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De acuerdo a un relevamiento elaborado por XM, al cual tuvo acceso Energía Estratégica, en lo respectivo a energías renovables durante todo el año pasado sólo ingresaron en operaciones proyectos solares fotovoltaicos.

Se trata de cinco parques que sumaron al sistema nacional 74,66 MW. Esto significó un incremento de potencia en esta tecnología del 55,2%, teniendo en cuenta que hasta antes del 2021 había operativas seis plantas por 60,56 MW.

En efecto, XM registra que la temporada pasada finalizó con 135,22 MW solares fotovoltaicos en operaciones.

No obstante, esta potencia significa el 0,76% de toda la matriz eléctrica colombiana, que consta de 17.761,67 MW, constituida predominantemente por energía hidráulica (11.944,79 MW) y térmica (5.470,74 MW).

Sin embargo, cabe advertir que en esta lista no se incluyen algunos parques solares de autogeneración como los que opera Ecopetrol para su propio consumo eléctrico: Castilla, de 21 MWp, y San Fernando, de 61 MWp, ambos ubicados en el municipio de Castilla La Nueva, en el departamento del Meta.

Uno por uno, los proyectos en marcha en 2021

El primer parque solar en ingresar en operaciones durante el año pasado fue Trina Vatia BSL2, de la empresa Vatia, ubicado en el Departamento del Meta. La fecha de inicio de funcionamiento fue el 22 de enero, cuando puso en operaciones sus 19,9 MW.

Luego, el 30 de abril, hizo lo propio la granja solar Belmonte, de 5.06 MW, operada por la Empresa de Energía de Pereira. Este proyecto fue emplazado en el Departamento de Risaralda.

El 7 de agosto ingresó el proyecto solar La Paila de Celsia con 9,9 MW. Esta es la quinta planta solar de Celsia conectada en el Sistema, y representan un 35% del total de la generación solar conectada al SIN.

El 25 de septiembre ingresó el proyecto solar La Sierpe de AAGES Colombia con 19,9 MW, lo que incrementa la participación de generación solar en el SIN a 136 MW. Este proyecto está ubicado en el departamento de Sucre.

El 28 de agosto ingresó el proyecto solar TRINA-VATIA BSL3 de Vatia con 19,9 MW, ubicado en el departamento del Meta. Con este nuevo proyecto, el área Meta, representa un 44% de la generación solar existente en el SIN.

La Alianza Energética entre México y  Alemania (AE) se suma a las alianzas estratégicas promovidas por la Asociación Mexicana  de Hidrógeno (AMH2), con el objetivo de fomentar el intercambio de información y mejores  prácticas para el desarrollo y uso de la tecnología del hidrógeno verde en México. 

La AE es un proyecto de cooperación implementado por la Cooperación Alemana para el Desarrollo Sustentable en México (GIZ por sus siglas en alemán) por encargo del Ministerio  Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania. Desde la AE se  promueve el diálogo entre Alemania y México para acompañar el desarrollo de la transición  energética. 

A menos de un año de haberse creado, la AMH2 ha firmado convenios de colaboración con  el Colegio de Ingenieros Civiles de México (CICM); el Instituto Nacional de Electricidad y  Energías Limpias (INEEL); la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE); la  Asociación Nacional de Energía Solar (ANES); el Instituto de Energías Renovables (IER) de  la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM); y con COGENERA. 

Con este acuerdo, la AE trabajará de manera activa con la AMH2 y su membresía en la investigación y comunicación de las tecnologías del hidrógeno verde como un instrumento  clave para la descarbonización de las economías. 

“Con estas alianzas estratégicas estamos fortaleciendo de manera importante a la  Asociación Mexicana de Hidrógeno, y allanando el camino para detonar la industria del  hidrógeno verde en el país”. 

“Con lo anterior, estamos convencidos de que aportaremos mucho a la lucha contra el  cambio climático y la reducción de emisiones de dióxido de carbono”, afirmó Israel Hurtado,  presidente de la AMH2.

“Para la GIZ es un enfoque facilitar el intercambio internacional sobre nuevas tecnologías  como el hidrógeno verde. Tener aliados estratégicos en la industria, así como lo es la AMH2,  es esencial para impulsar el combate al cambio climático.” subrayó Marita Brömmelmeier,  directora residente de la GIZ en México. 

Hoy por hoy, la AMH2 tiene casi 50 empresas asociadas, cuyas actividades se centran en  el desarrollo de actividades dentro de la cadena de valor industrial del hidrógeno, por lo que  su conformación pretende sumar esfuerzos para detonar esta industria en nuestro país. Por  su parte, la AE tiene alianzas estratégicas con varios actores del sector privado, público y  académico que permiten impulsar el diálogo en materia de hidrógeno verde como una de  las alternativas viables para descarbonizar el sector energético.

El Gobierno de la Ciudad de México dio a conocer la segunda fase del proyecto fotovoltaico para la Central de Abasto, “la planta solar más grande del mundo al interior de una ciudad”, la cual finalmente tendrá una capacidad de 18 MW, que se enmarca dentro del programa denominado “Ciudad Solar”.

La convocatoria se publicará el 28 de marzo en el micrositio de concursos de la Comisión Federal de Electricidad, quien dirigirá todo el proceso licitatorio, y los oferentes podrán presentar sus propuestas hasta el 22 de abril. 

Posteriormente, el 2 de mayo, se llevará a cabo la apertura de los sobres con las ofertas económicas; mientras que la adjudicación se realizará una semana después, por lo que la firma del contrato con la empresa ganadora se hará el día 16 de dicho mes y las obras darán inicio al lunes siguiente. 

Está previsto que la instalación de los módulos fotovoltaicos se haga en un plazo máximo de 214 días desde el inicio de obra. Esto quiere decir que debería entrar en operación el 23 de diciembre del corriente año. 

Cabe recordar que recientemente se adjudicó a Fortius Electromecánica S.A. de C.V como compañía para llevar adelante la primera fase por un monto de $25,101,077.06. Etapa referida a los estudios e ingeniería de todo el proyecto y la instalación de dos sistemas fotovoltaicos de generación distribuida de 500 kW. En este caso, el 1° de marzo comenzarán los trabajos y culminará el próximo 30 de junio. 

En total, el proyecto estará conformado por 36,000 módulos solares, distribuidos a lo largo de  en las 24 naves del principal mercado mayorista y minorista de productos de consumo en la Zona Metropolitana del Valle de México. 

Generará 25 GWh al año y evitará 12,404 toneladas de CO2 al año gracias a una inversión MXN 400,000,000 provenientes del Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (FOTEASE).

“CFE operará esta planta. Le pagará una renta de 600,000 pesos anuales a la Central de Abasto, y ayudará a disminuir la tarifa eléctrica del gobierno de la Ciudad de México. Estamos muy orgullosos del proceso, así como también de acuerdo en combatir el cambio climático, en las energías renovables, pero con orden, soberanía y planeación. 

“Además se enmarca en el fortalecimiento de la CFE, de la transición energética, de aumentar la generación renovable y hacerlo en un espacio tan importante como los techos de la Central de Abasto mostrará al mundo la factibilidad de utilizar estos espacios para generar energía eléctrica a partir de sistemas solares”, sostuvo Claudia Sheinbaum, jefa de gobierno de la Ciudad de México (CDMX).

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. dio a conocer la capacidad disponible en las redes de transmisión para proyectos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), a menos de un mes de la fecha límite para la presentación de ofertas. 

A raíz de la Resolución 14/2022 de la Secretaría de Energía, el personal de Sistemas de Potencia de CAMMESA realizó un recálculo para todo el sistema, teniendo en cuenta el estado de carga de generación y demanda de la red, así como la proyección para los próximos años. 

Como consecuencia, el despacho tuvo algunos cambios, principalmente en la zona norte del país, y surgieron nuevos megavatios en la exportación de algunas regiones puntuales, como por ejemplo Centro – Cuyo – Noroeste Argentino. 

En dicho corredor, el límite asignable para el MATER pasó de 43 MW post última convocatoria en 2021 a 250 MW de potencia, según reportó CAMMESA en su más reciente informe. 

Mientras que la zona compuesta por Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires ahora cuenta con 150 MW, pero con la aclaración que no hay nada de disponibilidad en alta tensión para proyectos en la Patagonia. 

Y cabe recordar que en el llamado anterior del mercado entre privados se asignaron cuatro centrales eólicas por 181 MW para dicho corredor, aunque en aquel entonces no se les dio prioridad de despacho a toda la potencia solicitada debido a que no quedaba suficiente capacidad vacante. 

Además, el Litoral y el Noreste Argentino (NEA) no sufrieron modificaciones y cada región mantuvo sus 200 MW disponibles en las redes de transmisión. En estos casos una de las diferencias radica que ambos territorios no poseen problemas de transporte para vincularse, es decir, están prácticamente embebidas en la demanda. Aunque es preciso recordar que desde algunos llamados que no se presentan proyectos para dichos territorios. 

En resumen, si bien en la última licitación del MATER quedaron varios parques renovables sin asignación de prioridad de despacho, esta ampliación de la capacidad de transporte aprovechable podría significar que exista mayor interés en la actual convocatoria. 

El plazo máximo para presentarse es el miércoles 2 de marzo.  Mientras que una semana más tarde se informarán aquellos emprendimientos que requieran realizar un desempate por potencia insuficiente, en caso de ser necesario. 

El 29 de dicho mes se hará el acto de presentación de información requerida para desempate. Y finalmente la adjudicación se llevará a cabo el dos días  más tarde, si es que existen proyectos solicitantes en esta convocatoria. 

El primer Proceso Público de Selección (PPS) de energías renovables de 500 MW bajo la administración del presidente Guillermo Lasso, atrajo a oferentes de latinoamericanos y europeos dispuestos a dar continuidad a sus inversiones en este mercado.

Y es que no se trata de una medida aislada, este mecanismo parte de la actualización al Plan Maestro de Electricidad que prevé 5500 MW renovables totales al 2030 en Ecuador.

Ahora bien, el denominado Primer Bloque de 500 MW de ERNC ganó tanto halagos como cuestionamientos del sector privado. 

“Se ha generado mucha expectativa a nivel internacional por el lanzamiento realizado en diciembre del bloque de 500 MW por parte del Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables”, introdujo a este medio Eduardo Rosero Rhea, presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (AEEREE).

Según confió el referente empresario algunas de las empresas miembro de la AEEREE están participando de forma directa de este PPS y otras se encuentran en proceso de desarrollo de proyectos propios que van a ser postulados dentro de la licitación, ya que contarían con una menor incertidumbre a la hora de asumir riesgos de estudios técnicos que primeramente deberán ser validados. 

“El momento para la inversión en renovables que tiene Ecuador es único y muchas empresas internacionales han situado a nuestro país dentro de la región como un buen sitio para desarrollar proyectos a gran escala”.  

“Como AEEREE hemos dado la bienvenida a varias empresas internacionales que confían en el marco jurídico actual y que pretenden participar en el desarrollo de proyectos tanto para los PPS como para la venta de energía en contratos privados”.

A partir de allí, puso a consideración que existen algunos cambios que podrían impulsarse en el corto plazo sugeridos por empresarios para poder “mejorar” las condiciones de esta convocatoria. 

“Para muchas de las empresas internacionales desarrolladoras de proyectos en energía solar fotovoltaica les parece un cupo demasiado corto los 120 MW, teniendo en cuenta el potencial que ofrece el país”, expresó el presidente de AEEREE.

Es preciso recordar que este primer Bloque de ERNC abarca el financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de proyectos agrupados por subbloques de distintas tecnologías: 150 MW de centrales de hidroeléctricas en rangos de 3 MW a 50 MW, para contratos de concesión de 30 años; eólica de 200 MW, en rangos de 10 a 100 MW por 25 años; solar de 120 MW entre 3 MW a 60 MW por 25 años; y, bioenergías por un total de 30 MW para proyectos entre 1 MW a 15 MW por 20 años.

“Tenemos entendido que algunos participantes, que previamente compraron las bases para el bloque de 500 MW, han planteado algunas mejoras para esta licitación.  Se tiene que aprender de las lecciones de licitaciones pasadas como es el caso de Aromo (200 MW FV) y Villonaco (110 MW eólico), cuyas adjudicaciones datan de diciembre de 2020 y que hasta la fecha no han suscrito el título habilitante”, amplió Eduardo Rosero Rhea.  

¿Cómo ve el mercado del hidrógeno limpio en la región?

Como Latinoamérica, poseemos gran disponibilidad de recursos renovables para generar esa energía requerida para este proceso de electrólisis. En ese sentido, tenemos una situación privilegiada para poder producir hidrógeno verde.

Hoy en día realmente no existe un mercado de hidrógeno verde en la región, sino múltiples iniciativas más o menos incipientes para producirlo y desarrollar distintas aplicaciones en transporte, almacenamiento, industria pesada, regeneración de electricidad, entre otros.

Así, a medida que los costos vayan disminuyendo y se hagan competitivos para las diversas industrias y aplicaciones, el mercado del hidrógeno verde tendrá un desarrollo cada vez más profundo. Esto puede acelerarse aún más en la medida que se establezcan restricciones formales a la emisiones y mercados para su transacción y compensación.

En esa línea, ¿qué rol cree que tendrán los e-fuels en la región en el futuro cercano?

El hidrógeno en sí tiene dificultades para ser transportado como molécula, principalmente por el gasto energético requerido para licuarlo y transportarlo a temperaturas criogénicas. Sin embargo, a partir del hidrógeno, el CO2 y otros elementos presentes en el aire, se pueden obtener carburantes sintéticos, los llamados e-fuels, que pueden ser fácilmente transportables, como el metanol, el amoniaco y otros hidrocarburos.

Dicho lo anterior, los e-fuels permiten ser utilizados como combustible en infraestructura existente, entregando una oportunidad, hoy mismo, como pilar fundamental para la transición energética.

En particular, siendo que en la región podemos acceder a precios muy competitivos en energía eléctrica renovable, el desarrollo de estas aplicaciones contribuye a la independencia del uso de combustibles fósiles importados, su exposición a los efectos geopolíticos y a una menor contaminación de material particulado.

¿Cree que este tipo de combustibles le competirá a la movilidad eléctrica?

La movilidad eléctrica la debemos entender en el más amplio espectro del transporte, incluyendo los automóviles, aviones, trenes, buques y otros medios. En este tipo de consumos, aún hay dificultades tecnológicas en las baterías eléctricas, por los tiempos que toma la carga de la batería, la autonomía, el peso, entre otros.

En este contexto, consideramos que los e-fuels son complementarios al uso de baterías eléctricas, ya que pueden entregar soluciones que estas aún no resuelven.

Lo relevante es que, en su conjunto, soportan la descarbonización, y son la eficiencia y la flexibilidad operativa, las que definen cuál carrier energético es el más apropiado. A modo de ejemplo, el mercado ya habló y para automóviles lo más apropiado es el uso de baterías. Misma cosa en trenes y buses urbanos. En cambio, para el uso en aviones y buques, es mejor e-fuels.

Respecto a la irrupción del amoníaco verde, ¿qué opinión tiene sobre este mercado y qué ventajas puede generar para Chile su producción masiva?

Dentro de los e-fuels, el amoniaco verde es un caso muy interesante, ya que como carrier energético es fácil de transportar y además tiene múltiples usos adicionales, como por ejemplo su uso en explosivos o como fertilizante agrícola.

Además, este mismo amoniaco verde puede mezclarse con combustibles fósiles, concepto llamado co-firing, y aprovechar de mejor manera los activos de generación eléctrica y otros procesos térmicos industriales que hoy existen y operan sobre la base de combustibles fósiles como el gas y el carbón.

Esto se conjuga de excelente manera con los objetivos de la transición energética y también con la reducción de emisiones de material particulado a nivel local.

¿De qué manera se está vinculando Plataforma Energía con estos combustibles derivados del hidrógeno verde?

Estamos ocupados en acelerar el aterrizaje de la producción de hidrógeno verde, sus derivados y el desarrollo de su mercado en Latinoamérica. Hoy en día, hay varios desafíos que deben ser resueltos, principalmente temas de eficiencias que repercuten en costo, al igual que la cadena necesaria para hablar de mercado.

Se dice que recién en 2030 los precios del hidrógeno y sus derivados podrían ser similares a los de producción no renovable, pero nosotros estamos convencidos que se puede adelantar esa fecha.

Dentro de la estructura de costos de estos productos, los elementos más relevantes están en el costo del electrolizador y el costo de energía. En cuanto a los electrolizadores, China hoy en día va muy adelantado, ofreciendo precios muy bajos, por lo que este punto no seguirá siendo un tema.

Ahora bien, sobre el suministro de energía renovable aún existen dificultades, principalmente por el tamaño de los proyectos, que consumen gran cantidad de energía.

Es en este punto donde vemos que como Plataforma Energía podemos contribuir, con nuestra experiencia en contratación de energía, articulando el suministro de energía renovable a los precios más competitivos del mercado.

Como Plataforma Energía estamos comprometidos a iniciar y acelerar el proceso de Enfriamiento Global.

Al acudir por segunda vez, la jefa de Gobierno de la Ciudad de México, Claudia Sheinbaum Pardo, indicó que la actual legislación impide que Comisión Federal de Electricidad apueste por energías limpias, “es falso, y lo digo de manera categórica, que la reforma implique energía sucia, más bien, cierra la puerta a los negocios sucios y abre la puerta a un futuro limpio y a un futuro de desarrollo sustentable para el país”.

En contraste, Nora Esther Cabrera Velasco, directora de Nuestro Futuro, aseguró que la iniciativa del Ejecutivo favorece el aumento de emisión de gases contaminantes. “En caso de aprobarse esta reforma, tal como está redactada, podría significar un aumento de hasta 65 por ciento de las emisiones de CO2 del sector eléctrico en México; cuando analizamos esta reforma, nuestra mayor preocupación es que detiene el proceso de transición energética actual”.

Por su parte, Graciela Domínguez López, de la Universidad de Guadalajara, criticó que la iniciativa no establezca una ruta clara hacia la transición energética, “porque la reforma actual apenas es una propuesta con una redacción confusa y poco precisa, principalmente en la sección de exposición de motivos, en esa sección en particular es una historia o un adoctrinamiento sobre ideas particulares o personales que sobre datos reales”.

En tanto, Paulina Garrido Bonilla, de la Unión de Cooperativas Tosepan, se manifestó a favor de la reforma para eliminar abusos de empresas privadas en comunidades originarias. “Concluimos que es sumamente trascendente que se apruebe una reforma como la propuesta por este Gobierno Federal, que le quita a las compañías privadas el poder que le fue otorgado de forma injusta e ilegítima por los pasados gobiernos neoliberales”.

Legisladoras y legisladores expresaron sus posicionamientos sobre el papel del Estado y la iniciativa privada en la transición energética.

La diputada Melissa Estefanía Vargas Camacho, del PRI dijo “que excluir a la iniciativa privada y a los consumidores de la transición energética va a retroceder a México en este objetivo, ya que la actual reforma propone como principal referente o encargado de la transición al Estado”.

Para el diputado Ignacio Loyola Vera, del PAN, “también se dice que no somos el país más contaminante, aquí hay una cosa que vale la pena analizar, como per cápita en emisiones de CO2 subimos de los últimos lugares a estar en el top ten de contaminación del mundo”.

Finalmente, el diputado Cuauhtémoc Ochoa Fernández, de Morena, destacó: “Porque tenemos fuentes de energías limpias que para mí son sustituibles por las energías renovables, porque no tienen intermitencia y además de algunos costos asociados que hoy no están considerados no solamente en la intermitencia, sino en las afectaciones ambientales que representan estas energías renovables”.

La decisión fue adoptada por los ministros y secretarios de Energía de Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Nicaragua, Panamá y República Dominicana, quienes son países miembros del SICA, reunidos en la ciudad de Panamá y de manera virtual, en el marco de las actividades de la 5ta. Reunión Ministerial de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA).

En el caso de República Domininicana, los ingenieros Antonio Almonte, ministro de Energía y Minas, y Alfonso Rodríguez, viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética, participaron de la actividad de alto nivel celebrada entre jueves y viernes en esta capital.

Según el comunicado final los países se comprometen al diseño de políticas nacionales, programas e instrumentos de políticas regionales que reconozcan las necesidades y capacidades de todos los sectores y, también, a fortalecer la gobernanza del sector eléctrico y promover una mayor participación en el diseño y funcionamiento del sistema eléctrico regional.

A continuación, el comunicado conjunto emitido por los ministros y secretarios de Energía de Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Nicaragua, Panamá y República Dominicana o sus delegados en el marco de la Reunión Ministerial celebrada en forma virtual y presencial en la que expresan:

1. Nuestra felicitación a Panamá, Presidencia Pro Tempore del SICA, del primer semestre de 2022, por la organización de la reunión ministerial de la ECPA, la cual ha permitido contar con un espacio de alto nivel para dialogar sobre la importancia de las acciones para acelerar la transición energética, así como intercambiar experiencias sobre el avance en el cumplimiento a la meta del acceso universal a la energía y el mayor uso de energías limpias y renovables.

2. Nuestro compromiso para continuar avanzando en implementar acciones que permitan alcanzar las metas de la Estrategia Energética Sustentable Centroamericana 2030 y el Objetivo de Desarrollo Sostenible 7 de la Agenda de Desarrollo Sostenible.

3. La importancia de continuar impulsando una transición energética justa e inclusiva, a través del diseño de políticas nacionales, programas e instrumentos de políticas regionales que reconozcan las necesidades y capacidades de todos los sectores; y, también, fortalecer la gobernanza del sector eléctrico y promover una mayor participación en el diseño y funcionamiento del sistema eléctrico regional.

4. La necesidad de adoptar un enfoque integral en el proceso de descarbonización de nuestra matriz eléctrica, reconociendo la importancia de abordarlo como un proceso social, cultural, tecnológico, económico y ambiental. En tal sentido, se buscará el fortalecimiento de la participación y comunicación con otros sectores gubernamentales para un mejor diseño e implementación de las políticas energéticas.

 5. La importancia de promover la descarbonización del sector transporte, para disminuir su dependencia de los combustibles fósiles, respaldando el impulso de políticas para apoyar la transición hacia la movilidad sostenible, particularmente en movilidad eléctrica en todos los modos tales como vehículos ligeros, transporte público y vehículos de 2 y 3 ruedas. Asimismo, promover en la agenda del sector energético, el intercambio de mejores prácticas y opciones de tecnología limpia, y el desarrollo de estrategias de movilidad eléctrica y hojas de ruta a nivel nacional y regional.

 6. El compromiso de continuar fortaleciendo la resiliencia del sector energético ante los desastres y amenazas naturales, tecnológicos y antrópicos mediante la planificación en su infraestructura, especialmente el sistema eléctrico y el desarrollo de una estrategia regional, para garantizar el abastecimiento suficiente del servicio de energía eléctrica.

 7. Nuestro interés en procurar la incorporación del uso del hidrógeno verde en las políticas energéticas regionales, tomando en consideración sus ventajas y desventajas, pero brindándole la importancia como elemento para la descarbonización ante el aumento de la demanda energética global.

8. La importancia de seguir promoviendo la innovación tecnológica, la investigación y el fortalecimiento de capacidades a todos los niveles, con el fin de asegurar la sostenibilidad del sector y consolidar la educación energética regional, rol que será potenciado a través del Centro Regional de Energías Renovables y Eficiencia Energética del SICA (SICREEE).

9. Que el rol estratégico del sector privado en los esfuerzos hacia la descarbonización y su papel para lograr la meta de cero emisiones, a través de los modelos de negocios que promuevan las soluciones energéticas, por medio de la inversión en energía solar, eólica, gas natural, electromovilidad, biocombustibles, almacenaje de la energía, entre otros, según las prioridades de cada país.

Finalmente, reiteramos la importancia de contar con espacios de alto nivel como esta reunión ministerial de la ECPA, donde se puedan emitir recomendaciones y sugerencias para continuar avanzando en las acciones que permitan alcanzar los objetivos de desarrollo sostenible y acelerar la transición energética de nuestra región.

El lunes de esta semana la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución No. 101 002 (VER), la cual “define la fórmula de traslado en el componente de compras de energía G del CU con el fin de incluir las compras que realicen los comercializadores en los mecanismos autorizados como resultado de la aplicación de la Resolución CREG 114 de 2018, para la atención de demanda regulada”.

“Con esta resolución quedan habilitados los mecanismos a través de los cuales un comercializador puede comprar energía para atender la demanda regulada; antes sólo existían los contratos bilaterales, las bolsas de energía y las subastas estatales de renovables no convencionales”, destaca Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, en diálogo con Energía Estratégica.

El directivo asegura que, con esta medida, el Estado colombiano brinda “seguridad de que los precios de Derivex se pueden trasladar a la tarifa”.

Sin embargo, explica que aún falta una segunda resolución, donde se fijen condiciones generales para que comercializadores puedan trasladar los precios de Derivex a la tarifa. Es decir, parámetros (subasta), indicadores, garantías, precios máximos que se puedan trasladar, entre otros aspectos.

Según Tellez, para que pueda avanzar este nuevo proceso, primero debería resolverse un conflicto de intereses que desató la compra de Ecopetrol del 51,4% de la eléctrica ISA (por 3.610 millones de dólares), efectuada el 11 de agosto del año pasado.

¿Cuál es el trasfondo? ISA es dueña del 100% de XM, y, como XM posee el 40% de Derivex, esto genera la necesidad de que Ecopetrol se desprenda de su empresa comercializadora de energía eléctrica (Ecopetrol Energía).

Esto se debe a que, tal como detalla la Resolución 114, ningún mecanismo que se presente ante la CREG podrá tener como accionistas a empresas que posean más de un 5% de participación del mercado de energía mayorista, es decir, comercializadores y/o generadores. La petrolera, a través de su subsidiaria, posee alrededor del 20% del mercado eléctrico.

En efecto, recién cuando Ecopetrol venda su filial comercializadora de energía, la CREG daría autorización al mecanismo de Derivex.

“Lo importante con esta resolución (No. 101 002) que ya expidió la CREG es que hay voluntad de que el mecanismo salga este mismo año”, destaca Tellez y resalta: “Esperamos que antes de que termine el semestre ya tengamos la resolución definitiva”.

La propuesta de reforma eléctrica y el rol que ocuparía la Comisión Federal de Electricidad sigue creando debates y diversos puntos a favor y en contra, teniendo en cuenta que se cancelarían todos los permisos de generación y el propio organismo productivo del Estado sería quién controle el mercado energético de México. 

Desde el sector privado no son ajenos a esta situación y criticaron que la CFE no sería capaz de abastecer toda la demanda de las empresas frente a las metas actuales de consumo de energía limpia y de transición energética. 

“La Comisión Federal de Electricidad no tiene la infraestructura ni los recursos para atender la demanda de energía renovable y así avanzar hacia un futuro de menos emisiones. Necesita tiempo para desarrollarlo, pero justamente tiempo es lo que ya no tenemos”, subrayó Alberto de la Fuente, presidente del Consejo Ejecutivo de Empresas Globales. 

“Sólo para cumplir las metas de consumo para 2024, México requiere instalar 6.3 GW de capacidad adicional, lo que significa 50% más de la potencia instalada al 2020. Y se requerirá invertir más de seis mil millones de dólares”, detalló. 

Frente a dicho panorama, el especialista preguntó si no sería mejor dejar ese riesgo e inversión en manos de actores privados, dado que argumentó que, en los últimos años, la propia CFE no invirtió “lo suficiente” en energía renovable.

“La Comisión sólo tiene alrededor 100 MW instalados bajo ese tipo de fuentes de generación, mientras que las empresas privadas poseen 11,500 MW”, agregó

Además, apuntó que la cancelación de las Subastas Eléctricas de Largo Plazo limitó el potencial de nuevas centrales más baratas y frenó el camino de la transición energética, por lo que consideró que el terreno se podría desarrollar más. ¿Cómo? “Mediante la invitación a trabajar en conjunto entre el ámbito público y privado”, según su mirada. 

Y cabe recordar que las SLP permitieron el ingreso de más de 6.7 GW de potencia solar y eólica, pero desde que se suspendió la Cuarta Subasta, no hubo nuevas novedades al respecto y las autoridades de la Secretaría de Energía tampoco de continuidad, pese a que años atrás se mencionó que se retomarían en 2021. 

Por otro lado, Alberto de la Fuente también criticó a la reforma eléctrica impulsada por la administración actual por la “quita incentivos a la inversión” y la modificación del mecanismo de despacho que se propone, donde se prevé darle lugar a centrales más costosas y contaminantes por sobre las limpias y económicas.  

“Con ello las renovables caerían 32% al año respecto a la energía total generada según estimaciones del Consejo Ejecutivo de Empresas Globales”, concluyó. 

Río Negro continúa avanzando en el desarrollo de la generación distribuida, principalmente desde el lado de las resoluciones provinciales y del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE), reglamentadas en 2017 y 2020.

Actualmente cuenta con más de 400 kW de potencia instalada en 60 usuarios con capacidad de autoabastecerse (UGER), donde la mayoría pertenece al segmento residencial y utiliza sistemas fotovoltaicos (sólo dos son eólicos), bajo las Res. 64/17 y 169/20.

Incluso el 2021 fue de gran crecimiento en cuanto a potencia se refiere, dado que sumó 226,16 kW en 21 UGER, superando lo hecho en el primer año pandémico en materia de capacidad (en aquel entonces se incorporaron 118,285 kW). 

