMG”. “Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”, dicen desde el Gobierno.

Quillagua Norte (ver) es otro inmueble que se disputa en María Elena, Tocopilla, Antofagasta. Se concesionarán 2.786,01 hectáreas que “cuenta con potencial tanto para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica como de energía eólica” y con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica, indican desde el Gobierno.

Quebrada Chimborazo (ver) de 472,76 hectáreas en Antofagasta, Antofagasta, es un “inmueble fiscal con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales”. “Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”, aseguran desde Bienes Nacionales.

Estación Altamira (ver), 29,93 hectáreas en Taltal, Antofagasta. “Inmueble fiscal con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, en particular, proyectos de PMG. Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”.

Quebrada de Mateo 3 (ver), 29,91 hectáreas, en Antofagasta, Antofagasta. “Inmueble fiscal con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, en particular, proyectos de PMG. Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”, destacan desde el Ministerio.

“Estamos contentos de ver el primer pedido de EnVentus en Portugal. El V162-6.2 MW ofrece una producción de energía eólica líder en la industria y esperamos que nuestra tecnología haga una contribución significativa a la transición energética en la región. Este pedido también subraya la versatilidad de la cartera de Vestas, que puede optimizar los casos comerciales de nuestros clientes en una amplia gama de sitios eólicos”, valora Agustín Sánchez Tembleque, Gerente General de Vestas para España y Portugal.

Con este proyecto, Vestas suma más de 900 MW de capacidad instalada o en construcción en Portugal. Vestas también da servicio a casi 1 GW de aerogeneradores en el país, tanto de Vestas como de otros fabricantes.

La entrega de la turbina se espera para el cuarto trimestre de 2022, mientras que la puesta en marcha está prevista para la primera mitad de 2023.

Vestas ha recibido un pedido de 42 MW para varios parques eólicos en Portugal. El contrato incluye el suministro e instalación de dos aerogeneradores V162-6,2 MW, dos V117-4,2 MW y seis V126-3,45 MW en modo operativo de 3,6 MW, así como un contrato de servicio Active Output Management 5000 (AOM 5000) de 15 años .

“Estamos contentos de ver el primer pedido de EnVentus en Portugal. El V162-6.2 MW ofrece una producción de energía líder en la industria y esperamos que nuestra tecnología haga una contribución significativa a la transición energética en la región. Este pedido también subraya la versatilidad de la cartera de Vestas, que puede optimizar los casos comerciales de nuestros clientes en una amplia gama de sitios eólicos”, dice Agustín Sánchez Tembleque, Gerente General de Vestas para España y Portugal.

Con este proyecto, Vestas suma más de 900 MW de capacidad instalada o en construcción en Portugal. Vestas también da servicio a casi 1 GW de aerogeneradores en el país, tanto de Vestas como de otros fabricantes.

La entrega de los aerogeneradores se espera para el cuarto trimestre de 2022, mientras que la puesta en marcha está prevista para la primera mitad de 2023.

A varios días de haber finalizado el Parlamento Abierto de la reforma eléctrica propuesta por Andrés Manuel López Obrador, la Comisión Federal de Competencia Económica puso la lupa en la iniciativa y envió al Congreso de la Unión la recomendación de no aprobar la modificación de los artículos N° 25, 27 y 28 de la Constitución de México. 

¿Por qué? Desde la óptica del organismo aseguran que, de aprobarse, se modificará el actual modelo de competencia en la generación y suministro de electricidad y, por ende, habrá un monopolio constitucional estatal y no regulado, lo que se vería reflejado en un aumento en los costos de producción de la energía. 

“Adicionalmente, el cambio de modelo aumentaría los costos de las empresas, que son consumidoras de electricidad, lo que a su vez podría llevarlas a cobrar precios más altos por los productos finales que adquieren las familias, reduciendo su poder adquisitivo”, añade el documento. 

COFECE también remarcó la falta de mecanismos para asegurar la electricidad generada, sea por Comisión Federal de Electricidad o privados, y consumida sea la menos costosa; y de medidas para promover la inversión en fuentes limpias y más baratas. 

“La monopolización del abastecimiento de energía eléctrica elimina la presión competitiva que motiva a la CFE a disminuir sus costos y ofrecer mejores condiciones de servicio a sus usuarios (…) Tampoco contiene mecanismos para asegurar que la CFE desarrolle y mantenga la capacidad de generación necesaria para atender en todo momento al menos el 54 % de la demanda presente y futura del país con sus propias plantas”, se agrega. 

E incluso detalla que hasta se podría violar la propia reforma a la carta magna si en algún momento se debiera adquirir más del 46% de la energía proveniente de privados por la incapacidad de CFE de para cubrir la demanda con su propia generación, o dejar a ciertos usuarios sin servicio eléctrico o racionar el consumo para no llegar a dicho punto. 

Por otro lado, el archivo que firmaron los comisionados Brenda Gisela Hernández Ramírez, Alejandro Faya Rodríguez, José Eduardo Mendoza Contreras y Ana María Reséndiz Mora y por el secretario técnico de COFECE, Fidel Gerardo Sierra Aranda, apunta a la infraestructura eléctrica y la ausencia de estímulos para su desarrollo: 

“La iniciativa no solo elimina la posibilidad de contratar integralmente el servicio de transmisión o distribución, sino también el esquema de incentivos para que la CFE mantenga costos bajos y sea rentable en dichos servicios”. 

Así como también la negativa para recurrir al sector privado para el financiamiento, instalación, mantenimiento, gestión, operación y ampliación de la infraestructura, algo que el marco legal vigente permite, siempre y cuando CFE no haya cumplido con su ejecución. 

Mientras que en lo referido al segmento tarifario, la Comisión Federal de Competencia Económica explicó que la eliminación de todas las tarifas a lo largo de la cadena podría habilitar subsidios cruzados a través del cobro de tarifas finales más altas a ciertos usuarios y en la cadena de generación. 

“Y permitir a un monopolio determinar sin supervisión ni transparencia sus propias tarifas, podría resultar en la fijación de precios monopólicos, tarifas no basadas en costos e incluso con sesgo político, o tarifas subsidiadas”.

La consecuencia sería el desarrollo ineficiente del sector hacia el futuro, lo que comprometería el abasto de electricidad en las mejores condiciones, afectando la competitividad de las empresas y el bienestar de las familias, así como el propio crecimiento de la economía mexicana”, concluyó. 

Ayer, el Ministerio de Energía hizo un evento sobre el balance de gestión 2018-2022. Uno de los interrogantes planteados por el público tuvo que ver con los desafíos que le quedarán en materia energética a Chile para los próximos 4 años.

“Tenemos varios”, señaló el titular de la cartera, Juan Carlos Jobet. “El primero –opinó- es que cuidemos lo que hemos hecho y mantengamos la visión común sobre el sector energético como una política de Estado”.

De este modo, el funcionario sugirió al gobierno entrante de Gabriel Boric de continuar y profundizar las políticas desplegadas desde el 2018.

En concreto, Jobet destacó la gran incorporación de fuentes de energías renovables a la matriz eléctrica cuyo fin último es alcanzar la Carbono Neutralidad al año 2050.

A enero de este año, Chile registra una matriz eléctrica compuesta en un 33% de fuentes de energías renovables no convencionales: 9.439 MW sobre 28.159 MW totales.

En esa línea, el ministro precisó que hay 409 proyectos en construcción, por 11.841 MW, la mayoría de ellos correspondientes a energías renovables no convencionales. Dentro de esa proporción, también se destacan líneas de transmisión, que en conjunto recorrerán 1.140 kilómetros.

Además, Jobet recordó que estos proyectos vienen para reemplazar las 28 centrales a carbón (por 5.000 MW) que deberán cerrar todas al año 2040, aunque se está adelantando la meta para el 2030. Hasta el momento, indicó el funcionario, se retiraron 5. Según el cronograma, el 65% de las centrales cerrarán al 2025.

Por otra parte, el funcionario puso como segundo eje uno de corto plazo: atender la exigencia que está generando al sistema eléctrico la fuerte sequía, que debilita las reservas hidroeléctricas.

“El trabajo conjunto de todos los actores va a ser esencial para poder seguir llevando la energía a todos los hogares en los próximos meses”, observó al respecto.

Finalmente, Jobet remarcó que, para continuar fomentando el crecimiento de las energías renovables variables, habrá que preguntarse “cómo incorporamos flexibilidad al sistema”: complementando la energía eólica y solar con otras de base, incorporando almacenamiento a partir de baterías y desarrollar la capacidad de transmisión permitiendo mayor resiliencia.

Hidrógeno verde

Durante el Balance 2018-2022, Jobet manifestó que la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde se pone “metas muy ambiciosas” pero que durante el 2020 y 2021 se llevaron a cabo iniciativas en busca de poder lograrlo.

“Tenemos que tener 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; ser el productor de hidrógeno verde más barato del mundo al 2030; ser uno de los mayores exportadores al 2040”, recordó el ministro de Energía.

En el marco de la Vista Pública de la Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía Asunto RS 270, el senador Javier Aponte Dalmau, presidente de dicha Comisión, cuestionó las medidas que irían en contra de nuevas inversiones solares y eólicas en la isla, pidió mayor claridad en sus decisiones a los ejecutivos de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y fue contundente al señalar los “grises” en el debate por la RSA. 

“Parece incompatible la política pública de la Ley 17 versus lo que busca el acuerdo plasmado en el último RSA”, expuso el senador Aponte Dalmau. 

Y consideró que inicialmente “desalienta la inversión a nivel comercial e industrial del desarrollo de proyectos de energías renovables”. 

A aquella Vista realizada en el Salón iguel A García el día jueves 3 de marzo, asistieron el director ejecutivo de la AEE, Ing. Josué Colón Ortiz, y el presidente de la Junta de Gobierno de la AEE, Fernado Gil Enseñat. 

Durante su deposición, ambos referentes de la AEE sostuvieron que la AEE no sólo no favorecería la implementación de un impuesto al Sol que desaliente inversiones de autogeneración renovable en Puerto Rico, sino que por el contrario estaría trabajando en pos de resolver barreras que hoy impiden el desenvolvimiento del sector de modo tal que se acelere la incorporación de energías renovables en distintos segmentos del mercado. 

No obstante, aclararon que la AEE sigue inmersa en un proceso de quiebra y que la infraestructura de generación y transmisión se deberá ajustar y modificar para que esa inyección de energía renovable pueda ser posible. 

En tal sentido,  Ing. Josué Colón Ortiz, aclaró que enfrentan grandes retos técnicos y económicos frente a la variabilidad de fuentes como eólica y solar:

“En el rato que hemos estado aquí, lo que está produciendo energía renovable ahora son cerca de 179 MW frente a los 253 MW que hay instalados”, repasó.

Y como respuesta señaló: “hay que hacer una inversión de capitales extraordinaria en la red de transmisión y distribución y los elementos que la componen para poder admitir esa cantidad de energías renovables. Igualmente, las unidades generatrices se tienen que modificar para que puedan ser compatibles con esa intermitencia y puedan responder antes de variaciones de la producción de energía”. 

Por su parte senador Rafael Bernabé, del partido Movimiento Victoria Ciudadana, durante la breve pero importante intervención que tuvo en aquella Vista, alertó que de no resolver la deuda de la AEE y acelerar la incorporación de renovables, no se alcanzarán las metas fijadas por Ley: 

“Tenemos unos objetivos fijados por ley para el 2025 que no se van a cumplir”.  

“Me parece un escándalo que en el 2019 nosotros hayamos establecido unas pautas por ley, que hoy se nos diga que eso no se va a cumplir y que nosotros no hagamos nada al respecto (…) La peor reacción sería que vayamos a cambiar la meta, porque eso sería tolerar el incumplimiento”, continuó. 

Y de allí, propuso: “hay que discutir qué fue lo que no se hizo y porqué no se hizo porque repito si no remediamos eso, vamos a llegar al 2030 y vamos a seguir diciendo que no se hizo lo que había que hacer”. 

En respuesta, el director ejecutivo de la AEE, Ing. Josué Colón Ortiz, depuso:

«No podemos asegurar que al 2025 vayamos o no a tener el 40% de la producción de energía renovable en operación comercial que haya reemplazado generación fósil».  

“Pero sí puedo decir que vamos a continuar todos los esfuerzos que tenemos con el Negociado de Energía para tratar de alcanzar esas metas del 40% al 2025. En esa dirección estamos, por eso empujamos que los proyectos que se acaban de aprobar pasen por el crisol del operador privado Luma, a la brevedad posible y que tengamos el cuadro completo de lo que implica el costo del kW; y así, podamos llevarlo ante el Negociado y la Junta de Supervisión Fiscal para su aprobación final y posterior firma de contratos”. 

Al respecto, es preciso recordar que en el pasado mes de febrero, el Negociado de Energía de Puerto Rico aprobó mediante Resolución y Orden la construcción de dieciocho (18) proyectos para el almacenamiento y generación de energía fotovoltaica en el archipiélago de Puerto Rico por un total de 844.8 MW.

Ahora bien, los mismos -que resultaron “ganadores” del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés), aún no firmarán contrato hasta que reciban la aprobación final, tal como lo indicó el director ejecutivo de la AEE. 

Formado por el Grupo DAM, Engie (PA:ENGIE), Sorigué, Hidroquimia, Tyris AI, H2B2, Aiguasol y Exolum, ‘Regenera’ busca utilizar estos combustibles verdes para generar calor, electricidad, usar como precursores de otros químicos o en el transporte para impulsar la movilidad sostenible, empleando la inteligencia artificial para optimizar la utilización de los recursos energéticos.

La investigación, que tiene una duración de 40 meses, parte de la idea de que en 2050 la energía proveniente de fuentes renovables crezca del 25 % actual al 86 %.

«La principal características de las energías renovables (eólica, solar) es que dependen de la naturaleza, por lo que su producción tiene variaciones, lo que hace necesario reforzar su seguridad de abastecimiento no solo con combustibles fósiles sino con sistemas de almacenamiento energético», explican las empresas participantes en el proyecto.

Así, la integración de sistemas de almacenamiento para equilibrar la generación y la demanda es fundamental para acelerar la descarbonización del sistema energético y alcanzar los objetivos marcados por la Comisión Europea en el Green Deal y cumplir los Acuerdos de París.

De esta manera se reduciría la dependencia de los combustibles fósiles, mejorando la integración y la gestión de las energías renovables, además de disminuir costes y aumentar la competitividad de los combustibles renovables.

El proyecto ‘Regenera’ investigará cómo disminuir el coste del almacenamiento y aumentar la competitividad económica de la producción de combustibles renovables.

‘Regenera’ está financiado con fondos procedentes del plan de recuperación para Europa Next (LON:NXT) Generation y forma parte del Programa Estatal de I+D+i «Misiones Ciencia e Innovación» del Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI).

Dentro de este consorcio multisectorial participan 6 centros de investigación de excelencia que esperan escalar los resultados de este proyecto a nuevos programas internacionales.

Los centros son el Instituto de Tecnología Química (ITQ), el Instituto Tecnológico de la Energía (ITE), el Instituto de Telecomunicaciones y Aplicaciones Multimedia (iTEAM), el Centro Tecnológico Leitat, el Instituto de Investigación de la Energía de Cataluña (IREC) y el Instituto Imdea Agua.

Vestas ha estado desarrollando desde septiembre los cuatro proyectos – Novoalekseevskaya, Grazhdanskaya, Ivanovskaya y Pokrovskaya – con una capacidad total de 253 megavatios encargados por un consorcio entre Fortum de Finlandia y Gazprombank de Rusia.

Sobre la base de un acuerdo marco firmado en 2017, Vestas recibió un pedido por un total de 253 MW para cuatro parques eólicos separados en Rusia del Fondo de Desarrollo de Energía Eólica (WEDF), un fondo de inversión conjunta creado por OOO Fortum Energy y RUSNANO.

Los proyectos, Novoalekseevskaya, Grazhdanskaya, Ivanovskaya y Pokrovskaya, han sido desarrollados por WEDF tras la adjudicación del fondo de 1 GW en la subasta de energía renovable de 2017 en Rusia.

Los proyectos Grazhdanskaya, Ivanovskaya y Pokrovskaya están ubicados en el suroeste de Rusia, cerca de la ciudad de Samara. Las entregas de turbinas para estos tres proyectos están previstas para el segundo trimestre de 2022 y la puesta en servicio completa se prevé para finales de 2023.

El proyecto Novoalekseevskaya está situado en el distrito de Kotovsky de la región de Volgogrado, y verá las turbinas entregadas en el tercer trimestre de 2021, con la puesta en servicio del proyecto vence en el segundo trimestre de 2022.

La Alcaldía de Barranquilla anunció que firmará un memorando de entendimiento con una filial de Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) para desarrollar el emprendimiento, que contará con 350 MW.

“Vamos a firmar un memorando de entendimiento para la construcción del primer gran parque de generación de energía eólica marina de Colombia, de más de 350 MW, que estará ubicado cerca de Barranquilla”, destacó el alcalde Jaime Pumarejo.

El convenio se llevará a cabo con la empresa Copenhagen Infrastructure New Market Fund I K/S, filial del fondo de inversión CIP y se celebrará en el marco de la conferencia anual de energía CERAWeek, llevada a cabo en Houston, Estados Unidos, anunció Pumarejo.

Según pudo saber Energía Estratégica, durante el día de hoy el Gobierno de Colombia dará mayores precisiones sobre este acuerdo, también durante la CERAWeek.

De avanzar en un tiempo relativamente rápido, este parque eólico marino podría ser el primero en su tipo de Latinoamérica en entrar en funcionamiento.

Sin embargo, y para ello, el Gobierno de Colombia deberá publicar primero la versión definitiva de su ‘hoja de ruta despliegue de la energía eólica costa afuera en Colombia’ (ver borrador). Fuentes confían a este medio que ese hito se dará durante el mes próximo.

Cabe destacar que este ejercicio propone hacer foco sobre ocho temáticas que permitan el correcto funcionamiento de esta tecnología: Objetivos de volumen y visión; Concesiones, consentimientos y permisos; Conexión a la red y planificación de la transmisión; Infraestructura Portuaria; Desarrollo de la cadena de suministro; Financiación; Ingresos; y Salud, Seguridad y Educación.

Dos escenarios: ‘bajo’ y ‘alto’

El borrador de la hoja de ruta eólica marina propone dos escenarios, una de alta penetración y otra de baja, dependiendo el grado de participación del Estado como rector de esta política de crecimientos.

“El escenario «bajo» representa un enfoque de no intervención por parte del gobierno, en el cual la energía eólica costa afuera no está incentivada y la mayor parte del crecimiento de las energías renovables proviene de otras tecnologías”, advierte el relevamiento.

Explica que esta situación asumiría que la energía eólica costa afuera se desarrolla y adquiere en situaciones específicas de forma individual, en proyectos de menor tamaño (por ejemplo, <500MW) y sin el establecimiento específico de una estrategia nacional prospectiva y un programa de adquisiciones específico para la energía eólica costa afuera.

Se presume que el escenario bajo se puede lograr sin un plan de expansión de transmisión dedicado, aprovechando tanto los refuerzos normales durante el período, como concentrando el despliegue más cerca de los centros de carga de Cartagena, Barranquilla y Santa Marta.

El reporte estima que esta situación prevería 200 MW eólicos marinos para 2030; 500 MW para 2040; y 1,5 GW para 2050, sobre una base acumulativa.

En cambio, “el escenario «alto» representa un crecimiento alcanzable, pero acelerado del desarrollo de la energía eólica costa afuera, en el que el gobierno ha seguido algunas de las recomendaciones clave de este informe y por ello la energía eólica costa afuera se posiciona como la tecnología para apoyar sus ambiciones de energías renovables”.

Esta situación supone que la energía eólica costa afuera se desarrolla a escala comercial (incluidos proyectos a nivel de 1 GW), a través de un programa de adquisiciones específico de tecnología dedicado.

“Para lograr el objetivo de 2030, será necesario evaluar las mejoras de transmisión adicionales, que actualmente no se están considerando. Para lograr los volúmenes significativos en el período 2030-40, y especialmente en el período 2040-50, será necesario emprender un programa significativo para construir la capacidad de transmisión necesaria”, advierte el documento.

En efecto, de plasmarse estas políticas, el escenario alto asume que se desarrollan proyectos de las regiones costeras central y oriental del país, además de proyectos tempranos más cercanos a los centros de carga costera.

Las proyecciones son: 1 GW para 2030, 3 GW para 2040 y 9 GW para 2050, sobre una base acumulativa.

A través de la Resolución CREG 075, el Gobierno de Colombia está tomando una serie de medidas legales para sanear el sistema de transporte eléctrico. Es decir, saber si finalmente los desarrolladores terminarán por construir o no sus proyectos. De no hacerlo, esto liberaría capacidad de transporte para la llegada de otros inversores más dispuestos.

¿Cómo lo lograrían? La UPME, una vez que concede el punto de conexión a un desarrollador para un emprendimiento, necesitará abonar garantías de 10 dólares por kW. Es decir, que para un proyecto de 100 MW el monto de caución es de un millón de dólares. Antes la garantía era de solo 1 dólar por kW.

Además, la empresa debe indicar una Fecha de Puesta en Operación (FPO) que será casi imposible de modificar. Antes su postergación era mucho más sencilla.

Según aclaró el Director General de la UPME, Christian Jaramillo Herrera, de los 24.750 MW que poseen asignación (18.721 MW que tienen capacidad asignada hasta julio del 2021 y 6.000 se asignaron este año) hay 101 proyectos, por 8.572 MW, que están en proceso de liberación en virtud de esta resolución.

De hecho, la UPME publicó días atrás la Circular 20 (ver) que fija el procedimiento de liberación de capacidad de transporte.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, ofrece una mirada legal sobre este procedimiento.

¿Qué opinión le merece a la medida Circular?

Es una garantía más al debido proceso en las actuaciones administrativas.

Una de las cosas que se extrañó tiene que ver con la procedencia del recurso de apelación.

Conviene revisar si el Ministerio de Minas y Energía o la CREG es el superior funcional de la UPME de manera que las decisiones que adopte la UPME tengan una segunda instancia.

Tal y como sucede con el grueso de las actuaciones administrativas en donde se concede el recurso de reposición y el de apelación.

En la Circular solo se hace referencia al de reposición. La pregunta es: ¿Y el recurso de apelación?

¿Qué opinión le merece a los tiempos que impone la Circular?

Son los que están definidos por el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

En este punto conviene destacar que lo señalado en la circular de la UPEM es una actuación administrativa y como tal se regula por lo mencionado en la circular de la UPME, por figuras de derecho administrativo, en principios y normas de superior jerarquía que la expedidas por la UPME. Incluso aplica la jurisprudencia.

En mi opinión aquí debe aflorar el derecho puro y duro. Hay espacio para que los ingenieros y economistas apoyen, pero la vocería en este tipo de actuaciones la tenemos los abogados especialistas en derecho administrativo, como es el caso de OGE Legal Services.

¿Los emprendedores que puedan perder su capacidad de transporte asignada podrían iniciar acciones legales para retenerla?

Varias. Lo que se adelante a través de lo señalado en la circular de la UPME es tan solo una primera fase.

Existen otras oportunidades para defender el derecho de acceder a la asignación de capacidad de transporte de energía. Por ejemplo, con los criterios de prioridad que definió el Ministerio de Minas y Energía y la correcta interpretación de la ley.

¿Qué recomendación tiene sobre la implementación de la circular de la UPME?

Que se permitan el acompañamiento de abogados especializados el derecho administrativo del sector energético. La especialidad en este tipo de actuaciones tiene un peso y un valor que debe ser considerado.

En Colombia tenemos muy buenas firmas de abogados especialistas en derecho administrativo y regulación del sector energético, por ello conviene que los interesados exploren todas las alternativas.

JA Solar, fabricante de módulos, obleas y celdas fotovoltaicas expande su presencia alrededor del mundo. Este año 2022, la empresa propuso elevar su producción a 40 GW y uno de los mercados donde espera ganar mercado sería América Latina y el Caribe.

“Queremos ser uno de los fabricantes top 3 en la región”, señaló Santiago Cárdenas Parra, gerente de Ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar.

Para lograro, Santiago Cárdenas anunció que avanzan en nuevos contratos tanto con clientes finales como con aliados estratégicos que les permitirán cubrir la creciente demanda de energía solar en distintos segmentos del mercado con sus productos. 

Entre ellos, recientemente cerraron un nuevo acuerdo junto a Meico Solar, una compañía distribuidora mayorista de equipos solares en América Latina y el Caribe dedicada a facilitar la cadena de suministro de los instaladores, desarrolladores de proyectos y EPC. 

Este aliado sería clave en la estrategia de JA Solar para ganar mercado, ya que esa distribuidora, como parte del grupo empresarial Meico SA, cuenta con 12 bodegas en Colombia y con 4 bodegas a nivel Latam, ubicadas en Panamá, Miami, Puerto Rico y República Dominicana.

De allí que el contrato incluiría el compromiso de posicionar inicialmente 50 MW de módulos JA Solar en países como Colombia, Puerto Rico y otros mercados de Centroamérica y el Caribe. 

“Meico Solar es sinónimo de excelencia y calidad, trabaja con las marcas líderes a nivel mundial en cada una de las categorías de productos; sean estos módulos, inversores, estructuras, BOS. Es por eso que hemos decidido establecer una alianza comercial con ellos”, aseguró a este medio Cárdenas Parra, gerente de Ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar. 

Entre las líneas de productos óptimas para suplir a la región, se destaca en estos momentos el Deep Blue 3.0 con celdas de 182mm que logran potencias de 545 w y 590 w.

Traer esos productos desde China sería competitivo tanto por su relación precio calidad como por la capacidad por contenedor posible de despachar. En el caso del modelo de 545 w, sería posible ubicar 620 unidades por contenedor.

Genera cerró un contrato por 330 kWp con Manacripex, una empresa del sector pesquero ubicada en Manta, ciudad conocida como la capital atunera del Ecuador. 

La adjudicación que fue el pasado lunes 21 de febrero terminó de concretarse la semana pasada con la firma definitiva realizada por autoridades de ambas partes.

A partir de este contrato llave en mano, Genera se encargará de la ejecución, ingeniería, suministro de equipos, tramitología ante la CELEC e instalación del proyecto fotovoltaico Manacripex. En tanto que la operación y mantenimiento estará a cargo del contratante, tras recibir una capacitación por parte del adjudicatario.  

Al respecto, Gino Pinargote Escudero, presidente de Genera, declaró: “Buscamos empoderar al consumidor con su propia energía y que sea él quien tenga el dominio pleno de lo que sucede en su planta. Por lo que, como parte de nuestras garantías técnicas le ofrecemos capacitaciones para la operación y mantenimiento”.

Según precisó el presidente de Genera, este proyecto estará finalizado en el segundo trimestre del año y aportará 415 MWh al año. Un suministro crucial para garantizar energía limpia para las cámaras de frío que tiene operativas Manacripex. 

No se trata de la primera vez en la que esta empresa logra un acuerdo con sectores productivos líderes del Ecuador. Ya lleva concretadas instalaciones en el sector bananero y a continuación iría por el camaronero. 

“Nuestro plan de acción es entrar pronto a licitaciones privadas donde el sector camaronero busca reducir sus costes operativos de gasto de energía”, dijo Gino Pinargote.

En base a las visitas que ha realizado su departamento de ingeniería a nivel industrial aspiran a mantener un pipeline de proyectos superior al megavatio anual instalado. 

De acuerdo con Gino Pinargote Escudero, las condiciones estarían dadas en el mercado ecuatoriano para que cada vez más empresas se incorporen a la ola de licitaciones corporativas que han aumentado su frecuencia en el último tiempo. 

“Los beneficios tributarios a los que se pueden acceder con instalaciones fotovoltaicas, junto a un retorno de la inversión -que garantizo que pueda ser de 5 a 7 años- genera mucho atractivo a las empresas ecuatorianas”, subrayó el presidente de Genera.

“Vamos a firmar un memorando de entendimiento para la construcción del primer gran parque de generación de energía eólica de Colombia, de más de 350 megavatios, que estará ubicado cerca de Barranquilla”, anunció el alcalde de Barranquilla, Colombia, Jaime Pumarejo.

Cabe recordar que el Ministerio de Minas y Energía dio a conocer el borrador de la ‘hoja de ruta despliegue de la energía eólica costa afuera en Colombia’ (ver), documento en estado de borrador que quedará sometido a consulta pública hasta el próximo viernes 25 de febrero.

Se trata de un documento robusto de 218 páginas que plantea escenarios de crecimiento de la tecnología, análisis de costos, recomendaciones, el potencial de diferentes zonas, la cadena de suministro, la capacidad de infraestructura de transmisión y la disposición portuaria, consideraciones ambientales, entre otras cosas.

“Es crucial entender el papel de la energía eólica costa afuera en el futuro mix energético del país, para ayudar a satisfacer la demanda local y electrificar la economía”, recomienda el documento.

Y propone hacer foco sobre ocho temáticas: Objetivos de volumen y visión; Concesiones, consentimientos y permisos; Conexión a la red y planificación de la transmisión; Infraestructura Portuaria; Desarrollo de la cadena de suministro; Financiación; Ingresos; y Salud, Seguridad y Educación.

Además, solicita a la UPME incorporar el programa como parte de su próxima iteración de los Planes de Expansión de Generación y Transmisión y al Ministerio de Minas y Energía a proponerse objetivos al 2030.

El acuerdo fue suscrito en la sede institucional del MINEM por el viceministro de Electricidad, Martín Dávila, y el presidente de H2 Perú, Daniel Cámac.

Este convenio contempla la colaboración con el desarrollo de actividades en conjunto con el objetivo de construir y ejecutar una estrategia nacional de hidrógeno verde, por lo cual la asociación compartirá los avances que ha logrado conseguir, tales como proyectos de ley, bases para la elaboración de la estrategia, propuesta de hoja de ruta; entre otros.

A través de esta iniciativa, también se busca visibilizar y socializar el hidrógeno verde, evidenciando su rol clave en la necesaria transición energética para mitigar el cambio climático.

El hidrógeno es un vector energético, es decir, un elemento capaz de contener energía y liberarla cuando sea requerida, asimismo un combustible y una materia prima. Cuando es producido a partir de energía 100% renovable es considerado verde, ya que no emite gases de efecto invernadero, ni en su producción, ni en su uso.

“Este convenio de cooperación es muy importante para el futuro desarrollo de esta tecnología, porque sus aplicaciones pueden contribuir a la reducción emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), diversificar la independencia energética, mitigar los desafíos de la variabilidad de los sistemas renovables, favorecer la diversificación económica de las regiones y contribuir a su desarrollo socio económico”, señaló el viceministro de Electricidad.

La descarbonización o reducción de la huella de carbono en el planeta es uno de los objetivos que se han marcado países de todo el mundo de cara a 2050, y el Perú actualizó, en el 2021, su compromiso frente a la Convención del Cambio Climático, aumentando la intención de reducir emisiones al 40% al 2030. Para alcanzar este objetivo, el hidrógeno verde es una de las principales alternativas.

