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El Gobierno Nacional anunció que llegó a un acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI) para refinanciar la deuda de USD 45.000 millones que tiene con el organismo durante los próximos dos años y medio.

Ante dicha situación, surge el interrogante de cómo podrá impactar en el sector energético de Argentina, principalmente desde el lado del financiamiento, teniendo en cuenta que ésto último ha sido y es una de las grandes barreras para el desarrollo de la industria. 

Daniel Montamat, exsubsecretario de Energía de la Nación, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y realizó un breve análisis al respecto:

“El acuerdo evita un salto al vacío. Pero todavía al país le falta recorrer un tramo muy grande para volver a ser confiable en los mercados internacionales. Se requiere un plan de estabilización, reducción del déficit y de subsidios, pero hay que tener resultados concretos”. 

“Se debe recrear confianza local e internacional, que se verá reflejado en el riesgo país. Y seremos confiables y tendremos acceso a financiamiento cuando haya tasas de riesgo país equivalentes a las naciones vecinas, es decir, alrededor de 400 puntos básicos por encima de la de referencia de Estados Unidos”, aseguró. 

Además, el exfuncionario también puso la mirada en el planteo del gobierno argentino de canje de deuda por acción climática, hecho que se propuso meses atrás y se insistió durante la Conferencia de las Partes de Glasgow (COP 26). 

“Cambiar deuda por acciones climáticas es muy rebuscado y todavía no lo veo tan claro, porque hay que asumir el acuerdo donde el FMI monitoreará cada desembolso que se haga y se irá cancelando la deuda poco a poco”, señaló. 

Siguiendo esa misma línea, Montamat opinó que no cree que las energías limpias tengan un trato o credenciales especiales para una menor tasa de riesgo país, sino que podría suceder de manera ecuánime para cualquier tipo de fuente tecnológica. 

De todos modos, todavía se desconocen los detalles del acuerdo con el FMI, por lo que desde algunas entidades bancarias le aseguraron a este portal de noticias que aún es muy prematuro pensar en financiamiento hasta que se instrumenten los grandes lineamientos. 

Y por ende, vaticinan que deberá transcurrir un breve período de tiempo hasta que se realmente se pueda precisar cómo afecta al sector y a las posibilidades nuevas líneas de créditos para que las renovables continúen su crecimiento a nivel nacional. 

El GSE adjudicó 710,2 MW de capacidad solar en 60 emplazamientos. De estos proyectos, 49 tendrán una capacidad inferior a 10 MW y los 11 restantes oscilarán entre 13,2 MW y 92,4 MW.

Entre los licitadores seleccionados para las plantas solares hay empresas muy conocidas, como el promotor alemán Juwi, las compañías energéticas italianas ERG y Enel, y la empresa portuguesa EDP. Otros licitadores son sociedades instrumentales que no son inmediatamente atribuibles a los agentes del sector.

La energía eólica no fue la principal fuente por segunda vez consecutiva, con 264,7 MW asignados en 18 emplazamientos.

Todos los promotores ofrecieron un descuento máximo que oscilaba entre el 2 y el 3,5% del precio máximo de la subasta, de 0,07 euros/kWh. La oferta más baja fue de 0,06755 euros/kWh y se ofreció para un proyecto solar de 5,9 MW situado en la provincia de Perugia, en la región central italiana de Umbría.

La oferta más alta, de 0,0686 euros/kWh, se presentó para un parque eólico de 8,4 MW en Cosenza, en la región meridional de Calabria, y un parque solar de 5,0 MW en Forlì, en la región septentrional de Emilia Romagna.

Las ofertas del último ejercicio de contratación fueron ligeramente inferiores a las de la sexta subasta de energías renovables, en la que los descuentos oscilaron entre el 2,0 y el 2,06%, y considerablemente superiores a las de la primera subasta, en la que los descuentos oscilaron entre el 2,29 y el 20,0%.

En la sexta subasta, celebrada en septiembre, las autoridades italianas asignaron 297 MW de potencia solar instalada, con ofertas que oscilaron entre 0,0686 euros/kWh y 0,0646 euros/kWh. En el quinto ejercicio de contratación, finalizado en mayo, la oferta más baja fue de 0,0685 euros/kWh y se presentó para un proyecto solar de 3,4 MW.

En total, sólo se asignaron 32 MW de energía solar. En la cuarta ronda del plan de licitación, la energía solar obtuvo 20 MW y la oferta más baja fue de 0,06819 euros/kWh.

En la tercera subasta de renovables, celebrada en octubre, el IGE había asignado 95,5 MW de capacidad solar en cuatro emplazamientos. La oferta más baja, presentada para un proyecto fotovoltaico, fue de 0,06490 euros/kWh.

En la segunda subasta de renovables, sólo se asignaron 19,3 MW de capacidad fotovoltaica, en cuatro proyectos. El precio más bajo, de 56 euros/MWh, se ofreció para un proyecto solar. En la primera ronda de contratación, sólo se adjudicó una planta solar de 5 MW, junto con 495 MW de capacidad eólica. El único proyecto fotovoltaico venderá electricidad por 0,060 euros/kWh.

Incluyendo la última subasta, las autoridades italianas han adjudicado hasta la fecha alrededor de 1,19 GW de energía fotovoltaica a través del sistema de licitación.

El IGE ha lanzado recientemente la octava subasta de renovables, en la que espera asignar otros 3,3 GW de capacidad eólica y solar. Así se indicó en PV Magazine.

La construcción de estos proyectos solares ha comenzado en el mes de diciembre de 2021 y finalizará a lo largo del año 2022.

Además de suministrar su seguidor solar SF7 Bifacial, capaz de obtener un 2,1% más de energía, Soltec se encargará de otros servicios de construcción de las plantas. Esto garantizará que todos los trabajos se realicen de la manera más eficiente para las plantas gracias a su extensa experiencia en trabajos similares en las localizaciones donde se desarrollan los proyectos solares.

En esta línea, Raúl Morales, CEO de Soltec, ha asegurado: “nuestra prioridad a la hora de la puesta en marcha de un proyecto es la de revertir en el mayor beneficio posible para la población cercana y para la sociedad en general. En Soltec somos conscientes de la necesaria transición energética y, gracias a proyectos como estos, podemos decir que estamos contribuyendo que la energía renovable esté cada vez más presente”.

Además, Morales ha querido destacar su satisfacción con la construcción de estos dos proyectos: “es una gran noticia para nosotros seguir colaborando con Enel Green Power en países que son tan importantes para nosotros ahora mismo. Tanto Chile, donde llevamos trabajando desde hace años, como Colombia, donde acabamos de introducirnos y que sabemos que tiene un gran potencial en energías renovables, van a ser dos polos vitales en la necesaria reconversión energética”.

Soltec comenzó su andadura en Chile en el año 2014, cuando abre oficina en el país y desarrolla su primer proyecto en América Latina: Diego de Almagro. Además, en 2015 Soltec desarrolla en Chile el primer seguidor bifacial específicamente diseñado para módulos bifaciales para el observatorio astronómico de La Silla.

Esta planta fotovoltaica de 1,72 MWp tenía un carácter experimental y sentó las bases de la tecnología bifacial de seguimiento. De esta manera, La Silla se convirtió en un proyecto excepcional a través del cual Soltec comenzó a estudiar el seguimiento bifacial.

El pasado mes de octubre, Powertis, empresa dedicada al desarrollo de proyectos solares fotovoltaicos perteneciente a Soltec Power Holdings, fue adjudicataria de 100 MW en Colombia en la subasta de energías renovables organizada por el Ministerio de Minas y Energías de Colombia.

El valor es casi cuatro veces la capacidad instalada actual de los proyectos terrestres en Brasil, que en enero alcanzó la marca de 21 GW.

Solo este mes, 12 nuevos proyectos con aerogeneradores en el mar, por un total de poco más de 25 GW de potencia, solicitaron licencias ante el Ibama.

En total, los 80 GW en desarrollo se distribuyen en 36 proyectos en seis estados. De este total, 15 parques eólicos se solapan o tienen aerogeneradores previstos a menos de 2.000 metros de aerogeneradores con un proceso de licenciamiento más antiguo.

Uno de los cuellos de botella para que estos proyectos despeguen, la regulación, comenzó a caminar esta semana.

El gobierno emitió de Brasil un decreto el martes (25/1) para regular la generación de electricidad eólica en alta mar. La medida fue bien recibida por los gobiernos de Ceará y Río de Janeiro.

Los dos estados tienen varios proyectos eólicos marinos bajo licencia en IBAMA y creen que este es un paso importante para que se implementen.

Ceará

Son siete: Caucaia (BI Energia), Jangada (Neoenergia), Camocim (BI Energia), Dragão do Mar (Qair), Alpha (Veritas), Costa Nordeste (Geradora Eólica Brigadeiro) y Asa Branca I (Eólica Brasil).

Alpha Park es el más grande parque eólico del estado y el segundo más grande en términos de licencias en Brasil.

El grupo solicitó en septiembre de 2021 una licencia para 400 aerogeneradores de 15 MW de potencia cada uno, que suman 6 GW.

También destaca el proyecto eólico Qair.

En julio, la multinacional Qair Brasil firmó un memorando de entendimiento con el Gobierno de Ceará para la producción de hidrógeno verde, en el hub que se articula en el Complejo Industrial y Portuario de Pecém.

Qair proyecta una capacidad de 2,2 GW para la producción de hidrógeno verde, a través de electrólisis, y utilizará la electricidad generada en el Complejo Eólico Marítimo Dragão do Mar y en un parque eólico marino.

El proyecto licenciado en el Ibama tendrá 128 turbinas, totalizando 1,2 GW de potencia.

El estado tiene un proyecto superpuesto: Costa Nordeste, que solicitó la licencia este año, está ubicado muy cerca de otros tres proyectos.

Espíritu Santo

Hay tres proyectos bajo licencia, por un total de 3,1 GW, todos superpuestos.