Pero desde el EPRE no se quedarán sólo con ese avance, sino que ya analizan que a futuro se permitan utilizar sistemas híbridos para almacenar y comercializar la energía, resultando un beneficio para el usuario como para la distribuidora. 

“Está en carpeta el estudio de la regulación y reglamentación de ese tipo de tecnologías (renovables + storage) y que los UGER puedan tener baterías para almacenar y distribuir mejor la inyección de energía en la curva de carga horaria que tiene”, adelantó el Ingeniero Agustín Vidal, responsable del área técnica del EPRE, durante una entrevista con Energía Estratégica.

“Hay que estudiarlo muy bien técnicamente, tanto por las protecciones, elementos de inyección a la red y la garantía de los sistemas. Pero al estar reglamentado, el usuario, el instalador y el vendedor de la tecnología sabrán de qué se tratará y cómo se podrá implementar en Río Negro”, reconoció. 

Esta iniciativa llega gracias a que los costos de las baterías bajaron en el último período, sumado a la posible quita de subsidios y sinceramiento de las tarifas finales por el acuerdo gubernamental con el Fondo Monetario Internacional (FMI). Y como consecuencia, podría darse un mayor impulso en el país. 

“La ecuación económica permitirá que el uso del almacenamiento se vuelva competitivo y se transformen los sistemas de autoabastecimiento en esquemas híbridos”, señaló Agustín Vidal. 

Además, es preciso recordar que casi un año atrás, Rio Negro habilitó al primer UGER en media tensión (proyecto inversores bifásicos y paneles fotovoltaicos con una potencia de 72 kWp), considerado como un paso importante en la generación distribuida. 

Por lo que, de ponerse en funcionamiento la reglamentación específica para sistemas híbridos, también podría representar un estímulo a que más usuarios de estas características quieran incorporarse al segmento de GD a través del uso de fuentes renovables con baterías. 

A finales del 2020, Chile lanzó su ‘Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde’ que propone todo un itinerario para lograr su fin último: Exportar este energético a países de Asia y Europa.

Según funcionarios de Gobierno, estos envíos al exterior generarían en las próximas décadas divisas equivalentes a lo que hoy produce el cobre.

Sin embargo, Erwin Plett, Socio Gerente de Low Carbon Chile, observa que, a un año y medio del lanzamiento de esta política, aún resta mucho por hacerse para que los objetivos se logren cumplir.

En una entrevista para Energía Estratégica, Plett, quien además es Director de H2 Chile y Embajador del Hidrógeno Verde, analiza el estado de situación y advierte que, considerando el escenario actual, las metas propuestas son “muy ambiciosas”.

¿Cuáles son las metas esperables que debiera cumplir Chile durante este año para continuar el sendero planteado en su Estrategia de Hidrógeno Verde?

La Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde chilena que se publicó en noviembre 2020 establece metas muy ambiciosas, y el primer hito es llegar al 2025 con 5GW de electrolizadores funcionando o en instalación, y para el 2030 deberían ser ya 25GW.

Al respecto hay que hacer la comparación con el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) la potencia de generación eléctrica a diciembre del 2021 era de unos 30,9GW incluyendo las “renovables no convencionales” que sumaban 14GW, aunque nunca se pueden sumar las potencias de diferentes tecnologías porque los factores de planta no son comparables.

A mi juicio definir metas más detalladas anualmente que las nombradas arriba no hacen sentido práctico, porque estamos comenzando de cero y solo los permisos ambientales para grandes proyectos podrían demorar años.

Las cifras comparativas muestran lo ambicioso de estas metas, y su concreción requiere de mucha voluntad y esfuerzo, sabiendo que hoy no existe todavía un mercado del hidrógeno local y tampoco a nivel mundial.

Este mercado se está recién creando a nivel global, pero su desarrollo va en serio. Una muestra de ello es el hecho que países representando aproximadamente el 90% del PIB mundial ya tienen alguna hoja de ruta o estrategia nacional de hidrógeno. Pero estamos recién comenzando y hoy no hay dónde comprar hidrógeno verde ni dónde venderlo.

Lo fundamental para avanzar en proyectos es encontrar los compradores tempranos y también el esfuerzo legislativo en crear un mercado de combustibles limpios imponiendo ciertas cuotas para los años venideros.

¿Qué expectativas de crecimiento tiene el sector privado para este 2022?

Todas las inversiones en el sector electricidad en Chile son privadas, así que las cifras postuladas en la Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde corresponden a iniciativas privadas.

En este momento comenzamos de casi cero, ya que actualmente hay sólo dos proyectos funcionando con Hidrógeno Verde en Chile.

Uno es en el campamento de la planta geotérmica de Cerro Pabellón, a una altitud de 3650msnm, en que en 2017 se instalaron electrolizadores alimentados con un campo fotovoltaico y celdas de combustible para regenerar la electricidad renovable almacenada.

El otro es el que se inauguró en 2021. Se trata del primer proyecto para la alimentación con Hidrógeno Verde de grúas de horquilla para la logística en la minera Anglo American.

Con ello, cualquier proyecto que se inaugure representará un gran crecimiento porcentual, pero eso no dice nada concreto sobre potencias instaladas.

Estamos todavía en los cientos de kW y tenemos que llegar a GW. Hay por lo menos sesenta iniciativas de proyectos de hidrógeno en Chile, de los cuales una media docena han solicitado sus permisos como “Proyectos Especiales” en la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Sólo unos pocos proyectos han avanzado al siguiente paso formal e ingresado al Sistema de Evaluación Ambiental. Recién en esa etapa se puede saber públicamente el avance y detalles técnicos de cada proyecto. Lo que sabemos ahora son sólo las buenas intenciones publicadas como notas de prensa de las empresas involucradas.

¿Cuáles cree que son los principales desafíos que tiene la industria del hidrógeno verde para desarrollarse?

Hay desafíos técnicos, financieros, regulatorios y de mercado como los tiene toda industria naciente. En este caso no contamos con la legislación y reglamentación específica necesaria.

Como una solución transitoria se ha creado la posibilidad de pedir permisos como “Proyectos Especiales” en la SEC. También ha ingresado al parlamento un Proyecto de Ley para posibilitar la inyección de Hidrógeno Verde en las redes de gas natural, lo que generará una gran demanda para promover una oferta. Tenemos varios años por delante hasta tener una reglamentación unificada y habilitante para esta industria.

Tenemos que crear una demanda para este todavía caro combustible limpio encontrando los compradores (offtakers) interesados en ser los primeros en este mercado. No se consigue fácilmente financiamiento si no se puede demostrar que le producto tiene compradores.

Las tecnologías de generación y aplicación están bien avanzadas y son de larga data. Nuevas aplicaciones acelerarán el desarrollo tecnológico porque tendremos diferentes usos para este combustible limpio como el hidrógeno, que hasta ahora sólo ha sido un químico industrial y se ha generado para autoconsumo.

Generar Hidrógeno Verde con electrolizadores significa avanzar en la masificación de su fabricación de hoy a razón de algunos MW/año a varios GW/año para bajar los tiempos de entrega y obtener un claro decrecimiento de costos.

Un desafío muy interesante para la economía local, en el que estamos trabajando fuertemente, es la formación de Capital Humano para esta nueva industria sustentable. Para ello la implementación de proyectos piloto que permitan la capacitación técnica y práctica son indispensables.

¿Las entidades de crédito están dispuestas a financiar este tipo de emprendimientos?

Como no existe un mercado a nivel mundial, la economía del hidrógeno necesita de financiamiento alternativo, no de la banca tradicional, que exige toda clase de seguridades.

Es interesante observar que hay fondos verdes climáticos que están apoyando estas iniciativas porque es una de las pocas opciones que tenemos a nivel mundial para descarbonizar algunos segmentos de nuestras industrias que no son posibles de electrificar.

Todos los gobiernos de países desarrollados están poniendo a disposición cuantiosos fondos estatales para avanzar en tecnología y crear estos nuevos mercados y proveedores. También ha sido muy interesante observar las acciones que han tomado entidades como el Banco Mundial, y en nuestra región, el Banco Interamericano de Desarrollo para participar en la cartera de los proyectos emergentes.

¿Qué opinión le merece a los apoyos financieros que ha lanzado el Estado chileno para proyectos de hidrógeno verde?

Tenemos una muy ambiciosa Estrategia Nacional de Hidrógeno, pero muy modestos fondos para apoyar financieramente proyectos emergentes. Sin embargo, el 2021 se dispusieron fondos para estudios de preinversión de parte de la GIZ, la agencia alemana de cooperación técnica, que ha estado apoyando a Chile desde el 2014 en este rubro.

Por otro lado, la Agencia de Sostenibilidad Energética (brazo del Ministerio de Energía) en el marco de la “Aceleradora de Hidrógeno Verde” seleccionó primero diez iniciativas a las que se les facilitaron instancias de apoyo técnico, económico y regulatorio para el diseño de un proyecto de uso de hidrógeno.

En la segunda etapa de esta Aceleradora se adjudicaron fondos para el cofinanciamiento de proyectos de “Respaldo Energético y Desarrollo de Capacidades” de Minera San Pedro y el Centro Nacional de Pilotaje de Tecnologías para la Minería, y para un proyecto de “Incorporación del Hidrógeno Verde en la Matriz Energética” de Cementos Melón.

El mayor programa ha sido la subvención de USD 50 millones para el costo de inversión en electrolizadores por parte de la CORFO, para iniciativas mayores a 10MW y a implementarse antes del 2025. Fueron seleccionados seis interesantes proyectos para hidrógeno verde, amoníaco verde y combustibles sintéticos verdes:

–           Proyecto Faro del Sur, de Enel Green Power Chile S.A., en la Región de Magallanes proveniente de energía eólica. El hidrógeno verde se le venderá luego al proyecto de HIF Chile.

–           HyPro Aconcagua, de Linde GmbH, que reemplazará parte de la producción de hidrógeno gris (producido con metano) de la refinería de petróleo Aconcagua de ENAP ubicada en Concón, Región de Valparaíso.

–           HyEx – Producción Hidrógeno Verde, de Engie S.A., en la comuna de Tocopilla, Región de Antofagasta. El hidrógeno verde posteriormente se venderá a Enaex para la producción de amoníaco verde y explosivos.

–           Antofagasta Mining Energy Renewable (AMER), de Air Liquide S.A. en la Región de Antofagasta que producirá e-metanol a partir de energía renovable, hidrógeno verde y CO2 capturado desde una fuente fija.

–           Hidrógeno Verde Bahía Quintero, de GNL Quintero S.A. en la Región de Valparaíso con electricidad limpia provista por Acciona Energía.

–           H2V CAP, de la siderúrgica CAP en la Región del Biobío, con el propósito de descarbonizar sus procesos siderúrgicos.

Es importante destacar la relevancia de esta, a mi juicio, muy modesta subvención, ya que estos seis proyectos suman un total de 388MW (similar a toda la potencia instalada actualmente a nivel mundial) y atraen una inversión de USD mil millones. Con esto se concluye que este tipo de ayudas son muy costo-efectivas para el país.

JinkoSolar continúa trayendo nuevas propuestas para el sector energético renovable latinoamericano. En esta oportunidad, presenta los “JinkoSolar DG Awards 2021 Latam&Italy” un concurso que busca destacar instalaciones fotovoltaicas del segmento de generación distribuida.

El 22 de febrero es la fecha límite para postular los proyectos. Los interesados en participar deberán completar aquí un formulario de registro sencillo para dar de alta un usuario dentro de la plataforma y luego ingresar los datos de la instalación que incluye productos Jinko Solar.

Según aclararon desde la empresa a Energía Estratégica se competirá en 5 categorías, se seleccionarán para votación los mejores 3 de cada terna y sólo uno por categoría ganará.

Las categorías en las que se podrán anotar a los proyectos son:

proyecto fotovoltaico comercial

proyecto fotovoltaico industrial

proyecto fotovoltaico residencial

proyecto fotovoltaico rural

proyecto fotovoltaico RSC

¿Quiénes pueden competir?

Son elegibles los proyectos con módulos JinkoSolar a partir de los 3 kW que hayan sido construidos y puestos en marcha durante el año 2021.

¿Cuáles son los criterios de evaluación?

Los detalles están expresados en el apartado » Criterios de evaluación «. Entre ellos, destacamos el cuidado en la presentación de la documentación, la validación de los datos, el cumplimiento de las normas de seguridad del país, así como los beneficios económicos, técnicos y ambientales de la instalación.

¿Quiénes elegirán a los clasificados?

El jurado estará compuesto por 4 profesionales de trayectoria en JinkoSolar: Francisco Vázquez, gerente de Servicio Técnico Latam; Gustavo Silva, gerente de Servicio Técnico Brasil; Beatriz Galeotti, gerente de Marketing Latam e Italia; Antonio Ruta, jefe de Servicio Técnico Latam & Italia. Ellos tendrán a consideración los criterios antes descritos para elegir a los mejores 3 participantes de cada categoría.

¿Quién ganará?

Los seleccionados pasarán a una fase de votación abierta donde se elegirán a los mejores proyectos de cada categoría. El primero de abril del 2022 se anunciarán a los ganadores durante una ceremonia online. Como parte del premio, las mejores 5 instalaciones aparecerán en el boletín del mes de JinkoSolar y recibirán una placa personalizada.

“Superar los 200 gigavatios de energía eólica y solar es un hito importante para los Estados Unidos y muestra que podemos lograr aún más con un fuerte apoyo de políticas públicas para la industria”, destaca Heather Zichal, directora ejecutiva de ACP.

“Aunque EE. UU. ha alcanzado este increíble logro, se necesita hacer más, a un ritmo más rápido, para alcanzar las metas y objetivos climáticos que nuestro país necesita lograr. Instamos al Congreso a que tome medidas para crear un futuro de energía limpia que ayude a crear más empleos estadounidenses bien remunerados y a combatir la crisis climática”.

Durante 2021 hubo una disminución del tres por ciento en las instalaciones de energía limpia en comparación con el año récord de 2020. Más de 11,4 gigavatios de proyectos, que originalmente se esperaba que entraran en funcionamiento en 2021, se retrasaron hasta 2022 o 2023 debido a una variedad de problemas.

Para el sector solar, esto se debió a las políticas comerciales y la falta de certeza regulatoria que afectaron la disponibilidad de paneles solares que ingresaban al país.

El sector eólico enfrentó incertidumbre política, incluido el vencimiento de los créditos fiscales para proyectos eólicos.

El ritmo de las instalaciones estuvo significativamente por debajo de lo que se requiere para lograr un objetivo de cero emisiones netas.

Si bien 27,7 GW es el segundo año más grande registrado para instalaciones combinadas de almacenamiento de energía eólica, solar y energía, es solo el 45% de lo que se requiere para mantenerse en el camino hacia un sector de energía libre de emisiones.

2021 Nuevas adiciones de capacidad

A lo largo de 2021, el sector de las energías renovables instaló 27,7 gigavatios (27 723 MW) de nueva capacidad de almacenamiento de energía eólica, solar y a escala comercial, con 10 520 MW instalados en el cuarto trimestre.

Estos proyectos de energía limpia representan $39 mil millones en inversiones en todo el sector.

Las instalaciones de potencia eólica para 2021 totalizaron 12.747 MW en el año, con 5.409 MW puestos en funcionamiento en el cuarto trimestre.

El sector solar en general instaló 12.364 MW durante el año, incluidos 3.937 MW agregados en el cuarto trimestre.

Las instalaciones de almacenamiento de baterías totalizaron 2.599 MW en 2021, superando a 2020 en más de 1.500 MW. Durante el cuarto trimestre, se pusieron en marcha 1.173 MW de proyectos de almacenamiento de baterías, el primer trimestre en superar 1 gigavatio de nuevas instalaciones.

Potenciando el empleo y el crecimiento económico

Ahora hay más de 1,000 proyectos de energía limpia en desarrollo en todo el país, con un total de 120,171 MW de nueva capacidad en desarrollo.

Esto incluye 37.802 MW en construcción y 82.369 MW en desarrollo avanzado.

A pesar de los vientos en contra de las políticas poco claros, los propietarios de proyectos de EE. UU. encargaron 606 nuevas fases de proyectos en 43 estados durante 2021, incluidos 168 proyectos en el cuarto trimestre.

Los cinco estados principales para nuevas adiciones de instalaciones en 2021 incluyen:

Texas (7.352 MW),
California (2.697 MW),
Oklahoma (1.543 MW),
Florida (1.382 MW) y
Nuevo México (1.374 MW)

Los cinco estados principales para el desarrollo de energía limpia (por porcentaje de proyectos en construcción o desarrollo avanzado) incluyen:

Texas (17 por ciento)
California (11 por ciento)
Nueva York (7 por ciento)
Indiana (5 por ciento)
Virginia (5 por ciento)

Adquisición de energía limpia y tendencias del mercado

2021 fue un año récord para la adquisición de energía limpia, con 28 GW de acuerdos de compra de energía (PPA) firmados en 2021. En perspectiva, 28 GW de energía limpia exceden la demanda de electricidad de todo el gobierno federal de EE. UU.

El crecimiento de la energía limpia se debe a varios factores, incluida la fuerte demanda continua de los consumidores. Los compradores corporativos superaron a las empresas de servicios públicos en la adquisición de energía limpia por primera vez, anunciando acuerdos por un total de más de 14 GW en 2021.

Las empresas de servicios públicos firmaron contratos por más de 10 GW de almacenamiento eólico, solar y de baterías.

Durante el cuarto trimestre, los clientes corporativos firmaron 1.871 MW de contratos de compra de energía. Pfizer fue el principal comprador corporativo durante el trimestre con 310 MW anunciados, seguido de Meta Platforms (Facebook) con 285 MW y PepsiCo anunciando 72,5 MW.

Los servicios públicos representaron el 35 por ciento de la capacidad PPA anunciada durante el trimestre, con 19 servicios públicos firmando contratos que representan una capacidad total de 1994 MW.

Los anuncios de PPA de servicios públicos del cuarto trimestre de 2021 fueron encabezados por Public Service Company of Colorado (350 MW), Entergy Louisiana (250 MW) y Consumers Energy (225 MW).

La energía solar fue la tecnología dominante para los anuncios de PPA de servicios públicos y representó más del 70 por ciento de la nueva capacidad anunciada.

A pesar de la demanda récord, los precios de los acuerdos de compra de energía para proyectos futuros aumentaron casi un 6 por ciento en el trimestre, con restricciones en la cadena de suministro, aumentos en los precios de los productos básicos, créditos fiscales que vencen y barreras comerciales que pesan sobre la economía del proyecto.

Los precios de los PPA solares aumentaron un 5,7 por ciento, mientras que los precios de la energía eólica aumentaron un 6,1 por ciento.

Según los datos del mercado año tras año, el precio promedio general de PPA aumentó en un 15,7 por ciento.

A pesar de algunos de estos aumentos, la energía renovable es una de las formas más asequibles de generar electricidad y reducir la contaminación por carbono.

La tecnología de energía limpia ha mejorado dramáticamente durante la última década con costos de energía solar que se redujeron en un 90 por ciento desde 2009 y los costos de energía eólica se redujeron en un 70 por ciento.

BlackRock realizó la adquisición a través del fondo Global Renewable Power III (GRP III) con asesoría de Milbank – Estados Unidos (Nueva York) y Carey (Santiago de Chile), este último participó en la debida diligencia de los proyectos, negociación y redacción de los documentos de la transacción y contratos EPC, estructuración el financiamiento y la inversión y la coordinación de cierres, entre otras cosas.

Prieto Abogados (Santiago de Chile) asesoró al fondo chileno AD Capital en la venta de Tralka.

Al mismo tiempo, BlackRock concretó una asociación con el desarrollador y operador checo de plantas solares Solek Holdings para construir y adquirir hasta 28 proyectos fotovoltaicos PMGD con una capacidad total de hasta 200 MW.

También firmó un contrato de administración de portafolio con la compañía canadiense de asesoría e inversión en infraestructura Aediles Capital para la administración del portafolio PMGD/PMG de GRP III en Chile que, de acuerdo con Carey, está proyectado totalizar una capacidad de hasta 435 MW a través de una inversión de hasta 200 millones de dólares, convirtiéndose en uno de los mayores de energía distribuida del país.

El portafolio vendido fue adquirido por Tralka en 2018 y financiado con recursos de Banco Security. En 2019, la empresa refinanció deuda con el banco chileno y recibió un préstamo de BTG Pactual Deuda Privada.

Esta también es la primera inversión del fondo de BlackRock en América latina.

Comunicado de prensa ASOFER

A pesar de que vemos un apoyo masivo de la población a la estrategia nacional de descarbonización de la economía, a través de la instalación de paneles solares para autoconsumo en sus hogares y negocios, así como un creciente interés en el uso de carros eléctricos, lo cierto es que la cantidad de ciudadanos que han logrado superar las barreras regulatorias y el poder de mercado de las empresas distribuidoras para autogenerar su energía, es muy mínima.

Al hacer un análisis en las Empresas Distribuidoras, de la cantidad de clientes dentro del programa de medición neta que producen parte de su energía, durante las horas del día, con energía renovable, vemos que apenas representan el 0.27% de todos los clientes que gestionan. En Edeeste, por ejemplo, solo existen 681 clientes, en Edesur, 2,870 y en Edenorte 4,611.

Para la Asociación del Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), con la llegada del actual gobierno y el claro mensaje de apostar al crecimiento de las renovables y la movilidad eléctrica, se sintió un aire esperanzador que impulsaría la masificación de las energías renovables y que beneficiaría a todos los ciudadanos y sectores económicos que optaran por usar energías limpias para su consumo, impulsando el crecimiento de la economía nacional, pero la realidad ha sido que la burocracia, la tardanza en los procesos y falta de cumplimiento del actual reglamento, han impedido que el país se encuentre en el lugar que debería estar en materia de renovables, evidenciado por una reduccion de un 30% en la cantidad de Energía Renovable instalada para autoconsumo en 2021 comparado con 2020.

Preocupa que mientras el mundo se mueve a aumentar el uso de energías más sostenibles, en nuestro país se esté llevando a cabo la propuesta de un nuevo reglamento de Generación Distribuida que detiene el crecimiento y la propia subsistencia de este sector, en materia de autconsumo de energía, afectando el costo de vida de los dominicanos, provocando el cierre de cientos de empresas y sobre todo afectaría el compromiso de la República Dominicana de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero, para el año 2030, en un 27% respecto al año 2010, así como generar el 25% de su energía a través de fuentes renovables para el año 2025, compromisos ratificados por este gobierno ante organismos internacionales.

Ante esta propuesta que atrasaría enormemente al país, ASOFER y todos sus miembros han depositado ante la SIE, una comunicación sobre cómo afectaría este reglamento a los dominicanos y las sugerencias que entienden deben ser tomadas en cuenta para que dicho documento sirva para regular equitativamente y esté en consonancia con la metas del gobierno. Asofer pide un acercamiento con el gobierno dominicano y su gabinete eléctrico y juntos velar por los intereses de todos los dominicanos.

El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) declaró al Parque Fotovoltaico Los Llanos Solar, de la compañía Lader Energy, como “No Admitido a Tramitación” por una serie de inconsistencias en la documentación presentada.

El emprendimiento, capaz de motorizar inversiones por 200 millones de dólares, estipulaba la instalación de 566.580 paneles de 595 Wp, alcanzando una potencia de 337.115 MWp de capacidad.

La planta se ubicaría en una zona rural, entre las comunas de San Fernando y Malloa, Región de O’Higgins, dentro de un terreno privado en arriendo.

En su evacuación de energía, el proyecto identificaba dos opciones. Por un lado, analizaba la construcción y operación de una Línea de Transmisión de 220 kV, de 28,5 km de largo para su posterior inyección al SEN en la subestación existente Tinguiririca ubicada al sur oeste del Proyecto.

Por otro lado, desechar esa primera idea y seccionar la Línea de Transmisión existente Candelaria-Puente Negro de 220kV, que cruza por el terreno donde se emplazaría la construcción y operación de la planta fotovoltaica.

Sin embargo, la SEA dictó una resolución de inadmisibilidad sobre el proyecto.

Justificativos

La Dirección Regional del Servicio de Evaluación Ambiental de la Región de O’Higgins (SEA de la Región de O’Higgins) advirtió una serie de aspectos ambientales que Lader Energy deberá tener en cuenta para poder avanzar con este proyecto.

Entre ellas, que la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del Parque Fotovoltaico Los Llanos Solar “no presenta los antecedentes de conformidad a lo establecido en el Título III Párrafo 3°, del D.S. N°40/2012 RSEIA, sobre Contenidos mínimos comunes de los Estudios y Declaraciones de Impacto Ambiental”, según lo dispone el artículo 15.

Además, señaló que el Capítulo 9 de la DIA (Relación del Proyecto con las Políticas, Planes y Programas de Desarrollo Regional y Comunal) “no se indica información sobre la compatibilidad del proyecto con el uso del territorio, en función del Plan Regulador Comunal de Placilla, donde se emplazará el proyecto, según lo descrito en el numeral 1.3.2. del Capítulo N°1 de la DIA “Descripción de Proyecto””.

Como tercer elemento, la SEA indica que “el proponente no presenta la información técnica que permita determinar y justificar el área de influencia, conforme se establece en el artículo 18 del D.S. N°40/2012 del MMA, para el Componente aire, ya que, según lo presentado en el Anexo 11 de la DIA, “Caracterización de Emisiones Atmosféricas”, no se muestra el área de influencia de las emisiones atmosféricas del proyecto; por consiguiente, no cumple con los contenidos mínimos de una DIA, estipulados en el Párrafo 1º del Título III del Reglamento del SEIA”.

Asimismo, en el numeral N°3.3.4. del Capítulo N° 3 de la DIA “Plan de cumplimiento, legislación ambiental aplicable, permisos y pronunciamientos”, se presenta el listado de los permisos y pronunciamientos ambientales sectoriales aplicables al Proyecto.

“Al respecto, se presentan indicadores de cumplimiento para los artículos 119 y 155 del D.S. N°40/2012 del MMA, cuyos contenidos técnicos y formales no se presentan en la DIA ni en sus Anexos; por consiguiente, no cumple con los contenidos mínimos de una DIA estipulados en el Título III; como asimismo en el Título VII, ambos del Reglamento del SEIA”, advierte la SEA.

“Dado el contexto (el reciente enfoque en la COP26, la subasta de energía renovable en octubre 2021 en Colombia, la inauguración del primer parque eólico a gran escala en La Guajira, entre otros), la energía renovable es, sin duda, uno de los temas más candentes para cualquier inversionista”, observa Laure le Masson, Marketing Manager para Latinoamérica de Control Risks.

En diálogo con Energía Estratégica, la especialista destaca que dentro del país “abundan las oportunidades de energía eólica y solar”, estableciéndose como “un destino destacado y cada vez más seguro para los inversores extranjeros”.

“Sin embargo, no está exento de riesgos”, advierte y explica que es por ello que, Control Risks, consultora especializada global en manejo de riesgos, junto a especialistas de Brigard & Urrutia, reconocida firma de abogados en Colombia, elaboraron un informe titulado “Energizando el Futuro: Descubriendo los mitos y navegando los riesgos para las energías renovables en Colombia” (DESCARGAR).

El reporte “desglosa algunas de las principales realidades, iidentifica mitos y conceptos erróneos más comunes y proponer estrategias prácticas para manejar con éxito los riesgos relacionados con operar e invertir en energías renovables en Colombia”, resume le Masson.

Allí se indica el potencial que tiene el país para desarrollar proyectos de energías limpias, con departamentos que cuentan con alta radiación solar (con niveles 60% más altos que el promedio mundial) y velocidades de viento de 9 m/s, el doble que en otros lugares del mundo, teniendo la energía eólica un potencial de 25 GW de potencia instalada.

Del mismo modo, el relevamiento cita al Servicio Geológico Colombiano (SGC), entidad que calcula que el calor de la tierra a través del agua genera un potencial de recursos geotérmicos de 136.6 Joules, con lo cual se podrían adicionar 1.200 MW de generación de energía al sistema.

“Colombia cuenta además con potencial en biomasa (la cual, de acuerdo con Procolombia, podría suplir el 46% de la demanda nacional de energía) y en energía eólica offshore, y también en esos campos se vienen realizando proyectos piloto con el acompañamiento de cooperantes multilaterales y bilaterales”, destaca el reporte, el cual también hace mención al hidrógeno.

En esa línea, el documento resalta “cinco hechos que los inversionistas deben considerar”. Éstos son: “Existencia de una sólida institucionalidad en el sector energético colombiano”; “Las energías renovables complementan la oferta energética”; “Incentivos adecuados para inversionistas locales e internacionales”; “En el sector pueden participar empresas diversas”; “Las energías renovables no convencionales llegaron para quedarse”.

No obstante, advierte sobre cinco mitos a tener en cuenta: “Los trámites son confusos, largos y difíciles de cumplir”; “La ‘licencia social para operar’ se obtiene con relativa facilidad”; “La consulta previa con comunidades étnicas tiene procedimientos claros y sencillos”; “Los pasos para adquirir tierras y servidumbres son fáciles”; “Con el acuerdo de paz, los riesgos de seguridad se han minimizado”.