Esta turbina marca Siemens Gamesa tiene una capacidad de 3,4 MW y será operada por #EnelGreenPowerChile y HIF Global para la generación de la energía que se usará en el proceso de electrólisis, que permitirá separar las moléculas de agua para obtener hidrógeno libre de emisiones.

El aerogenerador está compuesto por su respectiva torre, góndola, rotor y aspas, y cuenta con tecnología de alto rendimiento y diseño específico para vientos de alta velocidad. Mide 148,5 metros de altura, sumando los 84 metros de la torre y 64,5 metros de las aspas.

Siemens Energy y el fabricante de autos deportivos Porsche se han unido a varias empresas internacionales, entre ellas Enel, para construir una planta industrial para la producción de combustible prácticamente neutro en CO2 (e-combustible) en Punta Arenas, Chile.

La planta piloto se planea al norte de Punta Arenas, en la Patagonia chilena, la cual se espera que produzca alrededor de 130.000 litros de e-combustibles en 2022. La capacidad se ampliará en dos etapas hasta alcanzar unos 55 millones de litros en el 2024 y unos 550 millones de litros en el año 2026.

La empresa chilena dueña del proyecto, HIF (Highly Innovative Fuels), ya cuenta con los permisos medioambientales necesarios y Siemens Energy ya ha iniciado los trabajos preliminares para la siguiente gran fase comercial del proyecto.

“El actual sistema es muy discrecional y es un peligro”, planteó el superintendente de electricidad, Rafael Velazco Espaillat, refiriéndose a los procesos de solicitud de concesiones provincial y definitiva a los que deben someterse los proyectos renovables que quieren interconectarse en República Dominicana.  

En conversación con Energía Estratégica, Velazco señaló que aquella opinión no es sólo suya desde la Superintendencia o exclusiva del actual gobierno a través de distintas autoridades de la cartera energética.  

“Me consta que técnicos de otros gobiernos también piensan que tenemos que modificar la ley para que el sistema sea por licitaciones”, consideró. 

Y si bien aseguró estar de acuerdo en que República Dominicana deba “migrar hacia un sistema de licitaciones”, aclaró que estas no podrán darse en el corto plazo. 

¿Cuál es la barrera? Primeramente, Velazco trajo a colación que habría que cambiar la ley a través del Senado para permitir licitaciones de energías renovables y por eso no sería el camino inmediato a seguir. 

A aquello se suma que, según registros de la Superintendencia, no habría capacidad disponible en redes de transmisión para nuevos proyectos: 

“Quedaban 330 MW en alta tensión y fueron copados por los últimos seis contratos de renovables a los que se les honró el PPA para dar continuidad a sus procesos pese a que no los iniciaron con la actual administración”. 

Visto aquello, transparentó que el gobierno a través de la Superintendencia viene trabajando en la actualización de los reglamentos que si bien no permitirán mecanismos de selección de grandes proyectos, sí debieran incentivar sistemas renovables como aquellos de generación distribuida, ya que estos sí pueden emitirse mediante decreto y movilizarse este año. 

Tal es así que recientemente la Superintendencia dio a conocer su propuesta para el Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía. 

Aquel documento ya ha recibido comentarios de representantes de ASOFER, ADOSEA y el Consejo Unificado de las EDES durante una reunión con Velazco.

Identificado el interés de la iniciativa privada para nutrir la iniciativa reglamentaria, se otorgó a las entidades antes mencionadas un plazo adicional para que puedan remitir, de nuevo pero por escrito, sus observaciones antes del 16 de marzo y así avanzar cuanto antes en su implementación.

Entidades de República Dominicana debaten la reglamentación de la Generación Distribuida

La iniciativa privada considera que hay buena voluntad por parte de autoridades de la cartera energética panameña para impulsar alternativas de generación renovable. 

En tal sentido, la Agenda de Transición Energética al 2030, las 5 Estrategias que esta propone y las instancias de participación público privadas creadas por la Secretaría Nacional de Energía siguen teniendo el visto bueno de la industria. 

Ahora bien, empresarios renovables advierten que sería preciso acelerar la implementación de las medidas que se ya propusieron para no perder terreno frente al gas que viene ganando lugar en las redes de alta tensión con más de 500 MW de potencia que estarían en construcción. 

Así lo consideró Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) quien en conversación con Energía Estratégica expresó: 

“Con los dos proyectos de gas en camino, no hay espacio para que el gobierno convoque a licitaciones. Por eso, los privados estamos viendo a otro lado en este momento y la expectativa está puesta en lo que se pueda hacer en redes de distribución”.

“Por eso, nuestros agremiados coinciden en que hay que acelerar la implementación de las cinco estrategias que ha trabajado la Secretaría. El problema es no ejecutar suficientemente rápido lo propuesto políticamente para que los avances sucedan en el mercado.”, subrayó. 

¿Qué se debería resolver para acelerar la incorporación de las renovables? Desde la perspectiva de Fernandez, algunos temas aún no están en juego y quedan pendientes movilizar para dotar de mayor dinamismo al sector renovable; entre ellos, que Grandes Clientes puedan comprar directamente energía y potencia a precios acordados libremente y sin tener que pagar cargos extra por generación.

Hasta tanto, el mercado entre privados es lo que está impulsando el crecimiento de generación renovable en la red: “Los PPA y otros contratos bilaterales están en pleno vigor”, indicó el presidente de CAPES. 

Un desafío adicional para apalancar nuevos proyectos entre privados es permitir la operación de comercializadores en el sector: 

“Todo el mundo está esperando que se habilite la figura del comercializador. El problema es que eso depende de la modificación de la Ley 6 del sistema eléctrico. Y volvemos a lo mismo, necesitamos que se aceleren estos pasos para dar lugar a más renovables en el mercado».

Concluyendo, Federico Fernández valoró que no sólo se trata de voluntad política y que podrían cruzarse otras variables en el medio:

«En este caso, el ejecutivo no puede hacer nada sin que el legislativo decida avanzar la actualización de la legislación. Por eso, aparece como problema el pulseo político que va mucho más allá del sector eléctrico y la política desgraciadamente tiene ese lado feo en el que algunas veces hay que dar alguna cosa a cambio de otra». 

Likana, proyecto de Cerro Dominador de 690 MW de capacidad, fue la gran promesa para la tecnología de Concentración Solar de Potencia (CSP): Se presentó en la Licitación de Suministro del año pasado a un precio de 33,99 dólares por MWh.

Sin embargo, no pudo contra las propuestas eólicas y solares fotovoltaicas, que ofertaron su energía a menos de la mitad de ese valor.

Este hecho generó malestar dentro de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), quienes consideran que el Gobierno sólo se centra en los precios y no pondera externalidades positivas de esta tecnología.

En una entrevista para Energía Estratégica, Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la entidad, hace un balance de la industria y enfatiza sobre las expectativas que tienen para este año.

En líneas generales, ¿qué balance hacen desde ACSP sobre el 2021 en lo que respecta al desarrollo de la energía de Concentración Solar de Potencia (CSP) en Chile?

Sin duda tenemos un balance muy positivo. El 2021 entró en operaciones el primer proyecto de torre de Latinoamérica y Chile, Cerro Dominador. Una demostración de que la CSP es una tecnología madura y que responde a las necesidades energéticas que tiene Chile y el mundo, en especial pensando en los procesos de descarbonización y los compromisos ambientales que adquieren los países.

También es un año importante porque la CSP pudo ser considerada como una tecnología en las proyecciones que realiza la PELP del Ministerio de Energía (2023-2027), ahí logramos entrar con tres configuraciones (6, 9 y 13 horas de almacenamiento respectivamente).

Además, en todos los escenarios se muestra que la CSP tendrá una participación importante en nuestro Sistema Eléctrico y continuamos con la concientización sobre la necesidad de reconocer mejor los atributos de las tecnologías como la CSP y que eso se traduzca en determinar condiciones adecuadas para su desarrollo.

Estamos conciencies del tiempo que toma la construcción e instalación de estos proyectos y de ahí la necesidad de comenzar lo más pronto posible si queremos que nuestro sistema eléctrico avance a la descarbonización y a la vez mantenga su estabilidad y atributos necesarios.

De las iniciativas que vienen propugnando, ¿cuáles de ellas creen que son las más atendibles para este 2022?

Esperamos que en este 2022 se consolide el proceso para que Chile abandone la generación con energías fósiles definitivamente.

En ese sentido, continuaremos concientizando sobre la importancia que tiene reconocer atributos como sostenibilidad, estabilidad que tiene la generación de energías síncronas como la CSP y otras.

En ese camino, esperamos reunirnos lo antes posible con las nuevas autoridades del Ejecutivo y del Legislativo para plantearle esta y otras inquietudes, como ya lo hicimos en la Convención y en el Senado.

La CNE ya anunció una primera Licitación de Suministro para este año, de dos que debieran desarrollarse. ¿Cree que en alguna de ellas deberían darse un cupo especial para tecnologías limpias de base?

De acuerdo al calendario de la CNE para el primer semestre está considerada una subasta (2022/01) por 5.250 GWh para abastecer clientes regulados desde el 2027 por 15. Y, adicional a eso, debiera llevarse otra (2022/02) por 2.500 GWh para el segundo semestre, desde el 2028 en adelante.

Creemos que en estas licitaciones nuestro país debería reconocer mucho más los particulares atributos de la CSP, más allá del precio.

Entendemos que las energías limpias son cada vez más baratas (lo mismo sucede con la CSP), pero, además de eso, es necesario valorar qué tipo de tecnologías permiten que la matriz energética sea estable (como la CSP). Ahí está en punto de inflexión y creemos que las futuras licitaciones deben apuntar en ese camino.

¿Qué expectativas tienen para este 2022?

Tenemos grandes expectativas en este 2022.

Esperamos que este año sea el año de la CSP en Chile, con el anuncio de nuestros proyectos y la valorización de los atributos de la tecnología.

Tenemos ya el anuncio del proyecto Likana y confiamos en que aparecerán nuevos actores y nuevas iniciativas.

Sabemos que las condiciones para la CSP en Chile son las ideales por radiación, atenuación atmosférica, pero queremos que existan otros incentivos al desarrollo de proyectos y la valorización de los atributos.

Sin lugar a dudas marcará un punto de inflexión en el potencial desarrollo de proyectos en Chile.

La Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía que preside el senador Javier Aponte Dalmau retomó los trabajos legislativos para continuar con la evaluación del Restructuring Support Agreement (RSA), plan para reestructurar la deuda de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), en los que citó a dicha agencia y a la Autoridad de Asesoría Financiera y Agencia Fiscal de Puerto Rico (AAFAF).

Esta vista pública responde a la Resolución del Senado 270 que busca identificar mecanismos para el repago de la deuda de la AEE que no causen aumentos tarifarios al precio de energía.

El director ejecutivo de la AEE, Josué Colón, explicó en su ponencia que “la reestructuración bajo el Título III no resultará en la cancelación de servicios de la deuda de la Autoridad, independientemente del modo de la reestructuración… Quisiéramos enfatizar en que la Autoridad necesita salir del Título III… la salida del Título III mejorará el perfil de riesgo de la Autoridad ante las contrapartes en acuerdos contractuales y mejorará los términos con sus suplidores”.

Colón aseguró y fue enfático en que no favorece un impuesto al sol “ni ahora ni en el futuro”. “Debemos reconocer que los clientes que permanecen conectados a la red eléctrica deben compartir la responsabilidad de los costos asociados a su operación y mantenimiento… Recordemos que toda esta infraestructura servirá a todos los clientes que se mantengan conectados a la red, incluyendo aquellos que tengan métodos alternos para producir su energía. Si un cliente desea autogenerar energía y no aportar a los costos de mantenimiento de la red, la única opción sería que se desconectase por completo del sistema eléctrico”, añadió el funcionario.

Aponte Dalmau cuestionó al funcionario en cuanto al cumplimiento de las métricas establecidas en la Ley 17 para alcanzar un mínimo de integración de energía renovable en el País; a lo que el Director Ejecutivo dijo que “hay una Ley de política pública energética establecida y una Corporación que está haciendo todo lo que está a su alcance junto al Negociado para cumplir con ella, pero la realidad es que lo veo difícil que podamos llegar allá en el mundo real que estamos”.

Otra de las preguntas realizadas por el Senador a Colón, fue si habrá algún tipo de transacción con la Planta AES. “No existe ninguna conversación en el presente, ni la habrá en el futuro relacionada con ningún rescate financiero… No habrá ningún tipo de negociación en esa dirección”, expresó Colón Ortiz. Asimismo, reconoció que “de AES no estar en el panorama, eso pone el sistema de nosotros en un mayor riesgo porque no tendríamos la redundancia”.

Por su parte, el licenciado Nelson Pérez, subdirector de la AAFAF, explicó que “como contraprestación por asumir el riesgo de disminución de la demanda, los tenedores de bonos exigieron ciertas garantías, comúnmente conocidas como «Protecciones de Demanda» (o Demand Protections en inglés), para protegerse contra un escenario en el que el consumo general no disminuya, pero los clientes consuman menos de la AEE. Estas protecciones adicionales son las que han llevado a que el Cargo de Transición sea erróneamente etiquetado como el Impuesto al Sol”.

En cuanto a ese cargo, Aponte Dalmau preguntó de cuánto sería el cargo de transición propuesto en el RSA, a lo que respondieron que comenzaría en 2.7 hasta 4.5 centavos kilovatio hora al cabo de 24 años.

Pérez reconoció que “finalizar e implementar el RSA permitirá que la AEE se ajuste con mayor facilidad a las necesidades de sus clientes y provea el servicio que estos merecen. No hacerlo, expone a los individuos y empresas que se sirven de nuestro sistema eléctrico a pagar un precio muy alto por la energía eléctrica, el cual se estima puede llegar a $0.30 por kilovatio hora según estima la Junta de Supervisión Fiscal en el Plan Fiscal de la AEE si no se reestructura la deuda y se reforma el Sistema de Retiro de la AEE”.

Durante la sesión telemática, representantes, altos funcionarios y autoridades del sector de energía de: Chile, Colombia, Perú, Bolivia y Ecuador, reafirmaron la voluntad política de sus naciones para continuar con proyectos conjuntos con el objetivo de impulsar la integración eléctrica regional.

“A través de la Coordinación pro témpore, el Ecuador, en enlace con las naciones que conforman SINEA, continuará con el desarrollo de acciones para fortalecer temas de infraestructura, seguridad jurídica, planificación regional, entre otros aspectos, que resultan fundamentales para una necesaria integración energética regional”, señaló el Ministro de Energía, Juan Carlos Bermeo Calderón durante su intervención.

Bajo ese contexto, se refirió a la interconexión Ecuador – Perú a 500 kilovoltios (kV), un proyecto esencial para la integración de la región andina y uno de los proyectos principales de SINEA, que permitirá incrementar las transacciones de energía, más aún cuando existe una marcada complementariedad hídrica entre ambos países; así también, constituye el vínculo para la integración de Chile y Bolivia al corredor andino y por ende un beneficio regional adicional.

Asimismo, el Titular de la Cartera de Energía señaló que, desde octubre de 2021, la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables (ARCERNNR), ejerce la presidencia pro témpore del Comité Andino de Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad (CANREL), entidad que es parte de la Comunidad Andina de Naciones (CAN), organismo que dentro de su hoja de ruta estableció concluir con la aprobación de los reglamentos para la aplicación de la Decisión CAN 816, referente al “Marco supranacional para el intercambio de electricidad a nivel de los países miembros de la CAN”.

En este sentido, el Ministro Bermeo indicó “Como Estados miembros de SINEA debemos comprometer todo nuestro esfuerzo en realizar, actualizar y concluir los estudios que permitan establecer nuevos proyectos de infraestructura de interconexión y otros necesarios para el óptimo funcionamiento del Mercado Andino Eléctrico Regional. Tengan la certeza que este trabajo continuará, de nuestra parte, con decisión y empeño para alcanzar las metas regionales planteadas”.

SINEA nació con la suscripción de la Declaración de Galápagos, el 02 de abril de 2011, a fin de desarrollar un corredor eléctrico andino mediante la construcción de infraestructura necesaria para la interconexión eléctrica regional y para la creación de un marco regulatorio que facilite los
intercambios y transacciones de energía eléctrica. Cuenta con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que ha brindado su contingente, a través de recursos económicos y técnicos, que han viabilizado estudios en los ámbitos de regulación y ejecución de
infraestructura.

Ecuador, a través de la coordinación pro témpore de SINEA, se compromete a fortalecer y consolidar la integración energética regional a través del trabajo mancomunado entre Chile, Colombia, Perú y Bolivia. El objetivo es viabilizar la interconexión eléctrica andina e interconectar los mercados eléctricos de los países miembros, acorde a los lineamientos del Gobierno Nacional, basados en la apertura del país al mundo.

Durante la conferencia matutina, AMLO acusó que durante el periodo neoliberal solo se le dio facilidades a particulares para producir energía limpia y se dejó de lado a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), pero aseveró que en algunos casos eran “negocios sucios”.

“No se consideró que lo que se produce de energía en las hidroeléctricas de la CFE y en otros procesos, en otras plantas eran energías limpias”, dijo.

“En el sistema nacional de energía se tenía que comprar primero la energía a los particulares y parar las plantas de generación de la CFE y si nosotros estamos garantizando que no aumente el precio de la energía eléctrica, no puede ser que nosotros estemos haciendo un esfuerzo de reducción de costo y los particulares no aporten nada, se continúe con los mismos contratos leoninos”, agregó.

Previamente, el primer mandatario indicó que el Consejo Coordinador Empresarial (CCE) está en todo su derecho de agotar todos los recursos legales contra el plan energético, luego de que el organismo manifestó que el instrumento era una violación flagrante al marco constitucional y legal mexicano.

“A través de este instrumento, Sener usurpa facultades para incidir ilegítimamente en las reglas del sector y en las condiciones de competencia. Dicho acuerdo se publicó sin respetar procesos legales y normativos. Esto representa un ataque frontal a la certeza jurídica de las inversiones en México, causando graves consecuencias para el país como la pérdida de empleos, de confianza de inversionistas, y afectaciones para los proyectos eléctricos de todas tecnologías en al menos 18 estados de la República, los cuales representan inversiones por más de 30 mil millones de dólares”, sostuvo el sector empresarial en un comunicado.

La generación eléctrica en Uruguay de energías renovables fue durante febrero de 2022 fue de 63,6%, la menor participación en casi siete años.

La consultora Seg Ingeniería sostuvo que “la sequía continúa impactando sobre la producción de energía eléctrica y, por primera vez desde mayo de 2015, la principal fuente de generación fue la térmica”.

La firma especializada consignó que durante el segundo mes del año la energía térmica representó el 36,4% de lo generado (348 gigavatio-hora), la hidráulica el 16,7% (160 GWh), la eólica el 35,4% (338 GWh), la biomasa el 7,4% (70 GWh) y la fotovoltaica el 4,1% (39GWh).

La generación eléctrica en Uruguay fue 63,6% renovable durante febrero, siendo la menor participación en casi 7 años.

La sequía continúa impactando sobre la producción de energía eléctrica y, por primera vez desde mayo de 2015, la principal fuente de generación fue la térmica. pic.twitter.com/ZzXtYmT21T

— SEG Ingeniería (@SEGIngenieria) March 3, 2022

Por su parte, en la comparación interanual la producción de hidroelectricidad en febrero mostró “una caída del 66%, al tiempo que la generación térmica creció con respecto a mismo mes de 2021”.

Según Seg Ingeniería, la variación la producción de energía térmica creció 336%, la eólica 11%, la biomasa 5% y la fotovoltaica 3%.

El abogado y consultor energético Ramón Luis Nieves Pérez denunció ante la Junta de Supervisión Fiscal (JSF) la ilegalidad de toda la deuda de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) de Puerto Rico. 

Según acusó el especialista, el acuerdo con los tenedores de bonos de la AEE esconde bajo una alfombra numerosos casos de fraude desde hace más de una década. 

Aquello no se trataría de un descubrimiento reciente ni resultaría ninguna sorpresa para Nieves Pérez, quien fuera senador de Puerto Rico por el periodo 2013-2017 y que, desde aquel entonces, como presidente del Comité de Energía y Recursos Hídricos del Senado advertía irregularidades en las deudas de la AEE. 

“Por lo que he estudiado a lo largo de los años, estoy convencido de que toda la deuda emitida por la AEE desde 2010 se incurrió ilegalmente”, aseguró. 

Y detalló, en su denuncia elevada al gobernador (Pedro) Pierluisi y la junta directiva de la JSF: “Hay varios informes que ya han estudiado la deuda ilegítima contraída por la AEE desde 2010. Informes de Kobre & Kim a esta Junta, de la Asamblea Legislativa de Puerto Rico en 2015, y otros, describen numerosas irregularidades y fraudes en el proceso de emisión de la deuda de la AEE”.

Inclusive aquello ya ha sido abordado por la Cámara de Representantes, el pasado 8 de febrero a través de la aprobación de la resolución 563 para abrir una investigación sobre la necesidad, justificación y legalidad de las emisiones de bonos de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) realizadas desde el 26 de marzo de 2010 hasta el 12 de abril de 2012. 

De darse a lugar esta denuncia y considerar que las deudas de la AEE resultan de casos de fraude,  Nieves Pérez solicitó a las autoridades que no ratifique el RSA tal como está y que evalúen un proceso público que permita mejores condiciones para los puertorriqueños.

«La RSA puede ser buena para los fondos buitre, pero es un desastre para el pueblo de Puerto Rico», alertó.

Caso contrario, de mantenerse el RSA, las alzas de tarifas “destruirán cualquier posibilidad de promover el desarrollo económico en Puerto Rico, ahora y en el futuro”, planteó.

En conversación con Energía Estratégica, el abogado y consultor energético Ramón Luis Nieves Pérez concluyó:

«Sostengo que ante la inminencia de la discusión del RSA, la Junta debe -de inmediato o en el corto tiempo- abrir un espacio para realizar una auditoría de la deuda de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), para pagar una deuda que sea legítima y justa».

«Si no se hace eso, vamos a terminar pagando un cargo de transición altísimo que hará imposible bajar los costos de la luz en Puerto Rico y, obviamente, si impuesto al sol incluido dentro de esa ecuación pues será un impedimento adicional para que la gente pueda beneficiarse de las energías renovables».

El pasado 31 de enero de 2022 la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) confirmó la multa impuesta a EPM E.S.P. por los retrasos en la puesta en operación del proyecto de generación más grande del país: Hidroituango.

Las Resoluciones 20212400710405 de 2021 y 20222400034375 de 2022, por las cuales la Superservicios adoptó la mencionada decisión, representan un peligroso antecedente para los desarrolladores de proyectos de infraestructura de energía eléctrica y gas combustible, el cual requiere que en el futuro las autoridades regulatorias y de supervisión tengan mayor receptividad a los argumentos de caso fortuito y fuerza mayor que presenten las empresas.

En primer lugar, la Superservicios cambió su posición histórica de ejercer sus facultades sancionatorias únicamente sobre obligaciones relacionadas con infraestructura que presta efectivamente un servicio público domiciliario.

Sobre este punto, es preciso reconocer que este cambio de posición fue soportado por la Superservicios en una decisión emitida por la Sala de Consulta y Servicio Civil del Consejo de Estado del 29 de octubre de 2019 (radicado 11001-03-06-000-2019-00092-00) por medio del cual resolvió un conflicto de competencias entre la Superintendencia de Sociedades y la Superservicios.

En esta decisión, el Consejo de Estado indicó: “la construcción de la Central Hidroeléctrica Pescadero-Ituango José Tejada Sáenz, sin duda alguna, constituye una actividad inherente al servicio público de energía eléctrica, pues a través de dicha construcción se hace posible la generación de energía, y de esta forma, la prestación del servicio”.

Así, con base en la tesis del Consejo de Estado según la cual la construcción no es un paso previo sino una actividad inherente al servicio público domiciliario, la Superservicios sustentó la sanción a EPM S.A. E.S.P.

Además, afirmó la Superservicios que el retraso en la puesta de operación del proyecto puso en riesgo el esquema de confiabilidad del país, con lo cual soportó sus facultades punitivas en la prevención del riesgo antes que se produzca una afectación.

En este caso la controversia versó sobre el cumplimiento de las obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad, sin embargo, las implicaciones se extienden a cualquier desarrollador de proyecto de infraestructura que haya asumido obligaciones regulatorias de poner en operación sus activos en una fecha determinada, en los sectores de energía eléctrica y gas combustible.

En términos de derecho anglosajón, el mensaje de política pública que la autoridad envía con esta decisión es una pendiente resbaladiza (o “slippery slope”), ante la cual cualquier inversionista de un proyecto en construcción se preguntará: ¿cuál será el límite a esta posición de la Superservicios?

En segundo lugar, la sanción de la Superservicios a EPM S.A. E.S.P. resulta peligrosa al imponer una multa por incumplir una regulación basada en incentivos.

Según la literatura sobre regulación económica, el regulador puede optar por una regulación de incentivos o por una de comando y control (OCDE, Alternatives to Traditional Regulation).

La diferencia entre una y otra es clave para este tema. Si un agente del mercado incumple una regulación basada en incentivos, la consecuencia será económica más no punitiva (como por ejemplo no acceder a un beneficio y/o que se ejecute una garantía), en comparación a las normas de comando y control que tienen como efecto una consecuencia punitiva: la sanción de la autoridad.

En el caso de la regulación sobre obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad, la CREG ya había previsto consecuencias económica o desincentivo por la no entrada en operación de un proyecto de generación: la pérdida de la remuneración conocida como cargo por confiabilidad más la ejecución de las garantías.

De hecho, la misma regulación prevé un trámite administrativo en donde es la misma CREG quien ordena la ejecución de tales consecuencias económicas, el cual se materializó en el caso en concreto en la Resolución CREG 101 de 2019. Sin embargo, esta situación fue desconocida por la Superservicios quien impuso una multa de manera complementaria a la pérdida de la remuneración y la ejecución de garantías.

Dado este peligroso antecedente que ubica a los desarrolladores de infraestructura en los sectores de energía eléctrica y gas combustible frente a una pendiente resbaladiza (“slippery slope”), es preciso recordar que el derecho prevé el caso fortuito o fuerza mayor como un argumento válido para justificar el incumplimiento de una obligación regulatoria.

Ya la Superservicios ha acudido a esta figura para exonerar a un agente del mercado de una sanción (caso Termoflores- Resolución 157395 de 2017), y a futuro se debería esperar tanto del regulador como del supervisor una mayor receptividad a este tipo de argumentos y decisiones similares a la del caso Termoflores.

Costa Rica no quiere perder terreno en la incorporación de energías renovables para cubrir su demanda energética creciente. Tal es así que la Ley 10.086 mantiene activo al sector público y privado para garantizar una continuidad de estas alternativas de generación en redes de distribución. 

Por un lado, el Ministerio del Ambiente y Energía (MINAE) está trabajando el reglamento a la misma; mientras que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) está trabajando en el desarrollo de aquellas tareas vinculadas que la ley le impone (instrumentos regulatorios, tarifas, normas técnicas, etc).

Por su parte, el sector privado no deja de ejecutar nuevos proyectos que cada vez más se alinean a la nueva legislación, ya que ésta propone la amplitud de modalidades de generación distribuida y fundamentalmente la incorporación de los recursos energéticos distribuidos, en donde, por primera vez el usuario tendrá la posibilidad de vender sus excedentes energéticos a las empresas distribuidoras aplicando la tarifa que al efecto determine la Aresep.

Las expectativas son positivas, y desde la Cámara de Generación Distribuida, su director ejecutivo William Villalobos consideró: 

“Sin duda, el principal aporte de la ley 10.086 es la generación de un marco habilitante para desarrollar con seguridad jurídica, una multiplicidad de nuevos modelos de negocio vinculados a las tecnologías disruptivas que experimentan los mercados eléctricos en sus procesos de modernización y adaptabilidad al cambio”. 

Desde la perspectiva del referente de CGD a partir de allí “todos ganan”, contemplando empresas distribuidoras, sistema eléctrico y el usuario, siendo este último quien está siendo testigo de primera línea de su empoderamiento energético (gestionando su demanda, generando ingresos adicionales, siendo agente de cambio y contribuyente al Sistema Eléctrico). 

Ahora bien, consideró “como industria, desde luego que esperamos que este proceso (de reglamentación e implementación de la Ley 10.086) sea sumamente ágil y constructivo, precisamente, porque la dinámica del mercado no se detiene y no puede esperar plazos extensos”.

Y es que, bajo esta realidad, Costa Rica no sólo está viviendo una mayor penetración de generación distribuida, sino también un despliegue irreversible de redes inteligentes, de incorporación de sistemas de almacenamiento, de inyección de cargas móviles a la red desde vehículos en los hogares. 

Visto aquello, la Cámara sigue teniendo presencia activa y espacios en las mesas de diálogo de mejora regulatoria con actores clave como lo son el Minae, la Aresep, Cámaras de otras industrias y la Asamblea Legislativa, justamente, porque los cambios disruptivos que vive la industria obligan a estar en una constante adaptabilidad regulatoria.

En tal sentido, la Cámara estará lanzando la 2da versión de su Reglamento de Buenas Prácticas e incorporará este año un mecanismo de fiscalización de proyectos de empresas no asociadas, para fomentar la obtención de un sello de calidad en la industria y reforzar la importancia de contratar profesionales altamente calificados de la industria fotovoltaica.

Adicionalmente a aquellas iniciativas locales la CGD también estará activa en el plano internacional. Según comentó William Villalobos, están iniciando un proceso de relaciones bilaterales con Cámaras y Asociaciones en otros países, con el fin de intercambiar experiencias regulatorias y generar actividades que -en conjunto- generen valor agregado a los asociados.

Ayer, el ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, encabezó el “Encuentro Hidrógeno Verde 2022”, evento que tuvo por objeto reunir a distintos actores del sector y abordar los avances y desafíos de esta nueva industria.

A pedido del funcionario es que fue invitado a cerrar el evento el futuro ministro de Energía, Claudio Huepe, que asumirá funciones a partir del próximo 11 de marzo con la asunción de Gabriel Boric como Presidente de Chile.

Allí Huepe aseguró que el nuevo Gobierno apostará a “mantener un elemento importante de continuidad” tanto en energías renovables como en hidrógeno verde. Pero indicó que se ejecutarán cambios para cimentar “la nueva continuidad en el futuro” de este energético producido a partir del agua.

Por un lado, se refirió al rol del Estado dentro de esa actividad. “Queremos potenciarlo. No queremos que suplante o reemplace en ninguna medida a lo que hace el sector privado; pero sí que tenga un rol mucho más articulador, más coordinador, de mucho más liderazgo”, adelantó.

Y manifestó: “El Estado debe ser capaz de mirar al largo plazo. No 5, 10 o 15 años, sino mucho más. Y tiene que ser capaz de invertir, tomar riesgo y recibir” ingresos por ello. “No puede ser que el Estado solamente genere una baja de riesgo para que cuando haya fruto de eso no se vea en una retribución”, observó.