El parque eólico Votu Winds es el más grande, con 1.440 MW de potencia, a partir de la instalación de 144 aerogeneradores de 10 MW de potencia cada uno.

Piauí

Dos parques. Vento Tupi, propiedad de OW Offshore (Ocean Winds), de Engie y EDP, licencia la instalación de 74 aerogeneradores a 14 kilómetros de la costa, para generar 999 MW de potencia.

Palmas do Mar, propiedad de Bosford Participações, tendrá 93 aerogeneradores, generando un total de 1.395 MW.

La demarcación de las áreas de Ventos Tupi y Palmas do Mar es muy estrecha, con una ligera superposición.

Rio de Janeiro

El estado concentra casi 21,5 GW de potencia en los siete parques bajo licencia.

Ventos do Atlântico, propiedad de OW Offshore, es el más grande de Río y el tercero más grande del país, con 371 aerogeneradores y poco más de 5 GW de potencia.

Luego viene el parque Aracatu de Equinor, con 3,8 GW de capacidad y 320 turbinas.

Se espera que Bromélia, de Bluefloat Energy, ocupe un área que se superpone con el parque de Equinor y con otra empresa de la propia Bluefloat, Quaresmeira.

El grupo presentó solicitudes de licencia este año.

De los siete parques bajo licencia, cinco compiten por la misma área en Rio Grande do Norte.

Pedra Grande (operada por BI Energia, con 624 MW de potencia), Maral (OW Offshore, 2 GW), Alísios Potiguares (Bosford, 1,8 GW), Ventos Potiguar (Internacional Energias, 2,4 GW) y Cattleya (Bluefloat Energy, 1,2 GW) ) tienen diseños superpuestos.

Río Grande del Sur

Solo este año, cinco empresas solicitaron licencias con el Ibama. Tres son de Geradora Eólica Brigadeiro, dos de Bluefloat Energy.

El estado tiene la mayor cantidad de proyectos bajo licencia, con 10 parques que suman alrededor de 23,6 GW de potencia. De estos, siete tienen algún nivel de superposición.

El parque eólico más grande es Ventos do Sul, propiedad de OW Offshore. Con 6,5 GW y 482 aerogeneradores ubicados a 21 kilómetros de la costa, también es el más grande de Brasil hasta el momento.

Puerto Rico acelera en la carrera hacia las cero emisiones. Con el objetivo de descarbonizar su matriz eléctrica al 2050, el Negociado de Energía se ha dispuesto a impulsar seis convocatorias de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) para energías renovables y almacenamiento.

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

Actualmente, ese proceso sigue en marcha y está transitando su etapa final. Según se anunció oficialmente en la primera quincena de enero, ya están bajo evaluación los contratos modelo para 15 propuestas por un total de 732.72 MW de potencia fotovoltaica y 3 por 220 MW de capacidad de almacenamiento de energía. Además, en los próximos días se podrían adicionar más proyectos por 130 MW solares y 445 MW de storage en baterías dentro de este proceso.

Antes de que finalice la primera entrega ya se conocieron los detalles de la segunda, en la que los privados podrán competir por hasta un total de 500 MW de potencia renovable y 250 MW de almacenamiento.

En este escenario aparece un nuevo actor: Accion Group. Esta empresa fue nombrada como coordinadora independiente del “tranche 2” y, antes de que enero pase de largo, se animó a dar anuncios importantísimos para el sector.

Sin ir demasiado lejos, durante el webinar informativo del “tranche 2”, llevado a cabo este viernes 28 de enero, se aclaró que, en coordinación con LUMA (el operador del sistema), se proporcionará prontamente una guía de ubicación sobre dónde podrían interconectarse más fácilmente los proyectos a competir y se especificarán los requisitos técnicos de interconexión.

Además, se aclaró que el Negociado de Energía emitirá la fecha de publicación y el cronograma para el proceso de RFP del Tramo 2 a través de una Resolución y Orden en las próximas semanas y se publicará a través del sitio web del NEPR-IC, las redes sociales del Negociado de Energía y cualquier aviso público requerido por las leyes.

Si todo eso fuera poco, referentes de Accion Group además anunciaron que también llevarán a cabo el proceso del “tranche 3”. Esta tercera convocatoria podría llevarse a cabo este año.

De acuerdo a las declaraciones del coordinador independiente -a las que ya pueden acceder todos los registrados a la plataforma oficial de los RPF-, el cronograma y los borradores de los documentos de RFP y contrato PPOA del «tranche 2» y «tranche 3» se darán a conocer prontamente, sólo y exclusivamente mediante su plataforma oficial.

Animamos a todos los interesados a registrarse en el que será el único canal de contacto con este proceso: https://prebrfp.accionpower.com

Se subraya que las partes interesadas no deben contactar a los representantes de NEPR, AEE, LUMA o Accion Group para conocer más sobre el proceso. Toda consulta será respondida en el sitio web del NEPR-IC de manera pública y equitativa.

El nuevo Gobierno de Perú retoma su plan de desarrollo en energía eólica y solar a través de nuevos programas de licitaciones,  tal como deja entrever el reciente Decreto Supremo publicado por el Ministerio del Ambiente (MINAM) que declara de interés nacional la emergencia climática.

“En los próximos meses vamos a subastar aproximadamente US$ 2,000 millones de energías renovables”, anunció ayer el ministro de Energía y Minas (Minem), Eduardo González Toro.

«Tenemos que igualarnos con la región. Hemos decidido hacer una subasta pública de energías renovables para abaratar los costos», sostuvo.

Y en cuánto a los plazos y potencia mencionó que «en los próximos meses vamos a subastar aproximadamente 2000 MW».

Cabe aclarar que las condiciones de contratación aún no fueron especificadas, lo que genera expectativas por parte del sector privado.

Según pudo averiguar este medio, el Ministerio de Energía y Minas publicará en breve actualizaciones al marco regulatorio destinadas a hacer cambios en las licitaciones de las distribuidoras que permitirán que las tecnologías solar y eólica puedan maximizar la eficiencia de sus costos.

De hecho, la intención del Gobierno es conseguir valores del MWh atractivos para reducir los costos del sistema eléctrico, explica González Toro: «Vamos a poder bajar los precios de la energía y llevar esa diferencia a los hogares más humildes».

El potencial es muy importante y el sector privado ya está listo para comenzar con las inversiones. De hecho, la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) identifica 6000 MW de proyectos renovables en desarrollo en Perú.

Días atrás, la Secretaría de Energía de la Nación dispuso nuevas herramientas y condiciones para un mejor funcionamiento del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), entre ellas la actualización del mecanismo de desempate e inhibiciones proporcionales en caso de incumplimiento de los plazos.

Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA), dialogó con Energía Estratégica y opinó sobre la reciente resolución: 

“Es positiva. Llama la atención porque es más que interesante para el MATER y porque la autoridad regulatoria sigue el hilo de los acontecimientos bastante de cerca. Vemos que ésta no sólo tiene un enfoque único profesional, sino que las medidas son la consecuencia de perfeccionar cosas que requieren de aclaraciones y mejoras. Y esa actitud, la Cámara la evalúa como muy importante”, aseguró. 

Además, manifestó que esto puede influir en que no se presenten proyectos especulativos en las diferentes rondas, lo que era una de las grandes preocupaciones del sector energético del país y que así también lo entendió la autoridad. 

“Es comprensible que se tomen todos los recaudos y es muy bueno que actúen en pos de buscar las soluciones sugeridas o pedidas”, aclaró. 

Lo cierto es que en el último tiempo el MATER se ha visto como una ventana de oportunidad para las empresas que ya están establecidas en el país, debido a los problemas relacionados al Programa RenovAr y la falta de condiciones para que se desarrolle una nueva licitación pública de esa índole. 

Por ende, Ruiz Moreno consideró que “la reciente resolución apunta más a la vocación de invertir en el Mercado a Término, el cual creo que se verá cada vez más”. Y que de esta manera “perfecciona” el proceso para que el sector siga en crecimiento. 

“Incluso veo un impulso que antes no veía. Quedan muchas cosas por solucionar, como la economía, o la seguridad jurídica, pero hay esfuerzo propio financiero de las empresas que ya están, y es una contribución trascendental del sector privado a eléctrico en general. Mientras que cuando las variables sean más estables, sin duda se verá un escenario diferente, con inversores internacionales y no sólo los “locales”, ya sea grandes y medianos”, agregó

Ampliación de la fecha límite del actual llamado

El gerente general de la Cámara Eólica Argentina también se refirió al aplazo que hubo en la convocatoria correspondiente al cuarto trimestre del 2021, dado que una parte de la industria renovable comentó que se producirá un solape con lo que será la primera de este año. 

“No es lo mejor que se superpongan. Lo ideal es que no sucedan para que la dinámica del proceso sea la adecuada. Pero, en este caso, el tener más tiempo también es bueno ya que los titulares lo necesitaban, entonces se debe analizar desde una óptica con mucha ecuanimidad”. 

“Seguramente es coyuntural y no creo que se repita, por lo que ahora no lo veo como un drama”, ratificó

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) lanzó oficialmente el Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2021, una publicación que contiene sistematizada la información más relevante del sector energético de los 27 Países Miembros de Olade.

El documento incluye las conclusiones de un importante ejercicio de prospectiva energética a nivel regional y subregional desarrollado por OLADE donde se advierte que sería posible superar el 50% de renovabilidad en América Latina y el Caribe.

Utilizando el Modelo para la Simulación y Análisis de la Matriz Energética (SAME), ese ejercicio modeló la evolución del sector energético alineado a las iniciativas RELAC al 2030 y emisiones NET ZERO al 2050. Y de allí surgió un nuevo escenario: PRO NET-0.