Finalmente, el informe elaborado por Control Risks y Brigard & Urrutia propone “Cómo manejar los riesgos”, haciendo mención a desafíos jurídico-regulatorios; operativos; riesgos de entorno; riesgos políticos; y riesgos de seguridad.

En el encuentro encabezado por el mandatario santiagueño estuvieron presentes el presidente de YPF, Pablo González; el CEO de YPF, Martín Mandarano; el gerente de Planificaciones y Políticas de Energía, Ariel Garzón; el asesor del presidente, Osbaldo Barcelona; y el asesor, Javier Farías Brito.

Además, participaron el jefe de Gabinete, Elías Suárez; la ministra de Justicia y Derechos Humanos, Matilde O’Mill y el ministro de Obras Públicas, Argentino Cambrini, así como también funcionarios de diversos organismos provinciales.

Tras la reunión, González detalló que “junto al gobernador estamos revisando proyectos que tiene Santiago del Estero, fundamentalmente en relación a la posibilidad de desarrollo de energía solar, geotérmica y eólica, que son los tres vértices sobre los cuales se pueden trabajar”.

Asimismo, añadió que “la idea es avanzar con la provincia en proyectos renovables con la estructura que tiene YPF y el apoyo del Gobierno Provincial, razón por la cual estamos intercambiando información y viendo la posibilidad de hacer más estudios”.

Finalmente, González puntualizó que el objetivo es avanzar en estos proyectos a través de YPF Luz, compañía de energía que optimiza el uso de los recursos naturales y contribuye al desarrollo energético del país y los mercados en los que participa.

La V Reunión Ministerial de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA), reunió a referentes de 33 delegaciones del continente bajo el lema “Transiciones justas e inclusivas”. 

Allí, estuvo presente el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) con aportes concretos que indicaron la necesidad de acelerar la apuesta por las energías renovables en el sector eléctrico y la reducción de los combustibles fósiles en el sector del transporte. 

Rocío Medina Bolívar, representante del BID en Panamá resaltó que la transición energética plantea varias oportunidades para apoyar a los países en su reactivación económica y las renovables tendrían un rol central. 

“Las inversiones en energías renovables tienen el potencial de generar millones de nuevos empleos de calidad en la región apoyando y ayudando la necesaria reactivación económica postpandemia”, introdujo la especialista ante ministros de toda la región.  

Según precisó, el BID y la OIT (Organización Internacional del Trabajo) estiman que para el 2030 la descarbonización podría crear 15 millones de nuevos empleos netos en América Latina y el Caribe, que serán parte de una economía digital que incluye la creación de cadenas de valor locales. 

Siguiendo con la exposición de las cifras que motivan a apostar por una mayor incorporación de energías renovables, señaló que existen aún cerca de 18 millones de personas en la región que aún no cuentan con acceso a electricidad y que la transición energética no puede dejarlos de lado: 

“Las energías renovables pueden ser parte de la solución para lograr el acceso universal de la energía al 2030 con sistemas solares y microrredes renovables, con una participación sobre todo de las comunidades locales”. 

En tal sentido, durante su disertación puso el acento en que el acceso al financiamiento en condiciones adecuadas seguirá siendo un aspecto clave de la transición energética. 

Citando a la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) afirmó que para garantizar un futuro de climático global seguro, la inversión anual de energías renovables tendría que casi triplicarse de un promedio de 300 mil millones por año en el período 2013 al 2018 hacia 800 mil millones por año hasta el 2050. 

Y amplió: “América Latina como región necesitará invertir alrededor de 1.5 billones de dólares en infraestructura energética para el 2030 incluidos casi 600 mil millones de dólares sólo para el subsector de energía eléctrica”.

De allí que advirtió que todos los esfuerzos financieros posibles de los organismos multilaterales, del sector privado y demás donantes deberán estar alineados con esos objetivos de inversión así como en la necesidad de reducir los riesgos en inversiones de energías renovables en la región.

Y se comprometió: “a partir del 2023, todas nuestras operaciones estarán alineadas con el Acuerdo de París y quiero enfatizar que creemos que esta transición no solo es una necesidad sino una gran oportunidad para potenciar la recuperación económica en la región”. 

Ahora bien, explicó que los fondos no serán exclusivamente para renovables ya que la descarbonización que exigiría el mundo no sólo se refiere al uso de estas alternativas de generación sino también a la reducción del uso de combustibles fósiles en el transporte -sector que mayores emisiones genera en varios países del globo-. 

“La electrificación del transporte plantea también la posibilidad de diseñar políticas públicas para una movilidad más inclusiva con transporte público de calidad y de sostenibilidad”. 

Finalizando, la representante del BID en Panamá exhortó a los líderes de las carteras energéticas en la región a involucrarse con la transición: “para ser compatibles con un camino de cero emisiones netas en la región necesitamos hacer mucho más en términos de compromisos políticos e inversiones”. 

En ese sentido la iniciativa de la red regional mencionada por John Kerry en la apertura de la Reunión Ministerial podría convertirse en una plataforma clave para coordinar esfuerzos de las agencias internacionales, gobiernos y fondos verdes para acelerar el proceso de transición hacia energías limpias. 

Las energías renovables no convencionales (ERNC) cada vez ocupan un rol más importante dentro de la matriz energética chilena. De acuerdo al último reporte mensual de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G), estás fuentes participaron en la generación eléctrica del 2021 un 26,9% más respecto al 2020.

En diciembre pasado, las renovables no convencionales ocuparon el 36,7% (11.400 MW) de toda la matriz eléctrica, 7 puntos por debajo de las fósiles (que representan el 43% -13.349 MW-) y muy por encima de las hidroeléctricas convencionales (20,1% -6.249 MW-).

Ante esta coyuntura, la entidad destaca el lanzamiento de la nueva Licitación de Suministro que dio a conocer la Comisión Nacional de Energía (CNE), que se propone subastar 5.250 GWh (5.000 GWh de componente base y 250 GWh de componente variable) y  recibirá ofertas el 1 de julio próximo y ostentará los primeros adjudicados el 25 de julio.

En una entrevista para Energía Estratégica, Felipe Gallardo, Ingeniero de Estudios de ACERA, analiza la nueva convocatoria poniéndola en relieve dentro de la coyuntura normativa chilena.

¿Qué opinión le merece a las bases definitivas de la Licitación de Suministro?

Se debe considerar que, por Ley, estas licitaciones se deben realizar con una anterioridad de 5 años a la fecha de inicio de suministro. Por lo tanto, la presente licitación tiene un inicio de suministro fijado en 2027, año en donde se comienza a detectar déficit de energía contratada asociada a Clientes sujetos a fijación de tarifas.

En este contexto, estimamos importante que, ante una eventual aprobación de La Ley de Portabilidad Eléctrica, cuya tramitación debería retomarse por las nuevas autoridades de Energía y el Parlamento en los próximos meses, los plazos y mecanismos que se definan para incorporar la figura del Comercializador en el mercado se basen en el principio de respeto hacia los contratos de suministro adjudicados, sin erosionar los compromisos sobre los que se han basado el financiamiento de esos mismos proyectos.

Es relevante que no se genere una disminución significativa en la demanda de los contratos vigentes con motivo de esta modificación legal, de manera de que sean válidas las consideraciones que tuvo presente la Autoridad al momento de realizar el llamado a licitación y los elementos que evaluaron los adjudicatarios al momento de decidir su participación en la licitación pues sobre éstas se basan los fundamentos de la financiación de nuevos proyectos.

¿Observa interés del sector por esta nueva subasta?

Esta licitación corresponde a una nueva señal para la inversión que mantiene los fundamentos y pilares más importantes que han ayudado a fomentar el desarrollo del sector renovable durante la última década.

En ese sentido, esta licitación constituye una herramienta para la gestión de riesgos de la comercialización de los agentes y mantiene la visión de un Estado planificador que incentiva la inversión privada, permitiendo asegurar competitivamente el suministro de clientes no sujetos a regulación de precios, y la vez, permite la expansión del segmento de generación de forma oportuna.

Considerando la alta competitividad que presentan algunas tecnologías ERNC, estimamos que el sector nuevamente tendrá una participación relevante en el proceso, sin embargo, desde la perspectiva regulatoria aún existen aspectos fundamentales por resolver que condicionan directamente en la emisión de  ofertas, como por ejemplo, la definición sobre la reforma del mercado de  potencia suficiencia, cuyo documento en consulta pública  preocupa por sobre todo a la industria solar con motivo de la rebaja de reconocimiento que se pronostica.

Almacenamiento

Un aspecto que es bien ponderado por la industria de las renovables tiene que ver con que esta Licitación de Suministro, a diferencia de las anteriores, el respaldo de las ofertas deberá realizarse con tecnología distinta al carbón, diésel, petcoke o fuel-oil y los oferentes deberán respaldar con capacidad de generación propia en cada uno de los bloques de suministro horario al menos un 40% de la energía ofertada en el correspondiente bloque.

A partir de esta medida, la CNE busca potenciar la participación de los sistemas de almacenamiento de baterías, de manera tal de concederle firmeza a tecnologías variables como la eólica y la solar fotovoltaica.

Ante esto, Energía Estratégica consulta a Gallardo: ¿Qué opina sobre la nueva medida de la CNE para potenciar la utilización de baterías?

Entendemos que el requisito incorporado en las bases de licitación tiene por objeto contribuir a la flexibilidad de un Sistema Eléctrico que se encuentra en plena transformación, pasando de utilizar fuentes de generación convencionales y contaminantes a fuentes renovables sin emisiones.

Desde esa perspectiva, las bases de la licitación consideran mecanismos de gestión para aquellas tecnologías que solo están presentes en determinados bloques horarios, las cuales podrán seguir ofertando en dichos bloques particulares, o bien, podrán complementar su generación a partir de generación adicional propia, mecanismos de gestión de energía como los sistemas de almacenamiento o mediante consorcios con terceros, de manera de poder cumplir con el nuevo requisito exigido en las bases de la licitación.

Asimismo, se contempla la posibilidad que un sistema de almacenamiento stand alone pueda respaldar una oferta de forma individual. Sin embargo, de momento no existen todas las habilitaciones legales y reglamentarias para que una instalación de este tipo pueda participar de las transferencias de energía y potencia en el mercado eléctrico – artículo 149° de la LGSE-, ni para que pueda realizar retiros de energía desde el Sistema destinados a la comercialización con clientes finales, sean regulados o libres – artículo 93° del Reglamento de Coordinación y Operación.

Por este motivo, en caso de que al momento del inicio del suministro se mantenga vigente el marco regulatorio actual, de todas maneras, el propietario del sistema de almacenamiento stand alone se vería obligado a disponer de unidades de generación con calidad de Coordinado, para poder cumplir con las condiciones de suministrador del contrato.

En otras palabras, se habilita la participación del almacenamiento en el proceso de licitación, pero esto no significa que estos sistemas estén habilitados normativamente para participar de las transferencias del mercado eléctrico.

Finalmente, destacamos que las bases de la licitación no permiten respaldar propuestas con medios de generación cuyo combustible primario sea carbón, petcoke, petróleo diésel o fuel oil N°6. Esta medida es coherente con la Política Energética de Chile y con los compromisos medioambientales que ha suscrito el país y desde ACERA celebramos este diseño.

Puerto Rico se abre a inversiones privadas en negocios sostenibles. Allí, los nuevos proyectos de energías renovables y almacenamiento en baterías encontrarían su lugar.

Un ejemplo de esto son las convocatorias de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) que empezó a implementar este año y se prevé que continúen el año próximo y el siguiente.

Y es que en el sector eléctrico la isla busca opciones resilientes tras el impacto de los huracanes de 2017, los terremotos del 2019 y la crisis financiera de la que aún busca salir.

“Puerto Rico ha dado un giro muy fuerte al preguntarse: ¿cuáles son las inversiones inteligentes que necesitamos para hacer que nuestros activos puedan competir a escala mundial? En Invest Puerto Rico, nos complace que exista esa pregunta bajo una visión de que en realidad tenemos que competir no solo por hoy, sino que tenemos que competir a largo plazo”, consideró Rodrick T. Miller, CEO, Invest Puerto Rico.

Durante un webinar de Forbes, el referente empresario destacó que la isla contará con 100 mil millones de dólares en inversiones federales en los próximos 10 años que darán lugar a que más empresas innovadoras puedan ser parte de la recuperación ante desastres, el desarrollo de tecnología verde y tecnología azul, participando de un mercado con proyección a largo plazo.

Al respecto, Madhu Beriwal, fundadora y CEO de IEM agregó que esa cantidad histórica de dinero que está llegando de agencias federales para Puerto Rico le permitirá reconstruir el Estado que busca ser a nivel local e internacional.

“Puerto Rico tiene la oportunidad histórica de convertirse en el líder en resiliencia y cambio climático en el siglo XXI. Porque con todo este dinero que ingresa, ahora existe la oportunidad de reconstruir la infraestructura del futuro”.

Esta oportunidad es bien vista por inversores de todo el mundo. Según explicaron desde Invest Puerto Rico, el interés se mantiene a la alza, visto que las tendencias del mercado indican que Puerto Rico está en crecimiento y que tiene la oportunidad para distintos sectores productivos, entre ellos el farmacéutico o tecnología ICT, además de otros servicios profesionales.

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

La semana próxima se cumple un año de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico 2021-2030, aquel que tiene por objeto lograr proveer a República Dominicana de un sistema confiable, eficiente, transparente y sostenible.

Expertos dominicanos notan que la ejecución de las tareas que propone ese “pacto eléctrico” se habrían dilatado en el tiempo y exigirían del compromiso de distintos actores del mercado para resolverlos con celeridad y eficazmente.   

Entre ellos, compartió su análisis con Energía Estratégica, José Ramon Acosta Pujols, exdirector de Regulación y director de Mercado Eléctrico Minorista de la Superintendencia de Electricidad; actual presidente de la Junta de directores de FLORESTA Incorporada, tesorero de la Junta Directiva de PRONATURA.

“Hay un cronograma para llevar a cabo una serie de tareas vinculadas al Pacto para cada una de las instituciones. Ciertamente no se ha dado a conocer ningún informe que nos hable del progreso de las decisiones adoptadas en el Pacto”, introdujo el referente a este medio. 

Según advirtió, esa falta de claridad destacaría en el área de distribución y generación donde habrían “pendientes” por resolver.  

“No apreciamos que las empresas distribuidoras estén mejorando a la velocidad que se espera en el Pacto. Cuando uno revisa y ve las estadísticas que se publican, las pérdidas no han disminuido significativamente y hay una brecha muy grande entre las pérdidas reconocidas en la tarifa técnica, que rondan en un 12%, a las reales que están en el orden del 42% en promedio”, señaló José Ramon Acosta Pujols. 

De allí, advirtió que a aquellas pérdidas técnicas se le sumarían pérdidas comerciales por la cobranza de una parcialidad de la facturación, ya que las empresas distribuidoras no cobrarían la totalidad de lo que facturan “están en el 94%”, aseguró.   

Y explicó: “En estos momentos el segmento de distribución es una carga muy pesada para República Dominicana. Con el Pacto Eléctrico se supone que inicia un plan para que se recuperen las empresas distribuidoras y deja abierta la posibilidad de que el Estado pueda de nuevo cumplir con la Ley de Capitalización, la Ley General de Electricidad donde las empresas distribuidoras sean operadas por el sector privado bajo modalidades que pueden ser contrataciones o concesiones”.   

“La situación que atravesamos hoy lleva a que el Estado tenga que asumir los gastos de inversión de capital en la expansión de redes, endeudándose para que sus empresas distribuidoras puedan dar el servicio”, acusó.

“El Estado está para crear condiciones para que la industria y el comercio puedan desarrollarse sin muchos obstáculos, no para ser inversores. Mientras más se tardan en pasar el segmento de distribución a empresas privadas que conozcan el negocio, más se va a retardar la solución a los problemas eléctricos de República Dominicana”, señaló.   

Y argumentó: “El sector eléctrico debe ser una fuente de ingreso para el Estado. Todas las empresas -las de generación, distribución, transmisión y comercialización-  son empresas que tienen un mercado prácticamente asegurado si operan con eficiencia, deben recuperar costos y tener utilidades; de modo que dejen de recibir subsidios y aporten recursos al Estado”. 

De allí, Acosta Pujols también señaló falta de claridad en los mecanismos de promoción de energías renovables que desde su perspectiva deberían continuar con generadoras privadas competitivas y sostenibles. 

Entendiendo que hoy de los 5079 MW de capacidad instalada solo 1368.85 MW corresponden a renovables principalmente hidro, además de eólica, solar y a penas un pequeño porcentaje de biomasa; el experto del sector eléctrico llamó considerar principalmente a las bioenergías llamadas a ser desarrolladas en el Pacto Eléctrico para apoyar el despliegue de más energías renovables variables junto al almacenamiento. 

“Es necesario aumentar la participación de la biomasa en el sistema eléctrico nacional para tener energía limpia y renovable disponible 24 horas. Esta tecnología tiene un gran potencial para acompañar un eventual crecimiento de inversiones en eólica y solar en distintas zonas del país”.

“Así también los sistemas de almacenamiento en batería. Que esperamos ver pronto desarrollándose en el país”, concluyó.

La reforma eléctrica propuesta por López Obrador, actualmente tratada en Parlamento Abierto, establece que se cancelarán los instrumentos financieros conocidos como Certificados de Energía Limpia (CEL), entre otras medidas. 

Es por ello que Energía Estratégica se contactó con Alberto Campos, senior energy manager de Edison Energy, para conocer cómo avanza el mercado de los CEL y cómo impacta la iniciativa que pretende modificar la Constitución de México. 

“Este es el último año que tenemos obligaciones definidas (13.9%) ya que no salieron nuevos requerimientos, por ende el mercado se encuentra en stand by. Las empresas siguen pensando en los Certificados como una de las herramientas posibles para comprobar que consumen energía limpia, pero como tal, el gobierno no exige el cumplimiento de los mismos”. 

“Hay CELS suficientes para 2023 con los proyectos que ya existen. El problema vendrá después porque no habrá para abastecer dado que no se construyeron nuevas plantas de energías limpias y la demanda va en crecimiento”, señaló el especialista. 

Justamente los Certificados de Energía Limpia son incentivos económicos para las centrales eléctricas renovables, dado que hay una obligación por parte de los consumidores debido a las metas de transición energética por parte de estos últimos. 

Y en caso de que desaparezca este mecanismo de compensación, las empresas establecidas en México que poseen objetivos de cumplimiento de metas de energías limpias, realmente no podrán comprobar lo que están haciendo y que van en el camino net-zero. 

“Ante esta incertidumbre, uno no sabe si tiene que cumplir o no. Y muchas compañías prefieren esperar, mientras que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) empieza a imponer sanciones. Y como consecuencia, ahí sí se verían incrementos de precios [actualmente ronda entre USD 7 y USD 8]”, explicó Alberto Campos. 

Siguiendo esta misma línea, el entrevistado planteó que existen “grandes zonas grises” del debate en torno a la reforma eléctrica mexicana, tal como lo que podría ocurrir con el segmento de la generación ante la prevista cancelación de todos los permisos de generación eléctrica otorgados y los contratos de compraventa de electricidad. 

Así como también con otras cuestiones que desde el sector energético del país ya manifestaron que no quedó completamente claro en la iniciativa constitucional, como por ejemplo la continuidad de la generación distribuida (ver enlace).  

Frente a ello, el senior energy manager de Edison Energy sostuvo que se debe esperar a la discusión en la Cámara de Diputados (posiblemente post elecciones de junio), si se realizan modificaciones, y en caso de que sí, de qué manera. Y una vez que se tenga eso, se podrá dilucidar lo que pueda pasar. 

En el mismo se proporciona recomendaciones sobre los próximos pasos en términos de formulación de políticas, planificación y desarrollo de proyectos financiables. Se han previsto dos posibles escenarios de despliegue (alto y bajo) que sirven de base para los análisis de apoyo.

Actualmente la costa caribe de Colombia tiene abundantes recursos eólicos, en particular cuenta con un potencial total de aproximadamente 109 GW de energía eólica marina. Al considerar varias limitaciones ambientales, sociales y de otro tipo, el análisis revela que hay áreas de exploración de desarrollo de aproximadamente 50 GW.

Los factores de capacidad neta estimados para sitios de proyectos representativos, que se refiere a la cantidad de electricidad que podrían producir con respecto a su potencial teórico completo, particularmente en el este de La Guajira, se acercan al 70% y se encuentran entre los más altos del mundo.

Esta hoja de ruta fue preparada por The Renewables Consulting Group (RCG), una empresa del Grupo ERM, a través de un contrato con el Banco Mundial, y fue encargada y supervisada por Mark Leybourne (Especialista Senior en energía del Banco Mundial), Claudia Inés Vásquez Suárez (Economista Senior en energía, del Banco Mundial) y Roberto Luis Estévez Magnasco (Especialista en energía del Banco Mundial).

Se han previsto dos posibles escenarios de despliegue para la industria eólica marina de Colombia:

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. En este escenario, es improbable que muchos de los retos del trilema energético descrito anteriormente no sean resueltos por la energía eólica costa afuera y aquí Colombia tendría que recurrir a otras tecnologías para dar una solución.

Crecimiento

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. En este escenario, para 2050 muchos de los retos actuales del trilema energético al que se enfrenta Colombia se resuelven con el despliegue a gran escala de la energía eólica costa afuera.

Una de las limitaciones más desafiantes para el despliegue de energía eólica costa afuera a escala comercial en Colombia, es la disponibilidad limitada de capacidad de transmisión de alto voltaje cerca de las áreas de recursos eólicos más importantes, esto es, cerca de la Guajira y el Magdalena.

En espacios de diálogo con grupos de interés realizados en 2021, la UPME informó que la capacidad existente es muy limitada y no hay ubicaciones en la región de Costa-Caribe, donde se encuentra el recurso eólico, que actualmente puedan aceptar volúmenes de inyección a escala comercial. A mediano plazo, este problema se puede mejorar construyendo una nueva transmisión de alto voltaje, probablemente por tierra, y utilizando los derechos de paso existentes. Para desbloquear los altos niveles de capacidad eólica costa afuera previstos en el escenario de caso alto, se espera que se requieran importantes inversiones dirigidas al sistema de transmisión.

Financiamiento

Los proyectos costa afuera representan importantes inversiones de capital. Para muchos mercados extraterritoriales emergentes, los primeros proyectos extraterritoriales buscarán una combinación de préstamos locales e internacionales. Para el financiamiento de deuda, los bancos locales pueden brindar conocimiento local y administrar los flujos de efectivo en la moneda local. Los bancos internacionales, por otro lado, brindan conocimientos sobre proyectos eólicos costa afuera, de riesgos y otorgan préstamos a tasas favorables. La financiabilidad de los proyectos eólicos costa afuera, es decir, la disposición de los bancos a proporcionar los préstamos necesarios, depende de muchos factores.

Los bancos deben evaluar el historial del desarrollador, la estabilidad política y regulatoria durante la vida útil del proyecto, la asignación y gestión de riesgos, el caso comercial del proyecto, y garantizar que los proyectos estén completamente alineados con los estándares internacionales y las mejores prácticas y cumplan con la normativa nacional.

La complejidad y escala de los proyectos eólicos costa afuera es mayor que la eólica terrestre. Como tal, los bancos favorecerán a los desarrolladores internacionales experimentados para los desarrollos, incluidos los proyectos piloto y de demostración. Sin embargo, con el tiempo, la colaboración entre desarrolladores internacionales y nacionales también puede ayudar a transferir el conocimiento y la experiencia necesarios a los desarrolladores locales, particularmente a aquellos que adquieren experiencia con proyectos eólicos terrestres en Colombia.

Estabilidad

Entre los riesgos considerados cuando se abren nuevos mercados nacionales para la energía eólica costa afuera, está la posibilidad de que el apoyo del gobierno sea inconstante a través de las divisiones políticas. Esto aumenta la posibilidad de que las inversiones para la construcción puedan ser posteriormente invalidadas por un procedimiento regulatorio bajo un nuevo gobierno. Es razonable que los inversores y prestamistas realicen una evaluación en profundidad de la estabilidad y el compromiso del gobierno con la energía eólica costa afuera, y cuanto más duradera y favorable sea la política gubernamental, mejor en todos los aspectos.

Señala el estudio que los actos gubernamentales que afecten la ejecución del presupuesto, la no emisión de licencias o aprobaciones al desarrollador, la nacionalización de la propiedad del desarrollador y otros eventos de carácter político, deben incluirse como un evento de fuerza mayor en el contrato de toma de energía.

Estos riesgos podrían mitigarse mediante la inclusión explícita de actos políticos y cambios normativos en la cláusula de fuerza mayor.

Asignación de riesgos

El principio rector ha sido que el riesgo debe ubicarse donde pueda administrarse mejor. Existen algunos riesgos, como costos operativos más altos, que los inversores deberán asumir, ya que están bien ubicados para administrarlos. Si se asignan riesgos que están fuera del control de los inversionistas, como los riesgos regulatorios, se requerirá una mayor tasa de rendimiento para asumirlos o eventualmente, decidirán no invertir y asignar su capital a otras oportunidades de inversión internacional.

Caso de negocio

El principal factor de la bancabilidad en un proyecto específico siempre será el caso comercial. Es imprescindible un estudio de viabilidad bien documentado que demuestre un flujo de caja suficiente para pagar la deuda y proporcionar dividendos al capital. Entre las muchas incógnitas en un caso de negocios de 25 a 30 años, se destacan algunas, incluido el costo del capital y el riesgo de tipo de cambio.

El costo de capital para proyectos en mercados emergentes puede ser muy alto, particularmente con financiamiento local. Una alternativa es financiar en dólares o en euros a través de instituciones financieras internacionales. Esto podría proporcionar un costo de capital significativamente más bajo, pero al mismo tiempo aumentar la exposición del proyecto al riesgo de tipo de cambio.

De otro lado, recibir el pago por electricidad en pesos colombianos presenta un mayor costo y riesgo para los desarrolladores internacionales que deben cubrir el riesgo cambiario frente a pasivos denominados en otras monedas, etc. Este es un desafío más agudo para un programa en la escala de varios GW.

Colombia ha financiado una variedad de proyectos de infraestructura pública importantes de miles de millones de dólares, como los que han sido parte de los planes 4G y 5G, que son comparables en costo a las plantas eólicas costa afuera, según el tamaño del proyecto.

Colombia ha tenido éxito en la atracción de capital extranjero de importantes instituciones en los EE. UU., el Reino Unido y China para apoyar el financiamiento de dichos proyectos, y se espera que lo mismo sea posible para las plantas eólicas costa afuera en el futuro.

Las estructuras de capital variarán según el desarrollador/consorcio de desarrolladores y según los tipos de contrato y los incentivos ofrecidos. Minimizar el riesgo de contraparte y crear acuerdos de compra vinculantes, duraderos y de largo plazo, reducirá el costo de capital en comparación con estructuras más riesgosas y reducirá el costo de la energía entregada a los consumidores.

La Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) otorgó a ISA la licencia para la viabilidad del proyecto de interconexión ‘Cuestecitas Copey Fundación’, de 500/220 kV.

La obra comprenderá tres tramos de línea, que sumarán más de 270 km, y atravesará los departamentos del Magdalena, Cesar y La Guajira.

Además, comprende la ampliación de las subestaciones existentes, así como la construcción y operación de la Subestación Nueva Cuestecitas 500/220 kV, en jurisdicción de los municipios de Fundación, El Copey y Albania.

Según pudo saber Energía Estratégica, actualmente ISA y terceros intervinientes se encuentran en la etapa de revisión de la licencia otorgada.

Una vez finalice este proceso y sea aceptado por las partes, iniciará la etapa de construcción, la cual será de aproximadamente 16 meses. Es decir que el proyecto estaría operativo durante el primer semestre del 2024.

Una obra fundamental, sobre todo para proyectos renovables

La interconexión Cuestecitas – Copey – Fundación 500/220 kV permitirá robustecer el servicio de la demanda de energía eléctrica en Colombia, en especial para los departamentos de La Guajira, Cesar y Magdalena, el cual está contemplado en el marco del “Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2014 – 2028” de la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME.

En este sentido, y en cumplimiento de sus funciones y competencia, la ANLA comenzará a realizar el control y seguimiento ambiental al proyecto desde su etapa constructiva, donde verificará el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la licencia, lo consignado en los planes de manejo ambiental (PMA) y los informes de cumplimiento ambiental (ICA).

Según destaca ISA, la puesta en marcha de esta línea es un aporte para la transición energética, ya que serán el vehículo que servirá para transportar la energía generada en los parques eólicos y solares que pudieran construirse en los departamentos del norte.

Según informó ANLA, a la fecha ya son 13 los proyectos de energías renovables no convencionales viabilizados ambientalmente por esta entidad.

La Resolución SE 1260/2021 ya hizo efecto en el sector energético argentino: varios proyectos  adjudicados al Programa RenovAr rescindirían su contrato de abastecimiento liberando una gran cantidad de capacidad de transporte. 

Preliminarmente alrededor de 90 emprendimientos en stand by, que representan más de 1500 MW de potencia comprometida, expresaron la voluntad de darse de baja a partir de esta disposición gubernamental, según averiguó Energía Estratégica. 

Y es preciso recordar que los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – deberán abonar la suma de USD 12.500 por cada megavatio de potencia contratada. Mientras que para las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, el monto asciende a USD 17.500 por cada MW.