Por otro lado, Huepe enfatizó en el avance de un “desarrollo integral” del hidrógeno verde. Explicó que muchas veces el progreso de la actividad se da de manera aparece “compartimentado”. “El negocio es una cosa y luego los desarrollos que viene son otra cosa, pero nosotros entendemos que son una sola cosa”, diferenció.

Y se explayó: “No puede ser que el desarrollo de la industria no lleve asociado el desarrollo de la educación, de la cultura, el urbano, el de la belleza en el estar, de la vida cotidiana”. “Nosotros vamos a hacer esfuerzos para que el desarrollo sea realmente integral”, resaltó.

El futuro ministro indicó que este crecimiento, además, debe darse con una “visión prospectiva”. Es decir, sostuvo que hace falta una planificación donde estén cohesionadas todas las instituciones del Estado, tanto nacionales como regionales y municipales.

“El Ministerio de Energía ha hecho un gran esfuerzo en este tema durante los últimos 15 años, pero nos falta todavía desarrollar una intencionalidad más compleja, más sofisticada”, contempló Huepe y remató: “Tiene que haber un sistema de visión de futuro que nos lleve en el fondo a poder armonizar y desarrollar todo de manera coherente”.

En esa línea, enfatizó que el progreso que genere la actividad debe “llegar a las comunidades”. “Nosotros tenemos un compromiso especial con el enfoque de género, del desarrollo femenino que muchas veces queda atrás”, ejemplificó.

Para todo esto, Huepe consideró que será fundamental dentro de la gestión “el diálogo”. “Tiene que ser significativo, estar basado en antecedentes técnicos sólidos. Tenemos que estudiar los distintos temas: económicos, sociales, ambientales; entenderlos bien y, a partir de ahí dialogar”, resaltó

Sostuvo que ese ‘diálogo’ no debe “ser una especie de conversación fraterna sino una discusión en la que muchas veces no estamos de acuerdo, pero desde ahí hay que partir” para construir políticas más robustas.

Ya está en funcionamiento la primera planta fotovoltaica a gran escala de Macedonia del Norte. El proyecto solar Oslomej, financiado por el Banco Europeo de Reconstrucción y Desarrollo (EBRD por sus siglas en inglés), ha sido construido junto a una central eléctrica de carbón ubicada en Kichevo y está equipado con ocho inversores solares de Ingeteam de 1.400 kW cada uno.

Esta planta fotovoltaica supone la primera fase de un proyecto de mayor envergadura que contempla la construcción de hasta 100 MW fotovoltaicos.

Esta primera fase de 11,7 MW de potencia instalada, ha sido construida por Europower Solar, perteneciente al grupo turco Girisim Elektrik AS. Directivos del EBRD y de la compañía eléctrica
pública nacional ESM han visitado recientemente la instalación para comprobar los progresos del proyecto, que ya están muy avanzados.

Las futuras plantas fotovoltaicas que se desarrollarán hasta completar el proyecto de 100 MW se construirán sobre una antigua mina de carbón.

El proyecto Oslomej supone un hito importante para Macedonia del Norte, ya que marca la apuesta decidida del gobierno del país por la transición energética hacia un modelo de generación más limpio, como quedó plasmado en la ley energética aprobada por el gobierno en diciembre de 2020.

Los recursos obtenidos se destinarán a financiar proyectos de inversión y actividades de energías renovables y eficiencia energética.

La colocación se realizó en dos tramos, uno por 1.250 millones con vencimiento en 2029, y otro por 500 millones con plazo a 2052.

Las tasas son 275 puntos base sobre los bonos comparables del Tesoro de Estados Unidos para el papel a menor plazo y 400 puntos base de diferencia en la deuda a 30 años.

La demanda fue 2,1 veces el monto emitido y participaron más de 250 diferentes inversionistas institucionales.

La empresa estatal aseguró que también servirán para acelerar la transición energética y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Bruselas, 28 de febrero de 2022 – Tras la visita, el equipo del GWEC se reunirá a lo largo de la semana con las autoridades egipcias para planificar cómo puede contribuir la industria eólica a las cruciales conversaciones de Sharm-El-Sheikh en noviembre.

La energía eólica es una de las herramientas más cruciales con las que cuenta el mundo para eliminar las emisiones de carbono y alcanzar el Net Zero, y junto con la solar fotovoltaica, la eólica formará la columna vertebral del sistema energético mundial en 2050.

Como el informe AR6 del IPCC(2) establece en términos claros, «cualquier retraso adicional en la acción global concertada y anticipada sobre la adaptación y la mitigación perderá una breve y rápida ventana de oportunidad para asegurar un futuro habitable y sostenible para todos».

Los costes del cambio climático son enormes y afectan a las vidas humanas, la naturaleza y el bienestar social en todo el mundo. Si no se toman medidas drásticas para frenar las emisiones, estos costes no harán sino acelerarse, poniendo en mayor riesgo a las economías en desarrollo y a las comunidades marginadas.

Para evitar que el cambio climático se desborde, el mundo necesita una reducción más rápida de las emisiones, lo que significa una eliminación rápida y urgente de los combustibles fósiles y su sustitución por energías renovables.

El trabajo del GWEC en la COP27 garantizará que la voz de la industria eólica sea escuchada por los líderes mundiales, los empresarios y las comunidades globales y que los países puedan adoptar rápidamente la tecnología eólica y cosechar los beneficios de la inversión, el crecimiento económico y la creación de empleo.

El parque eólico West Bakr de Lekela Power en el Golfo de Suez -que se inaugurará oficialmente esta semana- es un ejemplo de cómo la energía eólica reduce las emisiones y permite la inversión. West Bakr aumentó la capacidad de energía eólica de Egipto en un 18% cuando empezó a funcionar en 2021.

El emplazamiento representa un paso clave en el camino del país hacia la producción del 20% de su electricidad a partir de energías renovables para 2022. Este emplazamiento demuestra el poder de la movilización de la inversión pública y privada en energías renovables para apoyar las Contribuciones Nacionales Determinadas (NDC) de un país y los objetivos climáticos.

Para apoyar nuestro trabajo en el período previo a Sharm El-Sheikh, el GWEC se ha asociado con Lekela Power como su socio nacional en Egipto y miembro de la Coalición Mundial de la Energía Eólica para la COP27. Lekela desempeñará un papel activo en el trabajo de GWEC en la preparación de la COP27 y en el propio evento.

Como parte de nuestra asociación, el Consejo Mundial de la Energía Eólica se complace en dar la bienvenida a Gihan Montaser al equipo en comisión de servicio de Lekela. Gihan ocupará un puesto como nuestro responsable de la COP27 hasta diciembre. Su función aportará al equipo del GWEC su experiencia en el mercado energético egipcio y en los preparativos del país para la COP.

Ben Backwell, Director General de GWEC, dijo: «Este año, el mundo tiene que reunirse en Egipto para ocuparse de los asuntos pendientes y asegurarse de que las promesas hechas en Glasgow en la COP26 se conviertan en políticas que cumplan con París y en una acción acelerada sobre el terreno. West Bakr muestra el poder de la energía eólica para transformar los sistemas eléctricos y las economías, y estamos encantados de estar aquí para reunirnos con el equipo egipcio de la COP, con los principales funcionarios del gobierno y con la industria y los inversores locales antes de la COP27 en Sharm El Sheikh.»

«El cero neto se logrará con mayores ambiciones de energía renovable y planes energéticos a largo plazo que den lugar a proyectos como el de West Bakr. Este único parque eólico añade unos 250MW de capacidad a la red de Egipto, al tiempo que contribuye a evitar 550.000 toneladas de emisiones de dióxido de carbono. Eso es cumplir con la ambición, algo que el mundo necesita ver de todos los gobiernos. Estamos encantados de trabajar con Lekela este año para ayudar a que la industria eólica se haga oír en Egipto, y que la voz de la región se escuche en la industria eólica».

Sobre la incorporación de Gihan Montaser al equipo, el director general de GWEC, Ben Backwell, dijo «Me gustaría dar la bienvenida a Gihan Montaser al equipo de GWEC. Su conocimiento local y su experiencia en el mercado energético de la región serán vitales para transmitir un mensaje sólido de la industria eólica a los líderes mundiales en noviembre en Sharm El-Sheikh».

Por su parte, Faisal Eissa, Director General de Lekela Egipto, ha declarado «Estoy encantado de que nos asociemos con el Consejo Mundial de la Energía Eólica para la próxima COP27 en Egipto a finales de este año. Es una oportunidad fantástica para destacar el papel que desempeñan las energías renovables en la lucha contra el cambio climático y para mostrar el liderazgo de Egipto en materia de energía limpia. Proyectos como nuestro parque eólico de West Bakr son enormemente importantes para la región, ya que proporcionan acceso a energía limpia y fiable y apoyan la transición hacia un Egipto más sostenible».

“La tarea de la Unión Española Fotovoltaica durante estos diez años ha sido un hito que ha aupado a las empresas del sector y que ha contribuido a concienciar a la sociedad de las auténticas ventajas de la energía solar, limpia, autóctona, barata, y la más respetuosa con el medio ambiente”, ha señalado Rafael Benjumea, Presidente de UNEF.

UNEF agradece el apoyo y la colaboración que ha recibido durante estos diez años de vida de sus empresas asociadas para lograr auparse como la principal asociación del sector y referencia como punto de encuentro, networking y representación de sus intereses a nivel nacional.

En este sentido, el Foro Solar, que organiza cada año y que va por su novena edición, se ha convertido en el gran evento sectorial, con la asistencia de más de 725 personas y quince mesas de debate en su última edición.

Todo ello le ha permitido tener la suficiente fuerza como para desempeñar un papel protagonista en hitos como la eliminación del ‘Impuesto al Sol’, que obstaculizaba el desarrollo del autoconsumo; el mantenimiento del 7,38% de rentabilidad para las instalaciones sujetas a rentabilidad razonable, que contribuyó en gran medida a la seguridad jurídica de las inversiones, y también al cambio en el modelo/diseño de las subastas.

Asimismo, ha realizado una labor destacable en el impulso del autoconsumo colectivo, o la definición de objetivos renovables en el Plan Nacional Integrado de Energía y Cambio Climático, entre otras muchas cosas.

También lo ha hecho de una manera proactiva a través, por ejemplo, de la Estrategia Industrial Fotovoltaica o de su aproximación a sectores clave de la economía española como es el de la agricultura.

La innovación desarrolla un papel fundamental en este punto a través de la aplicación de la tecnología solar a bombeos, riego por goteo o instalaciones flotantes en balsas de regadío. También en la calidad de los componentes y en su reciclabilidad.

En cuanto al autoconsumo, una de las prioridades de la Unión Española Fotovoltaica es la simplificación administrativa frente al autoconsumo. En esta línea, ha logrado que a día de hoy ya sean 14 las Comunidades Autónomas que han eliminado la licencia de obra para las instalaciones sobre tejado y esperamos que las que faltan se sumen muy pronto.

Ha lanzado, asimismo, el Sello UNEF de Calidad para instaladores, una garantía más de confianza en esta tecnología por parte del consumidor.

De la misma manera, UNEF viene trabajando para que los criterios de integración socioeconómica y ambiental de las plantas fotovoltaicas en suelo sean cada vez más exigentes y aplicados por todas las empresas del sector. Además, apuesta por el diálogo y las alianzas con las entidades municipales y los grupos de interés locales para crear valor compartido allí donde se enclave una instalación.

Por eso, el año pasado lanzó el Certificado de Excelencia en Sostenibilidad y respeto a la Biodiversidad de las plantas fotovoltaicas, que ya ostentan cuatro proyectos, y ha llegado, de momento, a acuerdos en la ciudad de Cartagena o con la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha para el desarrollo sostenible de las instalaciones.

La contribución directa de la fotovoltaica al PIB español fue de 3.717 millones de euros en 2020. En cuanto al empleo, hubo 58.892 trabajadores nacionales ligados directa, indirecta e inducidamente al sector. La fotovoltaica es un exportador neto. Los datos del año 2020 superan a los del 2019 alcanzando los 2.565 millones de euros, lo que demuestra su competitividad a nivel internacional.

Es así que UNEF cumple 10 años en un momento histórico del sector que quiere celebrar por todo lo alto a lo largo de los próximos meses sin dejar de seguir luchando por todas y cada una de las empresas asociadas, contra la emergencia climática y a favor de la sostenibilidad.

Sobre UNEF

La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) es la asociación sectorial de la energía solar fotovoltaica en España. Formada por más de 640 empresas, entidades y agrupaciones de toda la cadena de valor de la tecnología, representa a más del 90% de la actividad del sector en España. UNEF ostenta además la presidencia y co-secretaría de FOTOPLAT, la plataforma fotovoltaica tecnológica española que agrupa universidades, centros de investigación y empresas referentes del I+D fotovoltaico a nivel nacional.

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) reforzó su compromiso con la transición energética y propuso cubrir el 25% del abastecimiento de electricidad a través de fuentes de ERNC en República Dominicana antes de finalizar el 2025 (ver detalle).

Para lograrlo, Charles De la Rosa, director de Energías Renovables del Viceministerio de Ahorro y Eficiencia Energética del MEM, señaló que en el escenario actual, las metas de energías renovables podrían cumplirse. Y, reconoció que están trabajando mejoras en la política energética para que a largo plazo pueda ser concretable una mayor penetración de estas fuentes de generación. 

“Si los proyectos con concesiones definitivas logran materializarse, lograremos los objetivos de participación de energías renovables”, consideró en conversación con este medio. 

En tal sentido, repasó que durante el año pasado el Estado suscribió contratos PPA con 10 empresas con proyectos por un poco más de 550 MW eólicos y solares con concesión definitiva y que este año ya se firmaron dos contratos adicionales que demuestran la intención del sector público y privado por dar continuidad a este mecanismo.

De allí, indicó que en el horizonte a corto plazo se encuentran mapeados nuevos proyectos para duplicar a aquellos con concesión definitiva que obtuvieron contratos PPA el pasado año: 

“Tenemos ahora mismo como unos 500 MW adicionales que si logran construirse a tiempo, y todo apunta que sí, nosotros vamos a cumplir para el 2025 con esa con nuestra promesa”.

Y aclaró: “son proyectos que tienen concesiones definitiva, algunos que ya tienen sus propios PPA y otros que están gestionándolos”. 

Vale señalar que estos no tendrían que tener PPA exclusivamente con el Estado, sino que también podrían gestionar su modelo económico bajo el mercado spot. 

No obstante, el director de Energías Renovables consideró que bajo las condiciones actuales del mercado podrían al menos firmarse “dos PPA anuales con el Estado”.

Ahora bien, para impulsar a que las meta prefijadas se superen no sólo desde la cobertura de la demanda eléctrica, la agenda de trabajo de la dirección liderada por Charles De la Rosa contempla actualizaciones complementarias en la planificación del sector energético dominicano.

«Estamos realizando la revisión de la parte renovable del Plan Energético Nacional», aseguró De la Rosa.

Y reveló, en exclusiva para Energía Estratégica: “pretendemos agregar cuestiones adicionales para tratar de que en este Plan estén incluidos todos los sectores, no sólo el eléctrico”. 

Entre aquellos aportes que realizarán, el Director de Energías Renovables señaló que están trabajando en medidas vinculadas al sector de transporte, hidrógeno, almacenamiento, así como otras que lleven a desplazar el carbón y leña en los métodos de cocción de alimentos, asado y calefacción.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicó una propuesta de modificaciones al Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica y Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista.

Bajo la denominación CREE-CP-01-2022, la entidad reguladora plantea trazar nuevas reglas bajo las que continuará avanzando el mercado en lo relativo a nuevas conexiones en la red e inyecciones de energías renovables. 

Entre las modificaciones al RLGIE y ROM, se contemplan actualizaciones para su proceso de conexión e inyección de excedentes de energía en las redes de distribución y transmisión, así como peajes y pago de excedentes.

Un detalle no menor es que si bien se obliga a las empresas distribuidoras a comprar el exceso de energía únicamente renovable inyectada por los usuarios autoproductores residenciales y comerciales que estén conectados a la red de distribución, siendo positivo para el sector renovable; se menciona que los contratos precedentes con las distribuidoras deberán ajustarse a los nuevos procedimientos legales y reglamentarios para habilitarse en el desempeño de la actividad regulada de generación hasta el 30 de diciembre de 2022.

Por otro lado, su informe técnico hace hincapié en las particularidades de proyectos de cogeneración (eléctrica y térmica) en el sistema eléctrico hondureño y expone la necesidad de expedir las reglas suficientes para que usuarios autoproductores con centrales de cogeneración también puedan inyectar, sin dejar de lado la obligación de establecer las limitaciones de inyección correspondientes para beneficio del sistema.

Entendiendo que ya se encuentran inscritas ante la CREE 14 empresas generadoras con esas características, que inclusive cuentan con contratos de compra de energía y/o potencia con las distribuidoras, resulta decisiva la participación tanto de generadoras como de distribuidoras porque a partir de sus consideraciones se podrá actualizar las “reglas del juego” sin ir en detrimento de los negocios que ya están en marcha en este mercado. 

Hasta el lunes 7 de marzo tendrán abierto un proceso no vinculante de consulta pública a partir del cual puedan obtener y analizar los comentarios que los distintos actores del Subsector eléctrico y la ciudadanía en general realicen respecto a la propuesta. 

Ahora bien, si los interesados en efectuar aportes al documento tuvieran la necesidad de aclaraciones preliminares a la presentación de sus comentarios finales, la CREE pone a disposición un correo electrónico oficial para elevar pedidos de información adicional a dicho proceso: consultapublica@cree.gob.hn

Al respecto, se aclara que cualquier persona natural o jurídica, podrá presentar su oposición, coadyuvancia, observaciones o comentarios fundamentados por escrito antes de la fecha y hora de cierre de recepción. Animamos a los lectores de Energía Estratégica a analizar su participación en este proceso enviando sus comentarios referidos al encuadre de proyectos de cogeneración mencionados en el informe técnico, así como las particularidades para las inyecciones de excedentes de energía a las redes de distribución.

Sobre esos y otros temas se podrán enviar aportes y la CREE tendrá un plazo de hasta cinco días calendario, para analizar los comentarios recibidos que califiquen como admisibles y posteriormente publicar en su sitio web el Informe de Resultados, una vez que sea aprobado por el Directorio de Comisionados, dando por finalizado el proceso; con la salvedad de que si no es posible publicarlo dentro del plazo en mención, la CREE informará el nuevo plazo, que no podrá ser mayor a 15 días calendario adicionales.

Acceda a todos los documentos vinculados a esta consulta pública a través del siguiente enlace: https://bit.ly/CREE-CP-01-2022

“En resumen: en un período de menos de cuatro años el país tendrá instalados 2,000 nuevos megavatios de potencia, sin que el Gobierno haya tenido que invertir o endeudarse con un solo peso, para la construcción de esas plantas”, planteó Abinader.

Cabe recordar que los costos y préstamos serán asumidos por las empresas y consorcios privados que resulten ganadores de las licitaciones.

“Ningún gobierno anterior había diseñado y lanzado una estrategia de construcción de plantas eléctricas para dotar el sistema de capacidad suficiente para satisfacer la demanda, mantener gran reserva y sin invertir un peso del tesoro nacional”, agregó el primer mandatario al rendir cuentas de su gestión ante la Asamblea Nacional.

En marzo de 2021, se lanzó una licitación pública internacional para la construcción, en la Bahía de Manzanillo, y que iniciaría este año, de una central eléctrica de 800 MW, dividida en dos plantas de 400 MW cada una, junto a una terminal de descarga, almacenamiento y distribución de gas natural para abastecer de combustible a las nuevas generadoras.

Esto obedece a la necesidad de incrementar la reserva de generación equivalente, como mínimo, entre el 10% y el 15% de la demanda máxima, es decir entre 200 MW y 300 MW, como en la mayoría de las naciones de América Latina, pero que sin embargo, en el país era tan solo 62 MW, es decir, no llegaba al 2%.

El pasado primero de diciembre se lanzó otra licitación internacional, con carácter de urgencia, para la instalación este mismo año, de hasta 400 MW basados en unidades generadoras de rápida instalación y ya disponibles en el mercado internacional.

La más reciente es del 6 de enero de este 2022, y que a mediano plazo persigue la instalación de otros 800 MW en diferentes lugares del país.

Principales ejes del sector eléctrico

De igual forma, el Presidente enumeró los cinco ejes principales en materia energética, que son: la ampliación y diversificación del parque de generación eléctrica; la expansión y modernización del sistema de transmisión eléctrica del país; el saneamiento de la gestión y operación de las empresas distribuidoras, incluyendo la estabilidad del servicio, el incremento de la entrega de energía a la población y la mejora de sus infraestructuras operativas.

Completan estos ejes, el impulso de la producción de electricidad a partir de fuentes renovables como el sol, el viento, la biomasa y los residuos sólidos urbanos, así como promover la introducción de nuevas tecnologías y combustibles energéticos, actualmente en rápido desarrollo y difusión en el mundo y por último, reformar y fortalecer la gestión pública del sector, así como la mejora y actualización del marco legal y normativo que regula el mercado eléctrico nacional.

Apuesta por las energías renovables

Todo esto es respaldado además por la apuesta del gobierno a las energías renovables, que en el 2021 gestionó y firmó contratos para la instalación de proyectos de generación de electricidad a partir de energía solar por una cantidad de 530 MW adicionales.

“Esto es más del doble de los proyectos solares que se habían firmado en más de una década pasada”, puntualizó el mandatario al señalar que estos parques se están construyendo en las regiones Sur, Cibao, Este y el Gran Santo Domingo y que se siguen analizando otros proyectos de energía solar para aumentar y otras renovables en el país.

Además se ha avanzado en el estudio de la factibilidad de proyectos hidroeléctricos como el de Las Placetas, en Santiago, el Artibonito, en Elías Piña, así como el Proyecto Hidro-bombeo Camú, en la provincia de La Vega.

El país, que usa gas para calentar la mitad de sus hogares, también anunció planes para garantizar que las instalaciones de almacenamiento de gas del país estén llenas al comienzo del invierno, independientemente de los intereses de los operadores, dijo el ministerio.
Alemania apuntará a que toda su electricidad sea provista por fuentes de energía renovable para 2035, de acuerdo con un nuevo borrador de política que acelera el cronograma para poner fin a la generación de combustibles fósiles antes de 2040.

Alemania, la economía más grande de Europa, dijo en un cambio importante de política energética este fin de semana que redactaría una estrategia para reducir su dependencia del gas ruso, acelerar la instalación de capacidad de energía renovable y construir dos instalaciones de importación de gas natural licuado (GNL).

“Después de todo, los eventos de los últimos días y semanas nos han demostrado que una política energética responsable y con visión de futuro no solo es crucial para nuestra economía y nuestro clima. También es crucial para nuestra seguridad. Esto significa que cuanto más rápido avancemos en el desarrollo de las energías renovables, mejor”, dijo el domingo el canciller alemán, Olaf Scholz, al parlamento alemán.

Según un borrador del documento del gobierno obtenido por Reuters el lunes, Alemania ahora apuntará a un 100 por ciento de energías renovables en la generación de electricidad para 2035, en comparación con un objetivo anterior de energías totalmente renovables «mucho antes de 2040».

La invasión rusa de Ucrania cambió la política de Alemania, y la economía más grande de Europa buscará ahora acelerar la reducción de su dependencia del gas ruso.
Sin embargo, a diferencia de otros países de Europa, Alemania planea apagar todos sus generadores de energía nuclear restantes para fines de 2022. El país también ha dicho que apuntaría a eliminar el carbón para 2030, ocho años antes de los planes anteriores.

Según el borrador del documento del gobierno visto por Reuters, Alemania aprobará una nueva Ley de Fuentes de Energía Renovable (EEG) y espera que la energía eólica y solar representen el 80 por ciento de la generación de energía para 2030.

Para ese año, se espera que Alemania duplique su capacidad de energía eólica terrestre hasta 110 gigavatios (GW), se espera que la capacidad eólica marina salte a 30 GW y la energía solar debería aumentar más del triple a 200 GW, según el documento visto. por Reuters.

El Acuerdo de Reestructuración de la Deuda (RSA) de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) pactado en el 2019 continúa generando polémica en Puerto Rico. 

Primeramente se denuncia ante la Junta de Control Fiscal la ilegalidad de toda la deuda de la AEE contraída desde 2010. De acuerdo con el abogado Ramón Luis Nieves Pérez, senador de Puerto Rico por el periodo 2013-2017 y actual consultor, “el acuerdo con los tenedores de bonos de la AEE esconde bajo una alfombra numerosos casos de fraude”. 

Hasta tanto se investigue aquel caso, la RSA sigue avanzando y se acerca su implementación. Si bien muchos celebran que tenga como objetivo reflotar a la AEE, aún se cuestiona que este acuerdo busque reducir la deuda de la estatal en un 32% y que los modos a través de los cuales se busque tal efecto tengan medidas en perjuicio de los usuarios. 

“El pueblo de Puerto Rico puede pagar aumentos significativos de tasas durante 40 años, para satisfacer esa deuda ilegal”, alertó Ramón Luis Nieves Pérez.

En particular, una de las medidas que más preocupan a actores del sector energético renovable, entre ellos empresas y consumidores de Puerto Rico, es que fija un “cargo de transición” que como mecanismo impactaría gravemente en la autogeneración renovable, por lo que algunos lo comparan como un impuesto al sol. 

El mes pasado, frente a la Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía del Senado, la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) acusó: 

“La JSF busca que esta legislatura apruebe legislación para que se pague la deuda de la AEE vía un aumento de luz, llamado cargo de transición, de 2.768¢/KWH incrementando gradualmente a 4.552¢/KWH para 2044. En el caso de los clientes de AEE con sistemas solares, ese aumento también se impone a la electricidad generada por sus paneles solares privados”.

Al respecto Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en la SESA, comentó en sus redes sociales: “el cargo de transición es un cargo para el pago de deuda, no de interconexión. Como prosumidor solar es justo pagarlo en mi consumo neto de la red, como todo el mundo. Lo ilegal e injusto es imponerlo en la autogeneración renovable en techos privados”.

De allí es que, como impuesto al sol no debería tener lugar, ya que la medida iría en contra de la nueva ley de política pública energética que prohíbe cargos directos e indirectos al consumo de energía renovable. 

Miembros de Solar United Neighbors of Puerto Rico también se pronunciaron al respecto: 

“Es una política que hace mucho daño al consumidor, la industria y al bienestar de los puertorriqueños”, señaló la organización a Energía Estratégica.

Desde la óptica de aquel grupo de jóvenes que lidera una iniciativa de compras conjuntas de energía solar, debe haber políticas que promuevan la energía solar como manera de ser autosostenible. 

Repasando que el 98% de la electricidad en Puerto Rico se genera de combustibles fósiles (carbón, petróleo, gas natural), todos importados; la energía solar empieza a cubrir un rol central para garantizar la sostenibilidad del archipiélago, ya que no sólo su instalación distribuida permitirá resiliencia, sino que también su incorporación en casas garantizará autonomía energética a través de un ‘combustible’ completamente local que debiera ser gratuito en Puerto Rico.

Porqué surge entonces un cuestionado “impuesto al sol” en Puerto Rico, siendo que el sol no sólo es una fuente inagotable que a través de su industria de generación eléctrica produce además trabajos e ingresos para distintos actores, aportando al desarrollo económico sostenible en la isla.

Ahora bien, desplazando el “impuesto al sol” y/o el “cargo de transición”, aún permanecen latentes barreras para masificar la energía solar en este mercado. Solar United Neighbors of Puerto Rico repasa las principales tres: 

“Nosotros intentamos apoyar al consumidor. Pero nuestro modelo de compra colectiva sólo ayuda a superar la situación con descuentos y apoyo para los participantes”.

“Aún hay barreras de acceso a gente con pocos ingresos. En el archipiélago no se puede aprovechar del crédito fiscal federal de 26%. Hay demoras con la interconexión de parte LUMA. Y también hay falta de protección por parte del consumidor”, acusaron.

De acuerdo a un relevamiento del Coordinador Eléctrico Nacional al que tuvo acceso Energía Estratégica, actualizado al día 15 de febrero pasado, desde esa fecha y hasta finales del 2022 entrarían en operaciones un total de 49 proyectos de energía eléctrica por 2.724,3 MW.

El reporte, elaborado en base a información de las empresas desarrolladoras y en función del estado de avance del proyecto dentro del proceso de Interconexión, señala que casi la mitad de esa potencia es solar fotovoltaica: 28 centrales por 1.302,1 MW. Entre ellos hay 21 PMGD, por 119,9 MW.

En cuanto a capacidad le siguen los parques eólicos: cinco por 604,2 MW; luego las hidroeléctricas; diez por 566 MW; y las térmicas: cuatro por 53 MW.

También el padrón destaca un proyecto geotérmico, Cerro Pabellón Unidad 3, de 33 MW, de la empresa Geotérmica del Norte S.A. La planta ya está en proceso de Puesta en Servicio y espera conexión el 31 de marzo.

Asimismo, este año ingresaría un proyecto de biomasa por 166 MW, propiedad de la empresa Celulosa Arauco y Constitución S.A., que comenzaría a operar el 30 de agosto.

En efecto, de los 49 proyectos de energía eléctrica, por 2.724,3 MW, sólo cuatro por 53 MW son fósiles, lo cual indica que el 98% de las centrales que entrarán en operaciones este año son renovables.