Durante la presentación oficial emitida ayer, 27 de enero del 2022, se refirió especialmente a este tema Fabio García, especialista en la Dirección de Estudios, Proyectos e Información de OLADE, quien señaló que en este caso se simuló:

1. Mayor electrificación de los usos finales de la energía, incluido el transporte.
2. Mayor participación de la biomasa moderna o biocombustibles líquidos en los sectores de consumo final.
3. Mejora de la eficiencia energética en los usos finales.
4. Mayor aprovechamiento de la energía solar térmica en el consumo final.
5. Penetración más acelerada de las energías renovables en la matriz de generación eléctrica.

Y si bien el especialista indicó que en este escenario los hidrocarburos no desaparecerán de la matriz de energética de América Latina y el Caribe, también explicó que lo que es el petróleo y sus derivados, así como el gas natural llegarían a estabilizarse en su participación en la matriz y perderían terreno frente a las energías renovables no convencionales, principalmente, la biomasa moderna para biocombustibles y a la hidroelectricidad.

A través de esas tecnologías principalmente es que la región podría alcanzar un 36% de renovables al 2030 y ser mayoría al 2050. En palabras de Fabio García, especialista en la Dirección de Estudios, Proyectos e Información de OLADE, de lograrse el escenario PRO NET-0:

“La matriz energética de América Latina y el Caribe superaría el 50% de renovabilidad al 2050”.

Aquello sería fundamental para generar un impacto positivo en la reducción de gases de efecto invernadero en la región y consecuente disminución de la temperatura media global.

“América Latina y el Caribe debe evolucionar al corto plazo hacia un uso masivo de fuentes renovables para lograr que al mediano y largo plazo las emisiones de CO2 del sector se estabilicen o empiecen a disminuir, pese al sostenido crecimiento de la demanda de energía, propio de las economías emergentes”.

“En el escenario PRO NET-0 propuesto, debido a todas las premisas que vimos de mayor electrificación de los ciclos de consumo final, de mayor participación de la biomasa moderna, mayor participación de las energías renovables en el sector de generación eléctrica, se logra un decrecimiento de las emisiones totales tanto en lo que son los sectores de consumo final como lo que es la generación eléctrica”, aseguró.

Ahora bien, ¿cuánta potencia sería preciso instalar? Entre las conclusiones compartidas por OLADE, se destaca que para lograr la meta de RELAC y además cubrir la mayor electrificación de usos finales de la energía, se deberían instalar en un plazo de 10 años: 151000 MW adicionales con fuentes renovables, lo que equivale aproximadamente al 90% de la capacidad actual de Brasil y a casi el doble de la capacidad instalada en México.

Pero aquello no sería todo. También se precisaría que estas fuentes limpias desplacen una porción importante de tecnologías contaminantes, unos 72000 MW de potencia proveniente de centrales térmicas no renovables.

China construyó tres veces más aerogeneradores en parques eólicos marinos que el resto del mundo durante 2021, y las cifras muestran grandes disparidades entre las tasas de construcción de parques eólicos de las naciones europeas.

La información actualizada de la Agencia Internacional de Energía (AIE) muestra que durante 2021, China proporcionó más de las tres cuartas partes de la capacidad adicional mundial en generación de energía eólica marina. Se agregó una capacidad global total de 10,5 gigavatios (GW), de los cuales 8 GW estaban en China.

Las cifras de la AIE también muestran que solo tres países europeos agregaron capacidad eólica marina durante 2021: Dinamarca (0,6 GW), el Reino Unido (0,5 GW) y los Países Bajos (0,4 GW).

El gran impulso en la capacidad de China se detalla en el informe Renovables 2021 de la AIE. Un factor importante citado son las tarifas de alimentación favorables del país, incentivos que expiraron a fines de año. Los informes sugieren que solo en diciembre se completaron hasta 10 nuevos parques eólicos marinos chinos de 0,3 GW o mayor capacidad.

También significa que China ahora ha superado al Reino Unido como líder mundial en capacidad de energía eólica marina. Las cifras de la AIE sitúan la capacidad total de China en 17 GW, lo que significa que el país duplicó con creces su alcance durante 2021. La capacidad del Reino Unido ahora es de 11 GW.

El Reino Unido todavía lidera el camino en Europa, con solo Alemania (7.5GW) acercándose. Otras naciones europeas en las cifras de capacidad total de la AIE incluyen los Países Bajos (3 GW), Bélgica (2,3 GW), Dinamarca (2,3 GW) y Suecia (0,2 GW).

El CFO de YPF, Alejandro Lew, y el Representante para Argentina del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), Santiago Rojas, suscribieron un contrato de préstamo A/B por USD 300 millones, mediante el cual CAF ratifica su compromiso en continuar apoyando al país y su sector productivo.

La operación marca un importante hito al simbolizar el retorno de YPF al mercado financiero internacional. A su vez, es uno de los primeros financiamientos de la compañía alineado con la reducción de emisiones, mitigación de los efectos del cambio climático y proyectos verdes.

La estructura de Préstamo A/B, permitió que bajo el umbral de CAF, el “Lender of Record” de la facilidad, también participen de la operación tres reconocidos bancos internacionales con un rol compartido de “Lead Arrangers” y una entidad financiera no bancaria: Santander (USD 90 millones), Itau Unibanco (USD 60 millones), Industrial and Commercial Bank of China Limited, Dubai (DIFC)(ICBC) (USD 60 millones) y Cargill Financial Services International (USD 52,5 millones).

La facilidad está sujeta a Ley New York, y contó con la asesoría de los estudios de abogados de Norton Rose Fulbright en la mencionada jurisdicción y Martinez de Hoz y Rueda en lo que se refiere a jurisdicción argentina.

Esta operación está en alineada al propósito de CAF en convertirse en el Banco Verde de América Latina y el Caribe, promoviendo financiamientos verdes tanto para el sector público como privado de la región en beneficio de la población y la sostenibilidad del planeta.

«Brasil tiene recursos eólicos marinos prácticamente ilimitados y las empresas de energía eólica ya han presentado solicitudes de licencia para 40GW de proyectos eólicos marinos en Brasil, lo que representa una oportunidad única para satisfacer la creciente demanda de energía, desarrollar proyectos de hidrógeno verde y crear grandes cantidades de inversión y puestos de trabajo cualificados», dice el director general de GWEC, Ben Backwell.

«Este decreto proporciona la claridad y la certidumbre que la industria eólica necesita para avanzar y seguir desarrollando proyectos a gran escala frente a la costa de Brasil, mientras las autoridades preparan un sistema completo de concesión de licencias en las zonas, así como subastas competitivas y otros mecanismos para la adquisición de energía procedente de la eólica marina. Felicitamos al Ministro de Minas y Energía, Bento Albuquerqe, al equipo del Ministerio y a nuestros socios de ABBEEOLICA por este logro vital».

El GWEC ha estado trabajando estrechamente con la asociación brasileña de energía eólica ABEEOLICA para ayudar a proporcionar las aportaciones y experiencias necesarias de los mercados eólicos internacionales, en un debate productivo con el Ministerio de Minas y Energía y otras partes interesadas clave.

El programa Ocean Energy Pathways de GWEC está ayudando a los gobiernos de todo el mundo a lograr una rápida adopción de la energía eólica marina.

Elbia Gannoum, directora general de ABEEOLICA, ha declarado: «La energía eólica ya tiene una larga trayectoria de éxito en Brasil en tierra firme, y ahora, con este decreto, iniciamos una nueva fase con la eólica marina».

Y agrega: «No me cabe duda de que, en unos pocos años, estaremos celebrando nuestros primeros GW de energía eólica en los mares brasileños, y que Brasil, que cuenta con algunos de los mejores vientos del mundo para la energía terrestre, será también conocido por el éxito de la energía eólica marina, una de las más esenciales en la lucha mundial para limitar el peligroso cambio climático».

Buenos Aires sigue en la dulce espera de la adhesión a la ley de generación distribuida. Pasaron más de nueve meses desde que la Cámara de Diputados de Buenos Aires diera media sanción a la adhesión a la Ley Nacional N° 27.424 y todavía se espera la decisión por parte del Senado. 

Puntualmente, el proyecto ley bajo expediente D 169 2021 – 2022 salió de diputados el 14 de mayo, pero recién el 30 de junio ingresó por mesa de entrada de la cámara alta bonaerense. 

A partir de allí pasó por la comisión de usuarios y consumidores (entró el 7 de julio), la cual no emitió despacho por pedido de moción de preferencia, y por la de ambiente y desarrollo sostenible, donde se aprobó por mayoría sin modificaciones casi cuatro meses después desde que recibió la iniciativa. 

Como consecuencia, el proyecto ya tiene despacho legislativo en el Senado y está a la orden del día desde el 13 de diciembre, pero como Argentina se encuentra en período de sesiones extraordinarias, salvo que haya un llamado particular, la iniciativa no se podrá tratar antes del 3 de marzo de este año, fecha en la que se abren las ordinarias. 

Sobre esta demora existente, Juan Manuel Montagnino, cofundador de ECONEP Energy, dialogó con Energía Estratégica y señaló que “es crítico poner en funcionamiento la generación distribuida en la provincia de Buenos Aires”. 

“Edesur y Edenor ya tienen el proceso funcionando en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Y actualmente, una industria PyME podría tener su propio parque de generación, mejorar sus costos y suministro ante cortes u otros eventos, por menos de lo que le sale comprar un compresor o una caldera”. 

“Los industriales están muy interesados por los bajos costos y la larga vida útil. Actualmente tenemos más de veinte proyectos en AMBA, pre-aprobados, esperando que se implemente la ley para poder gozar de sus beneficios”, agregó

Justamente los usuarios pueden implementar los sistemas fotovoltaicos, pero sin la adhesión no pueden acceder a los incentivos o créditos que establece el marco normativo, como por ejemplo el Certificado de Crédito Fiscal. 

Y de continuar sin la aprobación por parte del poder legislativo bonaerense, la generación distribuida en Argentina probablemente no cumpla con los objetivos planteados en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017, el cual estipula alcanzar los 56.479 usuarios-generadores al 2030. 