A partir de la fecha, los titulares de los proyectos tendrán un plazo máximo de noventa días hábiles para exponer la documentación asociada. Mientras que aquellas centrales de generación que presentaron objeciones contarán con algunos días más para que clarifiquen los puntos en cuestión y así confirmar si finalmente se llevará a cabo la rescisión. 

De concretarse la cancelación de tal magnitud de emprendimientos, sería casi la mitad de todos los adjudicados (191) durante las licitaciones públicas que se realizaron bajo la administración de Mauricio Macri. 

Y la cantidad de megavatios que se daría de baja significa prácticamente el total de lo reportó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), cuando le envió una carta a Darío Martínez, secretario de Energía de la Nación, solicitando resolver los contratos pendientes del Programa RenovAr. 

En aquel entonces, el documento señalaba que, al 15 de marzo del 2021, había 46 proyectos con causales de rescisión por un total de 1.340 MW de potencia, sobre un total de 5133 MW contratados en todas las rondas. 

Pero a ello se debe agregar los emprendimientos que poseían demora, ya sea que estén habilitados o no, o que tengan algún grado de avance en la construcción o estén completamente detenidos. 

Por el momento habrá que esperar a que la autoridad de aplicación ordene toda la documentación para ratificar el número concreto de proyectos y potencia y que poco a poco se libere capacidad en las líneas de transmisión. Y esto abriría la puerta para plantear un nuevo plan de desarrollo de las energías renovables en Argentina, como por ejemplo replicar el modelo de PMGD chileno o nuevos llamados licitatorios. 

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 (descargar) 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.

Dos escenarios: ‘bajo’ y ‘alto’

El ejercicio propone dos posibilidades, 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.

El presidente Andrés Manuel López Obrador dijo que durante una reunión ayer John Kerry, el enviado especial del gobierno de Estados Unidos para tratar temas relacionados con el cambio climático, explicó al gobierno de ese país que México está favor de las energías limpias, pero en contra de los negocios sucios de algunas compañías.

“Le aclaramos de que estamos a favor de las energías limpias y en contra de los negocios sucios”, dijo López Obrador en su encuentro con medios del 10 de febrero.

“Consideramos nosotros que se le dio preferencia en la llamada reforma energética a las empresas particulares, sobre todo extranjeras y que es injusto que reciban subsidios del presupuesto público –que es dinero del pueblo– para que ellos obtengan energía eléctrica barata, mientras los consumidores tengan que pagar más por la energía eléctrica, o que se utilice dinero del presupuesto público que es dinero de todos para favorecer a particulares, a corporaciones comerciales, económicas”.

El presidente reiteró que la reforma eléctrica busca proteger a la empresa estatal Comisión Federal de Electricidad (CFE), porque una empresa eléctrica estatal fuerte ayudará a que no aumenten los precios de las tarifas domésticas de la energía eléctrica.

Kerry, por su parte, dijo que pidió a López Obrador que los cambios en la ley eléctrica no violen los lineamientos del de tratado de libre comercio firmado entre ambas naciones y Canadá, conocido aquí como T-MEC.

“Expresamos preocupaciones de que no nos vayamos en contra de T-MEC, que es importante tener reformas que van a ser, y creo que él quiere esto, que las reformas no actúen como un obstáculo para el mercado abierto y competitivo”, dijo Kerry, en una entrevista con la agencia Reuters. “La clave es atraer inversión y participación”.

Kerry también dijo que acordó con el canciller Marcelo Ebrard trabajar en las próximas cuatro o cinco próximas semanas para diseñar un plan para realizar proyectos de energías renovables.

Además, en la reunión entre López Obrador y Kerry funcionarios de México y Estados Unidos acordaron implementar medidas conjuntas para acelerar los esfuerzos de combate al cambio climático, a través de la creación de un grupo de alto nivel.

“Las delegaciones de ambos países reiteraron el compromiso de actuar de manera ágil y ambiciosa en cinco ejes de acción, a fin de combatir los efectos del cambio climático. En ese sentido, acordaron instalar el Grupo de Alto Nivel de Energías Renovables y Cambio Climático que involucrará a las principales agencias relevantes de México y Estados Unidos”, dijo la Presidencia de México, en un comunicado.

El grupo de trabajo abordará cinco ejes principales: el impulso a las energías renovables, en el que destaca el fortalecimiento de las cadenas de suministro de energía solar y eólica; la disminución de emisiones de gas metano; el fortalecimiento de programas regionales de reforestación, el combate a la deforestación y el respaldo a soluciones basadas en la naturaleza; la electrificación de medios de transporte; así como avanzar y alcanzar los compromisos adquiridos mediante las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC, por sus siglas en inglés) de cada país.

“Estamos ante una oportunidad de trabajar de forma conjunta para liderar esta transformación que va a beneficiar a nuestras ciudadanías”, dijo Kerry durante la reunión ayer con funcionarios mexicanos, en la que estuvo acompañado por Ken Salazar, el embajador de Estados Unidos en México.

Donald Castillo Graham, exministro de Energía y Minas (1991) quien también se desempeñó en otras funciones públicas como subsecretario de Electrificación (1989) e interventor de la Corporación Nacional de Electricidad (2020) compartió su testimonio exclusivo con Energía Estratégica. 

“Estoy un poco preocupado indudablemente por cómo se maneja el sector eléctrico ecuatoriano”, introdujo el ingeniero Castillo a este medio. 

Según desarrolló el exfuncionario no se puede pasar por alto que la actual administración de gobierno omitió la producción de un nuevo Plan Maestro de Electrificación que debe realizarse año a año con vistas a la década entrante.  

Y si bien reconoció que al último documento de 2018 se le anexaron nuevos objetivos en 2021, cuestionó que no deja de tener como fundamento estudios previos y desactualizados del año 2017. Es decir que no se verificó el status de situación actual ni se calculó la demanda futura en base a los nuevos comportamientos de los usuarios; lo que podría haber redefinido el horizonte distinto en lo que respecta a obras de expansión en generación, distribución y transmisión eléctrica. 

“El último plan indica que necesitamos más de 12 mil millones de dólares para garantizar aquella expansión”, subrayó. 

Para correr con aquella inversión, valoró como positivo que el Estado, a través de los decretos ejecutivos 238 y 239 de octubre del año pasado, haya convocado al sector privado con el propósito de que participen a través de mecanismos que se denominan Procesos Públicos de Selección (PPS) a cambio de la concesión de 20 o 25 años plazo.  

“Tenemos que tener un mecanismo de control y de regulación muy fuerte a nivel de país pero tiene que haber también competencia, desarrollo, eficiencia y responsabilidad en la entrega de un servicio de calidad y al menor costo posible para la sociedad”.

“Por eso, esperamos que efectivamente los ganadores de la concesión sean los oferentes que ofrezcan los mejores precios de potencia y energía”, deseo el exministro.

Al respecto, opinó como positivo que durante “Open Business Ecuador” se haya transparentado el catálogo de proyectos y su prioridad a través de los años, a la iniciativa privada internacional.  

Ahora bien, advirtió que la apuesta por centrales eléctricas a gas y la alimentación del tren petrolero con crudo por fuera del sistema nacional no sería una decisión muy acertada y que en su lugar habría una gran oportunidad para profundizar inversiones renovables dentro del sistema que aprovechen los recursos naturales gratuitos y tecnologías sin emisión. 

“No tenemos gas natural en suficientes cantidades para sostener una central térmica con esa fuente. Nuestras reservas son escasas. Impulsar una nueva central de 400 MW está dirigida a sufrir la demanda futura del Ecuador e importar”. 

“También, es una barbaridad que el tren petrolero vaya a operar con diesel o crudo a unos costos que superan dos y tres veces el costo que obtendrían del sistema nacional interconectado”, cuestionó. 

Y agregó: “No vamos a negar que Ecuador es un país petrolero y ahora la minería también será un rubro de mucha importancia en la economía. Pero el país no deja de ser líder en  acuicultura por la exportación de camarones y de agricultura por sus bananos, café, cacao y flores. A estos sectores también hay que atender y cuidar en su electrificación porque sino van a tener como problema la trazabilidad de la huella de carbono”.

En tal sentido mencionó como de su agrado los proyectos renovables no convencionales que se fomentarán. Cuyo plan está en marcha con un paquete de 500 MW para pequeñas centrales hidroeléctricas minis centrales y eólicas fotovoltaicas biomasa. Y que luego continuarán con proyectos específicos para acuicultura y agricultura.

“De manera inmediata se podría avanzar con 55.000 hectáreas de fincas camaroneras. Pero hasta este momento hace falta todavía que el Estado brinde la garantía soberana estatal del crédito, eso tiene que hacerlo el ministerio de finanza y economía del Ecuador y ahí está detenido este rato y no arranca”. 

Bolivia es uno de los países que mayores recursos energéticos tiene en Latinoamérica, tanto hidrocarburíferos como renovable. Sin embargo, Sergio Arnez Morales, analista del sector eléctrico, cuenta a Energía Estratégica que las inversiones para grandes proyectos se encuentran estancadas.

“Debido al bajo precio de generación en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), determinado por el precio subvencionado del gas natural utilizado para la generación de electricidad (en torno a los 1,6 dólares por MMBUT), no existen proyectos del sector privado desde hace más de una década y los proyectos estatales solares y eólicos que se realizaron en los últimos años se lograron gracias a que ellos fueron beneficiados con una remuneración adicional a la del MEM, amparada por el Decreto Supremo 2048/14”, precisa.

Explica que actualmente están en construcción proyectos hidroeléctricos estatales que incrementarán la participación renovable a alrededor de 50% al año 2024, “pero no existen otros proyectos asegurados para sostener e incrementar dicha participación en el futuro”.

El Sistema Interconectado Nacional (SIN) boliviano cuenta con una participación de 39% de energías renovables y del 61% no renovables, fundamentalmente gas natural y algo de diésel.

En virtud de este análisis, Arnez Morales señala que actualmente el nicho más atractivo es el de la Generación Distribuida (GD), entendida como la generación por parte de los consumidores conectados a la red eléctrica con el fin de cubrir parte o todo su consumo utilizando a la red como lugar de almacenaje.

El 24 de marzo del año pasado, el Gobierno publicó el Decreto Supremo 4477, que tiene por objeto establecer condiciones generales para normar la actividad.

En una entrevista exclusiva para este medio, el experto analiza el mercado y advierte sobre dos grandes retos que deberán resolverse para que esta actividad pueda expandirse en Bolivia.

¿Cómo se encuentra actualmente la actividad de la Generación Distribuida en Bolivia?

Formalmente recién se dio el primer paso en 2021 con la emisión de la normativa para GD por parte del gobierno, aunque ya hay varias instalaciones pequeñas de consumidores domiciliarios, comerciales e institucionales impulsados por el afán de contribuir al medio ambiente.

Hasta ahora las Distribuidoras vienen implementando los cambios y procedimientos necesarios para la aplicación de la normativa, y se espera que en los siguientes meses algunos consumidores realicen este tipo de proyectos siguiendo todos los pasos formales establecidos.

¿Cree que con la aplicación de ese Decreto Supremo que fomenta la actividad se logrará un salto cuantitativo en las conexiones?

Aunque aún es pronto para saber si la normativa emitida es adecuada para impulsar el aprovechamiento de este recurso, que es tan importante para el medio ambiente en general y para Bolivia en particular por la necesidad de reducir el consumo interno de gas natural (utilizado en generación) y cumplir con nuestros compromisos de exportación, personalmente creo que la normativa tiene dos problemas que impedirán un crecimiento rápido de la GD.

Por un lado, limita la aplicación del Netmetering a usuarios que consumen hasta 500kWh/mes, con lo cual se viabiliza un retorno de inversión en 5 a 8 años para estos consumidores que en general no tienen el capital necesario para una inversión de este tipo (1500 a 2000 usd/kW), y ofrece solo una remuneración bajísima por la energía inyectada a la red a los consumidores mayores que sí podrían realizar la inversión, manteniéndola inviable.

Por otro lado, demanda muchísimos requisitos técnicos y administrativos, lo cual encarece la inversión y la desalienta innecesariamente.

¿Bolivia tiene potencial para el desarrollo de la Generación Distribuida?

Por estar entre la línea de Ecuador y el Tropico de Capricornio, pero además por tener gran parte de su territorio a gran altitud sobre el nivel del mar, Bolivia cuenta con excelente radiación solar en todo su territorio, lo cual hace que la GD fotovoltaica tenga un gran potencial que debe ser aprovechado.

En líneas generales, ¿qué requiere la industria de la Generación Distribuida en Bolivia para su despegue?

En mi opinión, se requiere la aplicación del Netmetering a todos los consumidores y la simplificación del proceso de conexión mediante la eliminación de requisitos técnicos y administrativos innecesarios.

Existe el temor de que esto podría llevar a una explosión de la cantidad de conexiones de GD; sin embargo, en mi opinión, la instalación de GD no es tan atractiva económicamente como para que muchos consumidores se animen a hacerla.

Pero, si hubiera una explosión de conexiones, contamos con el tiempo suficiente como para reconocerla y frenarla rápidamente reemplazando el Netmetering por una remuneración menor para nuevas conexiones.

En lo que respecta a proyectos de autogeneración mediante fuentes renovables off grid, ¿cómo se encuentra ese mercado?

Los sistemas off grid fueron fuertemente apoyados desde hace muchos años por el gobierno central y la cooperación alemana, como paliativo a dificultad de extender las redes.

En los últimos años los gobiernos centrales y departamentales se enfocaron más en la extensión de redes, pero el hecho de que el costo de estos sistemas se redujo muchísimo y ya está en niveles accesibles, todavía tienen un mercado importante en las unidades productivas alejadas de los centros poblados, por ejemplo, haciendas agropecuarias.

Diversas autoridades de la administración actual de México criticaron las Subastas Eléctricas de Largo Plazo (SLP) impulsadas durante el gobierno de Peña Nieto, considerando que había ciertas irregularidades y que se deberían revisar los contratos. 

Y ante la continuidad de los comentarios contra las convocatorias y sus resultados, y tiendo en cuenta que se está llevando a cabo la discusión de la reforma eléctrica en el Parlamento Abierto de la Cámara de Diputados, propusieron que la Comisión Federal de Electricidad se haga cargo de las SLP. y otros programas para fomentar las renovables.

“¿Por qué la CFE no lidera su lanzamiento? Con reglas mejoradas y transparentes, donde no haya cuestiones consideradas como inequitativas”, planteó Adrián Fernández, director ejecutivo de Iniciativa Climática de México (ICM), durante el foro 17 titulado “Energías Limpias y Medio Ambiente».

¿O por qué no se convierte en la empresa campeona mundial de las renovables? Nadie la obliga a estar agarrada del carbón y del combustóleo”, insistió.

Además, el especialista hizo hincapié en que la actual empresa productiva del Estado podría liderar esquemas como el de “Hogares Solares” –  plataforma desarrollada por la ICM – para cambiar el subsidio a la electricidad por la instalación de paneles fotovoltaicos en los techos de millones de mexicanos. 

“También hay que fortalecer la red eléctrica, porque sino estamos atados a que hay limitación en la incorporación de renovables. Así como impulsar sistemas de producción de hidrógeno verde, interconexión submarina y la revisión de los contratos legados y tarifas de transmisión, pero sin satanizar ni a las renovables ni a privados”, agregó. 

Y continuó: “Aún podemos diseñar una política energética que sea transparente, justa, eficiente y limpia, además que optimice los beneficios sociales, económicos, ambientales y climáticos para el país. Tenemos la posibilidad de formular juntos una propuesta que funcione muy bien tanto a los privados como al Estado”. 

Los comentarios por parte de Fernández también llegan luego de que varias compañías detuvieran o retiraran sus inversiones y proyectos en México debido a la coyuntura energética e incertidumbre que atraviesa el país. 

“La reforma eléctrica continuará frenando la transición energética en la que ya está el resto del mundo e impedirá la escala necesaria de energías renovables y convertirá a México en el primer país del G20 que no cumpla con sus compromisos (NDC) ante el Acuerdo de París”, apuntó. 

De este modo, las declaraciones se suman a muchas otras voces de sector – incluyendo asociaciones – que indican que no alcanzará las metas de generación limpia en el futuro. E incluso el propio gobierno, en su plan eléctrico oficial, reconoció que no lo logrará al 2024. 

La Oficina de Gestión de la Energía Fósil y el Carbono (FECM) del Departamento de Energía de los Estados Unidos ha anunciado 28 millones de dólares de financiación federal para proyectos de investigación y desarrollo (I+D) y de diseño de ingeniería inicial (FEED) que harán avanzar el hidrógeno limpio como combustible libre de carbono para el transporte, el uso industrial y la producción de electricidad.

La mayor parte del hidrógeno en Estados Unidos se produce tradicionalmente utilizando gas natural sin captura de carbono, que no es limpio.

Este anuncio de oportunidad de financiación (FOA) aprovechará los enfoques innovadores para producir hidrógeno limpio a menor coste a partir de materiales que incluyen residuos sólidos municipales, residuos de carbón heredados, residuos plásticos y biomasa con captura y almacenamiento de carbono.

Estas tecnologías de hidrógeno de nueva generación desempeñarán un papel importante en la descarbonización de la economía estadounidense y en el avance del objetivo de la Administración Biden-Harris de conseguir cero emisiones de gases de efecto invernadero para 2050.

«La Oficina de Gestión de la Energía Fósil y el Carbono se ha comprometido a hacer más asequibles las fuentes de energía limpia a través de iniciativas clave como el Proyecto de Hidrógeno del Departamento de Energía, que pretende reducir el coste del hidrógeno limpio en un 80% hasta 1 dólar por kilogramo en una década», expresa la Dra. Jennifer Wilcox, Subsecretaria en funciones de FECM.

«Para ayudarnos a alcanzar esos objetivos, la Ley de Infraestructuras Bipartidista ofrece financiación para demostrar soluciones de hidrógeno limpio y probarlas a escala. El aprovechamiento de la experiencia en I+D y FEED del hidrógeno de la FECM, de las inversiones anteriores y de las que se esperan en el marco de esta FOA, establecerá una base sólida para las demostraciones críticas de próxima generación que nos permitirán suministrar más rápidamente energía limpia y de bajo coste a todos los estadounidenses.»

Los proyectos seleccionados en el marco de esta FOA mejorarán el rendimiento, la fiabilidad y la flexibilidad de los métodos de producción, transporte, almacenamiento y uso de hidrógeno limpio.

Los proyectos serán seleccionados bajo cinco áreas de interés:

Reducción de Costos de Hidrógeno Limpio para el Tiro de Hidrógeno
Hidrógeno limpio a partir de materiales de desecho y biomasa de gran volumen
Sensores y controles para la co-gasificación de residuos plásticos en la producción de hidrógeno con captura de carbono
Estudios FEED para sistemas de captura de carbono en instalaciones domésticas de reformado de metano por vapor que producen H2 a partir de gas natural
Estudios FEED para sistemas de captura de carbono en instalaciones domésticas de reformado autotérmico que producen H2 a partir de gas natural

El FECM financia proyectos de investigación, desarrollo, demostración y despliegue para descarbonizar la generación de energía y las fuentes industriales, para eliminar el dióxido de carbono de la atmósfera y para mitigar los impactos ambientales del uso de combustibles fósiles.

Las áreas prioritarias de trabajo tecnológico incluyen la captura de carbono en fuentes puntuales, el hidrógeno con gestión del carbono, la reducción de las emisiones de metano, la producción de minerales críticos y la eliminación del dióxido de carbono.

Brasil continúa su crecimiento renovable superando los 13,5 GW de potencia instalada entre los segmentos de generación distribuida y centralizada durante enero. Y si bien durante el primer mes del año sólo entraron en operación 116 MW, las próximas convocatorias a desarrollarse podrían aumentar la capacidad. 

¿Por qué? Está previsto que la Subasta de Energía Nueva A4/2022 de Brasil se lleve a cabo el 27 de mayo y, al haber 1263 proyectos solares por 51.824 MW de suministro, significaría que podría ampliarse significativamente la capacidad fotovoltaica en los próximos años porque tiene como fecha tope de operación el 1 de enero de 2026.

Incluso, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (ANEEL) hoy abrirá la Consulta Pública Nº 03/2022, donde espera recibir sugerencias de la ciudadanía para la convocatoria anteriormente detallada.  

De concretarse con éxito, aumentaría aún más la potencia solar de gran escala en el país, que ya acumula 4635 MW instalados (leve incremento de 3 MW en enero 2022), según los datos aportados por la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR). 

No obstante a ello, el país también sigue marcando tendencias dentro del mercado latinoamericano en el segmento de generación distribuida: sumó 113 MW el mes pasado para un total 8885 MW en aquel entonces (65,71% de la potencia total proveniente de la fuente fotovoltaica) en 816961 sistemas conectados a la red. 

Y si se tiene en cuenta los días transcurridos del mes corriente, desde la propia asociación aseguran que ya se alcanzó la marca histórica de 9 GW. Además, que reconoce que hay 36,3 GW de potencia total otorgada (operación, en construcción y todavía sin inicio de obra) en materia de utility scale. 

Minas Gerais es el gran Estado que responsable del éxito de esta tecnología en Brasil debido a que posee 1530,4 MW en GD efectiva y otros 12628,2 MW MW en generación centralizada con distintos grados de avance (633,7 MW ya en operación, 1866 MW en construcción y otros 10128,5 sin iniciar obra). 

También se concentran un gran número de instalaciones conectadas a las redes de distribución en Sao Paulo (1153,3 MW) y Rio Grande do Sul (1057,6 MW). Mientras que en lo referido a proyectos de mayor envergadura, se destacan Bahía con 6042, 8 MW (1354,3 MW operativos, 687,5 MW en construcción y 4000,9 MW a espera de comienzo de obra) y Piauí con 3965 MW (1033,8 MW – 215,2 MW – 2716,1 MW). 

El mes que viene, precisamente el 11 de marzo, Gabril Boric asumirá como presidente de Chile. Uno de sus alfiles será el Ingeniero Comercial y máster en Economía de los Recursos Naturales y del Medio Ambiente de la University College en Londres, Claudio Huepe (55), quien lo acompañará como ministro de Energía.

Desde la industria energética consideran que Huepe, quien es coordinador del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la UDP, deberá no sólo preocuparse por aplicar la agenda que el flamante Gobierno trae consigo, sino dar respuestas a las actuales demandas.

“Los desafíos que tiene por delante el nuevo ministro son enormes y, en ese sentido, valoramos que nuevamente las carteras de Energía y Minería se hayan separado, dado la preponderancia de ambos sectores”, observa Luigi Sciaccaluga, Gerente de Desarrollo y Nuevos Negocios de Plataforma Energía.

En diálogo con Energía Estratégica, el especialista observa que, en el corto plazo, Huepe deberá manejar la situación de ‘racionamiento eléctrico’, que por un decreto regirá hasta septiembre, y administrar los cambios normativos que se debaten sobre el mercado del gas.

“En el mediano y largo plazo, avizoramos un escenario donde la descarbonización y transición energética serán sin duda una prioridad, siendo fundamental implementarla en plazos razonables y rigor técnico”, indica Sciaccaluga.

En ese sentido, cabe destacar que la coalición Apruebo Dignidad prometió una descarbonización acelerada, que genere el cierre de las centrales a carbón mucho antes del 2040, objetivo comprometido por la gestión actual de Sebastián Piñera.

Uno de los objetivos que planteó Boric es reemplazar una parte de esa generación a carbón con energías renovables no convencionales, y la autogeneración distribuida.

Por otro lado, Sciaccaluga agrega: “Otros desafíos que tendrá que tomar como propios el nuevo ministro es impulsar el estancado desarrollo del mercado de la transmisión, donde tenemos un cuello de botella enorme, sacar adelante la ley de distribución, corregir el sistema de aplicación de impuestos verdes a la generación eléctrica e impulsar el desarrollo de sistemas de almacenamiento y el aprovechamiento del hidrógeno verde de la manera más eficiente posible”.

A propósito de ello, el programa de Apruebo Dignidad contempla la creación de industrias nacionales tanto en el sector del hidrógeno verde como del litio.

“Le deseamos todo el éxito en estos retos, que esperamos sean atendidos con la debida gradualidad y consensos que Chile requiere”, cierra el Gerente de Desarrollo de Plataforma Energía.

Ya se ha conocido públicamente que hay demoras para conseguir diferentes permisos necesarios para las centrales de generación de energía eléctrica, o incluso la vasta cantidad de rechazos de la Comisión Reguladora de Energía hacia proyectos de utility scale renovable.

Y recientemente desde el sector energético de México le comentaron a Energía Estratégica que surgió una nueva dificultad que, en este caso, también acarrea a las mediana y gran escala, como así también a la generación distribuida y conexiones de centros de carga con demanda mayor a 1 MW. 

“La falla puntual es que la Oficialía de Partes Electrónica de la CRE, portal a través del cual se producen los certificados de inspección, se encuentra con fallas, ya que no los genera tal como debería”. 

“Y si bien el sistema arroja un acuse como comprobante de que la información se subió correctamente, los certificados, al ser documentos digitales con firma electrónica, deben llegar vía correo. Sin embargo, no son recibidos en los correos que se declaran en el portal”, le confió una fuente no oficial cercana al ente regulador a este portal de noticias.  

Es decir que, al dejar sólo este “acuse”, causó el retraso en todas las interconexiones a nivel federal en los segmentos previamente mencionados. ¿Por qué? El documento en cuestión es un requisito para que se firmen contratos de contraprestación con la Comisión Federal de Electricidad, por lo que al no poder crearse los certificados deja a la deriva a la industria de generación. 

“CFE no está atendiendo la problemática. Y la principal implicación es que está dando de baja los trámites ya que argumentan que no se está cumpliendo con lo establecido en las disposiciones administrativas, lo que implica que los generadores no podrán encender las centrales y tendrán que hacer el trámite de interconexión nuevamente”, vaticinó la fuente. 

– ¿Qué respuesta hubo por parte de la Comisión Reguladora de Energía? – Ya están trabajando en corregir la falla, pero momentáneamente no se lanzó ningún comunicado oficial que informe de la problemática a la CFE para que espere a que funcione correctamente. 

Frente a ello, desde el sector relacionado, le manifestaron a Energía Estratégica su preocupación por la falta de certezas y medidas apropiadas para solucionar este obstáculo: “No tenemos la certidumbre de cuando quedará operando correctamente”. 

Y como consecuencia, habrá que esperar a una resolución por parte del órgano regulador para destrabar la situación y que las centrales de generación distribuida y con capacidad mayor a 500 KW, como aquellos centros de carga con demanda mayor a 1 MW puedan conectarse sin inconveniente alguno. 

Global Solar Council (GSC) ya puso la mirada en los objetivos para este año en la región, luego de eligiera las autoridades del directorio para el período 2022-2023, en la que continuarán Rodrigo Sauaia (ABSOLAR – Brasil) y Marcelo Álvarez (CADER – Argentina) como coordinadores del Task Force Latam. 

Mientras que también se sumarán nuevos socios de la región y otros por entrar de Chile, Ecuador, Perú y Uruguay. Además que el GSC seguirá con la presidencia de Jorge Donoso (España) durante este año, la cual cambiará a partir del 2023 con el ingreso de Máté Heisz​, actual director de Desarrollo de Negocios de Solar Power Europe. 

Los ejes en cuestión serán generación y el crecimiento del segmento agrovoltaico, además de la remoción de barreras en Latinoamérica para que los países puedan alcanzar la meta de carbono neutralidad en el futuro. 

Para ello, la idea será producir una serie de webinars y papers (producción de documentación) en idiomas de la región, es decir, español y portugués, debido a que hasta el momento todo ha sido en inglés. 

Y el primer evento dedicará especial atención a los sistemas agro-pv y dará inicio  este jueves 10 de febrero de 15 a 17 hs (GMT/UTC). Allí se aprenderá sobre diferentes sitios de prueba de todo el mundo y sus resultados. 

Además se presentará una guía nacional de agrovoltaica, se conocerán un sitio que combina agricultura, generación de energía, educación comunitaria, arte y más. Así como también se escuchará cómo aborda el tema el Grupo de trabajo de la Coalición para la Acción de IRENA sobre «Energías renovables para la agricultura» y se presentará una perspectiva de la industria. 

El registro está abierto, es gratuito y usted podrá acceder al mismo haciendo clic en el siguiente enlace: https://www.ises.org/webinars/845

El seminario contará con la participación de grandes expertos en la materia detallados a continuación: 

Byron Kominek, consultor agrovoltaico, exdiplomático de los EE. UU, experto en gestión de recursos naturales y director de «Jacks Solar Garden». 
Subrahmanyam Pulipaka, director ejecutivo más joven de Federación Nacional de Energía Solar de la India (NSEFI por sus siglas en inglés) y jefe del Grupo de Trabajo de Energías Renovables en Agricultura de IRENA. 
Dave Renné, quien se desempeñó como presidente de la Sociedad Internacional de Energía Solar de 2010 a 2019 y actualmente ocupa el cargo de ex presidente inmediato de ISES en el Comité Ejecutivo de ISES. 
Petra Högy, profesora Asociada en el Instituto de Paisaje y Ecología Vegetal de la Universidad de Hohenheim, Alemania. 
Moritz Gajewski, quien forma parte del equipo Agro-PV en Fraunhofer ISE y estudia Ciencias de la Energía y Gestión Ambiental en la Universidad de Ciencias Aplicadas de Flensburg, Alemania. 
Jordan Macknick, analista principal de energía, agua y tierra de NREL y es el investigador principal del proyecto InSPIRE, que indaga la agro-fotovoltaica en 25 sitios de campo en los Estados Unidos.
Maximiliano Tegtmeyer, gerente de producción de Agro-PV en Baywa r.e., desarrollador líder mundial de energía renovable, proveedor de servicios, mayorista y proveedor de soluciones energéticas. 