EmpresaNombre ProyectoTipo de GeneraciónTipo TecnologíaPotencia Neta Total [MW]Punto de ConexiónRegiónFechas Estimada de PESFecha Real de
PESFechas Estimada de EO

Parque Fotovoltaico Peñaflor SpA
Parque Fotovoltaico Cóndor Pelvin
PMGD
Solar
3,0
Alimentador Loreto 12 kV, S/E Malloco
Metropolitana
30-sep-21
18-ene-22
30-sep-21

Cuenca Solar SpA
PMGD FV San Antonio (Ex La Ballica Norte III)
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Yerbas Buenas 15 kV, S/E Cachahuín
Maule
30-oct-21
14-dic-21
30-oct-21

Anumar Energía del Sol 1 SpA
PMGD FV Villa Alemana
PMGD
Solar
2,7
Alimentador Pangal 12 kV, S/E Peñablanca
Valparaíso
30-oct-21
29-nov-21
31-oct-21

Sonnedix Taranto SpA
PMGD Taranto
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Casablanca 12 kV, S/E Casablanca
Valparaíso
31-dic-21
11-ene-22
15-ene-22

PFV El Zorzal SpA
PFV El Zorzal
PMGD
Solar
3,0
Alimentador Camarico 13,8 kV, S/E San Rafael
Maule
31-ene-22
29-dic-21
31-ene-22

PFV Las Tencas SpA
PFV Las Tencas
PMGD
Solar
9,0
Alimentador La Fuentecilla 15 kV, S/E San Vicente de Tagua Tagua
O’Higgins
31-ene-22
21-dic-21
31-ene-22

Engie Energía Chile S.A.
PV Tamaya Solar
convencional y no convencional
Solar
114,0
S/E Tamaya 110 kV
Antofagasta
15-oct-21
9-sep-21
31-ene-22

Santa Elvira Energy SpA
PMGD FV La Palma
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Almagro 15 kV, S/E Santa Elvira
Ñuble
31-ene-22
23-dic-21
31-ene-22

PMGD Salerno SpA
PMGD FV Salerno
PMGD
Solar
2,8
Alimentador EntelAriztía 13,2 kV, S/E Las Arañas
Metropolitana
31-ene-22
13-ene-22
31-ene-22

Socompa de Verano SpA
PMGD Nazarino del Verano Solar
PMGD
Solar
3,0
Alimentador Nazarino 13,2 kV, S/E El Paico
Metropolitana
31-ene-22
28-dic-21
31-ene-22

Corcovado de Verano SpA
PMGD Escorial del Verano Solar
PMGD
Solar
3,0
Alimentador Palomar 12 kV, S/E San Felipe
Valparaíso
31-ene-22
29-oct-21
31-ene-22

Parque Solar Aurora SpA
PMGD FV Curicura
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Romeral 13,2 kV, S/E Rauquén
Maule
31-ene-22
22-dic-21
31-ene-22

Luciano Solar SpA
PMGD FV Erinome
PMGD
Solar
2,9
Alimentador Arenal 15 kV, S/E Piduco
Maule
31-ene-22
6-oct-21
31-ene-22

Energía First SpA
PMGD FV Rexner
PMGD
Solar
3,0
Alimentador Centenario 12 kV, S/E San Rafael Chilquinta
Valparaíso
31-ene-22
22-dic-21
31-ene-22

CVE Proyecto Diecisiete SpA
PMGD FV Santa Francisca
PMGD
Solar
6,0
Alimentador Rivadavia 23 kV, S/E Vicuña
Coquimbo
30-nov-21
22-dic-21
31-ene-22

Parque Solar Colina SpA
PMGD FV Marambio
PMGD
Solar
2,7
Alimentador San Manuel 13,2 kV, S/E Mandinga
Metropolitana
30-sep-21
29-nov-21
31-ene-22

Hidroeléctrica Los Corrales SpA
Central Hidroeléctrica Corrales
PMG
Hidroeléctrico
3,0
S/E Central San Andrés (HSA) 154 (220) kV
O’higgins
31-ago-21
13-ago-21
31-ene-22

PFV El Flamenco SpA
PFV El Flamenco
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Llano Blanco 13,2 kV, S/E Yerbas Buenas
Maule
30-jun-21
27-jul-21
31-ene-22

Parque Solar Alcaldesa SpA
PMGD Alcaldesa
PMGD
Solar
6,0
Alimentador Vegas Verdes 13,2 kV, S/E Quirihue
Ñuble
30-jul-21
15-jul-21
31-ene-22

Membrillo Solar SpA
PMGD Parque Alhué
PMGD
Solar
6,0
Alimentador El Membrillo 23 kV, S/E Santa Rosa
Metropolitana
30-jun-21
7-jul-21
31-ene-22

Avilés SpA
PMGD Avilés
PMGD
Solar
8,3
Alimentador El Prado 13,2 kV, S/E La Manga
Metropolitana
30-may-21
28-may-21
31-ene-22

AR Escondido SpA
Río Escondido
convencional y no convencional
Solar
145,0
S/E Cardones 220 kV
Atacama
30-abr-21
14-ene-21
31-ene-22

Rizoma IC Energy SpA
PMGD Lo Boza
PMGD
Solar
0,8
Alimentador Parinacota 23 kV, S/E Lo Boza
Metropolitana
30-abr-21
3-mar-21
31-ene-22

Parque Solar El Sauce SpA
Parque Romeria (PMGD FV Romero)
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Quilvo 13,2 kV, S/E Rauquén
Maule
31-ene-21
16-feb-21
31-ene-22

Energía Eólica Los Olmos SpA
Parque Eólico Los Olmos
convencional y no convencional
Eólico
100,0
Nueva S/E Seccionadora Los Olmos 220 kV en Línea 1×220 kV Tolpán – Mulchén
Biobío
16-may-21
31-may-21
18-feb-22

Enel Green Power del Sur SpA
Parque FV Domeyko
convencional y no convencional
Solar
186,2
S/E Puri 220 kV
Antofagasta
30-sep-21
30-ago-21
28-feb-22

Enel Green Power del Sur SpA
Campos del Sol
convencional y no convencional
Solar
400,0
S/E Carrera Pinto 220 Kv
Atacama
28-feb-21
1-mar-21
28-feb-22

Parque Eólico Valle de los Vientos SpA
Parque FV Azabache
convencional y no convencional
Solar
59,8
S/E Calama 110 kV
Antofagasta
30-dic-20
23-dic-20
28-feb-22

Empresa Eléctrica El Pinar SpA
El Pinar
convencional y no convencional
Hidroeléctrico
11,4
SE Cholguán
Biobío
17-ago-21
10-ago-21
28-feb-22

AustrianSolar Chile Uno SpA
Sol de Los Andes
convencional y no convencional
Solar
89,4
S/E Seccionadora Sol de Los Andes, Línea 2×110 kV Diego de Almagro –Llanta C1
Atacama
16-nov-21
26-nov-21
28-feb-22

Parque Solar Fotovoltaico Sol del Desierto SpA
Planta FV Sol del Desierto Fase I
convencional y no convencional
Solar
175,0
S/E María Elena 220 kV
Antofagasta
30-jul-21
26-jul-21
28-feb-22

Parque Solar Fotovoltaico Sol del Desierto SpA
Planta FV Sol del Desierto Fase II
convencional y no convencional
Solar
55,0
S/E María Elena 220 kV
Antofagasta
30-jul-21
26-jul-21
28-feb-22

Prime Energía
San Javier etapa I
convencional y no convencional
Térmico
25,0
Línea 66kV San Javier – Constitución
Maule
30-sep-21
9-oct-21
28-feb-22

Prime Energía
San Javier etapa II
convencional y no convencional
Térmico
25,0
Línea 66kV San Javier – Constitución
Maule
30-oct-21
9-oct-21
28-feb-22

AR Tchamma SPA
Parque Eólico Tchamma
convencional y no convencional
Eólico
155,4
S/E Seccionadora Pallata 220 kV, Línea Encuentro – SGO 1×220 kV
Antofagasta
30-jun-21
22-ago-21
28-feb-22

WPD Malleco SpA
Parque Eólico Malleco – Fase II
convencional y no convencional
Eólico
137,9
S/E Río Malleco 220 kV
La Araucanía
30-abr-21
14-abr-21
28-feb-22

AR Cerro Tigre SpA
Parque Eólico Cerro Tigre
convencional y no convencional
Eólico
184,8
S/E Farellón 220 kV
Antofagasta
30-jun-21
6-sep-21
28-feb-22

Hidroeléctrica Dos Valles SpA
Ampliación CH Dos Valles
PMG
Hidroeléctrico
1,6
S/E Dos Valles 23 kV
O’higgins
19-jun-21
19-jun-21
28-feb-22

Enel Green Power del Sur SpA
Ampliación Finis Terrae Etapa I
convencional y no convencional
Solar
126,2
S/E Rande 220 kV
Antofagasta
30-ene-22
1-oct-21
1-mar-22

Enel Green Power del Sur SpA
Parque Eólico Renaico II
convencional y no convencional
Eólico
144,0
S/E Central Parque Eólico Renaico 220 kV
La Araucanía
30-jul-21
5-mar-21
15-mar-22

Enlasa Generación Chile S.A.
PMG Teno Solar
PMG
Solar
7,4
S/E Aguas Negras 14,4 kV
Maule
31-ene-22
14-ene-22
15-mar-22

Colbún S.A.
Diego de Almagro Sur
convencional y no convencional
Solar
208,0
S/E Illapa 220 kV
Atacama
22-nov-21
30-nov-21
30-mar-22

Hidroeléctrica Las Juntas S.A.
MCH Aillín
PMG
Hidroeléctrico
7,0
S/E Peuchén 220 kV
Biobío
30-abr-21
23-abr-21
30-mar-22

Eléctrica Cipresillos SpA
MCHP Cipresillos
PMG
Hidroeléctrico
9,0
Tap-off en Línea Coya-Pangal La S/E de Conexión «Alto Cachapoal» consistente de un paño de 66-23 kV, con capacidad de transformación de 15 MVA y una línea eléctrica 66 kV de interconexión de aproximadamente 30 m de longitud.
La instalación estará destinada a permitir la interconexión y evacuación de la energía eléctrica generada por la “Mini Central Cipresillos” al SIC.
O’Higgins
30-mar-21
25-nov-20
30-mar-22

Fotovoltaica Norte Grande 1 SpA
La Cruz Solar
convencional y no convencional
Solar
50,0
Tap Off La Cruz 220 kV
Antofagasta
18-nov-21
22-nov-21
31-mar-22

Geotérmica del Norte S.A.
Cerro Pabellón Unidad 3
convencional y no convencional
Geotérmica
33,0
S/E Cerro Pabellón 220 kV
Antofagasta
30-mar-21
4-mar-21
31-mar-22

Fotovoltaica De Los Andes SpA
FV de Los Andes
PMG
Solar
9,0
S/E Andes 220 kV
Antofagasta
20-ago-21
25-ago-21
31-mar-22

Fotovoltaica Sol Del Norte SpA
FV Sol del Norte
PMG
Solar
8,6
S/E Andes 220 kV
Antofagasta
20-ago-21
3-sep-21
31-mar-22

Fotovoltaica Del Desierto SpA
FV del Desierto
PMG
Solar
9,0
S/E Andes 220 Kv
Antofagasta
20-ago-21
25-ago-21
31-mar-22

Colbún S.A.
Parque Fotovoltaico Machicura
PMG
Solar
9,0
Conexión en Tap-Off a la línea 2×13,8 kV Colbún – Machicura
Maule
16-nov-21
16-nov-21
31-mar-22

Hidrobonito S.A.
CH Alto Bonito
PMG
Hidroeléctrico
2,5
Tap Off en Línea 1×23 kV Río Bonito – Bonito
Los Lagos
22-nov-21
23-nov-21
31-mar-22

Enel Green Power del Sur SpA
Sol de Lila
convencional y no convencional
Solar
152,0
S/E Andes 220 kV
Antofagasta
30-oct-21
4-sep-21
30-abr-22

Parque Eólico Cabo Leones I S.A.
Extensión de Parque Eólico Cabo Leones I
convencional y no convencional
Eólico
60,0
S/E Central Parque Eólico Cabo Leones I 33 kV
Atacama
31-ago-21
19-ago-21
30-abr-22

Sociedad Hidroeléctrica Punta del Viento SpA
Central Hidroeléctrica Punta del Viento
PMG
Hidroeléctrico
2,9
S/E Central Hidroeléctrica Corrales 23 kV
O’higgins
31-ene-22
28-dic-21
30-abr-22

Alto Maipo SpA
Las Lajas
convencional y no convencional
Hidroeléctrico
267,0
SE Florida 110 kV
Metropolitana
31-dic-21
7-ene-22
7-jun-22

Alto Maipo SpA
Alfalfal II
convencional y no convencional
Hidroeléctrico
264,0
SE Los Almendros 220 kV
Metropolitana
31-dic-21
31-dic-21
30-jun-22

Energía Eólica Mesamávida SpA
Parque Eólico Mesamávida
convencional y no convencional
Eólico
60,0
S/E Santa Luisa 154 kV
Biobío
30-oct-21
4-ago-21
29-jul-22

Celulosa Arauco y Constitución S.A.
MAPA (Etapa 2)
convencional y no convencional
Biomasa
166,0
S/E Planta Arauco 220 kV
Biobío
28-feb-22
11-ene-22
30-ago-22

PFV El Cóndor SpA
El Cóndor
PMGD
Solar
1,3
Quinta
Maule
15-sep-18
20-may-19
en pruebas

Imelsa Energia S.A. (Latinoamericana S.A.)
Panguipulli
PMGD
Hidroeléctrico
0,4
Alimentador Panguipulli – Pullinque, S/E Panguipulli, 23 kV
Los Rios
3-dic-15
3-dic-15
en pruebas

CINTAC S.A.I.C.
Cintac
PMGD
Solar
2,5
alimentador La Blanca 12 kV SE Maipú
Metropolitana
15-mar-17
15-mar-17
en pruebas

Enerkey SpA
CERNC con Biogas Lepanto
PMGD
Térmico
2,0
alimentador Eyzaguirre  kV SE San Bernardo
Metropolitana
17-mar-17
17-mar-17
en pruebas

Chester Solar IV SpA
El Roble
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Loyca, S/E Peumo

9-ago-17
9-ago-17
en pruebas

Hidro Munilque SpA
El Brinco
PMGD
Hidroeléctrico
0,2
Alimentador Picoltué Mulchén, S/E Picoltué, 13,2 kV
Biobío
22-mar-18
22-mar-18
en pruebas

Bio Energía Molina
Molina
PMGD
Térmico
1,0
Alimentador La fortuna
Maule
16-nov-16
16-nov-16
en pruebas

Peralillo Solar SpA
Peralillo
PMGD
Solar
2,2
PP-442679 del alimentador Diaguitas 23 kV a una distancia de 4,7 km.
Coquimbo
24-dic-18
23-mar-18
en pruebas

Sun Enel Green
Altos del Paico
PMGD
Solar
2,1
El Paico 13.2 kV
Metropolitana
en pruebas

en pruebas

Los PMGD, prontos a operar

Por otra parte, el padrón elaborado por el Coordinador Eléctrico Nacional ostenta que este año ingresarán en operaciones unos 30 PMG/D, por 146,5 MW, todos ellos solares fotovoltaicos, hidroeléctricos y, en menor medida, térmicos.

De ellos, nueve, por 20,7 MW, están en etapas de prueba; es decir que muy pronto entrarán en operaciones.

360 Energy se afianza como empresa integradora de energía solar, con una activa participación en el mercado entre privados argentino. Mediante la ejecución de parques de pequeña y mediana escala ya se posiciona como un actor relevante en proyectos renovables de hasta 50 MW.

“Nuestra estrategia abarca desde el desarrollo del proyecto, construcción, operación y mantenimiento de parques propios, pasando por la comercialización de servicios a terceros y venta de energía a privados”, introdujo a este medio Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy. 

Este año, los objetivos de la empresa no son poca cosa. Además de cumplir con los compromisos asumidos en obras de EPC para terceros, persiguen una estrategia comercial para ampliar sus servicios para parques renovables e inclusive incursionará en almacenamiento para utility sale. 

“Queremos lograr ser la primera empresa en instalar baterías de gran escala para el almacenamiento de energía en uno de nuestros parques, objetivo en el que estamos trabajando arduamente para cumplirlo durante el primer semestre del año”, reveló Maximiliano Ivanissevich.

En el rubro de generación, las ventanas de oportunidad se encontrarían en el mercado entre privados a través de proyectos vía MATER y esquema de autogeneración. Y es que, desde la perspectiva de Ivanissevich, “no se avizoran en el horizonte nuevos llamados a licitaciones desde la Secretaría de Energía”; pero sí, por otro lado, “hoy, existen muchas empresas ávidas de comprar energía renovable o de construir sus propios parques”.

Ahora bien, en el programa RenovAr no estaría todo terminado. Y, de adecuarse los plazos de prórrogas a los proyectos tras la Resolución 1260, podría aún existir lugar para llegar con el COD de proyectos que incurrieron en demoras por cuestiones macroeconómicas desfavorables en el país.

El Gobierno publica la resolución que libera contratos truncados del Programa RenovAr

Por un lado, desde 360 Energy ven positivo que aquellos proyectos que definitivamente no tuvieron oportunidad de construirse puedan darse de baja y que, a partir de allí, se libere capacidad en el sistema eléctrico para nuevos proyectos.  

No obstante, también sostienen que debió analizarse más en profundidad la situación para ofrecer la oportunidad en aquellos proyectos con PPA adjudicados en los que existía voluntad y posibilidad de concreción.

Tal es el caso de muchos proyectos de RenovAr que no pudieron concretarse por las condiciones macroeconómicas del país. Entre ellos, los proyectos Nonogasta II y IV, y Villa Dolores, de 360 Energy. 

“No nos parece justo el tratamiento general que ha tenido esa situación”, consideró Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy. 

Y explicó: “Nuestra empresa, en el marco de la Resolución 1260, ha decidido adherirse a la rescisión de los proyectos Nonogasta II y IV, y Villa Dolores, pero hemos condicionado la rescisión del proyecto Tocota a un pedido que hemos realizado a la Secretaría de Energía, ya que ahí ya se han realizado las obras eléctricas que permiten su conexión con la EPSE”. 

Según detalló el referente de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy, aquel pedido consistió en que la prórroga establecida en la resolución sea tomada desde la firma de eventual adenda; dado que, tomada desde el COD original, los plazos de construcción se transforman de imposible cumplimiento. 

“Realmente tenemos la voluntad de concretar el proyecto”, concluyó Ivanissevich.

360Energy condiciona sus proyectos a los plazos de habilitación comercial que disponga el gobierno

A principios de febrero, Jorge Andrés Carrillo, Gerente General de Empresas Públicas de Medellín (EPM), anunció que, según cálculos elaborados por la propia compañía, el 26 de julio próximo ingresará en operaciones el Proyecto Hidroeléctrico Ituango (Hidroituango) a través de su primera turbina (300 MW).

En diálogo con Energía Estratégica, una fuente vinculada a la compañía asegura que la segunda unidad hará lo propio en noviembre, finalizando así el 2022 con 600 MW en marcha.

“La operación de Hidroituango representa la confiabilidad al sistema de energía, tener un respaldo frente a cualquier dificultad con el Fenómeno del Niño, además de ser una energía limpia y barata”, destaca y asegura que para 2025 estarán operativas las ocho turbinas, permitiendo que la central alcance su objetivo de 2400 MW.

Consultada sobre la salud financiera de Hidroituango, la fuente indica: “Esta evaluación actualizada de las inversiones del proyecto sigue evidenciando que la decisión de continuar con la obra es acertada y agrega un gran valor para el negocio de generación de energía de EPM, ya que el flujo de caja de 2022-2061 sigue teniendo un Valor Presente Neto (VPN) incremental positivo y una Tasa Interna de Retorno (TIR) incremental superior al costo de capital”.

“Una vez que entre en operación la nueva central, los resultados positivos que se esperan obtener permitirán a EPM seguir siendo una empresa líder en el sector de energía, contribuir con los planes de desarrollo del municipio de Medellín y de los territorios en los que la compañía tiene presencia, avanzar con sus planes de inversión en infraestructura y continuar prestando servicios públicos con altos estándares de calidad, continuidad y cobertura que se traduzcan en beneficio para la comunidad”, observa.

Y precisa: “Cuando entre en operación comercial con sus ocho unidades, la nueva central generará en promedio 13.500 GWh/Año, lo que permitiría obtener a partir de 2025 unos ingresos netos comerciales entre 1,5 billones de pesos y 1,7 billones de pesos anuales, dependiendo de las condiciones y precios del mercado”.

Cabe recordar que EPM actualizó el valor de las inversiones necesarias para la terminación del Proyecto Hidroeléctrico Ituango en 2,1 billones de pesos, recursos que asegurarán la entrada en operación comercial de las primeras dos unidades de generación en el segundo semestre de 2022 y las seis unidades restantes entre 2023 y 2025.

“Luego de la actualización de las cifras por parte de la EPM, el total de las inversiones del proyecto será de 18,3 billones de pesos”, detalla la fuente.

El cambio climático inducido por el hombre está provocando perturbaciones peligrosas y generalizadas en la naturaleza y afectando la vida de miles de millones de personas en todo el mundo, a pesar de los esfuerzos por reducir los riesgos. Las personas y los ecosistemas menos capaces de hacer frente son los más afectados, dijeron los científicos en el último informe del Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC), publicado el 27 de febrero de este 2022.

“Este informe es una grave advertencia sobre las consecuencias de la inacción”, dijo Hoesung Lee, presidente del IPCC.

“Muestra que el cambio climático es una amenaza grave y creciente para nuestro bienestar y un planeta saludable. Nuestras acciones de hoy darán forma a cómo las personas se adaptan y la naturaleza responde a los crecientes riesgos climáticos”, agrega.

El mundo se enfrenta a múltiples peligros climáticos inevitables durante las próximas dos décadas con un calentamiento global de 1,5 °C (2,7 °F). Incluso superar temporalmente este nivel de calentamiento dará como resultado impactos severos adicionales, algunos de los cuales serán irreversibles. Los riesgos para la sociedad aumentarán, incluso para la infraestructura y los asentamientos costeros bajos.

El Resumen para responsables de políticas del informe del Grupo de Trabajo II del IPCC,  Cambio Climático 2022: Impactos, Adaptación y Vulnerabilidad, fue aprobado el domingo 27 de febrero de 2022 por 195 gobiernos miembros del IPCC, a través de una sesión de aprobación virtual que se llevó a cabo durante dos semanas a partir de el 14 de febrero.

Se requieren medidas urgentes para hacer frente a los riesgos crecientes

El aumento de las olas de calor, las sequías y las inundaciones ya están superando los umbrales de tolerancia de las plantas y los animales, provocando mortalidades masivas en especies como árboles y corales. Estos extremos climáticos están ocurriendo simultáneamente, causando impactos en cascada que son cada vez más difíciles de manejar. Han expuesto a millones de personas a una aguda inseguridad alimentaria y de agua, especialmente en África, Asia, América Central y del Sur, en las Islas Pequeñas y en el Ártico.

Para evitar una creciente pérdida de vidas, biodiversidad e infraestructura, se requiere una acción ambiciosa y acelerada para adaptarse al cambio climático, al mismo tiempo que se realizan reducciones rápidas y profundas en las emisiones de gases de efecto invernadero. Hasta ahora, el progreso en la adaptación es desigual y hay brechas cada vez mayores entre las medidas tomadas y lo que se necesita para hacer frente a los riesgos crecientes, según el nuevo informe. Estas brechas son mayores entre las poblaciones de bajos ingresos.

El informe del Grupo de Trabajo II es la segunda entrega del Sexto Informe de Evaluación (AR6) del IPCC, que se completará este año.

“Este informe reconoce la interdependencia del clima, la biodiversidad y las personas e integra las ciencias naturales, sociales y económicas con más fuerza que las evaluaciones anteriores del IPCC”, dijo Hoesung Lee. “Enfatiza la urgencia de una acción inmediata y más ambiciosa para abordar los riesgos climáticos. Las medias tintas ya no son una opción”.

Salvaguardar y fortalecer la naturaleza es clave para asegurar un futuro habitable

Hay opciones para adaptarse a un clima cambiante. Este informe proporciona nuevos conocimientos sobre el potencial de la naturaleza no solo para reducir los riesgos climáticos sino también para mejorar la vida de las personas.

“Los ecosistemas saludables son más resistentes al cambio climático y brindan servicios críticos para la vida, como alimentos y agua limpia”, dijo el copresidente del Grupo de trabajo II del IPCC, Hans-Otto Pörtner. “Al restaurar los ecosistemas degradados y conservar de manera efectiva y equitativa del 30 al 50 por ciento de los hábitats terrestres, de agua dulce y oceánicos de la Tierra, la sociedad puede beneficiarse de la capacidad de la naturaleza para absorber y almacenar carbono, y podemos acelerar el progreso hacia el desarrollo sostenible. El apoyo es esencial”.

Los científicos señalan que el cambio climático interactúa con tendencias globales como el uso insostenible de los recursos naturales, la creciente urbanización, las desigualdades sociales, las pérdidas y daños por eventos extremos y una pandemia, que ponen en peligro el desarrollo futuro.

“Nuestra evaluación muestra claramente que abordar todos estos desafíos diferentes involucra a todos (gobiernos, sector privado, sociedad civil) trabajando juntos para priorizar la reducción de riesgos, así como la equidad y la justicia, en la toma de decisiones y la inversión”, dijo el Grupo de Trabajo II del IPCC. Copresidente Debra Roberts.

“De esta manera, se pueden reconciliar diferentes intereses, valores y visiones del mundo. Al reunir los conocimientos científicos y tecnológicos, así como los conocimientos indígenas y locales, las soluciones serán más eficaces. Si no se logra un desarrollo sostenible y resiliente al clima, se producirá un futuro subóptimo para las personas y la naturaleza”.

Ciudades: puntos críticos de impactos y riesgos, pero también una parte crucial de la solución

Este informe proporciona una evaluación detallada de los impactos, los riesgos y la adaptación del cambio climático en las ciudades, donde vive más de la mitad de la población mundial. La salud, la vida y los medios de subsistencia de las personas, así como las propiedades y la infraestructura crítica, incluidos los sistemas de energía y transporte, se ven cada vez más afectados por los peligros de las olas de calor, las tormentas, las sequías y las inundaciones, así como por los cambios lentos, incluido el aumento del nivel del mar.

“Juntos, la creciente urbanización y el cambio climático crean riesgos complejos, especialmente para aquellas ciudades que ya experimentan un crecimiento urbano mal planificado, altos niveles de pobreza y desempleo, y falta de servicios básicos”, dijo Debra Roberts.

“Pero las ciudades también brindan oportunidades para la acción climática: los edificios ecológicos, el suministro confiable de agua limpia y energía renovable, y los sistemas de transporte sostenibles que conectan las áreas urbanas y rurales pueden conducir a una sociedad más inclusiva y justa”.

Cada vez hay más pruebas de que la adaptación ha causado consecuencias no deseadas, por ejemplo, destruyendo la naturaleza, poniendo en peligro la vida de las personas o aumentando las emisiones de gases de efecto invernadero. Esto se puede evitar involucrando a todos en la planificación, prestando atención a la equidad y la justicia, y aprovechando los conocimientos indígenas y locales.

Una ventana cada vez más estrecha para la acción

El cambio climático es un desafío global que requiere soluciones locales y es por eso que la contribución del Grupo de Trabajo II al Sexto Informe de Evaluación (AR6) del IPCC brinda amplia información regional para permitir el Desarrollo Resiliente al Clima.

El informe establece claramente que el Desarrollo Resiliente al Clima ya es un desafío en los niveles de calentamiento actuales. Será más limitado si el calentamiento global supera los 1,5 °C (2,7 °F). En algunas regiones será imposible si el calentamiento global supera los 2 °C (3,6 °F). Este hallazgo clave subraya la urgencia de la acción climática, centrándose en la equidad y la justicia. La financiación adecuada, la transferencia de tecnología, el compromiso político y la asociación conducen a una adaptación al cambio climático y una reducción de las emisiones más eficaces.

“La evidencia científica es inequívoca: el cambio climático es una amenaza para el bienestar humano y la salud del planeta. Cualquier retraso adicional en la acción global concertada perderá una ventana de cierre breve y rápido para asegurar un futuro habitable”, dijo Hans-Otto Pörtner.

El Dr. Mahmoud Mohieldin ha sido anunciado como el Campeón de Alto Nivel de Cambio Climático de la ONU para Egipto. Se unirá a Nigel Topping, quien continúa en su papel como campeón climático de alto nivel para el Reino Unido luego de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático COP26 en Glasgow.

“Estoy muy complacido de dar la bienvenida al Dr. Mahmoud Mohieldin como el nuevo Campeón de Alto Nivel”, dijo Patricia Espinosa, Secretaria Ejecutiva de ONU Cambio Climático.

“En Glasgow, vimos una oleada de acción para lograr 1,5 °C y aumentar la resiliencia de las comunidades más vulnerables. Estoy seguro de que el Dr. Mohieldin aporta las habilidades, la experiencia y el compromiso para generar un impulso aún más fuerte y lograr la profunda transformación necesaria para alcanzar un futuro resiliente y sin emisiones de carbono”.

El Dr. Mohieldin es economista con más de 30 años de experiencia en desarrollo y finanzas internacionales. Es Director Ejecutivo del Fondo Monetario Internacional y ha sido Enviado Especial de las Naciones Unidas para el Financiamiento de la Agenda de Desarrollo Sostenible 2030 desde febrero de 2020.

El rol de Campeón de Alto Nivel se creó en 2015 en la COP21 en París para ayudar a hacer realidad las ambiciones de los gobiernos de reducir las emisiones de carbono y desarrollar la resiliencia al cambio climático. Los campeones unen específicamente el trabajo de los gobiernos con las numerosas acciones voluntarias y colaborativas realizadas por ciudades, regiones, empresas, inversores y la sociedad civil.

La COP26 fue testigo de la mayor movilización de actores de la economía real jamás vista, integrando firmemente las agendas gubernamentales y no estatales al establecer objetivos compartidos a corto plazo y las vías para alcanzarlos.

Mientras la comunidad internacional se prepara para la COP27 en Sharm el-Sheik, Egipto, en noviembre, la atención se centrará en convertir este impulso en una acción inmediata que se refleje en la reducción de las emisiones y el aumento de la resiliencia a los impactos climáticos.

“Me gustaría felicitar al Dr. Mahmoud Mohieldin por su nombramiento como el Séptimo Campeón de Alto Nivel para la Acción Climática para la COP27”, dijo el Campeón de Alto Nivel para la Acción Climática de la COP26, Nigel Topping. “Estoy inmensamente emocionado de trabajar con él en una agenda dinámica no estatal, que está impulsando el ciclo de ambición para una acción gubernamental acelerada para lograr los objetivos del Acuerdo de París”.

Los dos campeones trabajarán juntos para avanzar en su plan de cinco años para impulsar una mayor ambición de los actores no estatales para lograr un futuro resistente al clima y cero emisiones netas, basándose en el liderazgo fundamental de la Asociación de Marrakech.

El lanzamiento preliminar de la ‘hoja de ruta de la energía eólica costa afuera’ (ver) que publicó Colombia genera grandes expectativas para el desarrollo de este mercado en Latinoamérica.

Hasta ahora el país de la región más avanzado en esta tecnología es Brasil, que por decreto definió las reglas para el uso de espacios físicos y recursos naturales en generación eólica en aguas interiores, en el mar territorial, en la zona económica exclusiva y en la plataforma continental. Además, ya cuenta con proyectos en desarrollo.

¿Cuál es el potencial estratégico de esta tecnología que están viendo los distintos países del mundo y que recién se encuentra en etapa de maduración? Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC), considera que la respuesta pasa por la potencia y la escala que alcanzan este tipo de emprendimientos.

“El tamaño que tienen los parques eólicos marinos son muy grandes: no inferiores a 500 MW, llegando a los 1.000 MW”, explica Fiestas a Energía Estratégica, e indica que, en cuanto a potencia, hay estudios que señalan que el factor de carga de los parques eólicos marinos en Colombia será del 70%.

No obstante, un desafío para esta tecnología es su depreciación. Según la hoja de ruta colombiana, el Costo Nivelado de la Energía (LCoE, en inglés) oscilará entre 134 USD y 124 USD por kilo al 2030. Pero caería entre 81 USD y 73 USD en 2040, y entre 54 y 52 USD en 2050. El volumen de la baja de precios dependerá de la apuesta que haga el Estado para desarrollar la tecnología.