Aunque también es preciso mencionar que hasta ahora no se logró las metas de 2020 y 2021, de 10.314 y 14.563 U/G, respectivamente. 

“Además, que PBA adhiera, dinamizará la economía PyME, mitigaría la generación de Co2, y nos permitiría seguir haciendo crecer el sector renovable, que tiene francas capacidades exportadoras, y que no recibe ni el 5% de los subsidios de la generación fósil”, aseguró Montagnino.

Un estudio realizado por la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ) reveló que se podrían instalar 1627 GW de renovables en Tamaulipas, tanto en tierra como en las extensiones dentro de la zona económica exclusiva fuera de la costa. 

Y si bien se podría creer que el segundo Estado de México con mayor potencia eólica instalada a la actualidad (2,030 MW) podría contar con mayor capacidad de esta fuente por sobre otras tecnologías, los resultados indican otra cosa. 

“El mayor potencial lo tiene la energía solar fotovoltaica (77.5%) seguida de la eólica onshore (18.6%); mientras que la parte offshore de esta tecnología llega al 3.9% restante”, señala el documento.

Puntualmente, la GIZ vaticinó que existen 26,000 km2 de terreno que podrían albergar hasta 1,380 GW de capacidad instalada con volúmenes de generación de hasta 2,590 TWh/año, los cuales se ubican principalmente en la zona sur de la entidad federativa. 

“Dicho potencial de generación eléctrica corresponde al 3.75% del potencial nacional calculado bajo la misma metodología”, se agrega. 

Por el lado de la eólica onshore, se podría aprovechar la construcción de parques de aerogeneradores en 33,400 km2, con mayor desempeño en el norte del Estado. Y de ese modo, poner en operación otros 221 GW que producirían 622 TWh al año. 

Mientras que en el caso de la offshore, el estudio indica que enfrenta varios retos relacionados a costos de instalación, mantenimiento y reducción de la vida útil de los equipos debido a los trabajos en un ambiente altamente salino, húmedo y bajo mayores velocidades de viento respecto a la onshore. 

Y eso se traduce en que sólo se podría aprovechar el 10% del espacio analizado, con lo cual la capacidad instalada asciende a 29 GW (13% de la potencia estipulada para tecnología en tierra firme), con una generación anual de aproximadamente 130 TWh/ año.

¿Qué ocurre con los costos?

Pese a que se reconoció que la energía eólica es ahora la más económica entre las renovables estudiadas y permanecerá así hasta la década de 2030, para el 2050 se invierten los papeles y la tecnología fotovoltaica será la de menor costo. 

“En Tamaulipas, para 2030 los costos de esta energía oscilarán entre 30 y 39 USD/MWh y hacia 2050 se verán costos tan bajos como 16 a 21 USD/MWh. La eólica onshore no logrará decrecer tanto y en promedio irá desde los 17 hasta los 54 USD/MWh al 2050”. 

“En tanto que por el lado del LCOE de la eólica fuera de las costas oscilará entre 52 y 70 USD/MWH hacia 2030 y en 2050 apenas decrecería a 45 – 60 USD/MWh. Esto significa que, incluso en 2050 que la tecnología de generación offshore habrá madurado bastante, su costo de generación será de un 50 y hasta un 70% más cara que la onshore”, detalla el archivo. 

Este estudio se encuadra dentro de la búsqueda del potencial del hidrógeno verde en México, tanto a nivel federal (GIZ ya sacó varios tomos) como a nivel estatal particularmente, tal como ya realizaron otras entidades a lo largo del año pasado. 

Y es preciso recordar que, Tamaulipas podría alcanzar 800 GW de capacidad electrólisis PEM para impulsar el H2V, con valores de USD 2.1 por Kg H2 a 2030 y USD 1.5 por Kg H2 al 2050 y la posibilidad de alcanzar un mercado de USD 11,000,000 en 2030 y superar los USD 275,000,000 por año al 2050. 

El Coordinador Eléctrico Nacional dio a conocer su propuesta de expansión para el sistema de transmisión eléctrico correspondiente al año 2022, de acuerdo con lo establecido en la Ley N°20.936/2016.

La propuesta de expansión de transmisión es el resultado de un estudio de planificación realizado por el Coordinador, que considera una proyección de la demanda de energía y potencia para un horizonte de 20 años, con escenarios de oferta de generación desarrollados mediante modelos de optimización de inversiones en generación y transmisión, que incluyen costos de tecnologías que orientan a una alta inserción de energía renovable variable (ERV).

El diagnóstico de uso del sistema de transmisión publicado por el Coordinador en noviembre de 2021 -obtenido a partir de las simulaciones de la operación del sistema de largo plazo, bajo diversas condiciones hidrológicas y de variabilidad de generación ERV-, permitió elaborar y evaluar las distintas propuestas de obras de transmisión, considerando nuevas tecnologías, para cumplir con los criterios establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

Adicionalmente, la propuesta de expansión ha incluido propuestas de obras de transmisión que surgen ante la aplicación de nuevas metodologías y criterios de planificación propuestos por el Coordinador a la Comisión Nacional de Energía (CNE) para aumentar la confiabilidad del sistema.

La propuesta está compuesta por 31 proyectos que totalizan una inversión de US$ 342 millones. Del total de obras, 11 corresponden al desarrollo del sistema de transmisión nacional (US$ 243 millones), y 20 a proyectos de transmisión zonal (US$ 99 millones).

Descargue el informe haciendo clic ACA

El EPRE, mediante Resolución 1/2022, puso en vigencia la reglamentación para los denominados Usuarios / Generadores quienes, a través del uso de fuentes renovables, generan, consumen, administran e inyectan a la red pública de distribución el excedente de su energía.

La norma incorpora elementos innovadores para estos Usuarios/Generadores quienes ahora podrán, en sus diferentes modalidades, ceder la energía que producen a otros usuarios, ya sea desde el mismo lugar en donde la consumen o en otro.

También incorpora las figuras de “Usuario/Generador Colectivo”, que son aquellos usuarios contiguos que podrán instalar un Sistema de Generación/Almacenamiento para autoconsumo en un punto de inyección y el de “Almacenador Energético”, persona humana o jurídica que almacena energía eléctrica a fin de autoabastecerse o bien ponerla a disposición de terceros.

Además, la norma incluye un Sistema de Medición Avanzada – AMI (Advanced Metering Infraestructure) compuesto por medición inteligente, concentrador de datos, red de comunicaciones y sistema de gestión de la información, lo que permitirá mejorar la gestión técnica y comercial del servicio eléctrico, dotando al sistema de distribución de mayor flexibilidad y confiabilidad. Asimismo, detalla la integración de Vehículos Eléctricos a la red de distribución, con el objetivo de contribuir a disminuir la emisión de gases contaminantes.

Es importante señalar, que esta reglamentación durante su elaboración – previa a la emisión de su resolución – contó con un proceso de participación técnica, a través de una mesa de trabajo compuesta por diferentes actores especialistas en la materia, y ciudadana a través del Órgano Consultivo del EPRE (representado por universidades, ONGs, cámaras de comercio, del sector industrial, agrícola, comercial, cooperativo, entre otros) con el fin de recepcionar y contemplar las distintas propuestas y comentarios a la misma.

Mendoza ha sido pionera en la modernización del servicio público de distribución de energía eléctrica, con la elaboración de una normativa regulatoria única por sus características en el país. Regulaciones que han sido un modelo a seguir por otras provincias y la nación en la instauración de la figura del usuario/generador.

Desde la aprobación de la Ley 9084, mediante la cual la provincia de Mendoza adhirió a la Ley Nacional de Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable destinada a la Red Eléctrica Pública, y desde que declaró Interés Provincial a los Recursos de Energía Distribuida a las actividades de Generación Distribuida, Almacenamiento Energético y Gestión de la Demanda; la provincia viene avanzando en la transformación de su matriz energética.

En conjunto con la implementación de un Programa de Modernización del Sector Eléctrico; que implica el desarrollo de la regulación, actividades, proyectos y acciones para un sistema eléctrico provincial sustentable, que incorpora un rol más activo y participativo del usuario convencional, orientado a la producción y gestión de su demanda eléctrica.

Todo ello, en concordancia con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de la Agenda 2030 de la ONU, establecidos en el Acuerdo de París de 2015, en cuanto a “Garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna”

Usuarios/Generadores en Mendoza

La cantidad de usuarios que generan su propia energía, a través de fuentes renovables, y pueden volcar sus excedentes a la red crece de manera sostenida desde que se concretó la primer solicitud en el año 2016, lo que permitió que a noviembre del año 2021 Mendoza cuente con 389 usuarios/generadores, de los cuales 259 son residenciales y 130 son generales (bodegas, frigoríficos, hoteles, estaciones de servicio, agroindustrias, otras pequeñas industrias, comercios, entre otros).

La potencia total fotovoltaica solicitada por estos usuarios/generadores para el periodo 2016/2021, es de 6,62 Megavatios (1,41 MW corresponde a residenciales y 5,21 MW corresponde a generales); lo que equivale al consumo de alrededor de 3.750 hogares, tomando como base el promedio de consumo de una familia en Mendoza (500 kwh promedio por bimestre).

El volumen alcanzado por la Generación Distribuida en Mendoza es tal, que incluso supera a la generación que producen los parques solares en la provincia (Parque Solar del PASIP, departamento de San Martín, genera 1.2 MW y el Parque Solar ubicado en el departamento de Santa Rosa, que cuenta con 5 MW).

La Organización Latinoamericana de Energía (Olade) invita al lanzamiento oficial del Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2021, publicación que contiene la información más relevante del sector energético de los 27 Países Miembros de Olade.

Esta publicación es elaborada anualmente a partir de información oficial entregada por los puntos focales de cada país y con base a estimaciones propias desarrolladas por el equipo técnico del Organismo.