De este modo, el grupo de trabajo para Latinoamérica -Task Force Latam- sigue trabajando activamente para delinear Agendas para la descarbonización de las economías en la región, promoviendo promoviendo el crecimiento del mercado después de los diálogos generados en la COP 26. 

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) dio a conocer una lista de bienes y servicios (ver) susceptibles de ser alcanzados por los incentivos tributarios de deducción de renta, exclusión del IVA, exención de derechos arancelarios y depreciación acelerada para proyectos de producción, acondicionamiento, almacenamiento, distribución y reelectrificación de hidrógeno verde y azul.

La nómina de elementos, que incluye tecnologías de producción, compresión, almacenamiento y transporte y reelectrificación de hidrógeno, fue elaborada por la división chilena de la agencia de investigación del gobierno australiano (CSIRO).

No obstante, la UPME informó que la lista es pasible de ser modificada, por lo tanto llama a cualquier interesado a realizar observaciones remitiéndose mediante un formulario (descargar) que deberá ser enviado al buzón correspondencia@upme.gov.co . Habrá tiempo hasta el domingo 13 de este mes para formular comentarios.

Cabe destacar que los beneficios tributarios comprendidos son aquellos estipulados en la Ley de Energías Renovables (N°1715), que mediante la reglamentación de la Ley de Transición Energética (N°2099) pueden ser aplicados a determinadas industrias, como el hidrógeno.

Esta medida forma parte de la Hoja de Ruta del Hidrógeno en Colombia (ver) que fue lanzada el año pasado y tiene por objetivo producir en el Caribe norte, donde se concentran recursos eólicos y solares muy por encima de la media mundial, hidrógeno verde un precio de 1,7 dólares por kilo hacia el 2030.

El hidrogeno azul, producido a través de combustibles fósiles, pero con captura de carbono, se produciría a un costo un poco más elevado: 2,4 dólares por kilo. Al 2050 se espera que el kilo de hidrógeno verde y azul ronden el dólar.

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

“Si logramos poner en marcha la hoja de ruta, como está establecida, tendríamos inversiones de cerca de 2,5 a 5 mil millones de dólares al 2030, y de 7.000 a 15.000 puestos de empleo”, resaltó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables en el país, recibió la visita del jefe de Gabinete de la Nación, Juan Manzur; del Gobernador de San Juan, Sergio Uñac; del presidente de YPF, Pablo González; y del presidente la Empresa Provincial de Energía (EPSE), Juan Carlos Caparrós, entre otras autoridades nacionales y provinciales.

La comitiva fue recibida por Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia; Nicolás Fischer, responsable del Parque Solar Ullum y otros ejecutivos de la compañía.

Durante la recorrida, los funcionarios conversaron con los especialistas de Genneia acerca de la operación del parque, compuesto por 283.000 paneles solares, y sobre toda la experiencia acumulada en los 3 años desde su puesta en marcha.

“Estamos muy orgullosos de recibir en nuestro Parque Solar Ullum a las autoridades de la Nación, de la Provincia, de YPF y de EPSE para compartir nuestra experiencia y conocimiento en la operación de un parque solar fotovoltaico, en el marco de nuevas inversiones que duplicarán nuestra capacidad instalada solar en San Juan, apoyando uno de los pilares de crecimiento y desarrollo provincial”, expresó Gustavo Castagnino de Genneia.

En este sentido, Genneia mantiene su vocación de liderazgo construyendo el nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, que se ubicará en el centro sur de la provincia de San Juan y tendrá una capacidad instalada de 80 MW, equivalente al abastecimiento de 50.000 hogares.

El predio seleccionado para el emplazamiento tiene una superficie de 100 hectáreas y está localizado sobre la Ruta Nacional 54, en la misma zona que se encuentran los parques solares Ullum I, II y III, con una capacidad instalada de 82 MW.

Durante su construcción, el proyecto empleará a más de 400 personas de manera directa y contará con 150 mil paneles solares bifaciales, de última tecnología, que toman la energía directa del sol y además absorben el reflejo del suelo, aumentando en un 6% la generación.

La compañía ha invertido más de 1100 millones de dólares en 18 proyectos renovables en los últimos 4 años y en este nuevo proyecto, suma 60 millones de dólares, apostando a crecer en el demandante mercado corporativo.

La División de Recursos Naturales ha organizado la “Reunión de Alto nivel de la CEPAL sobre Energías Renovables para la Adaptación y la Integración Regional” en el marco de la V Reunión Ministerial de la Alianza de Energía y Clima de las Américas, ECPA “Transiciones energéticas justas e inclusivas”, ciudad de Panamá, Panamá, febrero 10-11 de 2022, en versión híbrida.

En esta oportunidad y salvando grandes esfuerzos logísticos la División junto al Programa Get.Transform de la Unión Europea y el gobierno de Panamá, han organizado esta reunión que cuenta con la participación (presencial y virtual) de los más altos representantes de ministerios y secretarías de energía de los países de la región.

El evento espera alcanzar los objetivos de:

i). presentar a los representantes de los países de la región aquellos temas y acciones comunes identificados como esenciales para apoyar las iniciativas que aporten a acelerar la adopción de las energías renovables y apoyen la adaptación al cambio climático y la integración energética regional
ii). alcanzar acuerdos relacionados con la hoja de ruta regional que permitan avanzar en las temáticas centrales de la reunión
iii). consolidar una comunicación conjunta (communiqué) que señale el compromiso de los países a profundizar en los temas centrales de la reunión.

Como se indicó el evento se realizará en formato hibrido (virtual y presencial), en alianza con la Secretaria Nacional de Energía de Panamá, vía zoom, Ciudad de Panamá, y el día 10 de febrero 2022 a las 11:00 – 12:30 (hora de Panamá).

Adjunto se encontrará la página general del evento, la agenda especial del evento de CEPAL, notas conceptuales en idioma español e inglés, vinculo de conexión y otros antecedentes.

Al final de la reunión se espera que los representantes aprueben un comunicado conjunto que dé cuenta de las deliberaciones realizadas en el evento de CEPAL. El evento contará con interpretación simultánea.

Los empresarios de Argentina le propondrán al Gobierno Nacional basarse en el modelo de Pequeños Medios de Generación Distribuido (PMGD – límite de hasta 9 MW de potencia), o la normativa de generación distribuida de Brasil (hasta 5 MW) para seguir impulsando las renovables en el país. 

La iniciativa llegará luego de algunas reuniones con la Secretaría de Energía de la Nación para encontrar la manera de mejorar el panorama de cara al futuro, teniendo en cuenta que no se cumplieron los objetivos plasmados en las leyes nacionales. 

¿Por qué? Durante el 2021 no se alcanzó el objetivo de, al menos, el 16% participación de las fuentes sustentables del total del consumo propio de energía eléctrica (sólo superó el 12%), ni lo establecido en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017, donde se detalla que el país debía tener 14.563 usuarios-generadores para el año pasado. Pero a la fecha, posee 735 U/G con un total de 9.824 kW. 

Marcelo Álvarez, coordinador del Comité Solar Fotovoltaico de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), dialogó con Energía Estratégica y comentó más detalles de esta idea, dado que esta semana habrá nuevas reuniones con el gobierno. 

“A fines del 2021, se le propuso a Mariela Beljansky (titular de la Dirección Nacional de Generación Eléctrica) la posibilidad de hacer un marco regulatorio que tome algunas ideas del modelo PMGD en Chile o el de GD de Brasil, con medición neta de energía”. 

Dichos esquemas ya se encuentran asentados en los países vecinos y tuvieron una gran evolución en los últimos años, a tal punto que PMGD ya acumula 1679 MW (1186 MW son solares – el 71% del total); mientras que en el mercado brasileño no para de romper récords en la región, dado que suma 8368 MW de los 13 GW fotovoltaicos instalados en todo el país. 

¿Cómo se podría acoplar esto a la regulación argentina? Álvarez detalló que “en el caso de la Ley Nacional N° 27.424, que es autoconsumo con venta de excedente y faculta a la autoridad de aplicación a poder poner planes de incentivos, se podría realizar planes de PMGD y de bombeo y agro fotovoltaico específicos, de haber voluntad política”. 

Y esa normativa le permite a la autoridad reglamentar beneficios promocionales apropiados para la generación distribuida, al mismo tiempo que cumplir con sus deberes de funcionario público de instrumentar un mecanismo de compra conjunta que satisfaga la ley que no se está cumpliendo. 

“Puede haber mecanismos de incentivos específicos para aprovechar la capacidad en las redes de distribución, de financiamiento de off takers industriales stockeados en pesos que posibiliten que eso no vaya como presión cambiaria especulativa sino como inversión de capital”, aclaró el especialista.. 

Esto permitiría sustituir el modelo del Programa RenovAr (más de 1000 MW en stand by) y reemplazar la política energética argentina sin la necesidad de un marco jurídico nuevo que requiera tratamiento parlamentario. 

“Creemos que las dos leyes [27.191 y 27.424]. tomando decreto reglamentarios y resoluciones que lo modifiquen, pueden ser instrumentos lo suficientemente potentes para hacerlo y tener un resultado apropiado”. 

“Y al mismo tiempo y en el mismo rango de potencias, se encuentran aplicaciones específicas como bombeo de agua o agro-fotovoltaico que podrían tener un marco regulatorio usando el existente y tener crecimiento en los próximos dos años”, concluyó el representante de CADER. 

En Ecuador, el Gobierno Nacional tiene entre sus objetivos la implementación del Plan de Electrificación del Sector Camaronero, con el fin de mejorar la cobertura energética en el proceso productivo del camarón, reduciendo el consumo de combustibles fósiles y aprovechando el uso de energía limpia procedente principalmente de las centrales hidroeléctricas. 

Ahora bien, desde el Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables aseguraron que la planificación también contempla la expansión del parque de generación e infraestructura de red en torno a aquella gran demanda. 

“Cuando se culmine el proceso de electrificación del sector camaronero, se incorporarán 350 MW al Sistema Nacional Interconectado”, aseguraron desde el ministerio a Energía Estratégica. 

Para llevarlo a cabo, la empresa distribuidora CNEL EP, la más grande del país con cobertura en todo el litoral ecuatoriano, cobrará un rol central gestionando los mecanismos a partir de los cuales se impulsarán los proyectos. 

Financiamiento Banco Interamericano de Desarrollo – BID

Actualmente, se encuentra en ejecución un contrato de préstamo con recursos financiados por el Banco Interamericano de Desarrollo – BID, por un monto de USD 23 MM de crédito y una contraparte local de USD 3,4 MM. 

A partir de allí, durante este año 2022 se empezarán a gestionar todas las licitaciones públicas para electrificar alrededor de 15 mil hectáreas de fincas camaroneras, y los procesos se ejecutarán en el periodo 2022–2023.

Financiamiento Privado

Como parte del Plan de Electrificación del Sector Camaronero, cuando la distribuidora no pueda atender oportunamente con la expansión eléctrica para proyectos de sustitución de la matriz energética en sectores agrícolas y acuícolas, se abre la posibilidad de que las obras requeridas podrán ser financiadas y ejecutadas por quienes vayan a percibir el servicio, en la medida que dichos proyectos sean declarados prioritarios por el Ministerio de Energía.

De esta forma, la CNEL EP ha receptado solicitudes de interés por parte de las empresas camaroneras. Actualmente, se tienen en proceso 15 solicitudes, de las cuales 5 solicitudes han avanzado a tener firmados convenios, los cuales prevén su ejecución a partir del año 2022. Los 10 restantes están en procesos previos de aprobación de estudios definitivos, que también se prevé inicien la ejecución en el segundo semestre del año 2022. 

Es preciso aclarar que todas estas solicitudes tienen una proyección de electrificar luego de su ejecución en alrededor de 14 mil hectáreas de fincas camaroneras a través de una inversión total de unos USD 21,8 MM, la cual podrá ser recuperada mediante cuotas de descuento a la facturación de energía de CNEL a la empresa camaronera que ha realizado la inversión.

Financiamiento Banco de Desarrollo de América Latina – CAF

Dentro del mismo contexto, se viene gestionando a través de la Corporación Nacional de Electricidad -CNEL EP, la aprobación de un contrato de préstamo con el Banco de Desarrollo de América Latina – CAF por un valor de USD 200 MM y una contraparte local de USD 50 MM. 

Fuentes del Ministerio confirmaron que el contrato de Préstamo con CAF se firmará en el año 2022. Y que, con aquellos fondos se prevé la ejecución de obras de transmisión y distribución que permitirán cubrir la electrificación de alrededor de 55 mil hectáreas de fincas camaroneras hasta el año 2025.

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) anunció la aprobación de la línea de financiamiento para el Banco de Comercio Exterior de Colombia (Bancóldex) que contempla un préstamo de 175.000 millones de pesos colombianos (aproximadamente 45 millones de dólares).

Además, otorgará un cofinanciamiento de 3.5 millones de dólares y un financiamiento no reembolsable de 1.5 millones de dólares proveniente del Fondo para una Tecnología Limpia.

Por medio del programa, Bancóldex podrá otorgar financiamiento para proyectos de energías renovables no convencionales, como solar, eólica, pequeños proyectos de energía hidroeléctrica, biomasa e hidrógeno verde, así como líneas de transmisión asociadas.

Además, los créditos permitirán fondear emprendimientos con almacenamiento en baterías, eficiencia energética, generación distribuida e infraestructura para medición inteligente (AMI).

Asimismo, también se permitirá financiar la movilidad eléctrica, como sistemas de transporte público masivos o integrados, servicios de transporte privado, transporte de pasajeros individuales y de carga.

También se podrá financiar estaciones de vehículos eléctricos, depósitos de mantenimiento de buses y centros de homologación y prueba de vehículos eléctricos.

Según pudo saber Energía Estratégica, las líneas de crédito serán ideales para este tipo de proyectos de infraestructura, ya que concederá plazos más largos que otros instrumentos, del orden de los 15 a 20 años, y tasas un poco más competitivas.

Si bien para que los fondos queden completamente operativos, tanto Bancoldex como el Ministerio de Hacienda deben terminar por constituir unas garantías, entre otras cosas, fuentes aseguran que esta no es una limitante para que la banca comience a recibir proyectos e iniciar los estudios correspondientes que decidan la concesión de créditos.

De acuerdo a lo informado por el BID, el préstamo está alineado con la Visión 2025, hoja de ruta del Grupo BID para avanzar hacia la recuperación y el crecimiento inclusivo de América Latina y el Caribe, en cuatro de sus ejes fundamentales: economía digital, productividad, género e inclusión y cambio climático.

Esta es la tercera operación de una serie que forma parte de la Línea de Crédito Condicional para Proyectos de Inversión, aprobada por el directorio ejecutivo del BID en 2019 por un monto de 600 millones de dólares con un período de utilización de seis años.

John Kerry, enviado presidencial especial de Estados Unidos para el Clima, viajará a la capital de México este miércoles y se reunirá con Andrés Manuel López Obrador y otros funcionarios del gobierno con el objetivo de interactuar con sus pares gubernamentales y acelerar la cooperación sobre la crisis climática.

“Se incluyen las oportunidades para expandir la generación de energía renovable, crear un clima de inversión sólido, combatir la contaminación por metano, hacer la transición a cero -transporte de emisiones, y acabar con la deforestación”, señalaron desde el Departamento de Estado de la Unión Americana.

Dicha visita se da en un marco de incertidumbre para las energías limpias y renovables en México ¿Por qué? Varias empresas ya anunciaron que dejarán de invertir en el país debido a diferentes decisiones de la administración actual, además que existen demoras y dificultades para la obtención de permisos de interconexión y de generación. 

Y a ello se le debe agregar que México vive un debate sobre la reforma eléctrica en un Parlamento Abierto que durará hasta los primeros días de la próxima semana, inclusive, donde se encuentran posturas tanto a favor como en contra de la propuesta impulsada por el Poder Ejecutivo. 

Justamente esta iniciativa es la que inquietó a varias autoridades estadounidenses por las posibles afectaciones al Tratado de Libre Comercio entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), a tal punto que meses atrás el propio Gobierno de USA presionó al Estado mexicano para profundizar la transición energética y mostrar las preocupaciones sobre promover el uso de tecnologías más caras por encima de las más baratas.

Puede leer: La política energética de México preocupa a legisladores de Estados Unidos

Luego de este diálogo que Kerry tendrá con AMLO y compañía, el enviado especial seguirá rumbo a Panamá, donde participará en la V Reunión Ministerial de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (se celebrará el 10 y 11 de febrero).

Y en dicho evento el tema y oportunidad en la que se hará hincapié se denomina “Transiciones Energéticas Justas e Inclusivas”, concepto que ha comenzado a globalizarse, y para el cual, los países de la región aspiran a encontrar una respuesta común, a través de este encuentro.

Shell y Gerdau firmaron un acuerdo vinculante para la formación de una empresa conjunta, con participación igualitaria de las dos empresas en el negocio, para el desarrollo, construcción y operación de un nuevo parque solar en el Estado de Minas Gerais, Brasil, a ser construido en 2023, después de que se tome la decisión final de inversión. 

El parque, que deberá tener una capacidad instalada de aproximadamente 260 MWp, suministrará el 50% del volumen producido a las unidades productoras de acero de Gerdau en Brasil, en la modalidad de autoproducción, y la otra mitad será negociada en el mercado libre a través de Shell Energy Brasil, comercializadora de energía de Shell.

La asociación podría permitir el desarrollo de aproximadamente 1/3 de la capacidad total del parque solar. Shell continuará buscando otros clientes a largo plazo, como los autoproductores, por ejemplo, para abordar el volumen restante del complejo. 

La iniciativa con Gerdau está en línea con la estrategia global del Grupo Shell de ofrecer soluciones de energía limpia a los clientes y avanzar en la descarbonización, lo que representa otra inversión importante en el camino hacia la transición energética.

En 2021, el Grupo Shell se comprometió públicamente a lograr cero emisiones netas para 2050, con el objetivo complementario de reducir las emisiones absolutas en un 50 % para 2030 en comparación con 2016.

Para Gerdau, la iniciativa también está en línea con el compromiso de la empresa de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero de los alcances 1 y 2 de su inventario, a 0,83 t de CO₂e por tonelada de acero, valor un 50% inferior al promedio mundial. industria metalúrgica. Hoy, la compañía tiene una de las emisiones promedio más bajas de gases de efecto invernadero (CO₂e), de 0,93 t ​​CO₂e por tonelada de acero, cuando se compara con el promedio mundial del sector, de 1,89 t CO₂e por tonelada de acero, según Datos de 2020 publicados por la Asociación Mundial del Acero (worldsteel).

“Estamos dando otro paso importante en la construcción de un portafolio robusto de energías renovables en Brasil, reforzando la diversificación de nuestros negocios, siempre en línea con nuestro propósito de brindar más energía y de forma cada vez más limpia. Estamos muy complacidos con esta asociación estratégica y orgullosos del reconocimiento de Shell como un actor importante en el desarrollo de soluciones de energía limpia, de forma confiable y competitiva”, celebra el director de Renovables y Soluciones Energéticas de Shell Brasil, Guilherme Perdigão.

“Este segundo parque solar en sociedad con Shell refuerza el compromiso de Gerdau de reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero en los próximos años en Brasil y en el mundo, construyendo un futuro más sostenible para todos. Nuestras inversiones en energía renovable son parte de un plan más amplio para diversificar negocios complementarios al acero. También estamos evaluando oportunidades en energía eólica en las Américas”, dice Juliano Prado, vicepresidente de Gerdau.

Durante el encuentro Juan Manzur expresó que “esta inversión que llega hoy a la provincia de San Juan es el fruto del trabajo planificado. El Estado tiene que generar las condiciones para que la
inversión llegué. Esto es lo que estamos viendo acá. Esta inversión es la Argentina que buscamos: un país federal, que integre, que cierre las brechas a partir de la inversión y del trabajo”.

Por su parte, Pablo González destacó que “YPF cumple 100 años y está impulsando la transición energética, que se va a financiar con los recursos convencionales y no convencionales que tiene la
Argentina. La empresa estaba en una situación muy compleja que pudimos superar y hoy estamos por anunciar una inversión de 3700 millones de dólares, la más grande de los últimos años, y logramos detener la caída de la producción. Vamos a seguir consolidando este crecimiento porque un país sin energía no tiene posibilidades de desarrollo”.

El Zonda se ubicará en la localidad de Bella Vista, departamento de Iglesia en la provincia de San Juan.

El terreno seleccionado para su desarrollo tiene una superficie aproximada de 300 hectáreas. Con una inversión de más de 90 MMUSD, la primera etapa de construcción tendrá una duración aproximada de 14 meses, brindando la posibilidad de generar empleo y un incremento en la actividad económica local a través de la demanda de servicios indirectos y proveedores locales.

El gobernador Sergio Uñac señaló durante el anuncio que “San Juan se ve reconocida con una inversión millonaria de una empresa emblemática como YPF. Este proyecto nos lleva a duplicar la capacidad de generación solar instalada en la provincia. Gracias por hacer de San Juan una provincia con futuro en la generación de energía eléctrica y renovable”.

Por último, Martín Mandarano, detalló que “YPF Luz viene invirtiendo desde 2013 en la generación de energía eléctrica. Hoy estamos lanzando nuestro primer proyecto de energía solar en uno de los puntos de mayor radiación del mundo. Será un parque con un alto nivel de eficiencia gracias a la instalación de paneles bidireccionales, que permiten absorber la radiación solar directa y la que rebota del piso”.

El Parque generará energía solar fotovoltaica, obtenida en la transformación de la energía de la radiación solar en energía eléctrica. Se estima que tendrá una capacidad instalada total de 300 MW
en tres etapas de 100 MW cada una, equivalente al consumo de 140.000 hogares.

Cuando el proyecto complete todas sus etapas, ampliará la capacidad de generación renovable actual en un 25% en San Juan. El parque solar generará un ahorro de emisiones de carbono de 360.000 tn. CO2 equivalentes al año, respecto de una central termoeléctrica equivalente.

Recientemente la empresa emitió un bono verde por USD 63,4MM de dólares a una tasa del 5% y con vencimiento final a 10 años, destinado específicamente a la primera etapa del proyecto.

La demanda energética proyectada para este trienio va en aumento en El Salvador. En las empresas distribuidoras más grandes que operan en el país el requerimiento año a año subiría entre 1000 a 15000 MWh.

Demanda energética proyectada

Distribuidora
2022
2023
2024

CAESS 
2,262,682 MWh
2,263,516 MWh
2,264,351 MWh

CLESA 
915,327 MWh
927,700 MWh
940,229 MWh

EEO 
684,377 MWh
698,629 MWh
713,177 MWh

DEUSEM 
151,593 MWh
155,781 MWh
160,076 MWh

Contemplando aquello, el Programa de Licitaciones Indicativo de AES El Salvador, identifica cuánta potencia necesitará en el corto plazo. Y, de sus conclusiones se desprende que en seis meses, AES podría iniciar una nueva convocatoria, denominada por la empresa como Licitación Futura 4. 

Se trataría de 82,45 MW a licitar en agosto de este año, para suscribir contratos de suministro con las generadoras nuevas o existentes de cualquier tecnología que ofrezcan los precios más competitivos. 

En detalle, esa potencia es desglosada del siguiente modo para cada una de sus cuatro distribuidoras eléctricas operativas: 

Identificación de licitación: Licitación Futura 4

Distribuidora
Inicio de

licitación (*)

Potencia a

licitar

(MW)

Periodo de

suministro

(meses)

Inicio de

suministro

Fin de

suministro

CAESS 
ago-22
40
36
ene-23 
dic-25

CLESA 
ago-22
22.8
36
ene-23 
dic-25

EEO 
ago-22
16.5
36
ene-23 
dic-25

DEUSEM 
ago-22
3.15
36
ene-23 
dic-25

Las bases de la licitación aún no son públicas pero se estima que de convocarse este año la duración del contrato sea por 36 meses a partir de enero del 2023 a diciembre del 2025, si se toma como referencia el Programa de Licitaciones Indicativo antes mencionado.

Ahora bien, al tratarse de un documento indicativo será necesario aguardar a la información actualizada que publique AES El Salvador y sus distribuidoras por iniciativa propia y si lo resultase pertinente, antes o después de lanzar las Bases de Licitación. 

Aún no hay certeza de que esta convocatoria se realice. Y en caso de ser finalmente impulsada, es preciso indicar que podría ser necesario que la información oficial sea aprobada por la SIGET antes de su comunicación. 

Como referencia, el proceso anterior -denominado AES CLESA-CLP-001-202- fue una licitación abierta e internacional que contempló el suministro de 115 MW de potencia y energía asociada. Aquellas bases pueden consultarse aquí. 

Un nuevo reclamo ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) generó preocupación dentro del sector de las energías renovables no convencionales.

Las empresas Hidromaule, Energía Coyanco, Duqueco, Besalco Energía Renovable y Trans Antartic Energía, elevaron un petitorio para que sea modificado o derogado aspectos del mecanismo de estabilización de precios para Pequeños Medios de Generación Eléctrica (PMG/PMGD) estipulados en el Decreto Supremo N° 88.

Las compañías denuncian que el precio estabilizado está afectando a la libre competencia. Sugieren que todas las empresas que forman parte del sistema eléctrico de Chile le pagan un subsidio cruzado a los PMG/D, el cual consiste en la diferencia entre el costo marginal del sistema y el precio estabilizado que reciben estas plantas de hasta 9 MW.

Ante la solicitud de informes por parte del TDLC, fueron varias las entidades y empresas que se pronunciaron en contra de las demandantes: Desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Ministerio de Energía, hasta asociaciones gremiales, empresas particulares de energías renovables y bancos.

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, explica por qué es probable que el Tribunal desestime el pedido de las compañías.

“Se argumentó que no se trata de un subsidio, sino un mecanismo que brinda un precio estabilizado que otorga menos fluctuación (que el mercado spot), y que a la larga tiende a ser equivalente al precio del mercado porque se trata de una proyección correcta sobre el valor futuro del mercado en los próximos 4 años en que cada PMGD puede conectarse”, observa Pérez.

Y justifica: “Entonces aquí no hay un subsidio sino desviaciones respecto de los precios que definitivamente se producen, porque se trata de proyecciones. A veces esa diferencia es a favor de los PMGD, pero otras veces es en contra”. “De hecho, han sido más los años que fueron negativos que positivos”, sopesa.

El experto explica que la razón por la cual fueron creados estos precios estabilizados es para que estos pequeños proyectos se tornen más financiables para las entidades crediticias.

“Se trata de un incentivo y no de un beneficio, porque se da estabilidad en los flujos futuros de manera tal que se puedan financiar vía Project Finance”, indica el socio de Guerrero Olivos.

¿Cómo sigue el proceso?

Luego de la etapa de presentación de informes, ahora el Tribunal evaluará si establecer algunas recomendaciones a la CNE en base a lo demandado por las empresas hidroeléctricas en contra del precio estabilizado para los PMG/D, o directamente desestimar el reclamo.

“Yo pienso que se desestimará la causa porque fueron muy contundentes las presentaciones, tanto de las autoridades como de las empresas”, opina Pérez.

Si bien no hay una fecha definida en la que el Tribunal deba manifestarse, para el socio de Guerrero Olivos la respuesta podría llegar en los próximos tres meses, considerando la dinámica de trabajo del organismo.

El Organismo Coordinador, en su calidad de operador del sistema, recibe información de manera continua de todas las partes que actúan en la generación, transporte y distribución de la energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de República Dominicana.

Para ofrecer mayor transparencia, el Coordinador junto a la Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH, a través del Proyecto Transición Energética, desarrollaron una nueva aplicación que sistematiza aquellos datos que pueden ser más relevantes para el sector.

“Es percibido por ambas partes como una oportunidad de proporcionar acceso rápido a la información en tiempo real del sistema eléctrico, el crecimiento de las renovables y su impacto en el medio ambiente”, indicó a este medio Alejandro Velázquez, asesor del Proyecto Transición Energética.

Al momento de realizar esta nota, la aplicación releva 5079 MW de capacidad instalada; de las cuales, 1368.85 MW corresponden a renovables como hidro, eólica, solar y biomasa.

De la aplicación también se desprende que podrán sumarseles 816 MW de proyectos en proceso de interconexión pronto, -los más próximos son 50 MW eólicos y 88.41 MW que podrán incorporarse este mismo año-.

Desde la óptica del impulsor de esta aplicación, se torna especialmente útil para este sector, donde los datos se vuelven rápidamente obsoletos dada su naturaleza dinámica y rápida evolución.

Por ejemplo, resulta de interés observar cómo se comportan por día los costos marginales y cuántas emisiones de gases de efecto invernadero se estima que tiene el sector eléctrico. Este tipo de datos pueden ayudar al usuario a tomar decisiones en sus negocios y formas de consumo.