De incentivarla, para Fiestas la eólica marina podría transformarse en el complemento ideal para la producción de hidrógeno verde. “Se puede convertir en la mejor alternativa en función de la apuesta que hagan los países”, asevera.

Por un lado, porque “aprovechando la logística, (este energético) se puede generar y transportar desde el mar hacia otros mercados, tal como sucede con el gas (GNL)” facilitando su exportación, señala el especialista.

Por otro, se tornaría una oportunidad para el sector petrolero. “Se podría aprovechar las plataformas marinas con gasoductos que se dirigen a tierra para la producción e inyección de hidrógeno verde”, destaca el presidente de GWEC.

Y observa: “Hay una serie de economías de escalas alrededor de la eólica marina que son muy atractivas para la industria petrolera porque permitirá una transición de las compañías a las energías renovables”.

Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, reportó sobresalientes resultados financieros y operacionales al cierre del 2021, los cuales muestran la fortaleza de una compañía sostenible, con una cultura organizacional diferenciadora, comprometida con la transformación energética en las regiones donde opera y con una meta muy clara de tener una matriz de generación cada vez más limpia.

Resultados financieros

Los ingresos consolidados alcanzaron $4,11 billones en 2021 con un incremento de 16,3% respecto al año anterior. La generación de energía contribuyó con $1,48 billones y la distribución y la comercialización sumaron $2,63 billones.

El ebitda consolidado fue de $1,36 billones registrando un crecimiento de 10,7%. Este comportamiento positivo se debe al buen dinamismo de todos los segmentos de la compañía sumado a la recuperación económica reflejada en una mayor demanda de energía.

Durante el año se registraron ingresos no recurrentes netos por cerca de $131 mil millones asociados a la recuperación de la provisión del proceso jurídico relacionado con la central Bajo Anchicayá y el cierre estructurado de Bahía Las Minas.

La suma de un dinámico resultado operacional con los ingresos no recurrentes llevó a que en el año la ganancia neta consolidada alcanzara $544.500 millones, 60,7% por encima de la registrada el año anterior. El resultado atribuible a propietarios de la controladora fue de $334.500 millones con un incremento de 34,2%.

La compañía cerró el año con una deuda consolidada de $4,46 billones y un indicador de apalancamiento de 3,08 veces deuda neta a ebitda. Con respecto al año 2020, el efecto de la devaluación del peso colombiano en la consolidación de la deuda de Centroamérica fue de $156 mil millones.

«Destacamos en los resultados de 2021 el crecimiento de 10,7% en el ebitda consolidado, un muy buen síntoma de la fortaleza de nuestros activos, así como el crecimiento de la utilidad neta consolidada de 60,7% y de la controladora en 34,7%. Estos resultados son logros de una cultura organizacional diferenciadora, de una operación centrada en enriquecer la vida de nuestros clientes e impulsados el año anterior parcialmente por unos ingresos no recurrentes. Así que tenemos noticias muy buenas para nuestros accionistas después de un año muy exigente», afirmó Ricardo Sierra, líder de Celsia.

Clientes beneficiados por mejoras en calidad de servicio

Hoy Celsia conecta a más de 1.240.000 clientes con el firme compromiso de seguir modernizando las redes para ofrecerles un mejor servicio. Con este propósito, invirtió $365.000 millones en subestaciones, nuevos circuitos y sistemas de control para mejorar la confiabilidad y hacerlos más seguros. Del total invertido, $154.000 millones se dirigieron a la operación en Tolima y $211.000 millones al Valle del Cauca. La disponibilidad de las redes fue de 99,88%.

Estas inversiones los clientes las evidencian en los indicadores de calidad de servicio. En el Valle del Cauca, la compañía registró un SAIDI (tiempo de interrupciones por cliente) de 9,35 horas, con una mejora de 4,0%, mientras que el SAIFI (frecuencia de interrupciones por cliente) fue de 6,28 veces con una mejora de 13,6%.

Por su parte, en el Tolima, el SAIDI fue de 43,50 horas y el SAIFI registró 26,70 veces, mejorando 23,5% y 21,9% respectivamente con respecto a 2020. El plan de inversiones que tiene Celsia en ese departamento continúa subsanando las deficiencias acumuladas en calidad del servicio previo al arribo de la compañía en esa región.

El negocio de comercialización de energía entregó 3.638 GWh en 2021, con un crecimiento de 8,4%, de los cuales 2.180 GWh fueron al mercado hogares, que creció 1,7%, 1.391 GWh en el mercado empresarial, que aumentó 18,1%, y 67 GWh en energía fotovoltaica, superior en 103,3%.

Asamblea de accionistas y propuesta de dividendo

La compañía realizará la Asamblea General de Accionistas el próximo 23 de marzo a las 10:00 a.m. Teniendo en cuenta los sobresalientes resultados se propondrá un dividendo ordinario por acción equivalente a $253 por acción y uno extraordinario por $56. Este dividendo representa $330.000 millones, lo cual refleja el compromiso de transferir al accionista el valor que viene creando. Este dividendo representa un yield superior al 7,0% y lo ubicaría por encima del promedio de las acciones del Colcap.

Otros hechos relevantes del año

Entraron en operación más de 20 MW en capacidad de energía solar.
Se realizaron inversiones por $365.000 millones en redes y en actualización tecnológica para dar una mayor confiabilidad del servicio de los clientes del Valle y Tolima.
La termoeléctrica a gas El Tesorito, con una capacidad de 200 MW, avanza en un 70% su construcción.
En asuntos financieros, se destaca la tercera emisión del programa de bonos verdes por $140.000 millones a un plazo de 12 años.
Igualmente, la contratación del primer crédito vinculado al cumplimiento de indicadores ASG por un monto de $500.000 millones y un plazo de 8 años con Bancolombia. Este crédito le permitirá a la compañía reducir hasta 100 puntos base la tasa de interés, al cumplir metas en tres frentes: i) disminuir la intensidad de emisiones de CO2, ii) restaurar ecosistemas con la siembra de árboles nativos del programa ReverdeC y, iii) fomentar la equidad de género en el entorno laboral. El uso de los recursos será para mejorar las condiciones y el perfil de vencimientos de la Compañía y no representa un incremento en su nivel de endeudamiento.
Celsia invirtió más de $47.900 millones en programas sociales que beneficiaron a más de 389.000 personas en aspectos como el mejoramiento de infraestructura comunitaria, desarrollo de procesos de fortalecimiento comunitario, proyectos productivos, acciones para el fortalecimiento de la eficiencia energética y fomento de la educación.
También se destaca la ejecución del programa Obras por Impuestos con proyectos que alcanzan los $101.000 millones y que benefician a más de 116.000 personas en los departamentos de Cauca, Tolima y Antioquia con distintas obras que incluyeron dotación de mobiliario y de equipos de cómputo para escuelas y construcción y mejoramiento de vías.

Juan Carlos Bermeo Calderón, Ministro de  Energía y Recursos Naturales No Renovables, presentó a empresarios e  inversionistas el portafolio de proyectos para el fortalecimiento del sector  energético ecuatoriano, durante una agenda de trabajo realizada del 21 al 24 de  febrero del presente año.  

Junto a la Viceministra de Hidrocarburos, María Cristina Cadena, el titular de la  Cartera de Energía, mantuvo reuniones de alto nivel con representantes de más  de 30 empresas vinculadas a la cadena de valor del sector hidrocarburífero,  quienes manifestaron el interés de desarrollar negocios en Ecuador,  especialmente en producción petrolera, gas, refinación y comercialización de  combustibles. 

“Como país democrático, bajo el liderazgo del presidente de la República,  Guillermo Lasso, garantizamos importantes beneficios como: moneda sin riesgo  cambiario, ubicación geográfica privilegiada, facilidades viales, portuarias y  terminales aéreas”, destacó el ministro.  

En el sector de hidrocarburos, se expusieron las licitaciones previstas para este  año 2022:  

∙ Ronda Intracampos II: Seis campos que se ubican en el noreste del país  para captar una inversión de USD 2051 millones. 

∙ Refinería Estatal de Esmeraldas: proceso para la delegación conjunta  del complejo refinador, a fin de mejorar su operatividad con una inversión  de USD 2700 millones. Se contempla la construcción de un tren de alta  conversión para optimizar la calidad de combustibles y reducir emisiones. 

∙ Bloque 60 Sacha: Con un volumen total estimado de 5228 millones de  barriles de petróleo en el yacimiento, se estima una inversión de USD  2887 millones en capex. 

∙ Ronda Offshore: Ronda licitatoria para potenciar el aprovechamiento de  gas natural en el Campo Amistad, con una inversión de USD 500 millones.

Además, los delegados de las empresas reconocidas en el ámbito eléctrico  conocieron de primera mano los proyectos impulsados por el Gobierno del  Ecuador, principalmente en energías renovables, donde se destaca el Bloque de  Energías Renovables No Convencionales (500 MW) que busca desarrollar  centrales de generación hidroeléctrica, fotovoltaica, eólica y biomasa.

También  se informó sobre el Bloque de Ciclo Combinado Gas Natural (400 MW) y el  Sistema de Transmisión Nororiental. Los tres proyectos en su conjunto requieren  de USD 1861 millones para su puesta en marcha.  

Como parte de la agenda en Houston, mantuvo un conversatorio con medios de  comunicación y agencias internacionales de noticias, donde habló sobre los  procesos abiertos a la iniciativa privada en el ámbito energético del Ecuador. 

Además, destacó las ventajas de invertir en el país y las diversas oportunidades  que brinda el Gobierno Nacional en materia jurídica, económica, institucional y  sectorial. 

“Como política gubernamental estamos abiertos al mundo; Más Mundo en el  Ecuador y Más Ecuador en el mundo es la meta que nos motiva a desarrollar  relaciones justas y equitativas, con el respaldo de un marco regulatorio atractivo  para las inversiones.

Debemos brindar al inversionista el escenario idóneo para  que realice sus actividades en el país. Se han ejecutado modificaciones de orden  técnico y legal que fortalecen la seguridad jurídica”, destacó el Ministro Bermeo  durante la rueda de prensa. 

El Gobierno Nacional promueve el fortalecimiento del sector energético y por ello  cuenta con políticas claras, expedidas mediante Decretos Ejecutivos 95 y 238,  respectivamente, donde sus pilares fundamentales son la seguridad jurídica, el  fomento de nuevas inversiones y la eficiencia en todas las cadenas de valor. 

Los tres países conforman el Comité Andino de Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad (CANREL), entidad que es parte de la Comunidad Andina de Naciones –CAN-.

El encuentro se realizó en la sede de la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables –ARCERNNR-.

Durante las jornadas, las delegaciones de CANREL trataron temas relacionados con el modelo económico de despacho coordinado, ajustes horarios, liquidación simplificada, régimen de tránsito y mecanismos de solución de controversias.

La ARCERNNR, desde octubre de 2021, ejerce la Presidencia Pro Témpore de CANREL; dentro de su plan de trabajo se estableció concluir con la aprobación de los reglamentos para la aplicación de la Decisión CAN 816, referente al “Marco supranacional para el intercambio de electricidad a nivel de los países miembros de la –CAN-.

Bajo ese contexto, un Subcomité técnico de CANREL, integrado por representantes de los tres países, ha venido trabajando en el desarrollo de los reglamentos que permitirán normar aspectos técnicos y comerciales para el intercambio de electricidad en la región andina.

El Viceministro de Electricidad y Energía Renovable Subrogante de Ecuador, Patricio Villavicencio resaltó la importancia del trabajo mancomunado que se realiza para alcanzar beneficios económicos, sociales y ambientales en los países; “Para lograr la tan ansiada interconexión eléctrica, es necesario fortalecer la infraestructura; así como los sistemas regionales interconectados, pues solo de esta manera se podrán alcanzar beneficios económicos, sociales y ambientales”, indicó.

La próxima reunión de CANREL se realizará de forma virtual, el próximo 22 de marzo para consensuar el texto final que modificará a la Decisión CAN 816. Hasta entonces, los equipos jurídicos mantendrán reuniones previas para determinar la Reglamentación del Mecanismo de Arbitraje que se aplicará en la nueva normativa, en caso de ser necesario.

El Gobierno del Encuentro, mediante el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables y la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables, trabaja para que la interconexión andina de electricidad sea una realidad, que genere beneficios y mejore las condiciones de vida de los habitantes de Ecuador, Perú y Colombia.

Ayer temprano Latinoamérica despertó con la noticia que finalmente tropas rusas invadieron Ucrania. En consecuencia, los mercados se desplomaron y commodities se dispararon, como el caso del barril de crudo Brent que superó los 100 dólares. Los futuros de gas en Europa para el mes de marzo subieron un 60%, y el GNL alcanzó los 46 dólares por millón de BTU.

En diálogo con Energía Estratégica, César Vásquez Hormazábal, experto del mercado energético, explica que estos sobresaltos en los precios son evidentes considerando que Rusia es uno de los principales productores y exportadores de hidrocarburos del mundo.

Ahora bien, ¿qué produce este fenómeno en Latinoamérica? “El impacto inmediato en las empresas de energía -tanto renovables como en general- es que en los mercados donde hay señal de precios marginalistas -como es el caso de Chile-, el valor de la energía del mercado mayorista, que va en línea con los commodities energéticos, va a subir, lo que va a beneficiar a los vendedores del mercado mayorista pero perjudica a los que la compran”, observa como primer punto.

Pero Vásquez indica que al mediano plazo, si el conflicto se agudiza, asistiríamos a otros inconvenientes, como el alza en el costo de la logística de embarques con consecuencias directas en las inversiones de parques eólicos y solares. Recuerda que a principios de mes ya se registraba un alza de hasta un 25% en los fletes en el norte de Europa y el Báltico. Sin dudas, de continuar esta disputa, los costos aumentarán.

Otra cuestión tiene que ver con la suba de precios de la energía en Europa. El experto recuerda que el continente no se ha podido recuperar del todo de los valores máximos históricos que alcanzó la energía cuando se desató la pandemia. Y ahora, el nuevo conflicto con Rusia, principal exportadora de gas natural y líder mundial de la producción de petróleo, podría generar nuevos máximos que haga que se vuelva a discutir sobre la relevancia de la independencia energética de los países.

“Si en el mediano plazo el conflicto se mantiene, los países podrían avanzar nuevamente sobre el desarrollo de energía nuclear, que ahora es denominada como ‘verde’ por la Comisión Europea, y quizá, en paralelo, podría haber otro auge de las energías renovables, que estaban un poco estancadas por la detención de la entrega de subsidios”, analiza Vásquez.

En efecto, si hubiera un nuevo boom de energías renovables en ese continente, esta demanda subiría el precio de los paneles solares y los aerogeneradores, afectando a los desarrolladores latinoamericanos.

Como último aspecto, Vásquez advierte sobre el tipo de cambio. “Producto del conflicto, algunas monedas se han devaluado y eso afecta en el precio de la energía. Si Estados Unidos no se mantiene pasivo y actúa, podría haber mayor devaluación de las monedas e inflación, que es el principal indexador del precio de las energías renovables en las subastas de energía”, observa.

Explica que como la mayoría de los mercados latinoamericanos tienen como señal al dólar, los precios de la energía se transan en esa moneda pero se les cobra al usuarios final en moneda local. De haber devaluación, habría un aumento en las tarifas eléctricas.

El Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2018-2022, aprobado en el inicio de la gestión de Iván Duque, entre sus reformas planteaba que todos los comercializadores del mercado regulado debían consumir al menos un 10% de energías renovables no convencionales a partir del año 2022.

Pero, para cumplir este objetivo, los comercializadores tenían tres vías: La subasta de energías renovables a largo plazo; los mecanismos de la Resolución CREG 114, que permiten el traspaso de contratación de energía bilateral al mercado regulado; y las convocatorias públicas del SICEP, donde distribuidores y comercializadores del mercado regulado compran energía.

La medida funcionó para que la subasta de renovables del 2019 sea exitosa. Al ser una convocatoria de dos puntas se garantizó la participación de comercializadores: 22 de ellos se aseguraron la compra de 10.186 MWh-día de energía por 95 pesos por kWh promedio, cerca de 50 pesos por debajo del promedio del costo de generación en contratos bilaterales de ese momento.

En ese proceso hubo varias empresas que adquirieron buena parte de todo el volumen necesario para cumplir con el Plan Nacional de Desarrollo.

Al tiempo, con una nueva subasta en vistas, el Gobierno incorporó a los comercializadores del mercado no regulado a este 10% obligatorio de consumo de energías renovables, y extendió la fecha límite a enero del 2023.

Pero ahora aparecen algunos problemas. Por un lado, los mecanismos de la Resolución CREG 114 (modelos presentados por la Bolsa Mercantil y Derivex) aún no están operativos para el traspaso de precios al mercado regulado. Las convocatorias del SICEP son sólo para operadores del mercado regulado y allí no se puede discriminar por tecnología, por lo que la compra de renovables no está garantizada.

A esto se le suma que la subasta del año pasado adjudicó menos de la mitad de la energía que en 2019: 4.595,67 MWh-día a un precio promedio de 155,81 pesos por kWh, que no satisfacen a ciertos comercializadores.

En diálogo con Energía Estratégica, Alejandro Lucio, Director Óptima Consultores, analiza que “lo que se ha asignado en la subasta no es suficiente energía para cumplir con la obligación del 10%, en especial para los comercializadores del mercado no regulado”.

El especialista explica que hay preocupación entre los comercializadores porque no están encontrando alternativas para alcanzar ese 10% de consumo de renovables para el próximo año y temen posibles sanciones.

Es por ello que observa que “hay dos alternativas” que puede tomar el Gobierno para apoyarlos. “O se aplaza la obligatoriedad para después del 2023, o se flexibilizan los mecanismos para cumplirlas, como que se computen los contratos bilaterales dentro de ese 10% exigido”, opina Lucio.

Actualmente en Colombia muchos comercializadores del mercado no regulado están en tratativas con generadores para contratar energía limpia, no tanto por una cuestión medioambiental sino más bien por competitividad en precios. Sin embargo, teniendo en cuenta las reglas actuales, esas transacciones hasta el momento no son computadas por el PND.

El Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC por sus siglas en inglés) realizó un análisis de la situación energética de varios países del mundo con economías en desarrollo, entre ellos, Brasil y México. 

En el primero de los casos, destaca que hay múltiples barreras para la energía eólica. Principalmente por el “lento crecimiento económico y grandes diferencias en los precios de la energía entre regiones”, además de la “infraestructura física” y “la falta de desarrollo de transmisión en el noreste del país”. 

Frente a dicho panorama, la entidad vaticina que se instalarán entre 11 GW y 16 GW de potencia eólica entre 2022 y 2026, con una tendencia creciente luego de dicho año. Por lo que podría superar los 35 GW instalados bajo esta tecnología (actualmente hay 21 GW operativos y 4.6 GW en construcción). 

Además, es preciso recordar que, por decreto, Brasil fomentará proyectos eólicos offshore y ya se trabaja en convocatorias de esta índole, según adelantó Energía Estratégica durante la COP 26: 

https://www.energiaestrategica.com/elbia-gannoum-abeeolica-trabaja-en-una-licitacion-de-energia-eolica-offshore-para-el-proximo-ano/

Por el lado de México, el reto elemental con el que se encuentra es el rumbo político, reflejado en todas las reformas y decisiones planteadas por la administración actual, como por ejemplo la modificación de la Ley de la Industria Eléctrica, la propuesta de modificación constitucional y la cancelación de las Subastas Eléctricas de Largo Plazo. 

pronostica que tendrá un aumento anual del consumo de energía de aproximadamente 3% durante los próximos cinco años, por lo que el GWEC anticipa que es “vital” reactivar el mercado eólico sostenible para afrontar dicha situación, teniendo en cuenta que se deben cumplir los objetivos de generación limpia. 

Es por ello que prevé que se instalarán casi 2.15 GW de potencia eólica entre 2022 y 2026, en un escenario habitual. Pero si se implementa una rápida aceleración a partir de 2024, ese número aumentaría a 4.34 GW. 

De este modo, México crearía entre 125,000 y 350,000 empleos de tiempo completo durante la vida útil de las centrales renovables, produciría entre 7,300 GWh y 14,800 GWh al año a partir de 2026 y  podría duplicar el ahorro equivalente de sus emisiones proyectadas al reemplazar la generación con combustibles fósiles con un enfoque de recuperación verde para la energía eólica. 

Es decir que la capacidad instalada en aerogeneradores podría superar los 12 GW en los próximos años, siempre y cuando no haya un freno a las renovables y la inversión de diversos actores del mercado energético mexicano. 

YPF Luz inauguró Cañadón León, su tercer parque eólico, ubicado al Noreste de la Provincia de Santa Cruz, en la localidad de Cañadón Seco.

El parque que comenzó su operación en diciembre de 2021 alcanza una capacidad instalada de 123 MW de energía renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la energía que utilizan más de 150 mil hogares.

El acto de inauguración contó con la presencia de la Gobernadora de la provincia de Santa Cruz, Alicia Kirchner; el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo; la secretaria de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación de la Nación, Cecilia Nicolini; el gobernador de la provincia de San Juan, Sergio Uñac – quien participó de manera virtual; el presidente de YPF, Pablo González; el CEO de YPF, Sergio Affronti; el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano; entre otras autoridades nacionales, provinciales y municipales.

Durante el encuentro Alicia Kirchner expresó “cuando pensas en el desarrollo de una provincia o un país pensas en el largo plazo. Estoy feliz de haber invertido en la línea 132 que hoy se une a este parque eólico. Es fundamental poner valor agregado en nuestra provincia, poner a la ciencia al servicio del desarrollo. Un parque eólico es energía limpia para crecer y para desarrollarnos necesitamos energía. El país necesita, sin duda, energía para transformar”.

Federico Basualdo, manifestó “gracias por recibirnos en la provincia e invitarnos a ser parte de esta celebración, que es la inauguración del tercer parque eólico de YPF Luz. Cañadón León se suma a los 1.000 MW de energías renovables incorporados en los últimos dos años”.

Por su parte, Pablo González, destacó “estamos en un proceso de transición energética, el mundo está caminando hacia allí. Nosotros sostenemos que esa transición se financia con los recursos que hoy tenemos de petróleo y gas. Necesitamos aprovechar esos recursos de manera racional siendo responsables con el cuidado ambiental”.

Y agregó “vamos a seguir adelante con nuestro plan de inversión y crecimiento de YPF. Tenemos un horizonte y eso lo logramos con el espíritu profesional de la Compañía y el acompañamiento de herramientas políticas. Vamos a seguir proyectando el futuro, estamos pensando para adelante”.

Cañadón León cuenta con un factor de capacidad de 53%, uno de los niveles de eficiencia más altos del mundo, y evita la emisión de más de 312.000 toneladas de dióxido de carbono por año.

Cuenta con 29 aerogeneradores instalados en una superficie total de 1870 hectáreas. El parque demandó una inversión de más de 180 millones de dólares y es el primer proyecto Renovar de YPF Luz, al cual se destinan 101,52MW de capacidad instalada para provisión de CAMMESA, mientras 21,15MW se destinarán al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Por su parte, Sergio Affronti, señaló “hoy es un día muy especial porque inauguramos el parque eólico Cañadón León, con 123 MW de producción sitúa a YPF Luz como la segunda generadora de energías renovables en el país. Esto el resultado del esfuerzo y el desarrollo que venimos haciendo desde YPF, trabajando durante todos estos años para poder proveer energía sustentable para el país”.

Por último, Martín Mandarano, destacó que “es un orgullo inaugurar Cañadón León, nuestro tercer parque eólico en el país. Significó mucho esfuerzo y responsabilidad en un contexto sumamente desafiante; y que hoy sea una realidad nos llena de alegría y nos impulsa a seguir generando cada vez más y mejor energía”.

Para la conexión de Cañadón León a la red nacional de interconexión, YPF Luz construyó la Línea de Alta Tensión Santa Cruz Norte, que mejora la calidad del suministro de energía eléctrica para quienes habitan la zona y brinda la energía necesaria para abastecer la planta potabilizadora de agua para Caleta Olivia.

Acerca de YPF Luz

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) nacida en 2013, es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2483 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 100 MW.

YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. Para obtener más información, visite www.ypfluz.com

Según la empresa RICSA (Regional Investment Consulting), este enero se superaron los 13TWh de demanda eléctrica por primera vez en el país. Si bien se espera que enero y julio sean los meses más demandantes, tanto 2020 como 2021 tuvieron valores levemente inferiores a los 12 TWh, esto representó un incremento interanual del 9.5% y un aumento del 5% respecto de lo que fue diciembre 2021.

La diferencia se vio principalmente en el sector residencial, que con un 48.9% de la demanda incrementó un 9% respecto a diciembre y un 13% interanual, y en el sector comercial, que con un 28.1% de la demanda aumentó un 5% respecto a diciembre y un 11% interanual. El 23% restante corresponde al sector industrial que se mantuvo prácticamente en los mismos niveles de demanda.

Este aumento impactó en la generación eléctrica que también alcanzó un récord histórico de 13.6 TWh. Esta es la primera vez que sucede en el mes de enero. La última y única vez que había superado los 13 TWh fue para el invierno en julio de 2018.

Respecto a diciembre, con un 66% del total, la energía térmica aumentó un 6.7%, con un 15% del total la energía hidroeléctrica aumentó tan solo un 1%, con un 12% las energías renovables aumentaron un 6.9% y por último, con un 7% del total, la energía nuclear disminuyó un 4.7%.

El #precio monómico del MWh aumentó un 10% en pesos, de $6.944 a $7.671. En dólares, este valor representó un aumento del 8% por el tipo de cambio A3500, bajando a un valor de 73.77 USD/MWh.

Ver tablero interactivo completo en el siguiente link: https://ricsa.com.ar/monitor-del-mercado-electrico-argentino-enero-2022/

Acerca de RICSA –Regional Investment Consulting –

RICSA es una empresa líder en consultoría que desde el año 2003 se dedica a brindar servicios personalizado asesorando y ofreciendo soluciones financieras efectivas a individuos, empresas y organismos públicos a través del Mercado de Capitales. Cuenta con un equipo interdisciplinario de profesionales con amplia experiencia y participación en la planificación, diseño, evaluación, desarrollo y gestión de proyectos, y en la ejecución de políticas públicas, con el conocimiento específico de los distintos sectores, sus actores y necesidades. Desde RICSA proponemos brindarle la solución a tu empresa en proyectos vinculados al sector energético, tanto eléctrico como también de hidrocarburos. Más información:  https://ricsa.com.ar/

De a poco el Gobierno de Colombia está reglamentando la Resolución CREG075 de 2021 (ver en línea), la cual fija una nueva mecánica en relación a la ocupación del espectro eléctrico, prometiendo su saneamiento: Quitando a proyectos que tienen su plazo de puesta en marcha vencido y no cuentan con una garantía que los ampare.

En diálogo con Energía Estratégica, Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, explica que actualmente la UPME “está definiendo qué puntos de conexión se liberan porque hubo empresas que pidieron recursos de reposiciones”.

Según el dirigente, la UPME calcula que, de los emprendimientos en ‘espera’, que ocupan unos 17.000 MW con puntos de conexión, se liberarían alrededor de 7.000 MW con esta nueva resolución.

¿De qué manera se reasignarán? Una vez desplazados los proyectos ‘irregulares’, la Resolución 075 exige no sólo garantías más rigurosas sino una mecánica de asignación diferente.

Corredor indica que la UPME ponderará cuatro aspectos al momento de conceder puntos de conexión: Si se cuenta con permisos de impacto ambiental; el volumen de producción de emisiones de CO2; el costo-beneficio al sistema (como aportes que pudiera hacer el proyecto en cuanto reducción de pérdidas); y la flexibilidad que aportará el emprendimiento al sistema. Aún no se ha determinado cómo se ponderarán cada uno de ellos.

Una vez que se apruebe el punto de conexión, el inversor tendrá dos meses para abonar garantías, que consisten en 10 dólares por kW (antes era de 1 dólar por kW), y deberá indicar una Fecha de Puesta en Operación (FPO), la cual será difícil de modificar.

El Director de SER Colombia calcula que la liberación de los puntos de conexión se dará a conocer en el mes de marzo. Y entre mayo y junio se pondría en marcha todo el nuevo sistema.

“Esto generará un manto de certidumbre a los inversores. Todas las empresas van a saber cómo serán calificados, se sabrá dónde hay puntos de conexión. Se tendrá mejor información y elementos de análisis para avanzar con un proyecto”, resalta Corredor

Controversias

Si bien todos los empresarios del sector están de acuerdo con el saneamiento del sistema eléctrico que propone la Resolución 75, ya que hay muchos inversores con intenciones de avanzar con proyectos en Colombia pero no lo pueden hacer por falta de capacidad de red, algunos se manifiestan en desacuerdo por la metodología.

Actores reclaman que la UPME no está respetando a las empresas que hace años esperan por un lugar en el espectro y que esa espera no está siendo ponderada en la nueva fórmula.

Consultado al respecto, Corredor relativiza este punto. Sostiene que todos los jugadores deberían acogerse a las mismas reglas y que sea el puntaje el que termine por definir las asignaciones.

“La resolución exige que los proyectos deban presentarse nuevamente y empezar de cero, y así deberá ser”, opina el gremialista.

El proyecto de Ley 22.392 se encuentra en etapa de presentación de mociones vía artículo 137 del Reglamento Interno de la Asamblea Legislativa; el cual permite que todos los Diputados puedan presentar mociones tendientes a modificar algún extremo en la redacción de este.

Los comentarios positivos recibidos hasta el momento y las medidas concretas que se implementaron al inicio de este año elevan las expectativas por su aprobación.

“El 2022 lo empezamos con una modificación en las tarifas del ICE en la que ARESEP autoriza, de manera temporal, a que los usuarios del ICE conectados en Alta Tensión puedan usar la tarifa de usuario directo (T-UD) para la producción de Hidrógeno Verde”, señaló en un hilo de twitter el diputado Erwen Masís, impulsor del proyecto de Ley para la Promoción e Implementación de una Economía de Hidrógeno Verde en Costa Rica.

A través de un mensaje compartido para las redes sociales de Energía Estratégica, el diputado aseguró que las primeras empresas ya están llegando al país y, entre ellas, la australiana Kadelco firmó hoy un acuerdo de Asociación Público Privada con el ICE para la instalación de una industria para la producción de Hidrógeno Verde a partir de una inversión de $3.3 billones y la creación de 2600 puestos de trabajo.

📢¡Anuncian nueva asociación público privada entre el ICE y una empresa australiana para impulsar hidrógeno verde en Costa Rica!

Compartimos el testimonio del diputado @MasisErwen, impulsor del proyecto de Ley de #H2 en #CostaRica#Hidrógeno #EnergíasRenovables #CR 🇨🇷 pic.twitter.com/YUYFpLkltB

— Energía Estratégica (@energia1234) February 23, 2022

Según amplió el equipo de trabajo del diputado del Partido Unidad Socialcristiana (PUSC), justamente esta semana se prevé la habilitación del 2do día para presentación de mociones donde podrían encontrarse más consensos que desacuerdos.