-En la transmisión en vivo en nuestro canal de YouTube: https://youtu.be/3lUqVDHoWBg

-Fecha: Jueves 27-enero, 2022

-Hora: 10:00 (GMT-5)

El Ministerio del Ambiente (MINAM) publicó ayer, 25 de enero del 2022, un Decreto Supremo que declara de interés nacional la emergencia climática. En tal documento, se ordena al Ministerio de Energía y Minas (MINEM) promover el uso de energías renovables en el marco de sus funciones y competencias.

Puntualmente, el MINEM deberá garantizar el aprovechamiento de recursos energéticos renovables no convencionales en la matriz de generación eléctrica, en condiciones competitivas y eficientes, aumentando progresivamente los requerimientos nuevos con energías renovables no convencionales, de acuerdo con la oferta y la demanda del mercado eléctrico, con proyección de llegar al 20% de su participación al 2030.

Aquel detalle no es menor, considerando que las energías renovables participan recién en un 10% de la matriz energética peruana y que de ese porcentaje las no convencionales, como eólica y solar, apenas rondan el 5%, de acuerdo con el último boletín del COES.

Para cumplir el 20% al 2030 junto con más objetivos establecidos en la política energética nacional, el decreto supremo indica que el MINEM deberá implementar las siguientes acciones prioritarias en menos de 180 días hábiles:

1 Promover programas y políticas sobre el uso eficiente de la energía en los sectores público, productivo, servicios, residencial y transporte.

2 Implementar programas para el cambio del uso de leña, bosta, carbón, entre otros combustibles contaminantes; por otras fuentes energéticas limpias para el uso doméstico.

3 Diseñar programas de promoción para el desarrollo de tecnologías, uso y producción de hidrógeno verde.

4 Proponer, en el ámbito de la “Comisión Multisectorial para la Reforma del Subsector Electricidad”, con la participación del Ministerio del Ambiente, el marco regulatorio para el incremento del aprovechamiento de recursos energéticos renovables no convencionales en la matriz de generación eléctrica, en condiciones competitivas y eficientes, así como otras medidas que promuevan el uso de energías renovables.

Aquello fue bien recibido por el sector empresariado. En conversación con Energía Estratégica, Brendan Oviedo Doyle, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) señaló:

“Saludamos la iniciativa de declarar la emergencia climática en el país a través del decreto supremo que reconoce y asocia por primera vez a las energías renovables como directamente relacionadas con el cumplimiento de nuestras NDC”.

Si bien la declaración que se hace no está asociada a un porcentaje objetivo a cumplir con subastas, sino a un condicionamiento de oferta y demanda, esto no desalentaría al sector y dejaría claro que se estarán promoviendo nuevas inversiones renovables.

“En Perú estamos apostando al desarrollo de las energías renovables. Desde el sector privado estamos simplemente a la espera de la estructura que va a permitir la contratación de nuevos proyectos que a la fecha no pudieron estructurarse en mecanismos como lo que fueron las subastas RER que resultaron discontinuadas”, consideró Brendan Oviedo.

Las proyecciones para ejecutar nuevos proyectos son enormes. La SPR identifica 6000 MW de proyectos renovables en desarrollo y confía que algunos de ellos podrán enmarcarse en un nuevo mecanismo que trabaja el MINEM. Al respecto, según confió el presidente de la SPR, autoridades del MINEM realizarían un próximo anuncio favorable para el sector:

“El Ministerio de Energía y Minas ha declarado que está trabajando y publicará en breve unas actualizaciones al marco regulatorio destinadas a hacer cambios en las licitaciones de las distribuidoras que permitirán que las tecnologías solar y eólica puedan maximizar la eficiencia de sus costos”.

Según explicó el referente empresario, esa actualización implicaría la separación de ofertas de potencia y energía, así como la división de bloques horarios lo que permitirá acomodar la disponibilidad de la generación eólica y solar a los requerimientos de las distribuidoras.

Luis Manuel Hernández González, presidente del Consejo Mexicano de la Industria Manufacturera y de Exportación, aseguró que el país necesita reglas específicas y constantes para que se mantenga la inversión, así como también más energía limpia y renovable para alcanzar los objetivos de la transición energética. 

Y es preciso recordar que actualmente hay poco más de 14 GW operativos entre energía solar (+6 GW) y eólica (+8 GW), pero en los últimos años se frenaron varios proyectos debido a la incertidumbre, posturas y decisiones de la administración actual. 

“Necesitamos reglas que le permitan al inversionista decidir a largo plazo. Son indispensables. Y que también se plantee cómo participa el estado con la parte privada, porque ésta trae el hambre de crecer”, reconoció durante el sexto foro del Parlamento Abierto. 

“Si no tenemos una constitucionalidad a largo plazo del nuevo sistema energético de México, no podremos dar certeza ni al sector público ni al privado”, agregó. 

El especialista se refirió puntualmente a la industria manufacturera y reconoció que existen algunos aspectos a resolver: aumentar la capacidad instalada que posee el país y regular de otro modo la parte de la distribución, que hoy en día le corresponde a la Comisión Federal de Electricidad. 

Es por ello que propuso que “la industria privada también puede participar en la construcción de infraestructura y que, eventualmente, sea donada a la CFE”.

“No podemos pensar que generaremos energía barata si la CFE no tiene recursos, así como tampoco permitir la entrada a esquemas de subsidios. Pero si definimos las reglas, controles y funciones de los participantes del mercado, habrá una decisión diferente”, continuó.

Luis Manuel Hernández González vaticinó que la empresa productiva del Estado no puede sola con la generación de electricidad o con la parte de las redes de distribución en México, por lo que aseguró que no es posible aceptar esta reforma. 

“La CFE no tiene recursos suficientes para proveer de energías renovables a la industria aeronáutica y automotriz con energías renovables para que los privados cumplan sus objetivos de transición energética”, aseveró. 

Por otro lado, la abogada especialista en proyectos de infraestructura, Julia Romero, también participó del debate y ratificó el punto de que “las energías limpias deben aumentarse, dado el impacto directo que tendrá en la reducción de emisiones hacia el medio ambiente”. 

“México no puede justificar el incumplimiento de un tratado con el pretexto de la soberanía. Y si la iniciativa se aprueba en los términos actuales, es posible que se deba pagar unos USD 70.000.000.000 para compensar a los inversionistas que no pudieron desarrollar sus proyectos en el país”, señaló. 

La organización no-gubernamental CAMBIO propuso al Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) la intervención del sector público para el despliegue de un programa de almacenamiento y techos solares residenciales (ver detalle).

Aquello estaría fundamentado en su Estudio de Integración de Recurso Solar Distribuido en Puerto Rico que reveló la oportunidad de alcanzar un 75% de energía renovable distribuida al año 2035.

De acuerdo al estudio que efectuaron, sería técnica y económicamente factible implementar un eventual programa de energía solar en azoteas administrado por la empresa de servicios públicos.

A través del “utility-run rooftop solar program” CAMBIO recomendó diseñar Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) anuales emitidas por la AEE para comprar paneles solares, baterías, inversores, sistemas de estanterías y otros equipos auxiliares para sistemas de techo residenciales estandarizados (2,5-3,5 kW de energía solar y 11-15 kWh de almacenamiento, según las tecnologías disponibles).

Es preciso indicar que este modelo en el que la AEE sería propietaria y administradora del proceso de instalación de sistemas de almacenamiento y energía solar en techos residenciales a pequeña escala, contemplaría la contratación de instaladores locales de energía solar en techos.

De allí que se abran expectativas de eventuales licitaciones periódicas para que empresas integradoras de energía solar de pequeña escala compitan para encargarse de proveer equipos e instalarlos dando prioridad a los clientes de ingresos bajos, medios y rurales.

Para la compra de equipos, CAMBIO propone:

46 MW en paneles fotovoltaicos (dimensionados para construir sistemas de 2,5-3,5)
1070 MWh (CA) de almacenamiento de batería de 4 horas, dimensionados para construir bancos de baterías de 11-15 kWh
Equipo de montaje, inversores, controladores de carga, sistemas de monitoreo remoto, respaldo subpaneles, cableado y equipos auxiliares para un total de 17,000 instalaciones en techos que cumplan con el código de construcción de Puerto Rico 2018.20

El programa propuesto daría respuesta a aquellos puertorriqueños que aún no pueden acceder a soluciones solares en los techos de sus hogares y para quienes aún no se contemplan facilidades de financiamiento dentro de la planificación de gobierno comunicada hasta el momento.

“Creemos que este enfoque, que se basa en soluciones del mercado privado para brindar energía renovable, no hace un uso óptimo de la cantidad histórica de fondos federales disponibles, que podrían utilizarse para ayudar a transformar el sistema eléctrico de Puerto Rico en un sistema asequible y descentralizado basado en energía renovable para 2035”, señala CAMBIO en su comentario público presentado.

Argumentando aquello, desde Cambio aseguran que, por un lado, el Plan de infraestructura de esta década para el uso de más de $14 mil millones en fondos del FEMA no asigna ningún recurso federal a la energía renovable o al almacenamiento. Y, por otro lado, los tranches de RFP se centran en el desarrollo de recursos solares utilty scale, con participación de plantas de energía virtuales sólo en el primer tranche.

Puerto Rico apuesta a más: abrió oficialmente su segunda subasta para contratar renovables y almacenamiento

Los 14 aerogeneradores del parque eólico Huascachaca, el más grande del país, arribaron este 24 de enero a Puerto Bolívar (El Oro), a través del operador portuario Yilport Holding, sitio donde se llevó a cabo el acto protocolario de recepción, que contó con la participación del ministro de Transporte y Obras Públicas, Marcelo Cabrera, y del subsecretario de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica del Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, José Medina. También asistió el Gerente de Elecaustro, Antonio Borrero.

El parque eólico Huascachaca, ubicado en San Sebastián de Yuluc en la provincia de Loja, se ejecuta con una inversión de USD 90 millones financiados con recursos del Banco del Estado de Ecuador y con fondos propios de Elecaustro, entidad adscrita al Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables.