Reforzando la idea de que la aplicación se creó para sistematizar la información de manera amigable, el especialista consultado explicó qué datos y cuáles se pueden consultar, por el momento.

“República Dominicana cuenta con más de 100 centrales de generación para distintas fuentes de generación y tecnologías. Y dado que con la app se busca ofrecer la mayor cantidad de información de forma simplificada y accesible, no se consideró dar el detalle de a qué central corresponde cada fuente.

Sin embargo, esto se puede conocer a través de la página web del OC, donde información sobre el aporte de cada planta al SENI a la matriz de generación, su tecnología y fuente energética es de acceso público”.

Dentro de la aplicación, los interesados en descargarla podrán ver la cantidad de proyectos en proceso de interconexión, capacidad instalada, generación, costos marginales y emisiones GEI de República Dominicana.

El último dato no es menor. Según explicó Alejandro Velázquez, asesor del Proyecto Transición Energética, la formulas utilizadas siguen las Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero y, para realizar los cálculos, se toman como datos de entrada el combustible que utiliza cada central eléctrica del país, su rendimiento, la generación horaria de la planta y un factor de emisión a cada combustible.

“Mientras más energías renovables posea un sistema, menores son las emisiones que se producen en este. Con esto dicho, la variabilidad de las energías renovables solar y eólica durante el día, también significa que su generación no es homogénea, por lo que la energía de la red es más limpia en algunas horas que otras.

Y continuó: “Por primera vez, esta información está disponible al público con datos numéricos que la respaldan. Esto se evidencia en los niveles más bajos de emisiones que comienzan aproximadamente a las 8 a.m. cada día y llegan a un valle entre las 12 p.m. y 2 p.m., coincidiendo con el mayor pico de generación solar”.

Visto el valor que genera esta aplicación, el equipo desarrollador ya está pensando en una actualización que incorpore información adicional del mercado. No obstante, se invita a los interesados a empezar a implementar esta primera edición con los datos más actualizados de la industria.

La aplicación está disponible en el App Store y Google Play .

Lo que se viene: mayor foco en renovables

En exclusiva para Energía Estratégica, se adelantó que la actualización de la aplicación contemplará una nueva sección de pronósticos, donde se muestre el pronóstico y la generación real de cada central solar y eólica del sistema.

Está previsto también integrar un pronóstico agregado donde se visualice en 3 gráficas separadas para el pronóstico de toda la generación eólica, toda la generación solar y el agregado de ambas, con la generación real respectiva de cada una.

Tal función visualizaría de manera más clara la utilidad del pronóstico en la integración de las fuentes renovables variables, dada la naturaleza de los pronósticos de generación.

Adicionalmente, se prevé una sección donde se muestren los máximos valores de generación renovable alcanzados por la energía solar y eólica, para períodos diarios, mensuales, anuales e históricos. Estos se expresarían como la máxima generación alcanzada (medida en MW), y la máxima participación alcanzada en la matriz (medida en porcentaje), valores que no necesariamente coinciden y ambos representan un hito distinto para el crecimiento de las renovables.

La continuidad de la generación distribuida en México ha sido un punto de debate desde que la administración actual envió la propuesta de reforma eléctrica al Congreso de la Unión debido a que desde el sector energético del país advirtieron que no queda claro en la iniciativa pese a que diversas autoridades federales aseguraron que no prevén eliminar esta alternativa de generación. 

¿Por qué? Javier Romero Durand, secretario de Asuntos Internos de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES) y director ejecutivo de la Asociación Mexicana de Fabricantes de Equipos Fotovoltaicos (AMFEF), dialogó con Energía Estratégica y planteó que existen diferencias en los conceptos. 

“Si bien han dicho que no afectará a la generación distribuida, su concepto es distinto, ya que ellos le llaman GD a la instalación en casas, pequeños comercios y zonas agrícolas. Pero lo negativo es que no quieren entender, o no lo dicen como tal, que GD también es industria y que los grandes negocios en media tensión también pueden recibir esos beneficios”, afirmó. 

“Sabemos que no habrá afectaciones para el sector residencial, pero no queda claro en el otro aspecto o segmento mencionado. Mientras que parece ser que la alta tensión será de la Comisión Federal de Electricidad y los altísimos consumidores que estaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) difícilmente se puedan ver beneficiados con la generación distribuida, ya que representará entre el 2 y 4% de la energía que consumen”, agregó. 

Frente a dicho panorama, el especialista manifestó la necesidad de una aclaración o cambio del proyecto de reforma constitucional, teniendo en cuenta que la misma también señala que se cancelarán los permisos de generación eléctrica otorgados y los contratos de compraventa de electricidad con el sector privado.

“Se requiere de una mejora regulatoria, de optimizar los alcances, experiencias y beneficios, pero no de un cambio de 180° hacia atrás como se está planteando”, aclaró. 

Sin embargo, no ve con demasiado optimismo que haya “verdadera voluntad” de que se mejore la legislación planteada, por lo que, bajo su mirada, podría continuar con la incertidumbre por parte de los clientes que quieren seguir el camino de la transición energética y la sustentabilidad. 

“Los instaladores con proyectos importantes con usuarios industriales están parados porque los clientes prefieren frenar la inversión millonaria antes que colocarla y que el día de mañana se les diga que requieren más permisos o que se quitará la medición neta”.

Es decir que están a la expectativa de lo que ocurra la reforma eléctrica, dado que las empresas industriales ven las noticias en el país, piensan que hay un factor de riesgo y frenan la instalación o inversión. 

“Y si no hay un panorama de lo que ocurrirá, de que siga la medición neta y el crecimiento en el segmento industrial, no avanzará la generación distribuida en ese sentido”, finalizó Romero Durand. 

La empresa comprará el 100% de las acciones de Aela Generación SA y Aela Energia SpA propietarias del Sarco 170MW Sarco (170MW) En tierraFreirina, Región de Atacama, Chile, Centro y Sudamérica Haga clic para ver los detalles completos, 129MW Aurora (Aela Energía) Aurora (Aela Energía) (129MW) En tierraLlanquihue, Región de Los Lagos, Chile, Centro y Sudamérica Haga clic para ver los detalles completos y 33MW de corriente Cuel (33MW) En tierraLos Ángeles, Región del Bio Bio, Chile, América Central y del Sur Haga clic para ver los detalles completos parques eólicos.

El precio de compra incluye la asunción de US$ 386 millones de deuda existente.

Se espera que se cierre en el segundo trimestre de 2022, el acuerdo de Aela es la sexta adquisición de Innergex en el sector de energía renovable de Chile desde 2018. Incluye acuerdos para comprar la planta hidroeléctrica de 140MW Duqueco, el 100% de la firma de energías renovables Energia Llaima y el mes pasado los 50,6MW Parque solar San Andrés en el norte de Chile.

“La adquisición ampliará nuestra posición de liderazgo en Chile, un mercado energético atractivo”, dijo el presidente y director ejecutivo de Innergex, Michel Letellier.

Innergex destacó que la energía de los tres parques eólicos se vende a 25 empresas de distribución bajo contratos de compra de energía (PPA), que tienen fechas de vencimiento entre finales de 2036 y 2041, proporcionando a la compañía una fuente inmediata de flujo de caja.

Además, la compañía tiene como objetivo utilizar el tamaño y la diversidad de su cartera de energía renovable en Chile para suministrar electricidad limpia las 24 horas del día a grandes clientes industriales.

Mientras que los parques eólicos Aurora y Cuel se ubican en el sur de Chile, el parque eólico Sarco se ubica en la norteña Región de Atacama.

Innergex dijo que financiaría el precio de compra neto a través de ingresos de C $ 150 millones (US $ 118 millones) de un capital de acuerdo comprado concurrente y C $ 37 millones obtenidos de una colocación privada a una filial de la empresa de energía canadiense Hydro Quebec y el resto. de una refinanciación de la deuda de los parques eólicos y de los proyectos existentes de Innergex en Chile que prevé concretar en las próximas semanas.

Rivera Staff destaca que Kerry “seguramente enviará un mensaje a las naciones del continente Americano y el Caribe sobre las acciones en materia de energía y clima” en este evento que tendrá como tema central “Transiciones Energéticas Justas e Inclusivas” y se celebrará el 10 y 11 de febrero en la capital panameña.

La ministra de Relaciones Exteriores, Erika Mouynes hablará en la ceremonia de apertura, junto con el Secretario Nacional de Energía, Jorge Rivera; el Secretario General de la Organización de los Estados Americanos (OEA), Luis Almagro, el Vicepresidente de Sectores y Conocimientos del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Benigno López, y por confirmar Alicia Bárcenas, Secretaria Ejecutiva de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) de las Naciones Unidas.

Rivera invitó a los ministros de Energía de los países del hemisferio, a ser parte de esta cita de Alto Nivel, que se llevará a cabo la próxima semana, oportunidad en que se analizará y profundizará el tema de las “Transiciones Energéticas Justas e Inclusivas”, concepto que ha comenzado a globalizarse, y para el cual, los países de la región aspiran a encontrar una respuesta común, a través de este encuentro.

Asimismo, el funcionario sostiene que “tenemos la oportunidad de sostener un diálogo productivo sobre temas energéticos y climáticos y principalmente sobre cómo lograr una transición energética que funcione para todos; cómo garantizar que los beneficios y oportunidades lleguen a las personas sin distinción… sin dejar a nadie atrás”.

“El liderazgo de Panamá en el marco de la ECPA está en consonancia con su compromiso de promover transiciones energéticas justas e inclusivas, el tema que la nación panameña escogió para el encuentro. La reunión de ministros le permitirá al Hemisferio Occidental impulsar una agenda regional de transición energética. También representa una valiosa oportunidad para fomentar el liderazgo energético compartido, la cooperación y la integración en las Américas a fin de alcanzar cero emisiones netas a 2050”, expresó.

La reciente suscripción del contrato para el diseño, suministro y construcción de la Central Nuclear Atucha III en conjunto con la Corporación Nuclear Nacional China (CNNC) y el posterior encuentro entre Alberto Fernández y Vladimir Putin, presidente de Rusia, donde se comentó la participación en el sector energético nacional, muestran el rumbo que pretende tomar el país. 

Es por ello que Energía Estratégica se contactó con Damián Bleger, director en Dbleger & Asc. Consultores en Nuevos Negocios y exsubsecretario de Energía del Gobierno de Santa Fe, para conocer la mirada del sector y cómo puede impactar para las energías verdes en el futuro. 

“La política energética del país no persigue a las renovables como camino principal . Y creo que se podría hacer más por ellas para que sigan integrando nuestra canasta energética. El mundo va hacia ese rumbo, las renovables y el hidrógeno verde. Y personalmente me gustaría ver una Argentina mucho más comprometida con la sostenibilidad, teniendo en cuenta que formamos parte del Acuerdo de París y otros pactos internacionales”.

“Obviamente vivimos en un mundo integrado, con una geopolítica cada vez más candente con las relaciones comerciales y políticas. Pero me gustaría seguir el camino de los países desarrollados, que tienen una visión muy clara en la reducción de la huella de carbono y bajar la emisión de gases de efecto invernadero”, sostuvo. 

El especialista comentó dichas frases teniendo en cuenta que una de las grandes problemáticas de la energía nuclear es la contaminación que producen las pilas de uranio una vez que vence su ciclo, además de todos los residuos nucleares. 

Y para afrontar dicha situación, Bleger manifestó la necesidad de construir infraestructura muy grande para realizar los cementerios de uranio en zonas seguras del país, a lo que afirmó que “son cuestiones técnicas que se podrían solucionar”. 

Por otro lado, el director en Dbleger & Asc. Consultores en Nuevos Negocios fue preguntado sobre si los acontecimientos previamente mencionados pueden generar oportunidades de financiamiento para las energías limpias y renovables en el país. 

“El problema son las condiciones de orden, macroeconómicas y políticas. Hay mucho dinero en el mundo que ven atractivos este tipo de proyectos a mediano y largo plazo, pero la cuestión a considerar es la seguridad jurídica”, respondió. 

“Cualquier capital es bienvenido para hacer crecer el país y necesitamos inversión genuina. Lo veo positivo si China o Rusia, o cualquier país que tenga la posibilidad de financiar proyectos en Argentina, aunque noto que en los últimos años el problema no es el acceso al financiamiento sino que viene desde el lado de la política energética”, concluyó. 

México atraviesa un momento de incertidumbre en materia energética debido, principalmente, a la discusión por la reforma eléctrica (se lleva a cabo un parlamento abierto hasta el 15 de febrero) y las medidas implementadas por la administración. 

Sin embargo, existen algunas ventanas de oportunidad  de conocimiento público para proyectos renovables y de energías limpias en el país. Y es por eso que desde Energía Estratégica los repasamos a continuación: 

A nivel de gran escala, se encuentra el parque solar en Puerto Peñasco (Sonora), que se realizará con participación del gobierno estatal y de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

El mismo se llevará a cabo en varias etapas (iniciará con 150 MW) hasta alcanzar 1000 MW de capacidad en los próximos año y tendrá un costo de 1644 millones de dólares.

CFE también reconoció sus intereses en la producción de hidrógeno verde y anunció un proyecto piloto operativo para 2023, donde las plantas fotovoltaicas de Sonora o la de Cerro Prieto (Baja California) podrían brindar la energía necesaria.  

Y además la propia Comisión Federal de Electricidad ya anunció que modernizará varias centrales hidroeléctricas (ya se firmaron contrato por nueve de ellas) y entrarán en operación a lo largo de 2023 e inicios de 2024. Pero el Plan Integral de Modernización de Centrales Hidroeléctricas contemplaba la actualización de catorce parques de generación de esta índole, por lo que aún resta definir qué ocurrirá con las cinco restantes.

Siguiendo la temática de utility scale, otra iniciativa pendiente es la planta solar de 200 MW de potencia que dará energía al Tren Maya, transporte que abarcará cinco estados de la región sureste del país: Campeche, Chiapas, Tabasco, Yucatán y Quintana Roo.

Y en este caso, el Fondo Nacional de Fomento al Turismo (FONATUR) suspendió los planes para este año debido a que las autoridades vaticinaron que primero desean finalizar las obras del propio transporte, mientras que la generación renovable “irá a otro ritmo”. 

Por otro lado, hoy mismo se conocerán las ofertas económicas por el proyecto fotovoltaico (de 20 a 30 MW) de la Central de Abasto ubicada en Ciudad de México, en la que doce empresas concursan en la licitación pública. En tanto que el fallo se publicará el lunes 14 de febrero de manera virtual. 

De todos modos, el gobierno de CDMX no se quedará sólo con esa propuesta sustentable, sino que también apuntará a una Planta de Carbonización Hidrotermal en el Bordo Poniente, en coordinación con la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), y el apoyo de la Secretaría de Energía del gobierno de México y de la CFE.

El objetivo principal será transformar los residuos sólidos orgánicos o basura orgánica en electricidad y carbón, pero al ser un proyecto muy reciente, la Jefatura de Gobierno de la Ciudad de México todavía no brindó mayores detalles. 

Puebla es otra de las entidades federativas que impulsa las energías limpias y planifica nuevas convocatorias enfocadas en generación distribuida, eficiencia energética, gas natural vehicular y electromovilidad, luego de un buen 2021. La Agencia de Energía cerró el año con al menos 2 MW más instalados en generación distribuida y días atrás lanzó la convocatoria del Programa para el Aprovechamiento Energético de Propiedades del Estado de Puebla (PROAEP). 

La meta es identificar polígonos territoriales que cuenten con las condiciones propicias para el desarrollo de nuevos proyectos de inversión que apoyen al desarrollo energético del estado. Es decir, vincular a los propietarios con empresas desarrolladoras o inversionistas.

A estas oportunidades se les debe agregar otras iniciativas por diversas entidades, como el caso de Banverde, que prevé financiar 40 MW de generación distribuida. O incluso si surgieran posibilidades a través del Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica o de la SENER para comunidades aisladas. 

En Centroamérica, existe un gran potencial de proyectos de energías renovables a conectarse en redes de distribución que se encontrarían en stand by o con demoras en su interconexión.

Según identifica David Koch, gerente de ventas en MC Central America, la oficina regional de la empresa alemana Meteocontrol GmbH, además de temas económicos y financieros que podrían encontrarse en muchos mercados, advierte que un problema es la falta de regulación y estandarización.

De allí advirtió que urgiría encontrar consensos para que más sistemas con las mismas características puedan replicarse en distintos puntos de Centroamérica con la garantía de que estos cumplirán con requisitos similares.

“Dependiendo del nivel de conexión ya sea que el sistema se conecte a nivel de distribución o a nivel de transmisión, hay diferentes entidades que evalúan requisitos por exigir”, introdujo el especialista a este medio.

“A nivel regional y local -en Centroamérica y El Salvador, específicamente- hablando primero de conexiones en las redes de distribución sí creería que sería un buen fomento el que se pueda incitar a tener una estandarización de requisitos técnicos”.

Desde la perspectiva del encargado de ventas de MC en Colombia, México, Centroamérica y el Caribe, es conveniente a nivel regional establecer ciertas exigencias mínimas para sistemas de control que permitan asegurar que todos los proyectos cumplan con los mismos requisitos de base.

En el caso de El Salvador, las ocho distribuidoras que operan dentro del país tienen sus propios requisitos para cumplir. Entonces, una estandarización cobra sentido primeramente a nivel país.

“Las distribuidoras recalcan a nivel técnico que requerimientos tienen ellas para que su red no se vea afectada por la nueva generación solar o de cualquier otra tecnología, pero aquí es donde empiezan los problemas, porque usualmente las distribuidoras no tienen los mismos requisitos”.

Al respecto, además observó que, si bien es cierto que dónde se conectan los proyectos existen diferentes necesidades, no se desplaza la necesidad de encontrar parámetros comunes de base que puedan sistematizarse para brindar seguridad a la vez de dar celeridad en los procedimientos previos que se les exige a los proyectos.

El especialista finalmente remarcó que esto también se extiende a proyectos de utilidad en el mercado mayorista de Centroamérica, donde se suman a las regulaciones del país -con su propio código de red- los requisitos de la famosa UT (Unidad de Transacciones) a donde dictan los lineamientos técnicos y contractuales que tienen que cumplir estos sistemas en el mercado regional.

Ahora bien, superada esa barrera tecnológica por los variados requisitos técnicos que se exigen, sí existiría mucha oportunidad para que vean la luz muchos más proyectos renovables.

“En el evento de que se vaya a ir modificando la regulación y se vayan estandarizando los requisitos, se apoyaría a la parte económica de los proyectos porque ya se sabría desde el momento del diseño previo a participar en licitaciones o a consultar por los permisos a los encargados de la red, qué condiciones técnicas y de mercado cumplir”.

NEU Energy es una empresa que opera como un comercializador de energía digital, cuyo objetivo es optimizar los consumos de energía de sus usuarios a través de la captura de datos en tiempo real de sus consumos de energía.

“Nuestra plataforma de gestión de consumo y nuestros algoritmos de inteligencia artificial están diseñados para entender el comportamiento de nuestros usuarios y enviar notificaciones personalizadas para reducir el consumo de energía”, resalta Juan Esteban Hincapié, CEO de NEU Energy.

En una entrevista para Energía Estratégica, el directivo comenta cuál es el presente de la empresa y cuáles serán los pasos a seguir en este 2022.

¿Cómo funciona el servicio de detección de consumos ineficientes en equipos que ofrecen para las empresas e industrias y qué tipo de soluciones de recambios (por equipos de mejor calidad) les ofrecen?

Podemos identificar consumos ineficientes de dos maneras:

Con los datos que tomamos en tiempo real de nuestros medidores inteligentes.
Identificando los consumos de energía equipo por equipo con nuestro desagregador de cargas.

Entendemos el comportamiento de nuestros clientes y hacemos recomendaciones para que pueda reducir su consumo, pero, además, le hacemos recomendaciones para realizar recambios por equipo de mejor calidad.

¿Qué balance hace la comercializadora sobre este 2021?  

Fue un año muy bueno para NEU. Crecimos 923% con respecto al 2020, tenemos 808 clientes en nuestra plataforma y proveemos 8 GWh/mes de energía.

¿Qué rol está jugando la energía renovable en sus operaciones?

Nuestro objetivo es abastecernos con energía renovable para ofrecer a nuestros clientes la opción de elegir este tipo de fuentes de generación.

¿Qué expectativas y objetivos barajan para el 2022?

Queremos crecer para alcanzar 38 GWh/mes de energía contratada, aumentar nuestros contratos de energía con generadores renovables, lanzar nuestra línea de financiamiento de equipo relacionados con eficiencia energética o sostenibilidad, lanzar nuestra oficina en Brasil y seguir trabajando con nuestros clientes para optimizar nuestro servicio.

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) tiene la intención de contratar los servicios de consultoría descriptos en la siguiente Solicitud de Expresiones de Interés.

Selección #: RG-T3988-P001

Método de selección: Selección competitiva simplificada

País: Panamá

Sector: Energía (ENE)

Financiación – CT #: (i) ATN/SX-19067-RG. (ii) ATN/AC-18948-RG, ATN/MC-18949-RG, ATN/OC-18947-RG.

Proyecto #: (i) RG-T3988. (ii) RG-T3904.

Nombre de la CT: (i) Descarbonización a través del hidrógeno: Vías para la Recuperación Verde. (ii) Una facilidad financiera de hidrógeno verde para acelerar la descarbonización de América Latina y el Caribe mediante la recuperación verde.

Descripción de los Servicios: elaboración de los estudios de viabilidad técnica, económica y legal para el desarrollo del mercado de hidrógeno verde en Panamá.

Enlace al documento TC: (i) https://www.iadb.org/es/project/RG-T3988 (ii) https://www.iadb.org/es/project/RG-T3904

Las expresiones de interés deberán ser recibidas usando el Portal del BID para las Operaciones Ejecutadas por el Banco http://beo-procurement.iadb.org/home antes de 15 de febrero de 2022, a las 5:00 P.M. (Hora de Washington DC).

El objetivo de esta consultoría es elaborar los estudios de viabilidad técnica, económica y legal para la introducción de hidrógeno verde en la oferta de energía para el mercado doméstico, así como el abastecimiento de un mercado internacional desde Panamá. Los servicios de consultoría («los Servicios») incluyen:

Descripción del estado actual del hidrógeno
Estimación de proyecciones de oferta y de demanda a nivel mundial
Desarrollo de proyecciones de rutas de comercialización
Identificación del rol de Panamá en la cadena logística y mercado del hidrógeno verde
Estimación de inversiones
Priorización de inversiones mediante análisis multicriterio
Elaboración de propuestas de valor añadido 
Definición de propuestas de ajustes regulatorios
Desarrollo de la estrategia nacional
Análisis económico
Análisis de riesgos
Desarrollo de estudios de prefactibilidad

El tiempo estimado para la ejecución de los servicios es de seis (6) meses.

Las firmas consultoras elegibles serán seleccionados de acuerdo con los procedimientos establecidos en el Banco Interamericano de Desarrollo: Política para la Selección y Contratación de Firmas Consultoras para el   Trabajo Operativo ejecutado por el Banco – GN-2765-4. Todas las firmas consultoras elegibles, según se define en la política, pueden manifestar su interés. Si la Firma consultora se presentara en Consorcio, designará a una de ellas como representante, y ésta será responsable de las comunicaciones, del registro en el portal y del envío de los documentos correspondientes.

El BID invita ahora a las firmas consultoras elegibles a expresar su interés en prestar los servicios asociados a la asignación. Las firmas consultoras interesadas deberán proporcionar información que indique que están cualificadas para suministrar los servicios (folletos, descripción de trabajos similares, experiencia en condiciones similares, disponibilidad de personal que tenga los conocimientos pertinentes, etc, se recomienda no enviar más de 30 páginas). Las firmas consultoras elegibles se pueden asociar como un emprendimiento conjunto o en un acuerdo de sub-consultoría para mejorar sus calificaciones. Dicha asociación o emprendimiento conjunto nombrará a una de las firmas como representante.

Nota: por favor, considerar que está etapa es solo para recibir expresiones de interés para el proceso de selección. No enviar propuestas completas, no enviar solamente las hojas de vida de expertos. No enviar propuestas de precios.

Las firmas consultoras elegibles que estén interesadas podrán obtener información adicional en horario de oficina, 09:00 AM – 5:00 PM (Hora de Washington DC), mediante el envío de un correo electrónico a: arturoal@iadb.org con copia a michellecar@iadb.org y ricardoesp@iadb.org.

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovable de Ecuador confirmó que en los próximos días se darán a conocer todos los detalles sobre el fideicomiso del Sector Eléctrico. 

“El Gobierno Nacional viene estructurando este instrumento fiduciario de bancabilidad para brindar condiciones adecuadas que motiven la inversión privada, a través de la seguridad jurídica y financiera de todos los participantes del sector eléctrico ecuatoriano”, aseguraron fuentes del ministerio a Energía Estratégica. 

Su conformación fue posible a partir de la reforma al reglamento general de la ley orgánica del servicio público de energía eléctrica que determinó a través del Decreto Ejecutivo No 239 del octubre del 2021:

 Adherirse al fideicomiso o estructura fiduciaria mediante la cual se administren los recursos del sector eléctrico ; y ,

Otorgar cualquier mecanismo de garantía a favor de acreedores garantizados o financistas, sobre los bienes de generación , así como sobre los derechos derivados del título habilitante y de la estructura fiduciaria » .

Ahora bien, según precisaron desde el Ministerio, este instrumento actuará bajo un orden de prelación establecido en la regulación de “Régimen Económico y Tarifario para la prestación de los servicios públicos de Energía Eléctrica y de Alumbrado Público General”, tendrá una vigencia de 30 años y contará con los recursos provenientes de la recaudación del usuario final. 

Y adelantaron: “este documento tiene previsto suscribirse en el mes de febrero de 2022”

¿Porqué es tan importante para el sector de las energías renovables? 

El sector renovable celebra especialmente que el plazo se corresponda con el de la máxima duración de los contratos de concesión al que se adjudicarán a los próximos proyectos de ERNC bajo Procesos Públicos de Selección (PPS). 

Es preciso recordar que bajo la administración de Guillermo Lasso, Ecuador se comprometió a impulsar más de 5500 MW de energías limpias al 2030, de los cuales unos, 2000 MW son de renovables no convencionales (ver detalle en la actualización del Plan Maestro de Electricidad).

Además, como antes se mencionaba, en el orden de prelación establecido en la regulación se recomienda definir que la generación y transmisión privada estén en la prelación más alta, antes de la distribución.

Al respecto, se argumenta que: “Es importante para la bancabilidad de los proyectos que los participantes privados estén en un primer orden de prelación. Esto no tendría ninguna afectación práctica para las empresas de distribución pero ayudaría mucho a la percepción de los financistas con respecto a la fuerza del instrumento”.

https://www.energiaestrategica.com/ecuador-se-compromete-a-impulsar-mas-de-5500-mw-de-energias-limpias-al-2030/

Ecuador se compromete a impulsar más de 5500 MW de energías limpias al 2030

El Negociado de Energía de Puerto Rico aprobó hoy mediante Resolución y Orden la construcción de dieciocho (18) proyectos para el almacenamiento y generación de energía fotovoltaica en el archipiélago de Puerto Rico. En total, los proyectos tendrán una capacidad de 844.8 MW.

Según el presidente del organismo regulador, Edison Avilés Deliz, la determinación se fundamenta en que “los proyectos evaluados y aprobados son cónsonos con los planes estratégicos y la planificación integrada de recursos energéticos en Puerto Rico, así como el deber y compromiso que tiene este Negociado de fiscalizar el cumplimiento con los mismos para beneficio de los consumidores, del medio ambiente y de cada residente de la Isla”.

Se detalló además que se solicitó información suplementaria para dos (2) proyectos en adición que, de ser aprobados, podría redundar en una capacidad de 894.82.MW.

El Negociado de Energía de Puerto Rico es el ente independiente y especializado creado por la Ley 57-2014, según enmendada, para servir como componente clave para la cabal y transparente ejecución de la Reforma Energética. “Amparados en el cumplimiento de nuestros deberes y facultades, este proceso requirió que la Autoridad de Energía Eléctrica demostrara que las garantías, auditorías, evaluaciones y procesos de interconexión de cada uno de estos dieciocho (18) proyectos de energía solar no pusieran en riesgo la seguridad y confiabilidad de nuestro sistema y capacidad de distribución”, añadió el ingeniero y licenciado en derecho.

Como se desprende de la Resolución y Orden, el Negociado toma conocimiento del interés de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico para establecer tres (3) proyectos adicionales para el almacenamiento de energía por medio de baterías. Estos continuarán bajo evaluación toda vez que se ha requerido información adicional sobre los mismos.

Para Avilés Deliz, este lenguaje “confirma, una vez más, la confiabilidad de los procesos que lleva a cabo el Negociado con miras a regular la capacidad, confiabilidad, seguridad, eficiencia y razonabilidad de los proyectos de energía mientras velamos porque cada iniciativa o propuesta provoque resultados medibles tanto en la capacidad de generación como en la distribución de energía, luego de reconocer su impacto en las tarifas y facturas relacionadas al servicio y sistema eléctrico de Puerto Rico”.

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

El proyecto consiste en la construcción de 8 plantas fotovoltaicas en su primera etapa, que volcará la energía producida a la red de distribución que administra EJESA , compañía proveedora de energía en la Provincia de Jujuy.