“El jueves 24 de febrero, es probable que avance en la Asamblea Legislativa la aprobación en primer debate del proyecto de H2v», auguraron.

Por su parte, desde el sector privado mantuvieron cierta cautela al referirse al tema pero los pronósticos siguen indicando que se llegaría a una definición en este primer trimestre:

“Esperaríamos que la votación en primer debate de este proyecto sea a finales del mes de marzo si la dinámica y agenda del Plenario Legislativo así lo permite”, consideraron.

William Villalobos, CEO de Core Regulatorio, firma costarricense especializada en Regulación de Servicios Públicos, explicó que las bases ya se están forjando:

“El país está en una apuesta decidida -desde el Gobierno de la República- por consolidar una Economía de Hidrógeno Verde:

a) se cuentan con estudios preliminares de mercado,

b) está en curso la “Estrategia Nacional de Hidrógeno” impulsada por el MINAE,

c) se publicó el Decreto No.43466 “Oficialización de la Política para el Aprovechamiento de los Recursos Excedentes en el Sistema Eléctrico Nacional para el Desarrollo de una Economía de Hidrógeno Verde

d) tal como lo indicó el diputado Masis, la ARESEP fijó al ICE la tarifa de Usuario Directo (T-UD) que incluye -por primera vez- para aquellos agentes económicos interesados en la producción de H2v un costo que ronda entre $0,03 y $0,05 por KWh consumido; tarifa muy favorable para el escenario en donde la producción de H2 se dá utilizando la energía eléctrica de la red”.

¿Qué valores de LCOH se podrán lograr? Según repasó Villalobos, estudios preliminares han concluido que Costa Rica podría estar demandando 611 kton de H2 por año en escenarios promedios al 2050.

En línea de lo anterior, reveló que partiendo de datos de LCOE a nivel de diversas fuentes renovables variables (eólico y solar) se proyectan costos nivelados de hidrógeno en donde los escenarios más optimistas al 2050 presentan costos de entre 1,24 y 1,45 USD/KgH2.

¿Qué recaudos habrá que tener para garantizar aquellos precios competitivos? Villalobos amplió:

“Si bien, en nuestro país y región aún no casos de comercialización de Hidrógeno Verde; lo cierto del caso, es que en materia de contratos para este vector -así como en cualquier tecnología de la industria de la renovables- deben tenerse en cuenta ciertas pautas que resultan medulares a considerar:

(a) asesoría altamente especializada en regulación (legal, técnica y económica);

(b) cláusulas que versen con aspectos referidos a la disponibilidad y seguridad del suministro, imprevistos, resolución de controversias con especial énfasis en la adopción de cláusulas DAB (Dispute Adjudication Board), con expertos que entiendan muy bien el Derecho Energético y la Regulación”

De allí, el CEO de Core Regulatorio agregó que para este tipo de proyectos habrá que considerar otros aspectos que van de la mano con la bancabilidad y que precisamente el contrato responda a ello; entre otras condiciones que estarán asociadas a garantías de compra en el largo plazo y condiciones de precio que aseguren el retorno de las inversiones y márgenes de utilidad en salvaguarda del equilibrio económico del mismo.

Por último, valoró de mucho cuidado la variabilidad de los precios de la electricidad y suministro de agua, ambos insumos relevantes a la producción de H2v. Por lo que, agregó que dichas externalidades deberán preverse contractualmente.

El lunes 21 de febrero de 2022, la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica, participó en el foro 22A “Usuarios, Pueblos Indígenas y Electricidad” del Parlamento Abierto, sobre la iniciativa de reforma constitucional en materia eléctrica, que el titular del Ejecutivo Federal, Andrés Manuel López Obrador envió a la Cámara de Diputados, la tarde del jueves 30 de septiembre de 2021.

En primer término, a manera de contexto, presentamos a la AMIF; una Asociación que reúne a 81 empresas, distribuidas en 14 estados de la República, 65% de las cuales son instaladoras de sistemas fotovoltaicos, en generación distribuida, el resto son proveedores.

Las empresas instaladoras, en su mayoría son pequeñas y medianas empresas, mexicanas, fundadas por jóvenes, que crean y mantienen empleos profesionales y que forman parte de una gran cadena de valor que también genera empleos, bienestar y prosperidad para muchos mexicanos.

Lo que las empresas fotovoltaicas aportan al país, además de energía, es crecimiento económico, empleo; su actividad hace que este país sea más próspero y permite a los ciudadanos ejercer la libertad de gestionar su propio consumo y uso de energía; obtener ahorros en su gasto, y en este momento crítico, contribuir a su recuperación económica.

La AMIF ha sido y puede ser un apoyo para la transición energética, promover las buenas prácticas, impulsar la creación de empleos y contribuir a la profesionalización de las empresas y sus trabajadores. Es muy importante decir que como Asociación no tenemos ninguna posición política, y que nuestra misión es llevar el sol a las personas para que ejerzan con libertad su derecho a resolver y manejar sus necesidades energéticas.

En la iniciativa y en toda la discusión pública a partir de ella, se ha hablado muy poco de la Generación Distribuida, de hecho no se ha tocado en 21 foros de este parlamento abierto y no se ha dicho cuáles son las políticas públicas que se planean para su instalación y operación.

Se le ha mencionado, pero solo como “Paneles en los techos de casas y en el sector agropecuario”. Dado que el apartado de “Transición energética” de la iniciativa menciona a la Generación Distribuida como uno de los instrumentos a promover, para llevarla a cabo, vemos necesario definirla con claridad.

La generación distribuida es la generación de energía eléctrica a pequeña escala (menos de 500 kW), ubicada en el centro de carga o lo más cercana a él, con la opción de interactuar con la red eléctrica y puede aplicarse a centros de carga Residenciales, Comerciales e Industriales. De hecho, juega un papel muy importante para el suministro de electricidad en las comunidades alejadas, entre las que se cuentan muchos pueblos indígenas.

Para el Sistema Eléctrico Nacional existen múltiples ventajas de la generación distribuida, una relevante es que reduce las pérdidas de energía del sistema; en México se pierde en torno al 15% de la energía que se transmite en la red. Aunque en algunos casos la Generación Distribuida puede representar retos técnicos para la CFE, también le ayuda a resolver muchos más problemas; por ejemplo, le permite aplazar inversiones, atender cargas alejadas, mejorar la confiabilidad y seguridad de la red, reforzar las redes de transmisión y distribución, diversificar la matriz energética, tener más holgura en sus pronósticos y en el balance de la Carga y la Generación.

Para los usuarios la generación distribuida les permite consumir energía limpia, ahorrar en su consumo eléctrico y en el caso de los negocios los hace más eficientes.

Aun cuando la Generación Distribuida ha crecido mucho y constantemente, estamos muy por debajo de nuestras posibilidades como país, esto es, en torno al 2.45% de la capacidad de alojamiento de generación distribuida en circuitos eléctricos de media tensión.

Esta escala de generación es una alternativa tecnológica viable para contribuir a satisfacer la demanda de electricidad e impulsar el desarrollo de energías renovables de manera eficiente, con menores efectos para el Sistema Eléctrico Nacional, y democrática, pues también se traduce en empleo, en ahorro para el usuario y es una forma en la que los ciudadanos ejercen sus derechos.

Por todo lo mencionado, y tal como se expone en el Plan Nacional de Desarrollo, la Generación Distribuida juega un papel importante y es indispensable impulsarla; estamos de acuerdo en que sea de manera ordenada, sin desatender la confiabilidad del sistema y regulando la calidad de los componentes y de la instalación.

La Reforma implementada en 2013, tiene áreas de oportunidad y consideramos que se puede trabajar de manera conjunta en pro de un abasto suficiente y confiable de energía; pero creemos que no se requiere un cambio constitucional para este objetivo.

Desde que se envió la iniciativa, los funcionarios de la Secretaría de energía y de la Comisión Federal de Electricidad han explicado públicamente que la Generación Distribuida continuará y no se verá afectada, que en realidad será promovida por el gobierno federal; sin embargo, las leyes, y más aún la Constitución Política del país, trascienden las acciones inmediatas y las interpretaciones particulares; estas se analizan a la letra y se interpretan en el largo plazo, para dar certidumbre a los ciudadanos.

Debemos entonces analizar objetivamente la redacción del texto e interpretar los impactos que tendría de aprobarse tal como está escrita:

En el nuevo párrafo séptimo, del artículo 27 dice: “El Estado queda a cargo de la Transición Energética y utilizará de manera sustentable todas las fuentes de energía de las que dispone la Nación…”
En el artículo 28, nuevo párrafo sexto, dice: “La Comisión Federal de Electricidad estará a cargo de la ejecución de la Transición Energética en materia de electricidad, así como de las actividades necesarias para esta.”
En el quinto artículo transitorio dice: “Para la Transición Energética soberana se establece: política industrial para la electricidad, desde la transformación de recursos naturales, hasta la manufactura de equipos para usos finales; ciencia y tecnología nacional; propiedad intelectual del Estado, de tecnologías, sistemas y equipos; manufactura por entidades públicas de componentes y equipos considerados críticos; financiamiento de la banca de desarrollo y mercado nacional para crear empresas públicas, sociales y privadas de capital nacional.

Estos artículos excluyen a las empresas privadas que instalan sistemas fotovoltaicos y a toda la cadena de valor de la Generación Distribuida y habrá que tener en cuenta los costos de esta Transición energética que, de acuerdo con el Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático, en un estudio del 2017, ascienden a 67,750 millones de dólares para el periodo 2014-2030.

En el Segundo artículo transitorio, inciso A, dice: “Los permisos de generación eléctrica otorgados y los contratos de compraventa de electricidad con el sector privado, se cancelan, así como las solicitudes pendientes de resolución.”

Si bien los ciudadanos que poseen sistemas fotovoltaicos en la modalidad de Generación Distribuida no requieren permiso, si han suscrito contratos. La única interpretación posible es que todos los contratos de nuestros usuarios serían cancelados una vez que esto entre en vigor. Específicamente, en la cláusula octava, inciso C de los contratos de contraprestación se especifica como causa de terminación: “La modificación o contravención a las disposiciones que establece la Ley de la Industria Eléctrica, su Reglamento o a cualquiera de las Disposiciones Legales y Administrativas aplicables.”

En el Tercer artículo transitorio dice: “Los órganos reguladores coordinados en materia energética Comisión Nacional de Hidrocarburos y Comisión Reguladora de Energía, se suprimen. Su estructura y atribuciones se incorporan a la Secretaría de Energía, en lo que corresponda.”

Esto nos preocupa mucho, pues un regulador independiente vigila que todos los actores del sector estén alineados al interés general y vela por la confiabilidad del sistema; ayuda a dirimir las diferencias entre estos actores, tanto públicos como privados y esto da confianza a consumidores e inversionistas. La iniciativa reconoce la importancia de la regulación, pero propone eliminar al regulador.

Su aplicación abriría margen a la discrecionalidad en la toma de decisiones, que impactarían la rentabilidad de las inversiones y provocarían desequilibrio en la relación entre usuarios, contratistas y suministrador desdibujando la oportunidad de participación del sector privado; la CFE sería un participante que establece reglas, tarifas, permisos y contratos; existiría una única ventanilla para la solución de controversias y estaría en la CFE.

En caso de que desapareciera la CRE, se pone en riesgo toda la normatividad, la regulación, manuales, certificaciones y contratos emitidos por ella, pues al no existir la instancia emisora, podrían quedar invalidados.

En el Segundo transitorio, inciso H, dice: “La CFE determinará las tarifas de las redes de Transmisión y Distribución, así como las tarifas para usuarios finales.” Tarifas, que hasta ahora fija la CRE y anteriormente fijaba la SHCP; lo que entre otras distorsiones puede, por ejemplo, llevar a que los consumidores decidan artificialmente abandonar la GD al tener un precio menor en unos casos y en otros podría hacer más atractiva la GD artificialmente.

Además de las afectaciones que ya han tenido la pandemia y las iniciativas de política pública desde marzo de 2020, de aprobarse la reforma se prevé un escenario de alta incertidumbre que afectará al mercado de la generación fotovoltaica. La reforma pone en riesgo 270 mil inversiones (según la última estadística de la CRE), con valor aproximado de 35 mil millones de pesos y futuras inversiones por más de 300 mil millones de pesos, afectando toda la dinámica económica de una extensa y nutrida cadena de valor y provocando daños al empleo y la economía del país.

Por otro lado, hay que contemplar que los sistemas se diseñan calculando cuál es la proyección financiera para la inversión; si se hacen cambios regulatorios, afectará a todos los ciudadanos que legítimamente se basaron en las normas vigentes para invertir.

El 28 de agosto de 2014 se publicó el Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), que tiene entre sus responsabilidades cuidar el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución.

La iniciativa que hoy nos ocupa, abiertamente vulnera este derecho. Los usuarios no son simples pagadores de recibos, sino ciudadanos con la inquietud y el derecho de interactuar con la red eléctrica, de manejar su propia energía, de aprovechar los recursos naturales a su alcance, de almacenar energía, de utilizar la movilidad eléctrica entre otras posibilidades.

Estas medidas son contrarias al interés general del país, al de los usuarios, al de los empresarios de nuestra industria e incluso al de la CFE, pues pierde los beneficios antes señalados y la posibilidad de disminuir los subsidios que otorga.
La iniciativa centraliza las decisiones y va en contra de la libertad de los ciudadanos para gestionar su propia generación y su propio consumo energéticos.
Estas medidas establecerían que la innovación, la capacidad de emprender, de crear y participar en el cambio tecnológico, no van a estar en manos de cualquier ciudadano, sino de quien el estado elija.
Para el sector energético y para el país sería perjudicial que desaparezcan los órganos reguladores autónomos.
Es necesario seguir apoyando la participación de las empresas instaladoras de generación solar distribuida, su profesionalización y crecimiento. Lo que ellas hacen trae beneficios para la CFE, para las empresas, sus trabajadores y para los usuarios de energía.
La industria requiere claridad de parte de las autoridades sobre los planes que tienen respecto a la GD y el papel de las empresas privadas en ella.

La finalidad de este proceso es la contratación de una firma especializada para la estructuración de un Proceso Público de Selección para la concesión del proyecto hidroeléctrico Santiago, que incluye el financiamiento, diseño, construcción, implementación, administración, operación y mantenimiento, por un plazo de 30 años; será la central hidroeléctrica más grande en la historia del país.

La primera etapa del proyecto hidroeléctrico contará con una potencia instalada de 2.432,70 MW, su Casa de Máquinas tendrá 8 unidades de generación, tipo Francis, de 304,10 MW cada una. Su producción anual será de aproximadamente 14.573 GW/hora al año. La construcción requerirá una inversión de USD 3.000 millones, sin contar con la inversión en la construcción de la línea de 500 mil voltios para evacuar su energía.

El proyecto hidroeléctrico Santiago al momento cuenta con los estudios actualizados. Se planifica que su construcción durará seis años (72 meses). Para la contratación del estructurador, la Gerencia General de la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP) realizó una convocatoria a personas jurídicas públicas o privadas, nacionales o extranjeras, a participar en este proceso, que tiene un presupuesto referencial de USD 6.71 millones y un plazo de ejecución de 18 meses (540 días).

El proceso para la ejecución del contrato del estructurador se realizará por etapas. La fase uno se realizará hasta ciento ochenta (180) días calendario, contados desde la suscripción del Contrato; la Fase dos, hasta trescientos sesenta (360) días calendario, contados desde el inicio del Proceso Público de Selección hasta la firma del Contrato de Concesión.

Conforme el procedimiento establecido, el oferente deberá establecer los plazos ofertados para cada fase, de acuerdo con el cronograma de trabajo presentado en su oferta. Para proceder a la fase dos, CELEC EP remitirá los productos de la fase uno al Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables para que dicha Cartera de Estado determine la pertinencia de continuar con el proceso y gestione las autorizaciones necesarias, luego de lo cual se notificará por escrito la fecha a partir de la cual el Estructurador iniciará los servicios establecidos en la fase dos y empezará el cronograma definido.

Cabe recordar que en la página web de CELEC EP (https://bit.ly/3p3IYUd) se pueden encontrar todos los archivos relacionados con el proceso de contratación de un estructurador, entre ellos pliegos, términos de referencia, informe ejecutivo de diseños definitivos y actas de preguntas, respuestas y/o aclaraciones.

El desarrollo de este proyecto se enmarca en el Plan Maestro de Electricidad PME 2018 – 2027 y en los ejes del Decreto 238, que establece una nueva política para el sector eléctrico, enfocada en garantizar el abastecimiento futuro de energía, confiable y segura para incentivar la creación de nuevas oportunidades de inversión, en beneficio de todos los ecuatorianos.

El superintendente de electricidad, Rafael Velazco Espaillat, convocó a los representantes de ASOFER – Asociación para el Fomento de Energías Renovables, Asociación Dominicana de Sistemas Aislados (ADOSEA), Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica y el Consejo Unificado de las EDES, para escuchar sus observaciones en relación con la propuesta para el Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía que trabaja la Superintendencia de Electricidad.

Este borrador del Reglamento había sido socializado previamente con los grupos de interés el pasado 3 de febrero. Durante ese primer encuentro, les fue otorgado a éstos un plazo para enviar sus observaciones sobre el documento, por escrito, a la SIE.

Nuevamente, durante la reunión convocada por el superintendente Velazco el día de hoy, los representantes de todos los gremios participantes expusieron sus observaciones. Adicionalmente, se les otorgó una extensión para que puedan remitir, de nuevo por escrito, sus observaciones las cuales deberán ser recibidas antes del 16 de marzo.

La propuesta para este Reglamento surge por la necesidad, ante los grandes avances y desarrollo que han experimentado las tecnologías renovables en el país, de actualizar las normas que rigen este sector ya que la reglamentación actual data del año 2012.

Canadian Solar es una de las empresas del rubro fotovoltaico más importantes del mundo. Ha vendido más de 63 GW en módulos solares a más de 160 países, equivalentes al consumo de 14,9 millones de hogares.

Según informó la propia empresa, la cual cuenta con más de 14.000 empleados, actualmente tiene un pipeline de 24 GW de proyectos solares y 21 GWh de proyectos de almacenamiento.

Parte de esta estrategia de expansión está puesta dentro de Latinoamérica. En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Álvaro Hernández​, Business Development Manager para la región de Canadian Solar, cuenta cuáles los planes de la empresa.

¿Qué objetivos se está proponiendo Canadian Solar para Latinoamérica, tanto en desarrollo de proyectos como en venta de módulos fotovoltaicos?

El objetivo en la región es, además de continuar con la ejecución de los 3 GW de proyectos fotovoltaicos y 465 MW en almacenamiento que actualmente nos han sido adjudicados, aumentar nuestro portfolio de proyectos y diversificar nuestra posición regional.

Nos proponemos ir más allá de los países donde actualmente tenemos presencia consolidada (Brasil, México, Argentina, Chile y Colombia) poniendo un foco especial en almacenamiento, donde Canadian Solar, a través de su línea de negocio Global Energy, ya cuenta con un portfolio contratado y en construcción a nivel global que supera los 3,360 MWh.

¿Cuáles son los países de la región que les resultan más atractivos?

Actualmente Brasil representa aproximadamente un 70% de la cartera de proyectos con contratos de compraventa de energía (PPAs) adjudicados que Canadian Solar está desarrollando y construyendo en Latinoamérica.

Sin duda seguimos esperando que su atractivo se mantenga en los próximos años, principalmente impulsado por el crecimiento económico y de demanda: de acuerdo a las proyecciones del Ministerio de Energía y Minas brasileño, se espera que la capacidad instalada se incremente un 38% en el periodo 2021 – 2031, que equivale a más de 75 GW, de los cuales el 83% correspondería a nueva capacidad renovable.

Además, la asociación ABSolar espera que en solo en 2022 se instalen 12 GW de nueva capacidad fotovoltaica, de los cuales 3,2 GW corresponderían a proyectos utility-scale.

Otro país en el que desde Canadian Solar nos encontramos muy activos es Chile, donde la agenda política y regulatoria ha venido impulsando el desarrollo de energías renovables convirtiendo al país en referencia mundial, y uno de los más ambiciosos en cuanto a planes de descarbonización.

En chile actualmente nos encontramos desarrollando más de 300 MW repartidos en dos proyectos de generación fotovoltaica que incluyen sistemas de almacenamiento de energía con baterías y estamos aumentando nuestro pipeline de proyectos en el país.

Colombia también se ha convertido en un referente en cuanto a transición energética, con lineamientos sólidos para incrementar la participación de las renovables más allá de la energía hidroeléctrica e impulsando iniciativas como las tres subastas de contratación de energía a largo plazo.

También se ha convertido en pionero en la región tras organizar la primera licitación para un sistema de almacenamiento de baterías standalone, en la cual resultamos adjudicados.

Por otro lado, seguimos monitoreando otros mercados en la región, siempre que se den las circunstancias regulatorias o un esquema claro y bancable de retribución para los proyectos fotovoltaicos con o sin almacenamiento, como podrían ser países como Perú o algunos países de Centroamérica.

Chile anunció una nueva Licitación de Suministro para este año. ¿Analizan participar?

Canadian solar tiene un importante trackrecord en el país, tanto a través del desarrollo de proyectos de pequeña escala (PMGDs) como en el segmento de proyectos utility-scale, por lo que continuamos analizando cualquier oportunidad de comercialización de la energía de nuestro pipeline y, entre las diferentes alternativas, estamos siguiendo atentamente la licitación publicada el pasado 8 de febrero y analizando actualmente los pliegos de la misma.

En la última licitación de Chile vimos que Canadian Solar hizo ofertas de parques solares con baterías. ¿Qué rol cree que jugarán las baterías en el mercado solar fotovoltaico de los años venideros?

Desde Canadian Solar consideramos que los sistemas de almacenamiento son ya una realidad y muy importantes para la evolución del mercado fotovoltaico en los próximos años, permitiendo mayor flexibilidad para una operación confiable.

En el caso de Chile, la distribución geográfica, la infraestructura de transmisión, la penetración de proyectos renovables, el proceso de descarbonización y la sequía de los últimos años, hacen el escenario perfecto para incorporación de soluciones de almacenamiento.

Las baterías también jugarán un papel clave en aplicaciones “behind the meter” a escala comercial e industrial, el área donde la infraestructura de transmisión es insuficiente o en sistemas aislados cuya confiabilidad requiere de mayor flexibilidad.

Colombia analiza una subasta a largo plazo de energías renovables para este año. De lanzarse, ¿participarían?

El pasado año en Canadian Solar resultamos adjudicados en la última subasta de largo plazo organizada por XM con nuestro proyecto Caracolí de 50 MW, y por supuesto que analizaremos con detenimiento nuevos procesos de subasta que sean convocados.

Además de la participación en este proceso, también el pasado año marcamos un hito clave tras la adjudicación en la primera subasta pública de un sistema de almacenamiento de energía con baterías standalone en la región, que se instalará en Barranquilla con el objetivo de aumentar la confiabilidad del sistema de transmisión regional.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) autorizó a una empresa renovable a inyectar más electricidad desde uno de sus centrales operativas hacia el Sistema Nacional Interconectado. 

Se trata de la entidad Orzunil I de Electricidad Limitada que presentó un proyecto de expansión de su Planta Geotermoeléctrica Zunil 1, para pasar de 24 MW a 28.63 MW, con la conexión eléctrica de su generador número 8 al sistema. 

Sin embargo, la CNEE resolvió ordenarle realizar una inversión de equipos de medición y control así como en esquemas de control suplementario, procurando aclarar que podrán revocar su autorización en caso de incumplimiento. 

La CNEE a través de la Resolución CNEE – 1-2022 emitida en el inicio de este año 2022, se resguarda bajo el argumento de garantizar la confiabilidad, continuidad y calidad del servicio de energía eléctrica.

De allí es que Orzunil I de Electricidad Limitada, si es que cumple con los requerimientos exigidos, podrá ampliar su capacidad y realizar la conexión de los nuevos equipos adquiridos durante el periodo comprendido entre el primer semestre de 2022 -fecha a partir de la cual se autoriza su ingreso- hasta el 30 de septiembre de 2024 -fecha en la que deja de tener efecto la resolución-.

Caso contrario, de no cumplir los requisitos y no interconectarse, la empresa deberá realizar una nueva solicitud de Acceso a la capacidad de Transporte para ese proyecto, presentando como mínimo nuevos estudios eléctricos que incluyan los cambios del Sistema de Transmisión existente, así como los datos y parámetros actualizados de los equipos a instalar.

Esta acción podría marcar un precedente para nuevos proyectos renovables o aquellos que como Zunil 1 proyectan expandirse tras su éxito en la producción. 

Puntualmente, la medida podría ir en detrimento de los bajos costos que está demostrando la tecnología. De acuerdo con la Dirección General de Energía del MEM, la geotérmica tendría un costo promedio de generación eléctrica de US$ 1.00 MWh. E inclusive impactar en otros proyectos renovables que se quieran ir incorporando a la matriz energética guatemalteca.

Al respecto, vale aclarar que el sector está expectante a dos licitaciones en las que las energías renovables esperan demostrar su competitividad. Una consistiría en un proceso para adjudicar contratos de hasta 15 años y otra, de corto plazo, pensada a contratar potencia y energía por un año estacional, de acuerdo a la demanda de la Distribuidora de Electricidad de Occidente, la Distribuidora de Electricidad de Oriente y la Empresa Eléctrica de Guatemala. 

El Secretario de Energía Dario Martínez expresó que «Esta inversión será muy importante para las localidades de Iruya y Orán, ya que con el PERMER seguimos apostando al desarrollo de las energías renovables a la vez que ampliamos el acceso a la energía para habitantes de zonas rurales en todo el país. Con programas como este seguimos potenciando el desarrollo y construyendo el país federal que nos plantean Alberto y Cristina».

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), de la Secretaría de Energía de la Nación, adjudicó la licitación pública para el diseño, construcción y operación inicial de dos plantas de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, así como sus respectivas conexiones a las redes de distribución, que abastecerán a 240 hogares, cuatro escuelas, dos centros de salud, dos destacamentos policiales y una oficina de registro civil de las localidades rurales de Rodeo Colorado y Los Naranjos, ambas en la provincia de Salta.

“El Proyecto permite garantizar electricidad segura, confiable y no contaminante a miles de argentinos y argentinas que hoy no tienen acceso, logrando un gran impacto en la vida cotidiana y el desarrollo socioeconómico de las comunidades rurales”, destacó a su vez el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

El ingeniero Jhon Jairo Toro, Gerente General de Air-e, reveló que la subasta que llevó a cabo la comercializadora dispuso una asignación final de cerca de 200 megavatios, equivalentes al consumo de más de 170.000 familias, de una reducción de emisiones por más de 128.000 toneladas de CO2 al año o a la siembra de casi 700.000 árboles.

Si bien no se detallaron cuáles son los emprendimientos adjudicados, la compañía indicó que se trata de proyectos solares en los departamentos de Bolívar, Magdalena, Sucre y Tolima.

Los adjudicatarios son firmas internacionales como Mainstream Renewable Power (Irlanda), Abo Wind (Alemania), Cox Energy (España) y Greenyellow (Francia), que firmarán los contratos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) “en los próximos días”, anunció Air-e.

De acuerdo a los pliegos de las bases de la licitación, las empresas deben entregar energía antes del 1 de enero del año 2024. Pero los proyectos tienen cuentan con un período de gracia de un año para empezar a funcionar.

Según pudo saber Energía Estratégica, la comercializadora, que atiende los clientes de los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira, quedó tan satisfecha con los resultados de la subasta que analiza lanzar convocatorias periódicas, de manera semestral.

“Esta subasta representa un importante hito para la compañía, sus usuarios y el país; pues se logra acceder a precios más competitivos que los vistos recientemente para el largo plazo, reducir la dependencia a los aportes hidrológicos en los embalses, contribuir con la transición energética construyendo una matriz de generación más resiliente y, aportar a la generación de empleo y al desarrollo económico en Colombia”, resaltó Toro.

Por su parte, desde Air-e señalaron que “en materia de precios, este nuevo mecanismo de subastas fomenta una mejor formación y da señales de largo plazo, las cuales son necesarias para el desarrollo y maduración del mercado de energía en Colombia, dado que usualmente los contratos se cierran a periodos menores de 5 años”.

¿Cómo surgió SESA?

SESA nace luego del huracán María que destrozó la red eléctrica de Puerto Rico y que marcó claramente la necesidad de cambiar el paradigma de generación y transmisión de un modelo centralizado a uno distribuido cercano o dentro de los centros de consumo a partir de fuentes locales como las renovables. 

Aquel consenso se convirtió en la ley 17 del 2019 que tiene origen como una legislación bipartidista donde SESA estuvo muy envuelto desde su inicio como stakeholder y que defendió que esta encamine a Puerto Rico a un futuro 100% renovable al 2050. 

¿Qué rol tiene su dirección dentro de SESA?

Pues muy importante. SESA es parte de la entidad llamada Solar Energy Industries Association (SEIA) que se enfoca en políticas públicas de todo Estados Unidos y delega a filiales locales el tratamiento en profundidad de ciertos temas.  

Nosotros en Puerto Rico por ejemplo, no sólo abordamos la temática de la energía solar sino que también le damos un lugar central al almacenamiento porque la disponibilidad de energía se vuelve crítica en determinados momentos. 

¿A qué principales retos de política energética se enfrentan este año? 

Primeramente, la Ley 17 del 2019 trae muchos desafíos ya que no sólo marca una meta 2050, sino que también tiene objetivos intermedios. El Plan Integrado de Recursos los ratifica indicando que al 2025 debemos lograr 40% de energía renovable siendo que hoy tenemos apenas el 3% renovable.  

También hay retos en los tramos de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP), convocatorias que derivan del plan antes mencionado. 

Caso Puerto Rico, otro mercado que recupera su atractivo para desarrollar energías renovables

Y adicionalmente nos enfrentamos a la reestructuración de la deuda de la AEE que hoy trae incertidumbre al mercado y se prevé que pueda traer cambios que generen altos costos para los usuarios y las generadoras renovables. 

Sobre las convocatorias a RFP, ¿qué balance hace del “Trance 1”?

La primera pata que se supone que debería ser de 1000 MW, ya logró 844 MW fotovoltaicos y 200 MW en almacenamiento.

Ahora, estamos pendientes del anuncio que podría darse a conocer en los próximos días en relación a VVP, que son muchos techos solares con baterías. Sobre estos tenemos especial interés desde SESA porque en Puerto Rico ya hay como 5000 baterías Tesla a las que se le puede sacar una mayor utilidad con este tipo de aprovechamiento complementario. 

Puerto Rico aprueba 18 proyectos de energías renovables y almacenamiento en la isla

¿Hay dudas de si todos esos proyectos obtendrán contratos?

Hace muy poco tiempo, la Junta de Supervisión Fiscal mató de un golpe y porrazo a un montón de proyectos en escala industrial que se habían contratado porque entendió que estaban muy caros. Para esa Junta, caro significaba 11 ¢/kWh en aquel entonces. 