La obra registra un avance del 80%, por lo que se estima que entre en operación en el primer semestre de 2022.

Con la puesta en marcha de este proyecto eólico, se prevé reducir – anualmente- 76.000 toneladas de CO2 al ambiente, mediante la producción de 130 GW.h de energía limpia y renovable y el aporte al Sistema Nacional Interconectado con 50 megavatios (MW). Ha generado cerca de 425 empleos directos e indirectos.

Cada aerogenerador tiene una potencia de 3,571 megavatios y un peso de 600 toneladas.

El cargamento zarpó desde China el 21 de diciembre de 2021, en la embarcación “Taixing”. El Subsecretario de Generación, José Medina, destacó que el país cuenta con un Plan Maestro de Electricidad actualizado hasta el 2031, que incentiva la construcción de proyectos de generación de energía renovable, como el proyecto eólico de Huascachaca, que se convertirá en la central de generación eólica más grande del Ecuador.

De su parte, el Ministro de Transporte y Obras Públicas resaltó que “Las 11 grúas mejoran el nivel del servicio portuario ofreciendo a las navieras una mejor infraestructura con tecnología de punta, lo que permitirá tener mejores índices de rendimiento”, además destacó la logística a detalle que se requiere en cada etapa del Proyecto Eólico Huascachaca, el mismo que estará a cargo de ELECAUSTRO.

Las nuevas grúas permitirán optimizar el movimiento de contenedores, haciendo más eficientes los procesos en el Puerto Bolívar, desde donde se exporta banano, camarón y minerales.

Asimismo, el gerente de Elecaustro, Antonio Borrero, comentó la amplia gestión realizada para la consecución del Proyecto Eólico Huascachaca, el mismo que representa vientos de cambio para el país, pues a más de brindar energía renovable, permite generar desarrollo en la zona de influencia.

El Gobierno Nacional promueve una generación eléctrica amigable con el ambiente, mediante el desarrollo de proyectos con energías renovables no convencionales, en beneficio de todos los ecuatorianos.

Además, EGP también estableció un récord en términos de energía procedente de fuentes renovables producidas en 2021, con aproximadamente 119 TWh, de los cuales 55,4 TWh de energía eólica y solar, 9 TWh más que en 2020, 57 TWh de hidroeléctrica y 6 TWh de geotermia.

Finalmente, el crecimiento de la cartera de proyectos en desarrollo fue significativo, alcanzando aproximadamente 370 GW, incluyendo renovables, Battery Energy Storage System (BESS) y capacidad ya en ejecución.

«En el 2021 Enel Green Power estableció nuevos récords en su trayectoria de crecimiento que, a pesar de las difíciles circunstancias provocadas por la pandemia del COVID-19, sigue con fuerza, haciendo de la seguridad el factor central de nuestras actividades», comentó Salvatore Bernabei, CEO de Enel Green Power.

«Este resultado representa un nuevo punto de referencia para el sector y confirma otra vez nuestro liderazgo a nivel mundial: de hecho, gestionamos la mayor cartera privada de instalaciones de generación de energía renovable del mundo. En un futuro próximo aceleraremos nuestro crecimiento sostenible, conforme a la Vision del Grupo Enel, con un objetivo de capacidad renovable total, incluyendo la capacidad resultante de las baterías, de 154 GW para 2030. Quiero dar las gracias a todo el equipo de EGP, a nuestros socios y a las comunidades locales con las que trabajamos. La pasión, el entusiasmo y la profesionalidad de todos nos ayudan a cumplir objetivos cada vez más complejos.»

La nueva capacidad renovable desarrollada por Enel Green Power a 31 de diciembre de 2021 incluye alrededor de 70 plantas, principalmente eólicas (2.596 MW) y solares (2.238 MW). Además, durante el año EGP construyó un total de 220 MW de BESS en las plantas de Lily, Azure Sky Solar y Azure Sky wind en Estados Unidos.

Por zonas geográficas, la nueva capacidad se distribuye de la manera siguiente:

• 832 MW en Europa, principalmente en España e Italia;
• 1.950 MW en América Latina, principalmente en Brasil y Chile;
• 1.364 MW en Norteamérica, principalmente en Estados Unidos;
• 754 MW en África, Asia y Oceanía.

Con los 5.120 MW producidos en 2021, EGP ahora gestiona cerca de 54 GW de capacidad renovable total, y eso confirma su posición de mayor operador privado del mundo en el sector de las energías renovables.

EGP logró este récord en un año marcado por la pandemia del COVID-19. Durante el proceso de producción de nueva capacidad renovable, el Grupo siempre ha dado prioridad a la protección de la salud de sus trabajadores, empleados y las comunidades en las que trabaja.

Con este resultado también se confirma el compromiso del Grupo Enel de seguir aumentando su capacidad renovable, con una huella geográfica global, como confirmado también en su Vision 2030, que espera alcanzar una capacidad renovable total, incluyendo la resultante de las baterías, de 154 GW para 2030.

Una vez esté plenamente operativa la capacidad que se construyó en 2021, producirá 16,3 TWh al año, lo que evitará la emisión anual de alrededor de 11 millones de toneladas de CO2 a la atmósfera.

Con este resultado se favorecerá el objetivo del Grupo Enel de reducir las emisiones directas de gases de efecto invernadero (GEI) a 140gCO2eq/kWh en 2024, poniendo al Grupo en condiciones de cumplir el objetivo de reducir un 80% las emisiones directas de GEI en 2030 respecto a los niveles de 2017, conforme al escenario de 1,5°C, y el objetivo Sustainable Net Zero en 2040.

En 2021, el Grupo Enel también dio un paso importante hacia la descarbonización completa del mix de generación al abandonar la explotación de centrales de carbón con una capacidad instalada total de 1.983 MW: Litoral (1.120 MW, Andalucía, España), La Spezia (548 MW, Liguria, Italia) y las unidades 1 y 2 de Fusina (315 MW, Véneto, Italia).

Según la Asociación Brasileña de Energía Eólica (Abeeólica), hay más de 532 MW que ya están en operación de prueba y deberían entrar en operación comercial en las próximas semanas.

La energía eólica es la segunda fuente más utilizada en Brasil para la generación de electricidad, con un 11,5% de presencia en la matriz eléctrica brasileña, solo por detrás de las centrales hidroeléctricas.

La previsión de la asociación que representa al sector es que Brasil alcance más de 33 GW de capacidad eólica instalada en 2026.

Los datos más recientes de generación de energía son de 2020 y muestran que los parques eólicos generaron, en ese año, 57 TWh de energía, lo que, en promedio mensual, sería suficiente para abastecer a 28,8 millones de hogares por mes, lo que significa una población de alrededor de 86,4 millones de personas.

Hasta la fecha, se están desarrollando o ejecutando 61 proyectos con una capacidad total de casi 4,6 gigavatios y una dotación de unos 53 mil millones de dírhams, precisó la ministra en su respuesta a una pregunta oral en la Cámara de Consejeros sobre las etapas clave para la aplicación de la estrategia para la transición energética hacia el desarrollo sostenible.

Estos proyectos siguen siendo insuficientes, estimó, agregando que se han desarrollado una serie de iniciativas y nuevos programas para el apoyo a la inversión en energías renovables, como un programa de una capacidad total de 400 megavatios para la ejecución de proyectos de energía solar fotovoltaica con el fin de apoyar a las PYME y crear empleo, y otro sobre la alimentación de la planta desalinizadora de agua de mar mediante el uso de energías renovables.

La ministra precisó también que Marruecos pretende alcanzar los objetivos de la estrategia de transición energética, basada en tres pilares: el desarrollo de una nueva política y la adopción de un enfoque sostenible en todos los sectores, de acuerdo con los compromisos internacionales y para alcanzar los indicadores de desarrollo previstos en el Nuevo Modelo de Desarrollo, además del refuerzo de la cooperación regional, que es un pilar para alcanzar la seguridad energética, así como el apoyo legislativo, reglamentario e institucional para promover las inversiones nacionales y extranjeras.

Por otro lado, la ministra subrayó que el cierre del gasoducto Magreb-Europa constituyó una oportunidad para revisar completamente la hoja de ruta relativa al gas natural, considerado como un producto esencial para el desarrollo de las energías renovables, el crecimiento industrial y el sector logístico en Marruecos.

Desde noviembre de 2020, más del 80% de la demanda de energía eléctrica fue cubierta por el carbón, el fuel, el diésel, y las importaciones de electricidad de los países vecinos y algunos proyectos fotovoltaicos, señaló la ministra, agregando que el acceso al mercado internacional del gas natural permitirá la aceleración del desarrollo de las energías renovables y la promoción de una industria y unos servicios con bajas emisiones de carbono. MAP

La semana pasada, Energía Estratégica te contó que la Agencia de Inversiones de Neuquén (ADI – NQN) atacará varios frentes durante este año, entre ellos que se presentará en la actual convocatoria del Mercado a Término con un parque eólico, analiza inyectar energía hacia Chile y buscará recuperar dos pequeñas centrales hidroeléctricas.

Pero además, también estará la finalización de la construcción del parque solar El Alamito, de 1,2 MW de potencia. Central que desde su concepción está pensada para ampliarse en el futuro cercano hasta 6 MW. 

Es por por ello que, una vez terminada la primera etapa (por contrato debería ser el 4 de mayo), se prevé que ADI-NQN realice una nueva convocatoria para la segunda fase de la central fotovoltaica, hasta 3-4 MW.  

“La ampliación deberemos enlistar la licitación para poder llevarla a cabo. Entiendo que dispondremos de recurso a mediados de año para darle continuidad. Inaugurar la primera etapa por mayo y arrancar con la licitación para la segunda, porque tenemos diez hectáreas y un acuerdo con el ocupante que nos facilita llegar a 6 MW, por lo menos”, aseguró José Brillo, presidente de ADI-NQN, durante una entrevista con Energía Estratégica

“Y desde el punto de vista de nuestra producción, vemos cómo orientar esta energía renovable a consumidores importantes, como los edificios de la justicia neuquina, y si podemos encontrar otro destino que nos permita abastecer de energía barata y limpia”, agregó. 