Los diferenciales de este proyecto, son que la energía se generará y se consumirá en espacios geográficos contiguos evitando así el uso de grandes estructuras de transporte y transformación.

«Es un proyecto innovador a nivel Nacional,entre una Empresa Generadora y una Empresa Distribuidora, logrando potencialmente alentar a otros actores del Mercado Eléctrico Argentino en este tipo de esquemas de negocios y fomentando con ello la generación de energía eléctrica a través de medios renovables», expresó Felipe Albornoz, Presidente de JEMSE.

Algunas de las características del proyecto: las 8 plantas que se construirán en la primera etapa acumulan una potencia de 48 MW nominales, y serán entregados en su totalidad al sistema distribuido e interconectado de la provincia de Jujuy.

Ubicación

Las locaciones previstas para la implantación de los proyectos están de acuerdo a los más elevados estándares de calidad para la generación solar, desde su altura (proximidad al sol), horas de exposición solar diarias (latitud favorable), geomorfología (extensos valles) y una adecuada infraestructura eléctrica ya en servicio.

Orden de preferencia

Los proyectos mencionados se realizarán según una preferencia basada en la necesidad energética de la zona. A continuación, se verá el orden de inicio en la ejecución de cada proyecto: PI Perico 6Mw, Cannava 6Mw, Guerrero 12Mw, El Carmen 3 Mw, Los Lapachos 6Mw, Caimancito 6Mw, Yungas 3 Mw y Chalican 6 Mw.

El año pasado comunicamos que Honduras preparaba una subasta para que compitan proyectos de generación de todas las tecnologías por contratos de suministro competitivos a firmar con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

La asunción de la nueva administración de gobierno no puso en dudas esta convocatoria pero las primeras declaraciones de la presidente Xiomara Castro, referidas a revisión de contratos, subsidios y reformas a la ley eléctrica, sí cubrieron con un manto de incertidumbre a todo el sector energético hondureño.

Y, ante la ausencia -al menos por ahora- de un nuevo Aviso de Licitación Pública, Energía Estratégica consultó a la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) para conocer mayores precisiones sobre la continuidad del proceso.

“La licitación va por 450 MW pero todavía no ha sido publicada ya que aún se están elaborando las bases”, respondió Samir Siryi, director ejecutivo de la AHER.

Según pudo saber éste medio, esta etapa contaría con el asesoramiento de una empresa de consultoría argentina bajo la única dirección de que la energía y potencia que se requerirá en este proceso no tendrá ninguna restricción de tecnología salvo el carbón.

¿Cuánta potencia y energía de fuente renovable y térmica no renovable se requerirá? ¿A qué plazos? ¿A qué moneda? Son algunas preguntas que aún se mantienen sobre el proceso.

En tal sentido, Samir Siryi señaló que hay muchos desafíos por atender antes de la subasta, tanto en los pliegos como a nivel de estructura de gobierno por el cambio de administración. Con lo cual, se vuelve complejo lanzar esta licitación a la brevedad.

“Definitivamente, que aún no haya secretario/a de energía y presidente de la ENEE retrasa; no sólo a la subasta que esperábamos que se lance a inicio de este año sino también a la operatividad del mercado en estos momentos”, advirtió el director ejecutivo de la AHER.

Y agregó: “Esperamos que la licitación avance y no tome más tiempo del necesario, porque el déficit existe y requiere de un proceso transparente que invite a la competitividad, esa es la única manera realmente de obtener precios atractivos”.

Respecto a las características de la licitación que requeriría el empresariado, el director ejecutivo de la AHER señaló que primeramente tendrá que reunir condiciones atractivas para los proyectos.

“Dentro de nuestra asociación tenemos 500 MW de proyectos listos para construir pero no se construyen por falta de cierre financiero. Necesitamos que las condiciones otorgadas en la licitación hagan que estos proyectos vayan a ser bancables”.

De allí, mencionó: “se requieren facilidades fiscales, de plazos e incentivos para atraer a inversionistas extranjeros con capital fresco para energías renovables”.

Ahora bien, en atención al riesgo país alto más el riesgo de la ENEE que complica el financiar proyectos en el país, también serían necesarias otras medidas de fondo que brinden seguridad jurídica. En palabras del referente de AHER:

“Para esta licitación, necesitamos garantías de pago sólidas muy distintas a lo que tenemos hoy donde estamos con nueve facturas vencidas”.

“A nivel de estabilidad del mercado, también creemos que el gobierno no debería optar renegociar contratos previos puesto que realmente la medida sería más negativa que lo que pueda aportar una disminución a los precios, ya que enviaría señales de inseguridad jurídica y de mayor riesgo de país, entre otras cosas”.

Una planta solar fotovoltaica que suministrará 23GWh a la red -el equivalente al consumo de energía de 17 mil personas- inició su proceso de construcción en Colombia.

La inversión de 11 millones de dólares es propiedad de MPC Energy Solutions y cuenta con más de 22 mil paneles Vertex de Trina Solar que entregarán una capacidad nominal de 12,3 MW.

La puesta en marcha del Parque Los Girasoles será cuarto trimestre de 2022 y se estima que el proyecto genere alrededor de USD 1,3 millones en ingresos por año una vez que entre en operación.

El proyecto contará con módulos bifaciales Vertex DEG19C.20 con potencia de hasta 550W, y ofrecerá importantes beneficios medioambientales, ayudando a evitar la emisión de 15.200 toneladas de CO2 al año. Como parte de su compromiso de garantizar que sus proyectos en Colombia ofrezcan una transferencia de habilidades sostenible y oportunidades para todos, MPCES ha establecido objetivos para garantizar un equilibrio en el número de trabajadores masculinos y femeninos durante la fase de construcción.

Para Álvaro García-Maltrás vicepresidente para América Latina y el Caribe de Trina Solar, “Colombia -después de Brasil y Chile- es uno de los mercados más interesantes en la región y, estamos seguros que será un mercado que crecerá exponencialmente en los próximos dos o tres años. Trina dedicará sus mejores esfuerzos a contribuir al crecimiento del Mercado Colombiano, aportando nuestros productos de alta eficiencia con los más elevados estándares de calidad y servicio.

Parque Solar Los Girasoles está situado en la región de Norte de Santander con centros urbanos establecidos e infraestructura de transporte, lo que asegura excelentes condiciones para las etapas de construcción y operación.

“El anuncio de Parque Solar Los Girasoles es parte de nuestros esfuerzos para ayudar a Colombia a reducir las emisiones de carbono, descentralizar y diversificar la generación de energía. Nuestros proyectos ayudarán a garantizar que los colombianos se beneficien de una electricidad confiable y más limpia en las próximas décadas” comentó Martin Vogt, CEO de MPC Energy Solutions.

Desde hace mucho tiempo que el sector energético de México asegura que hay demoras o inconvenientes a la hora de conseguir permisos, ya sea aquellos gestionados a través de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) o por el Centro Nacional del Control de Energía (CENACE), o incluso que se han frenado desarrollos ante la incertidumbre que se vive en el país. 

Y Carlos Salazar, presidente del Consejo Coordinador Empresarial (CCE), no se quedó al margen de esto y planteó la situación durante el Parlamento Abierto de la reforma eléctrica, precisamente en el foro N°10 denominado “Impactos económicos y financieros para la CFE y la Hacienda Pública de las reformas energéticas y su sustentabilidad”. 

“Hay más de 150 proyectos a futuro que equivalen a más de 40 mil millones de dólares de inversión que ahora están detenidos, y que el país necesita. Los proyectos de infraestructura requieren certidumbre a largo plazo y estabilidad regulatoria. Y si hay más oferta de energía, bajará el precio, es un principio económico básico”, denunció. 

En lo que refiere a solicitudes de permisos hacia la CRE, durante el transcurso del segundo semestre del 2021 y enero 2022, ya se desestimaron alrededor de 1 GW de proyectos renovables, pese a que, en cuanto a costos, sean más competitivas que otras centrales convencionales y ayuden para alcanzar la transición energética. 

Y en algunos casos, la resolución del ente regulador correspondiente llegó luego de tras varios meses desde que las peticiones ingresaron al sistema, a tal punto que muchas lo hicieron durante el primer semestre del año pasado. 

Mientras que en los casos de freno a las inversiones en el país, varias multinacionales ratificaron su postura de no seguir adelante con sus proyectos de energías limpias en el último tiempo debido a cuestiones jurídicas, legales o económicas. Decisiones influenciadas aún más por los efectos de la pandemia. 

Pero en el caso de las inversiones en redes de transmisión y en distribución (le corresponde a Comisión Federal de Electricidad), Salazar señaló la necesidad de que se realicen, ya que las consideró “clave” para impactar en el costo del servicio eléctrico para la población y las pequeñas y medianas empresas. 

“Dedicar recursos a ello, ayudará a reducir los costos de generación, permitiendo acceder a fuentes de energía renovables y de bajo costo. Y al tener una red más robusta, el suministro eléctrico para los usuarios será más seguro y de calidad”, concluyó.

El Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER) seleccionó su nueva Junta Directiva para el periodo comprendido entre enero 2022 y enero 2024, durante la asamblea general ordinaria del Encuentro Anual de Altos Ejecutivos de la entidad, celebrada en Costa Rica. 

Y con presencia en persona de más del 75% de las empresas que componen CECACIER, Marianela Herrera Guerrero, vicepresidenta de Ingeniería ENSA (Panamá), fue reelecta como presidenta (asumió a fin del 2020) por sobre la presentación al cargo por parte de Rafael Velasco Espaillat, superintendente de Electricidad de República Dominicana, quien seguirá como asesor estratégico de la Junta. 

“El proceso electoral en general fue bueno. Hubo buena comunicación y estuvo reñida la elección. Y como en ninguna de las tres rondas se alcanzaron los votos requeridos para uno u otro (se necesitan dos terceras partes para que un candidato sea electo), se fue a la suerte”, le aseguró Herrera Guerrero a Energía Estratégica. 

Además, Norma Grande Rodríguez (gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador) y Augusto Bello Richardson (director de Compra de Energía y Regulación de EDEESTE, República Dominicana) también seguirán en sus cargos como vicepresidenta y secretario, respectivamente. 

En tanto que Yeulis Rivas Peña (director Fuentes Alternas y Uso Racional de Energía de la CNE, República Dominicana) y Luis F. Andrés Jacomé (director de Distribución de la Energía de la CNFL, Costa Rica) ocuparán los cargos de vocal y fiscal, en ese orden. 

– ¿Cuáles son los desafíos de ahora en adelante? – La presidenta electa reconoció que la mirada estará puesta en la integración regional y ayudar a nivelar y mejorar la gestión de las distintas empresas que conforman la entidad. 

“Empezamos compartiendo mejores prácticas en innovación, movilidad eléctrica y universalización del servicio. Y queremos ver todos los temas regulatorios de la región para saber de qué manera aportar a que el mercado se consolide y pueda superar eficientemente el COVID y la transformación energética”. 

“Hay varios países de Centroamérica con potencial de geotermia e incluso tenemos un grupo de trabajo dedicado a ello así como también en la digitalización y redes inteligentes, entre otros. Adicionalmente este año veremos el tema del hidrógeno verde, cómo se desarrolla en la región y a nivel mundial”, amplió.

También seguirán los avances de los proyectos renovables que hay en la región, incluyendo aquellos que se encuentran en etapas de desarrollo en estos momentos, y los sistemas de respaldo de generación, como ejemplo el gas o tecnologías de baterías e hidrógeno, mientras estas últimas abaratan sus costos.  

“A futuro se tratará el uso de sistemas inteligentes para manejos de las redes y apoyar la integración de las líneas de transmisión, a la par de progresar en la repotenciación del SIEPAC”. 

SIEPAC aumentará capacidad de integración energética hasta 600 MW

“Y por otro lado se seguirá trabajando en género. Era importante que la representación de CECACIER se mantenga en una mujer y, a futuro, haya un porcentaje representativo de mujeres en la junta directiva”, agregó a modo de cierre. 

De acuerdo a la consultora SPEC, el vertimiento que afecta a las centrales solares fotovoltaicas y eólicas durante el primer mes de este año acumuló un total superior a 160 GWh.

Se trata de un volumen muy importante: Mayor a todo lo registrado en 2019; el equivale al 70% de las pérdidas de todo el 2020; y cerca del 40% de todo el año pasado.

Una de las entidades que viene bregando por medidas que mitiguen esta situación es la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), que está proponiendo un plan al corto, mediano y largo plazo.

Para conocer más acerca de esta situación y del programa, Energía Estratégica dialogó con Darío Morales, director de estudios de ACERA.

¿Qué efectos genera esta situación para las centrales renovables de Chile?

En 2021 los recortes de inyecciones eólicas y solares superaron los 450 GWh. En términos porcentuales los recortes de los últimos meses están superando los valores máximos vistos en 2020, mientras que, en términos absolutos, estamos llegando a valores mensuales de recortes comparables a los peaks de 2017.

No cabe la menor duda de que este nivel de recortes afecta a la industria impactando seriamente en el balance comercial de las empresas del sector. Adicionalmente, es importante considerar que esa energía renovable no inyectada debió ser reemplazada mayoritariamente por generación fósil, lo que a su vez impacta negativamente en las emisiones totales del sector eléctrico.

No es extraño, por ende, que el factor de emisiones del sistema eléctrico nacional haya aumentado en los últimos meses.

¿Cuáles deberían ser las claves para mitigar los vertimientos?

La principal razón de estos recortes es la capacidad limitada de transmisión, así como ciertos criterios de seguridad de operación del sistema.

Para resolver el balance entre la seguridad del sistema, el retiro de unidades térmicas de carbón y el manejo de los menores aportes de hidroelectricidad que tenemos hoy, ACERA ha trabajado en una serie de medidas de corto, mediano y largo plazo.

En el corto plazo, es fundamental que las políticas operacionales y los procedimientos del Coordinador Eléctrico Nacional busquen explícitamente hacer frente a los recortes mediante estrategias para maximizar uso de la infraestructura de transmisión en niveles que no comprometan la seguridad del sistema en 500 kV, pero que sí le den holgura a la transmisión en otros niveles de menor tensión.

En el mediano y largo plazo, es urgente generar las condiciones para que las obras del plan de expansión de transmisión se planifiquen y construyan en los plazos estipulados, lo que nos lleva a analizar la idoneidad de los actuales modelos de la planificación de la transmisión.

Para esto hemos pedido en varias oportunidades al Gobierno la conformación de una instancia de coordinación público-privada para, entre todos los involucrados, hacer seguimiento, evaluación temprana de riesgos y planes de acción para gestionarlos y encauzar soluciones en los proyectos de transmisión relevantes que tengan alguna afectación.

¿Creen que durante este 2022 se podrían implementar mejoras ante esta situación?

Absolutamente. Una de esas medidas es la incorporación de automatismos que actúen sobre la generación de forma de poder usar las líneas de transmisión a una mayor capacidad, sin afectar la seguridad del sistema. Sobre este punto, actualmente el Panel de Expertos está analizando una discrepancia, de la cual ACERA es parte, en la que se cuestiona el procedimiento establecido por el CEN para la instalación de automatismos.

Dicho procedimiento fue evaluado como una dificultad para la futura implementación de más automatismos. Lo que preocupa es si, de aplicar finalmente el procedimiento propuesto por el CEN, qué otras alternativas disponibles evalúa el organismo para dar soluciones de corto plazo a fin de descomprimir las congestiones que, además, irán en aumento en los próximos años.

Ayer, 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 será el día en que entre en operaciones la primera turbina que inaugurará a la mega represa Hidroituango.

“Estos 300 MW de capacidad van a ayudar al sistema a tener mayor confiabilidad y a todo Colombia a que en el evento del fenómeno del Niño, o una temporada seca prolongada, tenga un respaldo de una energía que es limpia, renovable y barata, lo que va a aliviar el bolsillo de cada uno de los colombianos”, resaltó el funcionario en una rueda de prensa realizada en la zona del vertedero del proyecto.

Por su parte, William Giraldo, Vicepresidente de Proyectos Generación de Energía de EPM, señaló que están trabajando de manera acelerada para cumplir con la fecha señalada. Para ello, el próximo paso será colocar la turbina, la cual recibirá unos 270 m3 por segundo.

Precisó que, durante el mes de abril, se instalará el rotor, que tiene un peso de 550 toneladas, el cual “ya se está armando en la sala de montajes”, aseguró.

Del mismo modo, se colocará el primer cuarto de estator, que se estará armando durante los primeros tres meses “para terminar en mayo con la máquina completamente armada y empezar a hacer las pruebas y el control”, comentó Giraldo.

Finalmente, el Vicepresidente de Proyectos indicó que, entre mayo y junio, terminarán el recubrimiento del tuvo vertical que lleva el agua a la casa de máquinas, el cual permitirá el alcance del hito de entrada en operaciones de la primera turbina el 26 de julio de este año.

El cronograma

De este modo, EPM comienza a dar cumplimiento al cronograma que se propuso el año pasado, el cual aseguraba que durante el segundo semestre de este año ingresarían las primeras dos turbinas de Hidroituango.

En cuanto a la segunda unidad, se espera que ingrese en funcionamiento entre noviembre y diciembre de este año.

Cabe recordar que el mega proyecto hidroeléctrico contará con ocho turbinas por un total de 2.400 MW, los cuales representarán cerca del 17% de la demanda eléctrica total del país, lo que, en palabras del ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, va a provocar que “haya mucha más oferta de energía en el mercado”.

Respecto a las seis unidades restantes, por 1.800 MW, desde EPM calculan que empezarán a funcionar gradualmente entre el 2023 y el 2025, de no mediar contratiempos.

Complementando la emisión del bono verde, YPF Luz además reabrió su bono dollar linked Clase IX por un monto nominal total equivalente a 10,9 millones de dólares a una tasa negativa del 0,26%, con vencimiento en agosto del año 2024. Esto implica que la Compañía recibirá un monto equivalente a 11,9 millones de dólares, 1 millón de dólares por encima de la obligación contraída.

La emisión del bono verde fue calificada por FIX, afiliada de Fitch Ratings, la cual concluyó que las Obligaciones Negociables Clase X emitidas por la compañía, están alineadas a los cuatro componentes principales de los Principios de Bonos Verdes (GBP por sus siglas en inglés) del ICMA (International Capital Market Association) generando un impacto ambiental positivo.

El Parque Solar Zonda generará energía solar fotovoltaica, obtenida en la transformación de la energía de la radiación solar en energía eléctrica. En una primera etapa se estima una generación de 100 MW, ampliable a 300 MW, equivalente al consumo de 70.000 hogares. YPF Luz venderá la energía limpia generada a grandes usuarios y clientes industriales en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

El terreno seleccionado para su desarrollo tiene una superficie aproximada de 300 hectáreas. La etapa de construcción tendrá una duración aproximada de 14 meses, brindando la posibilidad de generar empleo y un incremento en la actividad económica local a través de la demanda de servicios indirectos y proveedores locales.

“Estamos muy orgullosos de emitir nuestro primer bono verde para el desarrollo del Parque Solar Zonda, que generará energía solar desde San Juan. De esta forma YPF Luz refuerza su presencia federal, con operaciones y proyectos en 6 provincias del país. Este proyecto no solo refleja el compromiso de la compañía de continuar diversificando la matriz energética nacional, sino también nuestra responsabilidad con el medioambiente, y con nuestras comunidades”, sostuvo Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Cuando el proyecto complete todas sus etapas, ampliará la capacidad de generación renovable actual en un 25% en San Juan. El parque solar generará un ahorro de emisiones de carbono de 120.000 tn. CO2 equivalentes al año, respecto de una central termoeléctrica equivalente.

El Proceso Público de Selección (PPS) para el Primer Bloque de Energía Renovable no Convencional (ERNC) de 500 MW aún continúa en la denominada “etapa de Planificación” abierta a recibir consultas de las partes interesadas.

En exclusiva para Energía Estratégica, Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador, comunicó:

“A la presente fecha, se cuenta con 16 empresas habilitadas para acceder al cuarto de datos”.

Es decir que de 99 empresas que adquirieron los pliegos de esta primera convocatoria a Bloque de ERNC, sólo 16 participantes del mercado supieron completar los primeros requisitos del PPS para continuar con el proceso participativo.

En esta instancia, un tema común de consulta fue la flexibilidad de los tiempos planteados en el cronograma. Y es que, identificada una complejidad para realizar los proyectos propuestos, los oferentes requerirían una prórroga de los próximos hitos establecidos en los pliegos.

“Han planteado varias solicitudes de ampliación de plazos, por la importancia de los proyectos”, aseguró el viceministro Arguello.

Y adelantó: “Han sido acogidas, extendiéndose en un mes los plazos establecidos de manera inicial”.

Así, la reprogramación de esta primera convocatoria ecuatoriana que prevé nuevas centrales eólicas, solares, hidroeléctricas y de bioenergías por hasta 500 MW totales repercutirá en los tiempos de la entrega de las ofertas.

Ahora, los competidores deberán entregar el sobre 1 en el mes de octubre (previamente fijada para el 27 de septiembre) y el sobre 2 en el mes de diciembre (anteriormente prevista para el 24 de noviembre de este año).

De no realizarse nuevas modificaciones en el cronograma, las empresas que demuestren mayor competitividad podrán ser declaradas como adjudicadas este mismo año a fin de garantizar al inversionista seguridad jurídica.

Respecto a las concesiones de convocatorias precedentes que aún no se firmaron, el viceministro Arguello, adelantó que además de los resultantes de este primer Bloque de ERCN, ya tienen en agenda para este año la celebración de contratos por más de 300 MW.

“En breve, se firmarán otros contratos adjudicados de generación renovable: 110 MW eólicos, 200 MW fotovoltaicos y una red de generación fotovoltaica de 14 MW con almacenamiento de 41 MWh en las islas Galápagos”, precisó.

Uno de los viejos reclamos del empresariado de las energías renovables dentro de Colombia es la regulación del espectro eléctrico. Muchos proyectos ocupan capacidad de red disponible desde hace largos años y les quitan oportunidades a emprendimientos con posibilidades reales de avanzar en construcción.

A partir de la Resolución CREG 075, reglamentada a fines del año pasado, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estableció lineamientos para resolver este inconveniente: Quitar los proyectos que no se construirán y darles lugar a aquellos con capacidad de hacerlo.

“Todos estábamos muy contentos con la nueva medida, pero ahora nos llevamos una sorpresa grandísima: La UPME no está respetando los proyectos que están en lista de espera desde hace años, con concepto favorable de los operadores de red y de la subestación eléctrica que asegura que hay capacidad de red disponible”, advierte Iván Martínez, presidente de Egal.

El empresario explica que la UPME les solicita volver a presentar los proyectos, incorporándose al nuevo padrón.

“Por qué tenemos que hacer nuevamente todos los papeles, volver a contratar estudios y hacer de nuevo la fila como si fuéramos un proyecto que recién llega si hace tiempo que estamos esperando para que nos habiliten capacidad para poder avanzar con nuestros emprendimientos”, cuestiona Martínez.

Cabe señalar que la Resolución 075 propone que, una vez que se apruebe el punto de conexión para un emprendimiento, el inversor tendrá dos meses para abonar garantías, que consisten en 10 dólares por kW (siendo que antes era de 1 dólar por kW); además, la empresa debe indicar una Fecha de Puesta en Operación (FPO), la cual será difícil de modificar.

“Nosotros no tenemos problemas de que nos impongan esas condiciones, pero necesitamos que no nos desplacen a los proyectos que venimos haciendo la fila desde hace tiempo”, enfatiza el titular de Egal. Y remata: “Los inversionistas están muy molestos porque dicen que no se están respetando las reglas de juego”.

Por esta situación, desarrolladores presentaron derechos de réplica ante la UPME, esperando una respuesta favorable de la entidad. Aun no hubo respuestas.

Por otra parte, cabe destacar que el Gobierno todavía no se ha expedido sobre cuáles serán los criterios que se priorizarán para otorgar las conexiones en caso de que más de un proyecto compita por capacidad de red.

Propuestas ante esta situación

Paralelamente, Martínez baraja algunas medidas que podrían tomarse para que se establezca “una transición normativa adecuada en el sector de las energías renovables en Colombia”.

“Proponemos que los proyectos con conexiones aprobadas por la UPME que no colocaron las garantías en los tiempos exigidos y/o tienen FPO (Fecha de Puesta en Operación) vencidas liberen de inmediato su capacidad”, indica.

Y ejemplifica: “Proyectos como Termo Palmeros, de 650 MW, y muchos otros en esa situación deben liberar su capacidad inmediatamente, sin dilaciones, pues los tiempos para recursos ya han vencido”.

Propone que los proyectos que están en fila con concepto negativo por “capacidad de red” y que han solicitado dentro de los términos de ley los derechos de reposición deben ser nueva y rápidamente evaluados.

“En caso de que realmente no existiera capacidad antes de la liberación, se deben evaluar teniendo en cuenta las nuevas capacidades disponibles. En caso de ser autorizados deben colocar garantías en tiempos y montos estipulados en la 075”, agrega.

Además, opina que los proyectos con autorizaciones negadas por “capacidad de red” que no presentaron derechos de reposición, pero desean avanzar, deben de manera automática previa simple solicitud por escrito del promotor ingresar a la nueva lista de proyectos con prioridad, sin tener que llenar más formulario ni estudio alguno.

“En caso de aprobación deben colocar las garantías en monto y tiempo de la 075 (no debemos olvidar que los montos son 10 veces mayores a las anteriores en un tiempo muy corto). De lo contrario perderán su posibilidad y si desean persistir allí si hacer la fila desde cero”, sostiene.

Y remata: “De esa manera se tendría una transición justa para todos, que no desconoce el trabajo previo de muchos desarrolladores e inversionistas y que evitaría las demandas que vendrán si persisten en la estrategia arrasadora de borrón y cuenta nueva”.

Oscar Bernardo Campo Albarrán, coordinador de energía del Instituto Mexicano para la Competitividad, estuvo presente en el noveno foro del Parlamento Abierto para la reforma eléctrica y planteó algunas incongruencias de la misma, de la planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y de las críticas hacia las renovables. 

“Hay que incentivar generación y retomar el programa de retiro de centrales para sacar a las más obsoletas y costosas. Se requiere renovar y expandir el parque de generación. Y el mejor aliado es aquel que tenga la capacidad de generar más energía limpia a precios competitivos, independientemente si es la Comisión Federal de Electricidad o la iniciativa privada”. 

“También se debe invertir en transmisión. No es una discusión de si se quieren renovables o transmisión confiable, se pueden tener las dos. El tema está en regulación activa que alinee los incentivos de CFE y de los participantes privados y de la red, de tal forma que se pueda llevar esta expansión de manera ordenada”, aseguró. 

Y es preciso recordar que la iniciativa que CFE produzca y despache, al menos, el 54% de la energía que se genere en el país, así como la modificación de su figura a “organismo del Estado” y la a desaparición de la Comisión Reguladora y la Comisión Nacional de Hidrocarburos, además que Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) CENACE pase a formar parte de la CFE.

Siguiendo esta misma línea, el especialista sostuvo que, de aprobarse la reforma constitucional, se dañará financiera y operativamente a la empresa productiva del Estado. Y que ésta “no puede” ser juez y parte, es decir, el “regulador, operador y actor preponderante” del SEN. 

Además, puntualizó en que la reforma imposibilitaría a la Comisión Federal de Electricidad a realizar las inversiones necesarias para mejorar y ampliar la red de transmisión. ¿Por qué? Argumentó que “los recursos escasos irán a generación eléctrica en lugar de invertirlos en transmisión”, comenzó. 

“Se alinearán los incentivos para que CFE vea sus prioridades en la generación en vez de la planeación del sistema y de las necesidades del país. Mientras que la Comisión no tiene la capacidad de absorber la demanda de energías renovables de México  y de los requisitos de acelerar el tendido y despliegue de capacidad de esta índole en los años venideros”, agregó. 

Por otro lado, Oscar Bernardo Campo Albarrán también se hizo eco de los dichos de diversas autoridades sobre que existen excesos de permisos y dejó una pregunta donde apuntó a futuros proyectos

“Si hay excesos de permisos, ¿por qué la principal prioridad en las inversiones de la Comisión Federal de Electricidad es licitar seis centrales de ciclo combinado y el parque solar de Puerto Peñasco por 1 GW para 2028?”. 

SEED-Energy, empresa fundada en Francia, tiene como objetivo crecer dentro de los mercados energéticos de América Latina, principalmente debido al gran potencial que tiene la región para producir hidrógeno verde.

En concreto, la compañía desarrolla y comercializa un software denominado ODYSSEY, que se utiliza para tomar decisiones de inversión en sistemas energéticos, especialmente en los relacionados con H2.

“ODYSSEY construye un gemelo digital del sistema y lo utiliza en simulaciones dinámicas para dar una idea de su funcionamiento durante varios años. Y combinado con el uso de inteligencia artificial, optimiza el sistema energético como el dimensionamiento y control”, explicó Devan Bhatt, Desarrollador de Negocios Internacionales de SEED-Energy, en diálogo con Energía Estratégica.

Y continuó: “El software tiene la capacidad de realizar un completo estudio de factibilidad técnica, económica y ambiental de un sistema energético brindando indicadores clave a los tomadores de decisiones como valor presente neto, tiempo de recuperación, tasa de retorno, emisiones de CO2 evitadas, entre otros, encontrando los próximos modelos de negocio adecuados a abordar”.