En este caso, con los RFP esperamos que haya un mayor éxito con los proyectos y que se les mantenga los contratos aunque no sepamos aún cuáles son los proyectos ni las condiciones de contrato que firmarán.  

¿Pone en duda la transparencia de los RFP? 

Al primer tramo se presentaron múltiples compañías y quedaron unas 18 como ganadoras. No sabemos quién ganó y todavía faltan las VVP. Pero sí sabemos porque trascendió por fuentes no oficiales que fue muy competitivo el proceso para las plantas fotovoltaicas en escala. 

¿Qué precio promedio se obtuvo? 

Se dice que es como 8.3 ¢/kWh. Eso es barato en Puerto Rico porque nosotros pagamos ahora mismo como 25 ¢/kWh por generación fósil.

¿Ese valor se podrá mantener en próximos procesos?

Los próximos tramos permitirán ajustar muchas cosas. Por ejemplo, si ahora sólo se terminan por cerrar los 844 MW, los 150 MW o 200 MW de más que se tenían previstos, se pueden agregar al próximo tramo y que resulte de 1200 MW. 

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

En lo que respecta a precios, esperamos que estos se puedan mantener. El hecho de que se haya despertado tal interés y que se hayan generado esos precios hace que ya sea una buena señal porque los privados supieron ver que, aunque existan riesgos en el mercado local, hay dónde apoyarse. Ahora, por ejemplo hay mucho apoyo de la administración de Biden, a través del departamento de energía, del de vivienda federal y más. 

¿Qué riesgos identifican? 

El tema más importante que le causa falta de certeza al inversor es que la PREPA/AEE sigue en un proceso de quiebra. Pero como dije, tenemos la palabra del gobierno federal que dice que va a mover el mercado, va a resolver la deuda del gobierno central y solucionará la deuda de la PREPA/AEE a continuación. 

¿Cómo impacta que Accion Group sea el coordinador independiente del tranche 2 y 3?

El ADN de PREPA/AEE siempre ha sido resistente a las energías renovables y a abandonar su paradigma centralizado con diesel y hasta ha mostrado inclinación al gas natural. Por eso, se entiende que se haya recurrido a la contratación de Accion Group como el coordinador independiente pero queremos ver qué nuevas complejidades trae esto porque quién contrataría finalmente sigue siendo la PREPA/AEE. 

¿Le plantearon estos temas al gobierno?

Sí, siempre enfocados en el tema de política pública y política regulatoria, en lo vinculado a energía solar y almacenamiento. 

¿Este año harán lobby?

Aquí al lobby lo llamamos cabildeo. Todo el tiempo estamos en conversaciones, ya sea con la Legislatura de Puerto Rico o con el Regulador -que es el Negociado de Energía-, hasta con las ramas ejecutiva completas sea el gobernador, el alcalde y hasta nos acercamos a los referentes de política pública federal en el Congreso de los Estados Unidos. 

Oportunidades para inversores: por qué apostar hoy a negocios sostenibles en Puerto Rico

Se acerca el 8 de abril, fecha clave en la cual sólo los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) que hayan presentado su declaración en construcción podrán acogerse al régimen transitorio del Decreto Supremo 88 (DS88).

Es decir, podrán percibir, durante un periodo máximo de 165 meses (casi 14 años), la remuneración del precio estabilizado de la 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.

Por este suceso, la Comisión Nacional de Energía (CNE) recibió y recibe gran cantidad de solicitudes de proyectos que necesitan su declaración de construcción. Esto está generando que los funcionarios no den abasto.

Es por ello que, el viernes de la semana pasada, la entidad lanzó un oficio (descargar) donde indica que sólo garantizará la expedición de estos documentos para antes del 9 de abril a aquellos emprendimientos que se hayan presentado antes del 14 de marzo.

En diálogo con Energía Estratégica, Clemente Pérez, socio y líder del área de energía y recursos naturales e infraestructura del estudio de abogados Guerrero Olivos, indica que este oficio “tiene una parte positiva y una negativa” para las empresas.

“La negativa es que le pone presión a los desarrolladores que se quieren acoger al período transitorio del precio estabilizado y que pensaban hacer sus presentaciones para fines de marzo o principios de abril. Ahora sólo tendrán tiempo hasta el 14 de marzo”, precisa el experto.

¿Qué sucede si un proyecto se presenta después del 14 de marzo? Pérez explica que estos proyectos podrían obtener de todos modos su declaración en construcción antes del 9 de abril, pero que el Gobierno no le garantiza su obtención, quedando sujetos a la capacidad de gestión del Estado. A diferencia de los que la presenten en los tiempos indicados en el oficio.

Y, para el socio de Guerrero Olivos, esa es la parte “positiva” del aviso de la CNE: “Se explicita certeza jurídica para los proyectos que entren antes del 14 de marzo para poder revisar las presentaciones y poder acogerse al precio estabilizado”, observa.

El abogado asevera que el Gobierno “no cambia las reglas, sino que las aclara”. Es decir, con esta medida “la CNE se está anticipando por si llegara a haber algún tipo de litigio, avisando que garantizará la revisión de los documentos según determinados plazos”.

Pérez indica que el Decreto Supremo 88 (DS88) es claro y sostiene que la resolución de declaración en construcción se debe presentar a más tardar el 8 de abril.

PowerChina Americas acumula proyectos de energías renovables ejecutados en más de 10 países del continente, manteniendo un pipeline de proyectos constante desde hace más de cinco años.

La tecnología de generación a implementar no sería una barrera, la empresa ya tiene en operación centrales eólicas, solares e hidroeléctricas emblemáticas que han potenciado las matrices productivas en distintas localidades aisladas de pequeños y grandes mercados. Inclusive en otras regiones está incursionando en generación por concentración solar y hasta hidrógeno.

Entre los hitos más recientes de la compañía en Latinoamérica, PowerChina destaca la reciente firma del Acta de Aceptación Provisional de la Central Hidroeléctrica Arenal (60 MW) en Honduras.

“Ganamos el elogio de capacidad de cumplimiento desde el Comitente”, comunicó ayer Tu Shuiping, presidente de una de las seis sedes regionales de Latinoamérica de Powerchina International Group Limited.

Aquel proyecto no se trata de su primer emprendimiento renovable construido en Honduras, ni mucho menos el primero en la región.

En la Nación de las cinco estrellas PowerChina también ha participado de las obras de Patuca III (104MW). Y más hacia el sur, en otros países tiene expertise no sólo en hidroeléctrica, sino también en otras tecnologías como eólica y solar.

Un caso testigo es Argentina donde la empresa ha logrado posicionar sus negocios desde la Puna hasta la Patagonia en más de 5 proyectos de distintas escalas y tecnologías.

¿Qué proyectos finalizará este año? “Los dos proyectos en Córdoba. Cura Brochero y Villa María”, aseguró Tu Shuiping en respuesta a Energía Estratégica.

En detalle, esos proyectos, Parque Solar Villa María del Río Seco de 20 MW de potencia y Parque Solar Cura Brochero de 17 MW que pertenecen a la empresa Neuss Fund Llcson, cuentan con contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable con CAMMESA tras resultar adjudicados en la Ronda 2 del Programa RenovAr.

Además de aquellos, sólo en Argentina, la empresa china comunica que continuará su expansión con obras en La Rioja -vinculadas a la ampliación de Arauco-, en Salta -para cubrir la demanda de las actividades en una mina de litio con un proyecto solar offgrid de 120MWp junto a almacenamiento de 72MWp-, entre otras provincias más.

Por otro lado, Powerchina también confirmó a través de redes sociales que ha firmado contratos para llevar a cabo el EPC de parques solares en Colombia. Más precisamente declaró que tendría un compromiso por 9.9MW en un caso y con otro de 164 MW, cifra no menor.

Ingeteam ha cerrado el año 2021 creciendo de manera notable a pesar de la situación derivada de la pandemia. Durante el año pasado la compañía suministró 4.229 MW para la industria fotovoltaica y el almacenamiento de energía a nivel global, cifra que representa el mejor registro en la historia de la compañía. Además, en 2021 Ingeteam firmó 1,5 GW en contratos de operación y mantenimiento para el sector solar fotovoltaico.

Estos datos ponen en valor la importancia de Ingeteam como actor clave en la transición energética que estamos viviendo. Con el objetivo de 0 emisiones marcado por la UE para la agenda 2030, la compañía trabaja para contribuir a la consecución de ese hito, así como a la incrementación de generación de energía limpia para todo el mundo.

Y es que, aunque los principales mercados para la compañía vasca durante el pasado año fueron España, Australia, Estados Unidos, Brasil, Chile y Colombia, los productos vendidos por Ingeteam fueron instalados en 23 países de los cinco continentes; afianzándose como empresa referente en todo el planeta.

José Luis González, director comercial del negocio fotovoltaico de Ingeteam, ha destacado que el objetivo de Ingeteam es «afianzar nuestra posición en los mercados donde estamos más activos y asentados, sin perder de vista nuevas oportunidades que surjan en otros países con buenas perspectivas de crecimiento».

La empresa dispone de un amplio portfolio de productos que abarca desde inversores de string, dirigidos a sistemas residenciales, comerciales e industriales; hasta inversores centrales dirigidos a grandes plantas de cientos de megavatios. De hecho, en 2021 Ingeteam ha suministrado sus inversores fotovoltaicos para once plantas con una potencia igual o superior a los 100 MW. En ese grupo de grandes plantas solares destaca Francisco Pizarro, la planta fotovoltaica más grande de Europa (590 MWp).

Almacenamiento de energía

El almacenamiento de energía supone un sector clave para Ingeteam, donde la empresa se ha posicionado como referente de cara al gran desarrollo que se espera en el corto/medio plazo para este tipo de sistemas, tanto a nivel residencial como a gran escala. De hecho, Ingeteam comercializa sus convertidores de baterías para ambos segmentos, y el pasado año suministró más de 400 MW y logró adjudicarse contratos por total de 1 GW. Dichos acuerdos de suministro se centraron principalmente en Estados Unidos, España, Australia, Chile y Reino Unido.

Líder mundial en prestación de servicios de Operación y Mantenimiento

Además, la compañía ha registrado un nuevo récord anual en potencia mantenida, superando los 18,5 GW renovables en todo el mundo, de los que 9,5 GW corresponden a potencia solar en más de 570 plantas fotovoltaicas.  Esto hace que, en la actualidad, Ingeteam Service consolide su posición como ISP (Independent Service Provider) líder mundial en prestación de servicios de operación y mantenimiento en plantas de generación de energía.

Ingeteam en números

+25 GW de inversores fotovoltaicos y de baterías
+54 GW de convertidores eólicos
+18,5 GW de contratos de O&M para plantas de generación renovable

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 Indar (motores, generadores y grupos motor-bomba), 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, tracción ferroviaria, aguas, recarga de vehículo eléctrico, hidrógeno verde y red de energía eléctrica, incluidas las subestaciones abarcando el transporte y la distribución, buscando siempre una generación y un consumo energético más eficiente.

Ingeteam opera en todo el mundo y cuenta con establecimiento permanente en 24 países, empleando a más de 4.000 personas. Su actividad está estructurada sobre la base de I+D+i, invirtiendo en la misma anualmente más del 5% de su cifra de negocio.

Solarever, líder en energías renovables, será la empresa mexicana a cargo de fabricar los paneles que proveerán de energía solar a la Central de Abasto de la Ciudad de México, la más grande del mundo al interior de una ciudad.

Gracias al compromiso con la investigación e innovación aplicada en sus procesos, Solarever es el único fabricante nacional que cumple con los requerimientos para proveer la totalidad de los módulos fotovoltaicos que se usarán en la primera fase del proyecto que exige una combinación entre talento mexicano, calidad excepcional y costos competitivos.

Para satisfacer en tiempo y forma el volumen necesario de módulos monocristalinos que comenzarán a instalarse en los primeros días de marzo, Solarever cuenta con un proceso de producción completamente automatizado en su fábrica de Tecomán, Colima.

La cantidad de módulos fotovoltaicos que se requieren para este proyecto pueden ser fácil y rápidamente producidos por Solarever, ya que su capacidad productiva es superior a lo que se requiere incluso para el total del proyecto de CEDA.

“Es un orgullo para nosotros ser parte fundamental para este proyecto de gran relevancia en el país al ser los proveedores y fabricantes de los módulos fotovoltaicos más confiables e innovadores que existen actualmente en el mercado mexicano.

Confiamos en nuestra capacidad y el talento 100% mexicano que hemos impulsado a través de la colaboración con universidades del mundo para la investigación de nuevos materiales y procesos, lo cual nos ha permitido traer las últimas innovaciones tecnológicas e integrarlas a nuestras líneas de producción para realizar pruebas específicas que muy pocos realizan. De esta forma hemos conseguido incrementar el volumen de producción hasta lograr 10 MW por semana, con una precisión y calidad que nadie más tiene en nuestro país, trabajamos arduamente para brindar la mejor calidad y experiencia en nuestros productos”, explicó el Ingeniero Carlos Gutiérrez Subdirector de Producción de la Planta de Tecomán, Colima.

El módulo Monoperc Halfcut de 540W de Solarever es fabricado con un tipo de celda solar conocido como M10 de 182mm de largo y 11 conectores (busbar), capaz de competir a la par de los modelos más eficientes de cualquier marca comercial en el mundo.  Cuenta con todos los certificados nacionales e internacionales de calidad, eficiencia energética y seguridad (IEC 61215/ IEC 61730), incluida la certificación UL-61730 que avala su seguridad en cuanto a la prevención de descargas eléctricas y disminución de riesgos de incendio y lesiones. Además, este modelo tiene el respaldo del sello FIDE, por parte de CFE, y el distintivo Hecho en México que otorga la Secretaría de Economía.

“Nos alegra y nos motiva profundamente participar en este tipo de planes que impactan de manera positiva nuestro ambiente y la calidad de vida de los mexicanos y que, al mismo tiempo, impulsan a México en la revolución de las energías limpias», dijo el CEO de Solarever Ing. Simon Zhao, al destacar que el proyecto fotovoltaico de la Central de Abasto permitirá un ahorro de más de 70 millones de pesos en energía eléctrica, reduciendo la emisión de alrededor 13 mil toneladas de Dióxido de Carbono al año.

¿Qué son los paneles MonoPERC Halfcut y cómo funcionan?

 Los paneles solares MonoPERC Halfcut son módulos fotovoltaicos que permiten recabar con mayor eficiencia la energía solar directa y difusa, evitando pérdidas de potencia en un menor espacio.

Además cuentan con tecnología “halfcut” y “cellcut”, que involucra varios procesos estandarizados para lograr un mejor comportamiento de las células ante situaciones climáticas no favorables como sombra o nublado, estos, a diferencia de los paneles policristalinos, cuentan con un único cristal de silicio en estado más puro, el cual le confiere mayor libertad de movimiento a los electrones recibidos durante la radiación

Sobre SOLAREVER TECNOLOGÍA DE AMÉRICA

Solarever es una empresa 100% mexicana, líder en innovación y desarrollo de tecnología para la producción de energía renovable. Mantiene los más altos estándares en la producción de paneles solares de calidad tier-one, generadores solares y sistemas de almacenamiento de energía. Al mismo tiempo, lidera proyectos de investigación en energía de la mano de las universidades más importantes de México, China y Estados Unidos.

Con 10 años de experiencia en el mercado, Solarever ha logrado posicionarse como la empresa número uno a nivel nacional gracias a su compromiso con la investigación y sus procesos y productos de alta calidad.

Jujuy avanza en ser una provincia más sustentable e incorporar más generación de energía renovable, teniendo al parque solar Cauchari (300 MW de capacidad instalada) como proyecto referente en su territorio, a la espera de ampliar su potencia hasta 500 MW. 

Y si bien en reiteradas ocasiones se mencionó que había demoras en la autorización para aumentar su capacidad, a tal punto que Gerardo Morales, gobernador de Jujuy, apuró a Nación sobre el tema, todo indica que esa espera llegará a su fin en las próximas semanas. 

¿Por qué? Están “en la etapa final” de cerrar el PPA (Power Purchase Agreement) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). 

“Creo que en dos semanas cerraremos el contrato para la ampliación de 200 MW y hay otro proyecto grande que estamos negociando para seguir creciendo en energía fotovoltaica en Jujuy”, reconoció Martín Altamirano, coordinador de Ingeniería de Cauchari Solar I, II y III S.A.U, en diálogo con Energía Estratégica. 

“El siguiente paso será realizar efectivo el financiamiento. Tenemos la carta de intención y todo pre-estructurado con Exim Bank de China y luego nos sentaremos a negociar con dicha entidad para ver quién realizará el EPC, ya que dependerá de las exigencias que ponga el banco”, explicó.  

Y cabe recordar que para el proyecto de Cauchari estaría conectado a la línea de transmisión Andes-Cobos, la cual es utilizada para exportar e importar energía, aunque se estaría al límite de la capacidad térmica, por lo que previamente se mencionó la importancia de la creación de nueva infraestructura para que no haya inconvenientes en el futuro. 

Licitación de los parques solares por 48 MW 

Por otro lado, Altamirano también hizo hincapié en el anuncio para la construcción, puesta en funcionamiento, operación, explotación y mantenimiento de las ocho plantas fotovoltaicas que estarán integradas al sistema distribuido e interconectado provincial, puntualmente sobre las líneas de 33 kV que administra EJESA. 

“Más allá de los proyectos grandes, encaramos la posibilidad de construir plantas más pequeñas y que se puedan inyectar más cerca de los lugares de consumo. Y aunque Jujuy tenga una excelente radiación en la zona de la puna, hay pocas líneas para evacuar la energía y están lejos de los centros”, manifestó el especialista. 

La convocatoria estará abierta hasta las 10 horas del día jueves 3 de marzo, fecha límite para presentar las ofertas correspondientes (los 48 MW se contemplan como un lote único pese a que sean diferentes centrales renovables). Y ese mismo día se llevará a cabo la apertura de sobres a las 10:30 hs. 

El adjudicatario tendrá hasta veinticuatro meses para concretar la obra y conseguir la habilitación comercial para los parques solares. Además, el contrato de abastecimiento de energía con EJESA estará suscripto por un plazo de veinte años a partir del inicio del suministro.

Panamá celebró la quinta reunión del Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE) el pasado 21 de diciembre. Allí, la Secretaría Nacional de Energía presentó los avances de la Agenda 2030 y adelantó nuevos hitos que les permitirán cumplir sus metas.

Entre ellos, se anunció que este primer trimestre del 2022 crearán dos nuevas entidades que tendrán como propósito determinar el grado de cumplimiento de la Agenda y realizar aportaciones al CONTE para sugerir la implementación de nuevas medidas de política energética que crean convenientes desde su expertise.

Se trata del Grupo de Observadores de la Agenda de Transición Energética y el Comité de Expertos del Consejo Nacional de Transición Energética. Y, según pudo saber Energía Estratégica, los interesados en formar parte de los mismos podrán empezar a enviar sus postulaciones en las próximas semanas ya que a inicio de año ya se habrían dictado los perfiles que tienen que tener estos profesionales.

En líneas generales, el perfil profesional de los aplicantes tendría que ser congruente con al menos uno de los lineamientos estratégicos de la agenda de transición energética, entre ellos: acceso universal; uso racional y eficiente de la energía; movilidad eléctrica; generación distribuida; e innovación del Sistema Interconectado Nacional.

Ahora bien, según explicaron a Energía Estratégica miembros del CONTE, habrían algunas pequeñas diferencias entre uno y otro. Por tal motivo, se prevé una consulta pública antes de recibir postulaciones y luego recién en la próxima reunión del CONTE -prevista para marzo- se podrían poner a evaluación las hojas de vida de quienes aplicaron.

Como adelanto, se comunicó que se prevé que el Comité de Expertos del Consejo Nacional de Transición Energética esté compuesto por 7 profesionales que no sean miembros del CONTE y que tengan experiencias nacionales o internacionales vinculadas al menos a una de las cinco estrategias antes mencionadas.

Además, se espera que los expertos puedan cumplir con el mandato de ayudar técnicamente al abordaje integral de la agenda, en cuanto a la política energética. De allí, se precisó que aquellos tendrán que tener las competencias para realizar presentación de informes y artículos a sabiendas de que deberán estar a disposición del CONTE para contribuir de manera no remunerada, como un aporte público, tal como lo hacen los miembros del CONTE.

Por el lado del Grupo de Observadores de la Agenda de Transición Energética se espera a profesionales que tengan conocimiento en los objetivos de desarrollo sostenible, cumplimiento del Acuerdo de París y un detalle no menor es que formen parte de Asociaciones u ONGs que se preocupen por velar porque la transición energética se cumpla.

De estos, se espera designar a una persona de alto nivel y un suplente que puedan participar de las reuniones del CONTE también ad honorem y hasta efectuar propuestas al proceso de implementación y contribuir con apoyo técnico, informativo o financiero para el desarrollo de la implementación de la agenda de transición.

360 Energy fue adjudicado como EPCista sin main components del parque solar El Zonda I de YPF Luz, el cual se ubicará en un terreno de más de doscientas hectáreas en la región noroeste de San Juan y tendrá una potencia instalada de 100 MW. 

Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y detalló que existe un plazo de obra de catorce meses, por lo que ya iniciaron los trabajos de agrimensura para continuar con las labores de movimientos y nivelación de suelos.

“Se trata del primer parque fotovoltaico de YPF Luz y nos enorgullece haber sido la empresa elegida para llevar adelante la obra. Es un gran paso en la estrategia que fijamos, en el sentido de ofrecer a otras empresas del sector el know how que hemos adquirido”, aseguró el especialista. 

“En San Juan ya hemos construido un parque similar para Genneia, fueron algo más de 80 MW ubicados en Ullúm, por lo que buscaremos capitalizar toda la experiencia de ese proyecto”, agregó.

Precisamente 360Energy posee vasta experiencia y know how en la construcción y montaje de centrales de dicha índole, adquirido a través de las obras de sus propias plantas en La Rioja, San Juan y Catamarca, además de ser  EPCistas para Genneia en las parques Ullúm I, II y III, lo que equivale a más de 200 MWp. 

“Al momento de construir nuestras centrales no encontramos EPCistas que nos demostraran experiencia y confianza para llevar adelante este tipo de obras en el país, las empresas EPCistas eran recién llegadas a Argentina y no poseían aún una curva de aprendizaje de obras en el país”, sostuvo Ivanissevich. 

Es por ello que decidieron encarar las obras por administración propia y desarrollar un know how como EPCistas de calidad, labor que seguirán poniendo en práctica con el proyecto de YPF que ya fue adjudicado con prioridad de despacho en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

“Construimos parques solares con la misma calidad tanto sean propios como de otras empresas. Y para nosotros, esto es un gran avance en la estrategia que nos hemos fijado, en el sentido de ofrecer a otras empresas del sector el know how que hemos adquirido y aportar valor al sector”, añadió el  director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy. 

De este modo, buscarán seguir siendo referentes del sector fotovoltaico en Argentina, sin descuidar los servicios de EPC y operación de parques de generación solar, para darle un valor agregado a la industria, también expectantes de los desafíos y oportunidades que puedan surgir con el MATER y las disposiciones del Programa RenovAr. 

El nuevo ministro de Energía y Minas de Perú, Carlos Palacios Pérez, se reunió la semana pasada con los gobernadores regionales de Apurímac, Baltazar Lantarón y de Ucayali.

Allí, según indicaron desde el ministerio en redes sociales, Palacios remarcó que “se debe invertir en energías renovables y amigables al medio ambiente y debemos pensar en un futuro con más desarrollo para el beneficio de todos”.

No trascendieron mayores detalles sobre cuál sería el plan de gobierno para fomentar aquellas inversiones. Una de las alternativas sería a través de las dos licitaciones por un total de 2000 MW que anunció el mes pasado el exministro Eduardo González Toro, pero aún la nueva autoridad de la cartera energética se pronunció al respecto. 

Aunque se especula que podría haberse tratado de una confusión y que tal licitación de 2000 MW podría corresponderse con próximas convocatorias que realizarán las distribuidoras locales, todavía queda el interrogante de cómo bajo la presidencia de Pedro Castillo se fomentará la participación de las renovables en gran escala.  

En conversación con Energía Estratégica, el abogado Ricardo Barrios Scogings tras ser consultado acerca de la posibilidad de nuevas licitaciones señaló: 

“Es un gran interrogante qué va a ocurrir. De no convocarse a subastas, no creo que vaya a haber ningún tipo de arreglo bajo la mesa, pero sí va a tener que haber un trabajo de lobby qué hacer para que puedan confirmarse nuevos proyectos”. 

Y es que, desde la perspectiva del abogado asesor en temas energéticos, “los privados son los que empujan el carro del sector energético peruano. Si no fuera por el empresario que apuesta por el país, no sería nada ni del sector de energías renovables, el minero o el petrolero”. 

“El Estado debería ser quien empuje el carro y meta a las inversiones privadas y/o públicas dentro para que puedan realizarse los proyectos que hagan crecer al país. Pero aún no lo hace”, consideró.

De allí, valoró necesario que el sector privado se acerque a las distintas jurisdicciones a socializar nuevos desarrollos, no sólo para obtener permisos para construcción e interconexión sino también para explorar otros tipos de apoyo. 

“Sí creo que van a tener que hacer un trabajo de concientización bastante fuerte y no únicamente a nivel ministerial, sino también con las direcciones regionales”.

La carrera por el panel solar de mayor vataje comenzó en 2020 y llegó a su fin con Tiger Neo de JinkoSolar, con una eficiencia de hasta el 22,3 %, prometiendo tener entre 15 y 20 W más de vataje que el panel p-PERC convencional del mismo tamaño.

A diferencia de otros paneles cuya mayor potencia proviene de tamaños más grandes, Tiger Neo deriva este resultado simplemente de una mayor eficiencia.

Por ejemplo, la clasificación de potencia de la versión Tiger Neo de 72 celdas basada en una oblea de 182” varía de 555 W a 575 W con una corriente principal de 565 W, mientras que los módulos PERC convencionales tienen una clasificación de 540 W a 560 W con un enfoque máximo en 550 W.

La versión Tiger Neo de 78 celdas tiene una potencia nominal muy superior a 610W. Además, con la misma potencia nominal y tamaño compacto, Tiger Neo tiene un rendimiento energético de 3% a 5% superior a los módulos convencionales. Por ejemplo, los paneles de 605 W no vienen con un factor bifacial alto.

Tiger Neo produce más de un 3 % más de energía que sus contrapartes p-PERC debido a sus beneficios, que incluyen una menor degradación, una temperatura más alta, un mejor rendimiento con poca luz por la mañana y por la tarde, una tasa más baja de LID (degradación inducida por la luz) y no sufre de LeTID (degradación inducida por luz y temperatura elevada), a diferencia de las células de tipo P.

El principal impulsor para desarrollar paneles solares más potentes surge del deseo de disminuir el costo de las granjas solares a gran escala y, en última instancia, reducir los precios de la electricidad.

Dado que los paneles de alto rendimiento requieren una cantidad equivalente de conexiones y mano de obra en comparación con los paneles de bajo voltaje, el costo de instalación por kW se reduce, lo que resulta en un menor costo general y una disminución del LCOE.

Pero el panel PERC convencional de 210 W y 605 W tiene un tamaño enorme de aproximadamente 1303 mm de ancho, lo que dificulta su manejo en la mayoría de los techos, mientras que Tiger Neo tiene un tamaño más inteligente de aproximadamente 1134 mm de ancho, lo que permite conectar más paneles por cadena, además, lo que hace que el panel transporte e instalación más fácil y más amigable.

Además de la densidad de potencia, Tiger Neo 605W promete entre un 3 % y un 5 % más de energía producida que sus equivalentes p-PERC de 600 W, lo que significa una alta potencia por vatio (kWh/kWp). Desde la perspectiva de la seguridad del sistema, Tiger Neo 605W tiene la ventaja de tener una corriente de cortocircuito más baja de 14 A, mientras que sus paneles 210 p-PERC 605 W tienen aproximadamente 15A.

Tiger Neo combina de manera única mayor vataje y mayor eficiencia, junto con la ventaja de costo en comparación con otras marcas premium de alta eficiencia. La razón para elegir Tiger Neo de JinkoSolar:

*La versión Tiger Neo de 78 celdas es un panel de ultra alta potencia, y su panel de 72 celdas tiene una potencia de salida que varía de 555 W a 575 W, mientras que el panel residencial de 60 celdas viene en un modelo de 460-480 W. Todos los módulos de Tiger Neo tienen una eficiencia de hasta el 22,3 %, superior a la disponible actualmente en el mercado.

* Rendimiento mejorado a alta temperatura: cuando los paneles solares se calientan más, pueden perder la capacidad de generar energía. Los paneles Tiger Neo tienen un coeficiente de temperatura mucho más bajo en comparación con los módulos convencionales, lo que da como resultado una mayor producción en climas más cálidos.

* Mayor generación de energía: Tiger Neo, que adopta la tecnología de celdas de tipo n, aumenta la eficiencia del panel, lo que proporciona más potencia por panel y más kWh por KWp.

* Excelente rendimiento con poca luz: Tiger Neo tiene un gran rendimiento en condiciones de poca luz, lo que significa que por la mañana y al atardecer, en días nublados o sin orientación sur, Tiger Neo ofrecerá un mayor rendimiento.

* Garantía de rendimiento mejorada: la serie Tiger Neo viene con una garantía de rendimiento mejorada. Después de 30 años de uso, se garantiza que Tiger Neo proporcionará al menos el 88 % del rendimiento inicial.

* LID bajo: la degradación inducida por la luz (LID) y el LeTID de Tiger Neo son extremadamente bajos en comparación con las celdas de tipo P estándar.

Historial y rendimiento de campo comprobado: Jinkosolar ha estado involucrado en la entrega de casi 100 GW de paneles de calidad a más de 170 países, más que cualquier otra marca hasta la fecha. Te da tranquilidad paneles solares que superan las expectativas del cliente.

El viernes pasado, el SEIA concedió el estado de ‘admisión’ (ver) del proyecto “Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones”, propiedad de Engie Energía Chile.

La iniciativa consiste en ampliar la central de 6,2 MW que actualmente están en funcionamiento en la Región de Arica y Parinacota, e incorporarle no sólo 300 MW sino un banco de baterías.

“El Proyecto corresponde a una modificación del proyecto “Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones“ (RCA N°009/2014), la que consiste en el aumento de la potencia de los paneles fotovoltaicos, de 300 Wp a 655 Wp o similar. Por tanto, 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)”, precisaron desde la compañía.

La obra, que podría comenzar operaciones de construcción en octubre de este año, se emplazará sobre 714,7 hectáreas. Demandará unos 210 millones de dólares, requerirá de unos 420 empleados para su montaje, de acuerdo a la Declaración de Impacto Ambiental presentada por Engie.

Asimismo, la empresa se comprometió a incorporar en la planta un sistema de almacenamiento de energía en base a baterías denominado “BESS” (“Battery Energy Storage System”), “que permitirá almacenar la energía generada por los paneles fotovoltaicos para posteriormente ser inyectada al Sistema Eléctrico Nacional en horarios diferentes a la generación solar y/o cuando esta disminuya”, destacan.