Es preciso mencionar que El Alamito se presentó al último llamado del Mercado a Término (MATER) para el corredor Comahue, pero CAMMESA finalmente no le asignó prioridad de despacho. Por lo que, según afirmó Brillo, insistirán en el MATER con el proyecto solar junto a otro eólico de mayor escala. 

Esto se da luego de dos años de realizaciones para la Agencia de Inversiones de Neuquén, ya que durante 2020 y 2021 – además de El Alamito – inauguró el parque eólico Vientos Neuquinos (se financió con bonos verdes de bancos argentinos, alrededor de 50 millones de dólares), de 100 MW de capacidad. Y también se inició la construcción de la central hidroeléctrica de Nahueve (aporte del fondo de Abu Dhabi y auspicio y sponsoreo de IRENA), de 4,6 MW. 

En este último caso, el presidente de ADI – NQN no descartó la posibilidad de realizar una ampliación bajo un proceso similar al del El Alamito, aunque no brindó más detalles al respecto. Por ende, habrá que esperar a que se finalice la obra para saber si la agencia planifica algo más con dicha central. 

Solarpack se posiciona en el mercado latinoamericano con alrededor de 560 MW de capacidad en proyectos solares a construirse a partir de este año en Chile, Colombia y Ecuador, que se suman a los más de 470 MW que ya ha desarrollado y construido en ese mercado desde que comenzara su actividad en la región en 2008.

Puntualmente, aquella potencia a instalar corresponde a 259 MW de la central solar El Aromo a ubicarse en la provincia de Manabí, en Ecuador; 252 MW que suman dos proyectos a situarse en los departamentos del Cesar y Córdoba, en Colombia, y cerca de 50 MW distribuidos por Chile como proyectos PMGD.

“Gran parte de esos contratos ya están firmados”, aseguró Jaime Solaun, Head of Business Development en Solarpack.

Es preciso indicar que en el caso del mercado colombiano el plazo para la firma de los contratos fue extendido. Con lo cual, algunas de las rúbricas pendientes se prevé que se den más cerca de la fecha tope fijada para el 28 de febrero.

En cuanto al progreso de los proyectos a construirse en ese mercado, el referente de Solarpack aseguró que estos ya tienen la licencia ambiental y se encontrarían ultimando detalles para comenzar la construcción cuanto antes.

Por su parte, el proyecto en Ecuador también estaría en condiciones de iniciar obras en 2022 para cumplir con las fechas de inicio de operación comercial comprometidas. Este mercado resulta estratégico para la empresa.

Con el objetivo de mantener su pipeline de proyectos, Solarpack planea seguir compitiendo por nuevos contratos en próximas convocatorias públicas en la región. Es así que le resulta atractivo participar en el Proceso Público de Selección (PPS) por Bloques de ERNC lanzado recientemente por el gobierno ecuatoriano a través de CELEC EP y el Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables.

“Nos estamos movilizando para la subasta de Ecuador”, confió Jaime Solaun, Head of Business Development en Solarpack.

Aquello no sería todo. Además de sus planes en Colombia y Ecuador, la empresa continúa con actividades en Chile enfocadas a proyectos PMGD y de gran escala. En su avance en el mercado chileno, la empresa ya registra una cartera de 181 MW de activos operativos y de al rededor de 800 MW de proyectos en desarrollo.

También están atentos a los próximos anuncios que se den desde el mercado colombiano y peruano para continuar impulsando las energías renovables.

“Estamos a la espera de noticias por parte de los gobiernos de Colombia y Perú para continuar promoviendo la energía renovable, sobre todo la solar, a través de subastas públicas o privadas”.

Finalmente y en atención a otras licitaciones que se llevarán a cabo durante este año, Puerto Rico también resultaría atractivo para estructurar PPAs.

“Hemos analizado participar en el mercado puertorriqueño ya que tenemos actividad en Estados Unidos y estamos pendientes a las oportunidades que se puedan lograr allí también”, concluyó Jaime Solaun, Head of Business Development en Solarpack, en conversación con Energía Estratégica.

La Asociación Mexicana de Hidrógeno (H2 México) tiene varias acciones previstas para este 2022. Y una de ellas es seguir la línea de lo hecho a lo largo del año pasado en Latinoamérica: presentar una hoja de ruta del H2. 

Así lo confirmó Israel Hurtado, presidente de la entidad, durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, donde también aclaró que “se trabaja con una consultora internacional para detonar la industria del hidrógeno verde en México, de una manera organizada y eficiente”.

Y más allá que ya existe diálogo con ciertas autoridades del sector energético del país, la hoja de ruta “nace” de un impulso de la propia asociación, por lo que esperan presentarla a finales del primer trimestre de este año, aproximadamente en marzo o abril. 

Puede leer: Así avanzó el hidrógeno verde en la región durante el 2021

¿Qué contempla dicha guía? Según explicó el especialista, se analizarán cuáles son las barreras de entrada para la implementación de producción del hidrógeno verde, así como los retos y oportunidades para México. 

“Uno de los temas importantes, que seguramente se podrán identificar, es la necesidad de trabajar en Normas Oficiales Mexicanas (NOM) o regulaciones correspondientes. Tal vez pueda ser una barrera de entrada en este comienzo, pero también a considerar para el futuro”, sostuvo Hurtado. 

“Para el blending, se podría buscar aplicar algunas partes de la regulación de gas natural. Y entonces no veo un gran problema o barrera en temas de desarrollar algo específico para el hidrógeno verde”, agregó. 

Por otro lado, uno de los objetivos “ideales” para el 2022 es que el país produzca moléculas de H2V (Chile lo hizo en agosto del 2021 para vehículos cero carbono). “Es lo que buscamos impulsar y lo que tenemos en la mira”, destacó el presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno.

“Hay que considerar que en México existen alrededor de 200 centrales renovables en operación a gran escala – más de 14 GW instalados -, de las cuales aproximadamente 85 son solares, el resto eólicas y algunas geotérmicas. Y esperaría que en el corto plazo puedan producir el vector energético”

Lea también: Nahle mostró cifras de las subastas renovables en México pero no habló de continuidad

Y es preciso mencionar que además existen algunos proyectos en desarrollo en su territorio e incluso diversas entidades realizaron estudios sobre el H2V (GIZ estimó un potencial de 22 TW de electrólisis PEM instalable). Aunque aún falta marco normativo específico sobre el tema, para el cual se trabaja, por lo que habrá que esperar algunos meses para conocer más avances y resultados al respecto. 

Genneia lideró nuevamente la generación de energías renovables en el país alcanzando el 18% del mercado total y un 24% de la generación de energía eólica en Argentina.

De este modo, se posiciona una vez más como la empresa líder en el sector manteniendo, además, su posición en el Top Ten de generadoras de energías limpias de Sudamérica.

Según datos aportados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), durante el 2021, la empresa generó un total de energía renovable, solar y
eólica, de 3.300.000 MWh, equivalentes al consumo de más de 900.000 hogares, provenientes de sus 7 parques eólicos y su parque solar.

Así, Genneia ratifica su liderazgo absoluto en generación de energías limpias evitando la emisión de más de 1.400.000 toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera.

Octubre fue el mes con mayor generación de energía renovable en 2021, con un registro total de 329.412 MWh. Asimismo, el Parque Eólico Madryn, el más grande de Argentina, fue
el centro operativo de Genneia con mayor registro en un mes, 93.766 MWh.

Además, en el marco de la reconversión de su matriz energética, Genneia redujo un 35% la generación térmica entre el 2020 y 2021, y obtuvo un crecimiento del 19% en generación total de energía limpia durante ese período. De este modo, el 92 % de la energía generada por Genneia es renovable y solo un 8 % proviene de fuentes convencionales.

“Todo esto ha sido posible gracias al trabajo de nuestro gran equipo, que gestiona 236 aerogeneradores y 283.320 paneles solares de manera concurrente. Nuestras operaciones en Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Pomona, Villalonga, Necochea y Ullum, son monitoreadas minuto a minuto desde nuestro Centro de Control de última generación, único en el país”, expresó Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia.

Genneia mantiene su vocación de liderazgo llevando adelante la construcción del nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, que se ubicará en el centro sur de la provincia de San Juan, que tendrá una capacidad instalada nominal estimada en 80 MW, lo que equivale al abastecimiento de 50.000 hogares.

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 más, apostando a crecer en el demandante mercado corporativo.

El nuevo sistema de baterías AXE LV cubre una amplia gama de capacidades que van desde los 5kWh hasta los 400kWh, lo que permite satisfacer las distintas necesidades, desde los hogares hasta las grandes empresas y escenarios industriales», destaca Lisa Zhang, Directora de Marketing de Growatt.

La modularidad del sistema de baterías AXE LV facilita su instalación con conectores integrados, que no requieren conexiones de cables adicionales y al tener los cables externos integrados en un solo cable, la conexión al inversor es mucho más sencilla. En resumen, este diseño único reduce en gran medida la dificultad y el tiempo de instalación.

En cuanto a la seguridad, goza de multiples protecciones tanto del inversor y del BMS, como el monitoreo de seguridad de las células y el balanceo de carga. Mientras tanto, como batería LFP sin cobalto, destacan por su resistencia a las altas temperaturas, su alta seguridad y estabilidad, así como su mejor rendimiento de hasta 5.000 ciclos de carga.

También tiene una vida útil más larga, de más de 10 años, mientras que las baterías tradicionales de plomo-ácido sólo pueden durar alrededor de 2 años. En general, tiene más ventajas en términos de TCO (coste total de propiedad) para los clientes.

En cuanto a la compatibilidad, el sistema de baterías AXE LV puede utilizarse con todos los inversores de la serie SPF de Growatt. Además, también funciona perfectamente con los inversores de almacenamiento de las series SPH y SPA.