“Somos el arquitecto y desarrollador del software, y podemos personalizarlo para adaptarlo mejor a las necesidades de nuestros clientes, como nuevos modelos y/o nuevos controles”, agregó el especialista.

“El software puede ser útil para todos los actores del sector energético, en particular para los involucrados en la transición energética: desarrolladores de proyectos renovables, consultorías de ingeniería, fabricantes, industriales, TSO (Transmission System Operator), DSO (Operador del sistema de distribución ) y más”, explicó.

¿Por qué están impulsando esta tecnología en América Latina y el Caribe? El desarrollador de negocios internacionales de SEED-Energy afirmó que el objetivo es hacer del software la herramienta de “referencia” para el diseño, optimización y apoyo a la toma de decisiones sobre inversiones en sistemas de hidrógeno multienergía y multiuso.

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“Los contactos en LATAM (principalmente en Chile y Argentina) confirman que deben integrar la producción de hidrógeno verde en su estrategia de desarrollo, y necesitan una herramienta como nuestro software”.

Nuevo proyecto de ley sobre renovables e hidrógeno verde entra en el Congreso de Argentina

“E incluso muchos otros países tienen un potencial enorme para la producción renovable usando fotovoltaica o eólica, lo cual es una ventaja muy importante para producir hidrógeno verde, amoníaco verde o e-metanol”, concluyó.

En un encuentro con comunicación virtual desde la sede de la empresa estatal Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), de la que participaron el gobernador bonaerense, Axel Kicillof, y el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo, el presidente de NASA, Dr. José Luis Antúnez, y el presidente de la Corporación Nuclear Nacional China (CNNC), Yu Jianfeng, suscribieron el contrato para el diseño, suministro y construcción de la Central Nuclear Atucha III en la localidad de Lima, provincia de Buenos Aires.

La cuarta central nuclear argentina, que estará ubicada en el predio del Complejo Nuclear Atucha, partido de Zárate, abastecerá al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) con una potencia eléctrica bruta de 1.200 MWe, contribuyendo con una fuente confiable, segura y limpia a la diversificación de la matriz de energética nacional, lo que permitirá reducir la demanda de combustibles fósiles y la emisión de gases de efecto invernadero.

Se trata de la primera central nuclear en construirse en el país desde 1981. El proyecto forma parte del Plan de Acción de NASA, aprobado por el gobierno nacional en el marco de la recuperación de la política de desarrollo nuclear soberana (link).

“Con el impulso a esta obra estratégica, el Estado Nacional reafirma nuevamente su compromiso con el crecimiento y la consolidación del sector nuclear, que fortalece y diversifica la matriz de generación eléctrica nacional y que tiene un impacto muy importante en nuestro desarrollo tecnológico e industrial”, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

“Sin energía, no tenemos desarrollo posible”, señaló el gobernador Kicillof y sostuvo que Atucha III «tiene una historia que se inició en 2004 cuando Néstor Kirchner vistió China y en 2006 cuando se inició el Plan Nuclear Argentino”.

Asimismo, destacó que en 2015 se firmaron “los contratos para la construcción de esta central nuclear. Luego, lamentablemente, el gobierno de Mauricio Macri retrocedió en los avances que tuvimos entre la Argentina y China. Suspendió todo y perdimos esos cuatro años en los que podríamos haber logrado avances significativos”.

Por su parte, el presidente de NASA, José Luis Antúnez, remarcó la importancia de avanzar en acciones concretas “para que podamos abastecer la demanda eléctrica de Argentina con energía de base, limpia, segura y sustentable, y combatir los efectos del cambio climático que afecta al planeta”.

Con una inversión de 8.300 millones de dólares, la mayor de origen chino en el país, la construcción comenzará a fines de 2022 e involucrará la creación de más de 7.000 empleos directos, además de una integración aproximada del 40% por parte de proveedores nacionales. El acuerdo fortalecerá los lazos para el desarrollo pacífico de la ciencia y tecnología nuclear, la generación de energía limpia y el desarrollo industrial y permitirá ampliar las capacidades nucleares nacionales gracias a la transferencia de tecnología para la fabricación argentina de elementos combustibles nucleares.

La central de tipo HPR-1000 contará con una vida útil de 60 años y utilizará uranio enriquecido como combustible y agua liviana como refrigerante y moderador. Cumple con todos los requisitos estipulados por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) e incorpora todos los avances en materia de seguridad establecidos en la última década.

“El año 2021 fue el más importante en energías renovables, alcanzando 440 MWp de capacidad instalada. Además, se comprometieron alrededor de 800 MW a través de la subasta de energía renovable de octubre del 2021”.

Con esa afirmación, Miguel Lotero confía a Energía Estratégica que Colombia va por un buen sendero de diversificación de la matriz energética.

Señala que, en cuanto a proyectos de gran escala, en 2021 ingresaron al sistema 42 proyectos, que representaron inversiones por alrededor de $1,3 billones (330 millones de dólares) y aproximadamente 2.600 empleos directos. “Estos proyectos proporcionan la energía equivalente que se requiere para 338.000 usuarios residenciales y evitan la emisión de 569.000 toneladas de CO2 al año”, resalta.

En una entrevista a fondo para este portal de noticias, el viceministro de Energía hace un repaso de la agenda de las renovables que se viene para este año, entre lo que se incluye la eólica marina y el hidrógeno verde y azul. ¿Es hora de seguir apostando por la gran hidroelectricidad? La mirada de Lotero.

¿Cómo fue esa progresión de la incorporación de energías renovables no convencionales desde que inició la gestión de Iván Duque?

La matriz energética hoy cuenta con una capacidad efectiva neta que se aproxima a los 18.300 MW, teniendo en cuenta los proyectos de gran y pequeña escala.

Cerramos el 2021 con un total de 714 MWp en proyectos solares y eólicos en operación, multiplicando por más de 25 la capacidad instalada de renovables no convencionales que existía en 2018.

Al inicio de este Gobierno, el país solamente contaba con alrededor de 28,3 MWp de capacidad instalada a través de centrales eólicas y solares, representados en 2 proyectos en La Guajira (Jepirachi) y Valle del Cauca (Celsia Solar Yumbo).

Actualmente, el país cuenta con 74 proyectos gran escala y más de 2.500 proyectos solares fotovoltaicos de autogeneración a pequeña escala, ubicados en diferentes regiones del país. Durante el 2021, entraron en operación 42 proyectos de gran escala y alrededor de 1.500 proyectos de autogeneración a pequeña escala.

Los proyectos ya construidos representaron inversiones por alrededor de $1,9 billones (casi 500 millones de dólares) y más de 4.000 empleos directos. Además, proporcionan la energía equivalente que se requiere para 539.000 usuarios residenciales y evitan la emisión de más de 900.000 toneladas de CO2 al año.

¿De qué dependerá que durante el 2022 se lance una nueva subasta de energías renovables a largo plazo?

El mecanismo de subasta que hemos diseñado establece que el Ministerio de Minas y Energía puede evaluar la pertinencia y oportunidad de ordenar la realización de una subasta, con base en tres criterios:

Los resultados de los análisis del Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión;
los registros UPME relacionados con los proyectos de generación de energía eléctrica y su fecha de puesta en operación;

y la información de la cantidad de demanda contratada en el Mercado de Energía Mayorista en el mediano y largo plazo elaborada por el administrador del mercado.

En estos momentos nos encontramos en constante monitoreo de estos tres criterios y en caso de que desde el Ministerio se determine que es pertinente y oportuno, se convocará una nueva subasta.

¿Cuánta nueva potencia de energías renovables no convencionales se calcula que ingresará durante el 2022?

Es importante aclarar que la expansión en generación el sector eléctrico colombiano no la hace directamente el Estado, sino que se adelanta por iniciativa de empresas de servicios públicos que pueden ser de carácter público, privado o mixto.

Por lo tanto, el Gobierno no participa en iniciativas de inversión de forma de directa y las inversiones que el Estado mantiene en el sector eléctrico son las de las empresas con participación estatal.

No obstante, el Estado mediante la formulación de política pública y desde mecanismos regulatorios como las subastas e incentivos tributarios, ha tomado medidas para el fomento y el fortalecimiento de inversiones, especialmente frente a la promoción de las renovables no convencionales.

Sin embargo, lo que hemos identificado es que gracias al aprovechamiento de los incentivos que hemos impulsado desde el Gobierno, existen iniciativas privadas que se concretaran en 2022 y que se resumen en los siguientes puntos:

Capacidad instalada acumulada de alrededor de 2.000 MWp.
Capacidad instalada con compromisos por más de 2.800 MW.
Nueva capacidad instalada en 2022 de alrededor de 1.300 MWp de nueva capacidad instalada.
45 nuevos proyectos de gran escala.

En Chile se está poniendo en discusión el avance de nuevos proyectos ligados a la gran hidroelectricidad. Señalan que ya no es interesante esta fuente de energía dado que se vienen años de sequía por delante, debido al cambio climático. ¿Cree que, más allá de Hidroituango, apostar por esta tecnología sigue siendo conveniente en Colombia?

Colombia es un país rico en hidrología. Actualmente entre 60% y 70% de nuestra generación proviene del agua y, gracias a esto, tenemos una matriz de generación limpia. Una de las ventajas de esta tecnología es que aporta flexibilidad al sistema, lo cual es necesario para la correcta operación ante un aumento en la incorporación de fuentes intermitentes como las renovables.

También, sabemos que la alta dependencia de fuentes hídricas para la generación nos hace vulnerables a los efectos del cambio climático y por eso hemos hecho esfuerzos en diversificar nuestra matriz de generación, aumentado la proporción de fuentes que aportan complementariedad, como la solar y eólica.

Para tener un sistema eléctrico resiliente, es importante contar con diferentes tecnologías que, de acuerdo con sus características, puedan aportar en diferentes momentos del tiempo para tener un servicio estable y de calidad. Y, en nuestro caso, la energía hidroeléctrica sigue siendo una apuesta beneficiosa para el sistema y para los usuarios. Es un recurso que tenemos disponible y que podemos continuar aprovechando al mismo tiempo que nos preparamos para mitigar los efectos del cambio climático en el sistema.

La tendencia natural de la demanda de energía es a crecer año tras año, demostrado en los escenarios estimados por la UPME, de la misma manera se requiere expandir la oferta de energía.

No se debe descartar la expansión hidroeléctrica dado que el país puede continuar aprovechando su potencial, no obstante, es clave continuar diversificando la matriz energética con otras fuentes que sea complemento a las centrales hidroeléctricas y térmicas, con el objetivo de tener un sistema más robusto y confiable ante el cambio climático.

En este punto, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos han demostrado que pueden aportar confiabilidad a nuestro sistema, aún en temporadas secas.

¿En qué instancias se encuentra la conformación de la hoja de ruta de eólica marina, cuándo cree que se podrá publicar y qué impactos cree que podrá tener sobre el mercado, una vez publicada la hoja?

Renewables Consulting Group es la firma que, gracias al apoyo del Banco Mundial, está desarrollando este estudio. Actualmente, se está finalizando la preparación del documento para publicarlo a comentarios en el primer trimestre de 2022, con el fin de recibir retroalimentación de los diferentes agentes interesados y que este trabajo sea de construcción conjunta.

El documento va a tener un diagnóstico de la situación actual, un planteamiento de escenarios de incorporación de esta nueva tecnología en nuestra matriz y la identificación del rol que puede jugar en el futuro energético del país. También contendrá un análisis en diferentes frentes: financiero, permisos y trámites, conexión, ambiental y recomendaciones sobre los pasos a seguir.

En cuanto a los impactos en el corto plazo, nuestro objetivo es avanzar en el marco regulatorio para estos proyectos. Ya hemos sido abordados por varias empresas interesadas en el desarrollo de proyectos offshore, por lo que creemos que los avances de corto plazo producto de la hoja de ruta serán importantes para poner al país en la mira de posibles inversionistas.

Además, como parte del trabajo que se ha realizado con la hoja de ruta, el consultor también formulará recomendaciones para la estructuración de un primer piloto de energía eólica offshore en el país, lo cual nos puede ayudar a establecer un marco robusto y definir los procesos que deberán surtir los proyectos en el futuro.

En el mediano y largo plazo esperamos que los impactos se hagan más visibles a medida que los costos de esta tecnología disminuyan con los años y esto permita un despliegue amplio.

En cuanto a hidrógeno verde y azul, ¿qué dinamismo cree que tendrá este mercado en 2022 y cuántos proyectos cree que podrán avanzar?

El mercado del hidrógeno evoluciona rápidamente, en Colombia en el último año se han tenido importantes avances en materia de hidrógeno; el principal hito fue el lanzamiento de la hoja de ruta la cual ya se encuentra en la primera fase de implementación.

Otro avance muy importante fue la inclusión del hidrógeno verde y azul en la Ley 2099 de 2021, otorgando a estos proyectos los beneficios de aranceles, IVA y reducción de renta. Sobre esta reglamentación, estamos trabajando para expedir el decreto en el primer trimestre de 2021.

En el 2022 tendremos cuatro proyectos piloto de hidrógeno en el país, además de proyectos de investigación de captura y almacenamiento de carbono para la producción de hidrógeno azul.

Para dinamizar el mercado, desde el Ministerio de Minas y Energía, con apoyo técnico y financiero del BID estamos estructurando el sandbox regulatorio para proyectos de hidrógeno.

Chile lanzó una subasta de cofinanciamiento por 50 millones de dólares para motorizar proyectos de hidrógeno verde. ¿Colombia estudia impulsar una medida similar?

En el Ministerio de Minas y Energía hemos apoyado desde el componente regulatorio, los proyectos piloto de hidrógeno en diferentes etapas de la cadena de valor: producción mediante electrólisis, movilidad y el sector industrial.

Adicionalmente, en enero del 2022 el FENOGE abrirá una convocatoria para conocer iniciativas de investigación, producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, reelectrificación y uso del hidrógeno verde, y para el hidrógeno azul iniciativas relacionadas con producción y gestión eficiente de la energía. El FENOGE, a partir de la convocatoria, creará mecanismos de inversión y financiación de este tipo de proyectos.

De otra parte, como resultado de la hoja de ruta, se propusieron 13 proyectos piloto de hidrógeno verde y 1 proyecto de hidrógeno azul; nuestro objetivo es adelantar los estudios de factibilidad de estos proyectos para impulsar su desarrollo.

Accion Group, coordinador independiente de la segunda y tercera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) de Puerto Rico, abrió un registro de proveedores en el sitio web oficial del RFP “tranche 2”.

Mediante un anunció oficial invitó a los interesados a compartir los datos de contacto de su empresa y enumerar servicios o equipos que podrían resultar de interés de los oferentes que competirán este año por 500 MW de proyectos de generación renovable y 250 MW de almacenamiento.

Es preciso indicar que NO se trata de un “Registro de Proveedores” que limitará compras exclusivamente a través de quienes se anoten.

La iniciativa fue sugerida durante la primera reunión informativa de este proceso por los mismos proveedores que requerían una vidriera para mostrar su oferta para los participantes de esta convocatoria.

Es así que el coordinador independiente del RFP determinó abrir una pestaña adicional destinada a aquel registro de proveedores en la plataforma electrónica que es el vehículo para todos comunicaciones, presentaciones de ofertas, solicitudes de datos y anuncios durante el proceso de licitación

Ingrese a la plataforma aquí: https://prebrfp.accionpower.com/_preb_2101/login1.asp

Una segunda reunión informativa bajo modalidad online está en camino para comunicar los detalles de la convocatoria al RFP “tranche 2”. Las partes que requieran asistir, deberán inscribirse en la plataforma a la que previamente deberán haberse registrado bajo un usuario y contraseña propios.

La cita es este viernes 4 de febrero del 2022 a la 1 p.m., hora estándar del Atlántico (AST).

En caso de no poder asistir en vivo, Accion Group mantendrá la dinamica del pasado webinar de modo que, los materiales de esa reunión, incluidas las diapositivas de la presentación y la grabación de video, se publicarán en el sitio web de NEPR-IC, para su consulta posterior.

En detalle, se comunicó que el propósito de la nueva reunión informativa es llegar a brindar una descripción general del proceso y las funcionalidades de la plataforma a la mayor cantidad de partes interesadas, ampliando el alcance logrado en la primera reunión, que tuvo menos de 150 participantes.

Banverde, el primer fondo dedicado a generación distribuida solar en México para clientes comerciales e industriales, seguirá apostando por los sistemas de esta índole y ya fijó el objetivo de financiar 40 MW de sistemas de esta índole, lo que representa alrededor de USD 40,000,000. 

Así lo confirmó Alberto Fabio, director de asuntos corporativos de Banverde, durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. 

La estrategia es una solución de energía para las empresas medianas del país, donde se le vende la energía eléctrica a una tarifa más barata que la de Comisión Federal de Electricidad (CFE), haciendo uso de la tecnología fotovoltaica y generando un ahorro en el gasto corriente. 

“Firmamos contratos a plazos desde los seis hasta los quince años, a elección del cliente, donde al final del término, el cliente se vuelve dueño del sistema solar”, aclaró. 

Esta meta de instalar 40 MW en GD llega luego de un 2021 donde Banverde proyectó la instalación de 80 MW de proyectos solares de pequeña escala en el país – reducción de aproximadamente 65,000 toneladas anuales de CO2 – para lo cual cerró un préstamo sindicado de USD 57,000,000. 

Además, desde el fondo lograron “colaboraciones estrechas” en Yucatán, Quintana Roo, San Luis Potosí, Durango, Jalisco, Nuevo León y Veracruz y ven una ventana de oportunidad y evolución hacia la incorporación o combinación con otras soluciones energéticas, tal como el almacenamiento, por ejemplo. 

“Éste será un buen complemento para el segmento, tanto residencial como comercial e industrial. Y la demanda de energía eléctrica se incrementará. Y si bien nuestro foco este año es la generación distribuida, estamos desarrollando productos financieros para otras verticales”, adelantó el especialista. 

Siguiendo esta misma línea, Alberto Fabio se expresó sobre el panorama actual de México, tanto materia macroeconomía como jurídica por la reforma eléctrica, y manifestó que, ante dicha situación, están afinando el discurso para enfocarse en ser “contundentes” en ayudar a las empresas a ahorrar en su gasto energético y promover su economía.

“Mientras que por el lado de la reforma, estamos apaciguando las aguas ya que nuestro análisis resulta que no hay impactos directos, para la generación distribuida, pero sí indirectamente a través del nerviosismo del mercado”, aclaró.

Justamente, los sistemas con capacidad de hasta 500 kilovatios en México no sufrirían modificaciones, según lo dicho previamente por diversas autoridades de la administración actual. Y, por ende, podrían crecer los casi 1.8 GW instalados a lo largo y ancho del país – todavía resta la actualización del informe de la CRE del segundo semestre 2021 -.

E incluso, la semana pasada la propia CFE reconoció que la participación de la generación distribuida en el SEN subirá hasta el 1% al 2024 y 3% al 2035. Es decir, que aumentaría la potencia instalada bajo estos esquemas en el futuro. 

El mundo sigue enfocado en la utilización del hidrógeno verde como combustible y vector energético del futuro. Incluso, varios países de todo el planeta ya avanzaron en la materia y cada vez se observa más interés. 

En tanto que muchas veces se mencionó que la producción del H2V alcanzaría costos competitivos en el futuro frente al valor actual del hidrógeno gris, aunque muchos informes e investigaciones de diversas entidades – entre ellas la Agencia Internacional de la Energía (IEA) – detallaron que sería post 2025 o 2030. 

Sin embargo, el futuro ya llegó y se anticipó a todas las estimaciones. ¿Por qué? Según reportó en sus redes sociales el consultor en ingeniería de hidrógeno, Marcos Rupérez Cerqueda, generar H2V ya es más barato que el gris. 

“Hoy se puede firmar un PPA renovable 55€/MW o menos y operar un electrolizador durante sus 80.000h de vida con un CAPEX de 700 k€/MW o menos en instalaciones >15 MW. Eso da un precio del H2 verde de 3,2 €/kg (incluye la amortización del equipo)”, aseguró.

Mientras para el caso del H2 gris reformado de metano (CH4), el especialista vaticinó que el precio tonelada de CO2 de hoy a 83 €/ton y el precio de CH4 a 78€/MWh, sale 4,13€/kg de hidrógeno (no incluye amortización del reformador). Por lo que sería más caro que el producido a partir de fuentes renovables. 

“El gas tendría que bajar a 60 €/MWh o menos y el bono de CO2 a 76€/ton para que hubiera paridad, porque ahora el que debe bajar para mayor equivalencia es el gris, ya que el verde ya es el más barato hoy en día”, aclaró Marcos Rupérez Cerqueda.

Y si bien esto puede verse afectado si el gas abarata sus montos, las proyecciones internacionales sin duda prevén que el hidrógeno verde sea el de menor costo en el futuro a mediano y largo plazo, a tal punto de alcanzar un promedio cercano a los 2 USD/kg. 

Mientras que para el 2050, la IEA estimó que América Latina podría tener una superficie terrestre de más de 800000 km2 en la que el costo nivelado de producción de hidrógeno por electrólisis sea inferior a USD 1 / kg H2. 

Y esto se daría utilizando un sistema híbrido de fuentes renovables, con aportes de energía solar fotovoltaica y eólica onshore, aunque en lugares muy específicos como el norte de Argentina y Chile, además del sur de Bolivia y Perú. 

Desde EPM aseguran que no ha parado de trabajar para disminuir los riesgos en el Proyecto Hidroeléctrico Ituango (Hidroituengo), proteger la vida de las personas ubicadas aguas abajo de la presa, cuidar el ambiente y recuperar técnicamente la futura central hidroeléctrica.

Al cierre de 2021, Hidroituango logró un avance constructivo del 86,9%, con progresos en todos los frentes de obra y enfocado en comenzar a generar 600 megavatios de energía en el segundo semestre de 2022, con sus dos primeras turbinas.

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, indicó que “con su energía, Hidroituango impulsará el desarrollo de Colombia y la calidad de vida de millones de hogares, además de ser un actor importante en la región.

El proyecto ha invertido 2,4 billones de pesos en los municipios de su área de influencia y compensa hoy 24.300 hectáreas de bosque seco y bosque húmedo tropical”.

A todo ritmo

El Proyecto Hidroeléctrico Ituango inició el año recargado, con la meta puesta en entrar a generar energía en el segundo semestre de este año. Hoy, el Proyecto tiene 7.800 colaboradores distribuidos en sus diferentes frentes de obra.

El porcentaje de avance de obra es una cifra destacada, al considerar que en este momento las principales labores se desarrollan en puntos claves del Proyecto, tanto a cielo abierto como en la central subterránea.

Así evoluciona Hidroituango

La casa de máquinas, que albergará las unidades de generación de energía, es el lugar que más cambios ha tenido en su recuperación y progreso constructivo.

Unidad de generación 1

Se finalizó la obra civil e inician trabajos electromecánicos y el control e instalación de todos los servicios auxiliares.

Se adelantan los vaciados de concretos que faltan. Se estima que en un mes se estaría llegando a la cota 217, mismo nivel donde se encuentra la unidad 1 y donde se nivelan las labores para continuar con los montajes para la futura entrada en operación en el segundo semestre de 2022.

Unidades 3 y 4

Avanzan satisfactoriamente las obras civiles y el cronograma de instalación de las cámaras espirales y anillos estacionarios.

Unidades 5, 6, 7 y 8

La zona sur de la casa de máquinas fue adecuada como sala de montajes temporalmente para almacenar equipos extra dimensionados que van llegando y otros que se vienen montando en sitio como son los dos rotores de las primeras unidades, el estator de la primera unidad y virolas, entre otros, y que próximamente se irán trasladando a la zona norte de la caverna para su debido montaje.

Pozos de presión o verticales

El objetivo principal de estos túneles es la conducción del agua desde el embalse hacia la casa de máquinas, donde posteriormente se producirá la energía.

Para destacar en este frente

Se realizan los blindajes metálicos de los primeros tres pozos en simultánea (son ocho pozos en total).

Estos pozos tienen una longitud de 134 metros cada uno, constan de un blindaje de 70 virolas y se espera que estén listos al término del primer semestre de 2022.

Almenara 1

Este es el lugar donde reposará el agua después de generar energía. El agua perderá fuerza y velocidad en la almenara para luego retornar al cauce normal del río Cauca.

Para destacar en este frente

Los trabajos de obra civil registran un avance considerable en esta zona que fue impactada en la contingencia iniciada en abril de 2018.

El plan es empezar a instalar próximamente las compuertas que permitirán tener mayor control de esta zona y, así, tener listo este frente de trabajo a mitad de 2022.

Trabajos subacuáticos

Estas obras se desarrollan en dos fases y se harán con buzos especializados a 50 metros de profundidad en el embalse. Buscan rehabilitar o recuperar las condiciones hidráulicas de los túneles de captación del 1 al 4 por donde ingresará el agua del embalse hasta las turbinas en la casa de máquinas para la generación de energía.

Para destacar en este frente

Ya se hizo la primera fase de exploración y se levantaron los datos de los diseños que se necesitan para fabricar las compuertas o mamparos que se deben instalar en este punto.

Se prevé que para marzo próximo inicie la segunda fase de obras, con la llegada de todos los equipos al sitio de obras principales e iniciar los trabajos que se pueden prolongar durante todo 2022.

Galería Auxiliar de Desviación (GAD)

En 2019, a raíz de la contingencia, las dos compuertas instaladas en esta galería, de 300 toneladas de peso cada una, fueron cerradas para evitar el paso del agua.

Para destacar en este frente

En los últimos días se logró ingresar a la Galería Auxiliar de Desviación, un hecho muy positivo para la recuperación del Proyecto y para la tranquilidad de las comunidades ubicadas aguas abajo.

Con el bombeo del agua que se encontraba en esta zona se pudo ingresar personal y maquinaria suficiente para realizar la debida limpieza y extracción de escombros y lodo.

Tras la adecuación y limpieza de la GAD se procederá a la construcción de los dos tapones definitivos, de 22 metros, que se necesitan instalar allí.

Presa

Esta estructura, de 225 metros de altura y 20 millones de m3 de volumen, está localizada aguas arriba donde desemboca el río Ituango al río Cauca, y es la encargada de contener el agua embalsada.

Para destacar en este frente

La presa continúa estable y monitoreada las 24 horas, 7 días a la semana, 365 días del año por personal experto en el Centro de Monitoreo Técnico (CMT) de EPM.

Vertedero

El vertedero es la estructura hidráulica destinada a propiciar el pase libre o controlado del agua embalsada. De tipo canal abierto, el vertedero de Hidroituango es controlado por cuatro compuertas.

Para destacar en este frente

El vertedero opera de manera normal y con monitoreo permanente con equipos especiales y personal experto que labora en el Centro de Monitoreo Técnico (CMT) de EPM.

En los últimos días se hizo la inspección del canal izquierdo, el cual está en óptimas condiciones.

Se adelantó el mantenimiento en el canal izquierdo, con aplicación de resinas, para posteriormente ponerse en servicio nuevamente.

Se espera que en los próximos días se pueda inspeccionar el canal derecho.

La Comisión Reguladora de Energía le volvió a negar diferentes permisos a cinco centrales fotovoltaicas privadas, y cuatro eran solicitudes de generación de energía eléctrica por más de 130 MW de capacidad. 

El órgano regulador coordinado en materia energética primeramente rechazó la modificación de la Condición Sexta, relativa al programa, inicio y terminación de obras del Ecoparque Solar Aguascalientes II, el cual tenía una potencia de generación en corriente alterna de hasta 90 MW y estimaba una producción anual de 220 GWh. 

Luego trató los otro cuatro proyectos de manera conjunta, por lo que la decisión negativa fue la misma para todos ellos: 

Energía Sierra Juárez Holding S. de R. L. de C.V. (72,09 MW de capacidad – Baja California)
Mares Energía S.A. de C.V. (25.5 MW – Estado de México)
Energías Renovables Valle del Mezquital, S. A. de C. V. (29,25 MW – Hidalgo)
FP Proyectos de Energía Renovable de México, S. de R. L. de C. V. (9.9 MW – Campeche)

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Y si bien fue un dictamen unánime a favor de declinar las peticiones, dos de los comisionados de la CRE, Guadalupe Escalante y Luis Guillermo Pineda, aseguraron que su votos serían concurrentes y por ende deberán presentar los argumentos correspondientes en el acta de la sesión. 

Además, la resolución por parte del ente regulador llega tras varios meses desde que las solicitudes ingresaron al sistema, dado que todas datan del primer semestre del año pasado. Precisamente de mayo, a excepción del parque solar ubicado en Baja California, que pidió el permiso de generación el 7 de enero del 2021. 

Esta demora para tratar las presentaciones no es nueva. Desde el sector energético de México varias veces levantaron la voz por ese inconveniente, así como también por la cantidad de respuestas negativas por parte de la CRE hacia empresas privadas dedicadas a las renovables.

Incluso, durante el transcurso del segundo semestre del 2021 y el mes corriente, la Comisión Reguladora de Energía desestimó solicitudes de generación a casi 1 GW de proyectos de dicha índole, a pesar que sean más baratas y competitivas que otras centrales convencionales que sí autorizó en el reciente período. 

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