Por último, señalan que para su montaje “se modificará el trazado y características de la línea de transmisión denominada L3 en el proyecto original, pasando de los 7,3 kilómetros de longitud, doble circuito en 220 kV, por una nueva línea de 6,5 kilómetros de longitud, circuito simple en 220 kV, que conectará la S/E Guancarane a la futura S/E Roncacho, la que no forma parte del proyecto en evaluación”.

“En función de lo anterior, el cambio de las características de dicha línea implica modificar el nivel de tensión de la S/E Guancarane de 23/220 kV a 33/220 kV, que será la tensión de la red de la Planta Fotovoltaica hasta el transformador elevador de la S/E Guancarane”, indican desde Engie.

El informe se centra en cinco países: Brasil, India, México, Filipinas y Sudáfrica, cada uno de los cuales enfrenta desafíos particulares debido a la COVID-19, pero que tienen un importante recurso de energía eólica sin explotar que podría impulsar un rápido crecimiento económico bajo medidas de recuperación verde.

Los cinco estudios de caso cuantifican una serie de impactos que resultarían de seguir una estrategia de recuperación verde con una clara política pública enfocada hacia la transición de energía limpia para acelerar el despliegue de proyectos eólicos en los próximos cinco años. Este enfoque no solo apoyaría a los países en su progreso para cumplir con los objetivos energéticos y climáticos, sino que también les permitiría obtener una serie de beneficios socioeconómicos, desde la creación de empleo a largo plazo hasta la conservación de aire y fuentes acuíferas más limpias.

El reporte muestra la importancia de una visión clara y un compromiso político para movilizar la inversión privada en energía eólica, y brinda recomendaciones regulatorias y de políticas personalizadas para cada país. Mientras los ministros de finanzas y los gobernadores de los bancos centrales del G20 se reúnen en Yakarta esta semana para discutir las finanzas sostenibles bajo la presidencia del G20 de Indonesia, este informe debería servir como un llamado a las economías emergentes para que actúen colectivamente en la aceleración de la energía renovable para impulsar el crecimiento.

Ben Backwell, CEO de GWEC, señaló: “La transición a la energía limpia es una prioridad clave para la presidencia del G20 de Indonesia este año, y este informe muestra la escala de oportunidades en juego: un mundo transformado que genera empleos para las personas, valor para las economías y cero emisiones, ayudándonos a todos a alcanzar el cero neto”.

“Los compromisos de políticas, la inversión en la expansión de la red y la infraestructura de transmisión, así como la simplificación de los esquemas de permisos para proyectos de energía renovable son las recomendaciones comunes en todos los países estudiados en este informe. Discutir estas recomendaciones de manera proactiva, en coordinación con la industria de la energía eólica y otras partes interesadas relevantes, puede respaldar el despliegue acelerado de la energía eólica y una recuperación verde en las economías emergentes”.

El momento de actuar es ahora, y los gobiernos deben utilizar foros como el G20 para convertir las promesas, los objetivos y las ambiciones en intervenciones decisivas que proporcionen las bases para que las comunidades locales y el sector privado hagan realidad la transición energética”.

Las grandes ventajas de las medidas de recuperación verde en los cinco países examinados en el informe incluyen 2,23 millones de nuevos puestos de trabajo durante el tiempo completo de vida útil (25 años) de los proyectos eólicos y casi 20 GW de instalaciones de energía eólica adicionales, suficiente para alimentar aproximadamente 25 millones de hogares cada año de 2026 en adelante, y ahorrar potencialmente el equivalente a 714 millones de toneladas métricas de CO2e durante la vida útil de los parques eólicos.

● México podría duplicar el ahorro equivalente de sus emisiones proyectadas al reemplazar la generación con combustibles fósiles con un enfoque de recuperación verde para la energía eólica. Esto podría ser transformador, generando cerca de 250 mil nuevos empleos y agregando 3.5 mil millones de dólares en valor bruto a la economía durante la vida útil de los parques eólicos.

● Brasil, por ejemplo, podría crear 575.000 puestos de trabajo adicionales durante la vida útil de los parques eólicos si optara por una recuperación verde en lugar de un enfoque de negocios como de costumbre. El país podría agregar miles de millones de valor bruto a la economía y alimentar a millones de hogares más con energía limpia usando este enfoque, todo mientras ve una reducción de más del 40% en las emisiones de carbono durante ese tiempo.

● La India podría evitar la emisión de 229 millones de toneladas métricas adicionales de CO2e durante la vida útil de un parque eólico (alrededor de 25 años) y al mismo tiempo crear más de un millón de empleos verdes.

● En Sudáfrica, la transición del carbón a energías limpias, que inició con un paquete de financiamiento acordado en la COP26 de 8500 millones de dólares, podría generar 250,000 empleos adicionales y más de 10,000 millones de dólares de valor agregado bruto a la economía durante 25 años si se persigue una ambiciosa recuperación verde. Esto también generaría enormes reducciones en las emisiones de carbono equivalentes y ahorraría más de 50 millones de litros de agua anualmente a partir de 2026.

● Filipinas podría ver más de 1.100 millones de dólares de valor bruto agregado a la economía, con más de 1.650 MW de instalaciones eólicas completadas bajo un enfoque más ambicioso. Esas instalaciones impulsarían un aumento del 70% en los puestos de trabajo y evitarían la emisión de más de 65 millones de toneladas métricas de CO2 equivalente.

El informe completo se puede descargar aquí: www.gwec.net/report-capturing-green-recovery-opportunities-from-wind-power-in-emerging-economies/

Las versiones en español y portugués estarán disponibles en marzo.

Acerca de GWEC

El Consejo Global de Energía Eólica (GWEC por sus siglas en inglés) es una organización que representa a todo el sector de la energía eólica. Los miembros de GWEC representan a más de 1500 empresas, organizaciones e instituciones en más de 80 países, incluidos fabricantes, desarrolladores, proveedores de componentes, institutos de investigación, asociaciones nacionales de energía eólica y renovables, proveedores de electricidad, compañías financieras y de seguros. Más información en: www.gwec.net

A través de una circular (descargar) la cartera de Energía, conducida por Diego Mesa, se oficializó una nueva prórroga del plazo para la firma de contratos y entrega de las garantías de compradores y vendedores asignados en la subasta de energías renovables del año pasado.

De ese modo, fue reemplazada la fecha límite para la rúbrica de estos acuerdos (que se había fijado para el día de hoy) al 18 de marzo próximo.

La decisión es bien recibida por el sector de los comercializadores, ya que algunos de ellos se mostraban reacios a firmar estos compromisos por no estar de acuerdo con los precios.

Desde el Gobierno amenazaron que, de no firmar, se aplicarían sanciones, y es allí que se empezaron a tensar los ánimos. Ahora, esta nueva prórroga, concede más tiempo para llegar a un acuerdo.

La discusión

A priori, los comercializadores se manifiestan en desacuerdo con la obligatoriedad de la contratación de la subasta a través del mecanismo complementario.

Una fuente ligada a los comercializadores regulados recuerda a Energía Estratégica que 2.551,27 MWh/día (el 46,22% de la demanda objetivo) fueron adjudicados en el primer término de la subasta, a un precio promedio de 135,85 pesos por kWh.

Pero en el mecanismo complementario obligatorio se seleccionaron los 2.044,4 MWh/día restantes (37,04% de la demanda objetivo), a un valor medio de 180,72 pesos por kWh.

El valor les parece caro, quizá no en los primeros años, pero si en los subsiguientes ya que estos acuerdos son por 15 años. Además, muchos de ellos comparan esta convocatoria con la del 2019, donde fueron seleccionados 10.186 MWh-día (la mayor parte de ellos en el primer término) a 95 pesos por kWh promedio.

Ante esa situación, el Gobierno de Colombia exhorta a los comercializadores a firmar sus nuevos contratos. De lo contrario, promete sanciones.

Fuentes del mercado regulado señalan que no es conveniente no firmar, ya que la diferencia económica que les significa afrontar este tipo de contratos la gastarían si entran en litigios con el Gobierno.

Sin embargo, las tensiones vienen más bien de los comercializadores del mercado no regulado.

Sandra Fonseca, presidente de la Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía), cuenta a Energía Estratégica que “se está forzando una asignación de energía por encima de los precios del mercado”.

La dirigente dice desconocer el número de comercializadores que no quieren firmar contratos, por tratarse de una decisión individual que no es informada a la Asociación, pero sí ratifica hay “un gran disconformismo” y que algunos de ellos planean ir a la justicia en contra de la esta obligatoriedad de la firma de estos contratos.

Según informó el Ministerio de Minas y Energías, al martes de esta semana ya se habían firmado los 49 contratos que componen la subasta inicial, pero en el mecanismo complementario faltaban por celebrarse 74 de los 276 totales.

Ocho organizaciones se unieron con una meta común en pos de la sostenibilidad y resiliencia de Puerto Rico. De allí, surgió Queremos Sol cuyas primeras Propuestas Energéticas para la transición plantean: fomentar la conservación y la eficiencia de energía, generar energía renovable limpia distribuida con almacenamiento y eliminar la generación a base de combustibles fósiles.

En lo que respecta a generación distribuida y almacenamiento, la coalición multisectorial proyecta sistemas de energía solar con baterías para equipar al 100% de los hogares de la isla con sistemas a partir de los 2.7 kW de modo tal que se pueda proveer un nivel mínimo de resiliencia y autosuficiencia eléctrica.  

La barrera principal que encontraría esta iniciativa es el financiamiento o falta de voluntad política para usar fondos federales que lo vuelvan totalmente viable para todos los ciudadanos. 

“No podemos descansar en la capacidad económica de los usuarios o la filantropía de ONGs, esperamos que el gobierno destine fondos federales para que todos tengamos paneles solares y baterías en nuestros techos”, declaró la Ing. Ingrid Vila Biaggi, colaboradora de la coalición Queremos Sol y presidente cofundadora de CAMBIO.

Durante una transmisión en vivo realizada el día de ayer, la ingeniera Vila Biaggi señaló que el modelaje económico realizado revela que si se utilizan $9.6 mil millones de dólares para el despliegue de aquellos sistemas pequeños de energía solar y baterías en techos, se lograría una tarifa estable de 15 centavos/kWh.  

Por su parte, Cathy Kunkel, gerente del programa de energía de CAMBIO y también colaboradora de la coalición Queremos Sol, argumentó que esta es una mejor alternativa que la actual tarifa que asciende a los 25 centavos/kWh, mientras que la energía solar e incluso las baterías continuarían reduciendo su precio en los próximos años (fotovoltaica <$2/vatio y almacenamiento en baterías -22%).

En lo que respecta a lo técnico, Kunkel cuestionó que aún el sistema eléctrico hoy sea centralizado y todavía genere más del 95% a partir de petróleo, gas y carbón.

Y, usando los propios datos de la AEE pudo concluir que el 75% de la energía renovable distribuida sería viable al 2035 con mejoras modestas en el sistema de distribución. 

Por ello, reforzó la idea de revertir el modelo de extracción y apostar por el recurso local del sol con instalaciones en los sitios de consumo: 

“Equipar el 100% de hogares con energía solar en techos y respaldo en batería puede proporcionar 2700 MW de potencia a la red de Puerto Rico, que se complementa con energía solar en comercios para alcanzar el 75% en 14 años”. 

“Bajo el escenario del 75% la gran mayoría de las plantas de generación actuales de la AEE ya no se utilizarían, incluida la planta de carbón de AES que puede cesar operaciones en los próximos 4 años”. 

A partir de allí, en el cierre de la participación de las referentes de la Coalición Queremos Sol se repasaron los siguientes beneficios de la transformación del modelo: 

Una tarifa estable de 15 centavo por kWh si se utilizan los fondos federales 

Mejora la economía a través de la reducción en compra de combustibles: $430 millones al 2035 vs más de $1250 millones en 2021

Reducción de emisiones de CO2 por 70%

Mejora la resiliencia y reducción en dependencia de las líneas de transmisión al descentralizar el sistema

Oportunidad económica para la manufactura local y para crear la industria para el manejo sostenible de materiales y el reciclaje.

Recomiendan diseñar licitaciones anuales para lograr 46 MW de techos solares en Puerto Rico

Entre Ríos promulgó la Ley N° 10.933 de Energía Eléctrica Sostenible a fines del año pasado y declaró de interés a la generación, almacenamiento y utilización de energías renovables, así como también adhirió a la Ley Nacional N° 27.424 (Generación Distribuida). 

Dicha iniciativa prevé el armado de una mesa provincial de energía, conformada por los entes reguladores, el colegio de ingenieros, la universidad tecnológica y la presencia de una entidad de proveedores, instaladores y desarrolladores. 

“A raíz de ello, el sector privado busca conformar la propia Cámara de Energías Renovables de Entre Ríos que represente sus intereses y ayude al desarrollo de este tipo de tecnologías y fuentes sustentables en la provincia”, explicó José Humberto Martinez Ruhl, socio de LG Energías Renovables e integrante de la futura entidad, en diálogo con Energía Estratégica. 

Justamente, dicha compañía es una de las 19 empresas interesadas en crear esta asociación que tendrá representación de todos los departamentos de Entre Ríos y que agrupará a aquellos comercializadores de equipos de ERenovables. 

Las mismas son las siguientes: Biosolares, Cersolar, Co Energy, Time SA, Meyco SRL, Eco Energy, San Solar, Esteener, Amateis, Reenerger, Automatismo SRL, Sinergía, PCB Tech, Magas SRL, ERASUS, LG Energìas Renovables, Rigelec, Vento Solar y Nepa. 

¿Cuál será el objetivo primario? 

“Aportar el borrador de la reglamentación de la Ley 10.933 en la mesa provincial para que se tome en cuenta, se mejore o se desestime. Y lo que se destacaría es tratar de generar el interés de instituciones bancarias que promuevan alguna línea especial de crédito para este tipo de emprendimientos, además de trabajar con las distribuidoras para que haya algún beneficio que favorezca el desarrollo”, detalló el especialista. 

Además, uno de los artículos de la normativa provincial plantea el objetivo de alcanzar un mínimo de 30% de la energía eléctrica total provincial proveniente de fuentes renovables para 2030, por lo que desde la futura cámara intentarán brindar las herramientas a barajar para que ello sea posible. 

“La formación profesional es otro pilar importante porque cuesta encontrar mano de obra calificada para realizar los trabajos. Y es, o debería ser, generadora de empleo”, agregó Martínez Ruhl. 

Y si bien momentáneamente se enfocarán en el segmento fotovoltaico, no descartan abordar otras tecnologías en el futuro, como por ejemplo la generación de energía a partir de las bioenergías o por biodiésel. 

“Es una instancia que deberíamos tener en cuenta, pero por ahora tratamos de consolidar la parte solar para avanzar con objetivos claros. Y una vez ello funcionando, tratar otros sectores”, reconoció. 

La semana pasada, Opdenergy fue noticia por la puesta en funcionamiento del parque fotovoltaico Sol de Los Andes, de 104 MW.

El parque solar, que cuenta con más de 239.000 módulos fotovoltaicos bifaciales, se ubica en la Región de Atacama y cuenta con una generación estimada de más de 280 gigavatios hora anuales (GWh/año).

De este modo, la empresa suma 171 MW de capacidad renovable en operación en Chile. Pero según Carlos Ortiz, Country Manager de Opdenergy para ese país, su objetivo es materializar la cartera de proyectos en desarrollo de más de 1GW.

En una entrevista para Energía Estratégica, Ortiz brinda precisiones sobre los planes de Opdenergy para Chile y de la nueva Licitación de Suministro (ver) que anunció el Gobierno.

¿Cómo se prepara Opdenergy para este 2022 y qué objetivos se está proponiendo la empresa para Chile?

Este 2022 nos estamos preparando para implementar los proyectos enmarcados en la última licitación de suministro eléctrico para clientes regulados, donde nos adjudicamos un 35% del volumen licitado tras presentar una propuesta combinada de tecnología eólica y solar. En dicha licitación fuimos adjudicatarios de 819GWh/año durante 15 años comenzando en 2026.

Adicionalmente a los proyectos que cubrirán la licitación, durante el ejercicio 2022 continuaremos desarrollando el resto de los proyectos de nuestro pipeline. En total, a fecha de hoy, contamos con más de 1GW de proyectos en desarrollo en Chile.

¿Qué significa para la empresa la puesta en marcha de Sol de Los Andes?

Es uno de los hitos más importantes para el posicionamiento de Opdenergy en Chile, ya que la compañía consolida su posición como una de las principales IPP (productor independiente de energía) renovables en Chile, con 171MW en operación, una cartera de proyectos en desarrollo de más de 1GW y cerca de 1TWh/año de energía contratada a largo plazo.

El Parque Sol de los Andes, ubicado en la Región de Atacama, producirá la energía equivalente a la necesaria para abastecer a más de 35 mil hogares evitando además la emisión de 108.000 toneladas anuales de CO2 a la atmósfera. Adicionalmente, con este proyecto Opdenergy aporta a la matriz verde del país y a la reactivación económica de toda la región.

Se anunció una nueva Licitación de Suministro para este año, ¿están pensando en participar?

En Chile, Opdenergy ha sido adjudicataria en diversas licitaciones de energía en el país. Entre ellas la de 2016, cuya energía se abastece con el nuevo parque fotovoltaico Sol de Los Andes y el parque eólico La Estrella; y en 2021, cuando se adjudicó 819 GWh/año durante 15 años, acumulando así 1 TWh de energía total contratada.

En ese sentido, siempre estamos evaluando la participación en nuevas licitaciones de suministro eléctrico.

¿Cree que las ofertas que se presenten para estas nuevas licitaciones serán tan o más competitivas de lo que se ha estado viendo en ese país? 

Es esperable que la tendencia continúe en esa misma línea, lo que es una señal de confianza y compromiso del mercado chileno y su potencial renovable.

¿Cree que los proyectos solares con baterías (de litio) serán una tendencia para estas nuevas licitaciones?

Esta es una tecnología nueva y en Chile hay algunas empresas que han apostado por su implementación. Sin embargo, es un proceso en desarrollo.

A priori, nos parece que todos los proyectos que aporten a la generación de energías limpias deben ser debidamente analizados, dado que se necesita de soluciones eficientes e innovadoras que permitan suplir energía de respaldo en horarios donde no hay generación, otorgando también soporte a los servicios complementarios del sistema eléctrico.

En Sudamérica Opdenergy opera sólo en Chile, ¿evalúan otros mercados de la región?

Buscar oportunidades de mercado es una labor constante para Opdenergy, considerando su presencia internacional.

Hoy, principalmente estamos centrados en continuar desarrollando nuestra cartera de proyectos renovables y celebrar nuevos contratos de suministro de energía para abastecer proyectos futuros en Chile.

Cabe destacar que Opdenergy es un productor independiente de energía renovable en Europa y América con más de 15 años de experiencia, regiones donde ha desarrollado, construido, financiado, gestionado y operado proyectos de energías renovables de alta calidad.

Hoy, su cartera diversificada de activos incluye 42 proyectos de generación de energía solar y eólica en cinco países que acumulan una capacidad total de 2.048 MW en las fases de pre-construcción, construcción y operación.

Las energías renovables tuvieron una disminución interanual del 4,28% en Guatemala durante 2021, de acuerdo con registros del último Informe del Sector Energético, elaborado por el Ministerio de Energía y Minas. 

Se trata de una baja que despierta interrogantes sobre a qué tecnologías dará a lugar Guatemala, visto que en 2020 llegaron a un máximo de 75,28% de participación en la generación eléctrica y en 2021 bajaron al 71%, siendo que el 50% correspondió a hidroeléctricas 5,960 GWh y lo restante a renovables no convencionales como biomasa (1,718 GWh), eólica (324 GWh), solar (230 GWh) y biogás (27 GWh). 

Ante el aumento de la demanda y la reducción de las renovables, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) ha trabajado los Términos de Referencia para dos licitaciones de distribuidoras. 

Los primeros Términos de Referencia presentados a finales del año pasado constan en la Resolución CNEE-267-2021 (ver detalle). Allí se propone la contratación tanto de Centrales clasificadas como Nuevas o En operación y se agrega la consideración de que “la Potencia Garantizada a adjudicar deberá ser como mínimo el 50 % (…) a través de plantas de Generación Nuevas cuyo tipo de tecnología de generación sea con Recursos Renovables, pudiendo llegar a contratarse hasta el 100 % del requerimiento total de potencia, siempre que se minimice el costo total de compra de potencia y energía.

Aquello podría revertir la situación de disminución de las energías renovables en la matriz de generación eléctrica y garantizar su continuidad a largo plazo. 

Ahora bien, será el turno de la Distribuidora de Electricidad de Occidente, la Distribuidora de Electricidad de Oriente y la Empresa Eléctrica de Guatemala, de llegar o no a esas definiciones. 

“El paso siguiente a la emisión de la Resolución CNEE-267-2021, que son Términos de Referencia, es que las distribuidoras propongan a la CNEE las Bases de Licitación para aprobación del Regulador”, afirmó Fernando Prera, encargado de la unidad de Comunicación y Relaciones Públicas de la CNEE, a Energía Estratégica.

Lo mismo se espera de una nueva licitación propuesta este año a través de la Resolución CNEE-28-2022 que presenta los Términos de Referencia de una Licitación Abierta de Corto Plazo, específicamente por un año: iniciando el 1 mayo 2022 y terminando el 30 de abril 2023 (año estacional). 

“Su objetivo es cubrir potenciales déficit que podrían presentarse en el sistema”, aclaró Carina Velásquez, coordinadora de Comunicación y RRPP de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

Aún no se sabe si también en esta convocatoria se podrá priorizar la adjudicación a centrales generadoras a partir de tecnologías renovables; por lo pronto, los Términos de Referencia de la CNEE no lo indican. Restará aguardar por leer las Bases de Licitación que presenten las distribuidoras en el correr del año. 

Ambas partes, están deseosas de ofrecer soluciones para contrarrestar las emisiones globales de carbono, se comprometen a cooperar estrechamente en materia de energía limpia. Esto incluirá energía solar fotovoltaica, almacenamiento de energía, gestión de energía, soluciones de ahorro de energía con bajas emisiones de carbono y la mejora de una asociación estratégica mutuamente beneficiosa y sostenible.

‘Gracias por la confianza y el apoyo de C&D Clean Energy’. Dijo Lucy Lu, subgerente general y directora de marketing de Solis, “Solis implementará su misión de ‘Desarrollar tecnología para impulsar al mundo con energía limpia’ y continuará brindando a los clientes un servicio de alta calidad y productos confiables. Creemos que, en el futuro, podemos trabajar juntos para promover el rápido desarrollo de la industria sin emisiones de carbono complementando las fortalezas de cada uno”.

“Bajo el objetivo de doble carbono, se espera que las dos partes aprovechen al máximo sus respectivas fortalezas y características. Ambos estamos comprometidos a explorar continuamente nuevos modos y mecanismos de cooperación e intercambiar aprendizajes al nivel más profundo. Esperamos con interés nuestra cooperación integral en los nuevos mercados de energía nacionales y extranjeros, para promover los desarrollos de alta calidad de los negocios de ambos lados. Juntos disfrutaremos haciendo contribuciones positivas al desarrollo global de nuevas energías”, dijo Michael K. Lee, Gerente General de C&D Clean Energy.

Acerca de las tecnologías Ginlong

Establecido en 2005, Ginlong (Solis) Technologies es uno de los fabricantes más grandes y con más experiencia de inversores solares fotovoltaicos.

Presentado a nivel mundial bajo la marca Solis, el portafolio de la compañía utiliza tecnología innovadora de inversores de cadena para brindar confiabilidad de primera clase que ha sido validada bajo las certificaciones internacionales más estrictas. Armado con una cadena de suministro global, I+D de clase mundial y capacidades de fabricación, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, atendiendo y apoyando a sus clientes con su equipo de expertos locales.

Para más información visita www.solisinverters.com

Acerca de C&D Energía Limpia

C&D Clean Energy, con una red global en EE. UU., Alemania y Turquía, subsidiaria de propiedad absoluta de C&D Inc., que es una empresa estatal fundada en 1980 en China. C&D Group ha sido incluido en la lista de Fortune Global 500 durante cinco años seguidos y ocupó el puesto 148 en 2021.

C&D Clean Energy se compromete a proporcionar suministro de productos de energía limpia de alta calidad, inversión y operación de proyectos de energía solar y cadena de suministro y servicios de operación e integración de cadenas industriales.

El informe se centra en cinco países: Brasil, India, México, Filipinas y Sudáfrica, cada uno de los cuales enfrenta desafíos particulares debido a la COVID-19, pero que tienen un importante recurso de energía eólica sin explotar que podría impulsar un rápido crecimiento económico bajo medidas de recuperación verde.

Los cinco estudios de caso cuantifican una serie de impactos que resultarían de seguir una estrategia de recuperación verde con una clara política pública enfocada hacia la transición de energía limpia para acelerar el despliegue de proyectos eólicos en los próximos cinco años.

Este enfoque no solo apoyaría a los países en su progreso para cumplir con los objetivos energéticos y climáticos, sino que también les permitiría obtener una serie de beneficios socioeconómicos, desde la creación de empleo a largo plazo hasta la conservación de aire y fuentes acuíferas más limpias.

El reporte muestra la importancia de una visión clara y un compromiso político para movilizar la inversión privada en energía eólica, y brinda recomendaciones regulatorias y de políticas personalizadas para cada país.

Mientras los ministros de finanzas y los gobernadores de los bancos centrales del G20 se reúnen en Yakarta esta semana para discutir las finanzas sostenibles bajo la presidencia del G20 de Indonesia, este informe debería servir como un llamado a las economías emergentes para que actúen colectivamente en la aceleración de la energía renovable para impulsar el crecimiento.

Ben Backwell, CEO de GWEC, señaló: “La transición a la energía limpia es una prioridad clave para la presidencia del G20 de Indonesia este año, y este informe muestra la escala de oportunidades en juego: un mundo transformado que genera empleos para las personas, valor para las economías y cero emisiones, ayudándonos a todos a alcanzar el cero neto”.

“Los compromisos de políticas, la inversión en la expansión de la red y la infraestructura de transmisión, así como la simplificación de los esquemas de permisos para proyectos de energía renovable son las recomendaciones comunes en todos los países estudiados en este informe. Discutir estas recomendaciones de manera proactiva, en coordinación con la industria de la energía eólica y otras partes interesadas relevantes, puede respaldar el despliegue acelerado de la energía eólica y una recuperación verde en las economías emergentes”.

“El momento de actuar es ahora, y los gobiernos deben utilizar foros como el G20 para convertir las promesas, los objetivos y las ambiciones en intervenciones decisivas que proporcionen las bases para que las comunidades locales y el sector privado hagan realidad la transición energética”.

Las grandes ventajas de las medidas de recuperación verde en los cinco países examinados en el informe incluyen 2,23 millones de nuevos puestos de trabajo durante el tiempo completo de vida útil (25 años) de los proyectos eólicos y casi 20 GW de instalaciones de energía eólica adicionales, suficiente para alimentar aproximadamente 25 millones de hogares cada año de 2026 en adelante, y ahorrar potencialmente el equivalente a 714 millones de toneladas métricas de CO2e durante la vida útil de los parques eólicos.

● México podría duplicar el ahorro equivalente de sus emisiones proyectadas al reemplazar la generación con combustibles fósiles con un enfoque de recuperación verde para la energía eólica. Esto podría ser transformador, generando cerca de 250 mil nuevos empleos y agregando 3.5 mil millones de dólares en valor bruto a la economía durante la vida útil de los parques eólicos.

● Brasil, por ejemplo, podría crear 575.000 puestos de trabajo adicionales durante la vida útil de los parques eólicos si optara por una recuperación verde en lugar de un enfoque de negocios como de costumbre. El país podría agregar miles de millones de valor bruto a la economía y alimentar a millones de hogares más con energía limpia usando este enfoque, todo mientras ve una reducción de más del 40% en las emisiones de carbono durante ese tiempo.

● La India podría evitar la emisión de 229 millones de toneladas métricas adicionales de CO2e durante la vida útil de un parque eólico (alrededor de 25 años) y al mismo tiempo crear más de un millón de empleos verdes.

● En Sudáfrica, la transición del carbón a energías limpias, que inició con un paquete de financiamiento acordado en la COP26 de 8500 millones de dólares, podría generar 250,000 empleos adicionales y más de 10,000 millones de dólares de valor agregado bruto a la economía durante 25 años si se persigue una ambiciosa recuperación verde. Esto también generaría enormes reducciones en las emisiones de carbono equivalentes y ahorraría más de 50 millones de litros de agua anualmente a partir de 2026.

● Filipinas podría ver más de 1.100 millones de dólares de valor bruto agregado a la economía, con más de 1.650 MW de instalaciones eólicas completadas bajo un enfoque más ambicioso. Esas instalaciones impulsarían un aumento del 70% en los puestos de trabajo y evitarían la emisión de más de 65 millones de toneladas métricas de CO2 equivalente.

El informe completo se puede descargar aquí: www.gwec.net/report-capturing-green-recovery-opportunities-from-wind-power-in-emerging-economies/

ACCIONA Energía abordará su primer proyecto en Perú con la construcción del parque eólico San Juan de Marcona, de 131,1MW de potencia, en el departamento de Ica.

La adquisición y construcción de San Juan de Marcona es el primer paso para la entrada de ACCIONA Energía en el mercado de generación renovable peruano y supondrá una inversión cercana a los US$180 millones (€158 millones).

El parque eólico comenzará los trabajos de construcción en abril de 2022 y estará plenamente operativo a finales de 2023.

La nueva instalación renovable de ACCIONA Energía estará formada por 23 aerogeneradores con una potencia prevista de 5,7MW que anualmente producirán energía equivalente a 608 gigavatios hora (GWh), capaces de suministrar energía a 478.000 hogares peruanos. Desde el punto de vista medioambiental, el parque de San Juan de Marcona evitará la emisión de unas 275.000 toneladas anuales de CO2.

Además, el proyecto formará parte del programa de Gestión del Impacto Social de ACCIONA Energía, que reinvierte una parte de los ingresos anuales de sus instalaciones para mejorar la formación, el bienestar y la gestión medioambiental de las comunidades donde opera.

La conexión del proyecto de San Juan de Marcona al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se realizará mediante la construcción de una línea de transmisión de 220kV de aproximadamente 33 kilómetros, que se conectará a la Subestación Marcona.

“Estamos entusiasmados con este primer proyecto en Perú. Nuestro objetivo es convertirnos en un actor que contribuya decididamente a acelerar la transición energética en Perú, desplazando el uso de combustibles fósiles mediante el desarrollo de proyectos 100% renovables”, declaró José Ignacio Escobar, director general de ACCIONA Energía para Sudamérica.

Con este proyecto, ACCIONA Energía avanza en su proceso de crecimiento en Sudamérica. La compañía está presente en Chile con cerca de 1.000MW operativos y en Brasil, donde recientemente ha adquirido una cartera de proyectos eólicos en desarrollo de hasta 850MW de potencia.