Growatt ofrece servicios integrales para ofrecer una mejor experiencia al cliente. La empresa proporciona asistencia técnica en el momento de la instalación para que ésta sea más rápida. Para el uso y el mantenimiento diarios, ofrece una garantía para todo el sistema, incluyendo el sistema de baterías y los inversores de almacenamiento. Cualquier problema del sistema, si se produce, puede localizarse rápidamente y resolverse con mayor eficacia.

Además, Growatt permite a los instaladores actualizar el firmware del sistema de baterías a distancia, lo que puede ayudar a reducir el coste de operación y mantenimiento y mejorar la eficiencia del servicio.

Acerca de Growatt

Fundada en 2010, Growatt es un líder mundial en soluciones de energía inteligente. Según IHS Markit y Wood Mackenzie, la empresa es el proveedor de inversores residenciales número 1 del mundo y también se encuentra entre los 5 principales proveedores de inversores industriales. En cuanto a los inversores híbridos de almacenamiento, Growatt es el segundo proveedor mundial, según Wood Mackenzie.

“Para OTEPI es un privilegio colaborar técnicamente con el diseño y la ejecución de la estrategia de electricidad 100% limpia del proyecto, siendo un objetivo ambicioso pero factible técnicamente y atractivo financieramente”, expresa Luis E. Paul K., presidente ejecutivo del Grupo OTEPI.

“Ya existen instalaciones y desarrollos en redes eléctricas de países latinos con generación solar fotovoltaica y capacidad asociada de almacenamiento de energía para evitar su variabilidad.” dijo
Federico Fernandez, Director de OTEPI Renovables y actual Presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar.

“Pero también en instalaciones industriales y comerciales de gran tamaño. Son varios los casos de éxitos de OTEPI y de nuestros aliados internacionales en microrredes C&I, por lo cual confiamos en la culminación exitosa de esta iniciativa, pionera e innovadora, a pesar de sus retos y complejidades.”

«Elegimos a OTEPI por su liderazgo local y sus alianzas internacionales en proyectos energéticos con las dimensiones que necesita el Agropark, pudiendo acompañarnos desde la fase de prediseño hasta la puesta en marcha y la posterior operación del esquema completo de generación de electricidad para nuestro sitio sin emisiones contaminantes, a partir de fuentes renovables y baterías para garantizar disponibilidad 24/7”, valora Juan Carlos Mastellari, Socio Director de AgriCapital Holdings.

“Podremos optimizar nuestros costos de operación a largo plazo y ser una empresa modelo por su sostenibilidad en materia energética”.

AgriCapital Holdings se prepara para desarrollar el agroparque con la matriz energética más limpia del mundo, contribuyendo con la reducción de la huella de carbono de los productos frescos de sus empresas miembros. Cabe destacar que el objetivo 100% energía limpia de AgroPark está alineado con los pilares de la Estrategia Nacional de Transición Energética de Panamá, hacia una economía más verde y sostenible, con menos emisiones energéticas contaminantes.

En la presentación del documento ‘Global Hydrogen Review’ de la AIE, organizada por Enerclub, José Miguel Bermúdez, analista en Tecnologías Energéticas del organismo, indicó que «la mayor barrera para el desarrollo de hidrógeno sin emisiones tiene que ver con los costes».

En este sentido, señaló que» hay un potencial importante de reducción de costes de hidrógeno producido a través de electrolisis», destacando que «los proyectos puestos en marcha son importantes para desarrollar la cadena de valor del hidrógeno y reducir su coste de producción».

Así, la AIE estima que el actual coste de producir un kilogramo de hidrógeno con gas natural está comprendido entre 0,5 y 1,7 dólares, dependiendo de la región), mientras que aplicar tecnologías de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS, por sus siglas en inglés) hace que el coste crezca hasta 1-2 dólares, y producirlo a través de renovables, hoy, cuesta entre 3 y 8 dólares por kilo.

No obstante, la agencia pronostica que, con las economías de escala, la disminución del coste de las renovables y la innovación, entre otros factores, el coste de hidrógeno verde a 2030 descenderá hasta llegar a estar entre 1,3 dólares/kg H2, en países con buenos recursos renovables, y 3,5 en otras regiones.

Por ello, advirtió de que esta reducción de costes podrá implicar el crecimiento del mercado de hidrógeno y podrá suponer «una buena oportunidad» de exportación de hidrógeno para aquellos países con fuentes renovables y con potencial de almacenamiento de CO2, exportaciones que a día de hoy está liderando Japón a nivel internacional.

Con el fin de desarrollar este mercado del hidrógeno, la AIE cree necesario seguir adoptando estrategias y ‘roadmaps’ a nivel nacional, con especial hincapié en el ámbito de desarrollo de demanda de hidrógeno, así como creación de incentivos para el uso de hidrógeno de bajas emisiones.

Además, aboga por movilizar inversiones en activos, infraestructuras y fabricación de tecnologías de producción de hidrógeno y promover la innovación para comercializar lo antes posible tecnologías de hidrógeno.

Asimismo, pide establecer regulación con esquemas adecuados de certificación y estándares, y la necesidad de un acuerdo internacional para la establecer la huella de carbono de producción de hidrógeno.

Avances concretos

Bermúdez también recordó los avances dados en los últimos años en este mercado, donde ya un total de 20 países han presentado ya sus estrategias y 20 países estaban trabajando en ellas. Además, destacó la respuesta de la industria con fuertes inversiones y el crecimiento de la cooperación internacional en este área.

Respecto a la demanda de hidrógeno a nivel global en 2020, el estudio indica que fue de 90 millones de toneladas, producidos principalmente a través de combustibles fósiles, y utilizado sobre todo en la industria química y las refinerías.

Con los proyectos puestos en marcha o en desarrollo, la AIE prevé que la demanda podría crecer hasta 105 millones de toneladas a 2030 y, si también se tienen en cuenta los proyectos anunciados, este valor aumentaría hasta 120 millones de toneladas.

No obstante, la agencia cree que, a pesar de ser «importante» este crecimiento, aún se está «muy lejos» de la tendencia que se debe seguir para alcanzar el escenario ‘Net Zero a 2050’.

En este escenario, la demanda de hidrogeno se debe duplicar respecto a la actual en 2030 , y a 2050, el 10% de la energía final debe venir de este vector energético, según la AIE.

La Resolución Nro. ARCERNNR-014/2021 empieza a demostrar su éxito impulsando las primeras instalaciones renovables distribuidas de mediano porte a lo largo del Ecuador. Y es que una de las actualizaciones que realizó en el mercado y que más movilizaron a la industria solar fue la posibilidad de permitir el desarrollo y operación de centrales de generación distribuida con una capacidad de 1 MW hasta 10 MW.

De allí es que algunas corporaciones empezaron a impulsar una serie de licitaciones para el diseño, construcción y operación de sistemas de generación eléctrica que les permitan cubrir parte de su demanda con energías renovables.

Las empresas de ingeniería y construcción de proyectos renovables en Ecuador celebraron aquella iniciativa y empezaron a presentar sus ofertas a las corporaciones interesadas en la instalación de alternativas de generación renovable.

Es así que reconocidos actores de la industria como DeltaGlobal se adjudicaron más de un contrato en el último año duplicando lo conseguido en los últimos diez años de trayectoria en el mercado.

“En el cierre del 2021 logramos cerrar un acuerdo para instalar 7,75 MW en ocho locales entre hipermercados y centros comerciales de una misma corporación como una primera fase de un plan 2021-2023”, declaró Xavier Enrique Ortiz Cabero, gerente de proyectos de sostenibilidad y accionista de DeltaGlobal.

La primera fase está en marcha. Según confió el referente de DeltaGlobal, ya se están instalando los primeros 4 MW y a finales de marzo de este año 2022 se culminaría con la totalidad comprometida por contrato.

La concreción de esos 7,75 MW permitirán que la empresa alcance en este primer trimestre del año los 14 MW históricos de capacidad instalada en diferentes ciudades del Ecuador, entre ellas Cuenca, Guayaquil, Manta, Quito, Samborondon y Santa Elena.

De allí, Xavier Ortiz aseguró: “A la fecha, tenemos una participación en todo el mercado ecuatoriano de un 75% del total de instalaciones de energía solar para autoconsumo”.

Pero aquello no sería todo. La semana pasada DeltaGlobal recibió una nueva adjudicación para encargarse de la ingeniería y construcción de 9 MW adicionales, lo que les permitiría superar los 20 MW en contratos bajo modalidad de autoconsumo y generación distribuida.

“Estamos participando de cada vez más licitaciones. La próxima será una para el sector de retail de 2MW”, adelantó Ortiz que se prepara para un mayor movimiento del mercado durante este 2022.

La primera presidente mujer electa en Honduras, Xiomara Castro, asumirá este jueves 27 de enero de 2022. Aún resta conocer quién será la persona que nombre a cargo de la cartera energética, una de las que más desafíos guarda para su gestión de gobierno. No obstante, parte del sector empresario ya considera una victoria que esta administración se haya comprometido con mayor incorporación de energías renovables.

Y es el Plan de Gobierno que se dio a conocer durante campaña incluyó:

Diversificar las fuentes de generación de energía. Se debe alcanzar un 60% de participación estatal en la generación, a fin de garantizar continuidad en el suministro y estabilidad en las tarifas. Paralelamente se debe:

a) procurar una relación de la matriz energética con 70% renovable,

b) reducir la dependencia de la importación de combustible fósil,

c) cuidar de un concesionamiento responsable de sitios para la instalación de los proyectos con participación continua y supervisión de las comunidades.

Acompañar desde el Estado a las empresas que de manera transparente gozan o gestionan permisos para estudios de factibilidad de proyectos de generación eléctrica con energía renovable de manera ambiental y socialmente responsable, privilegiando a quienes contemplan otorgar el servicio a las comunidades remotas.

Ahora bien, los números en rojo que acompañan a la empresa estatal de electricidad llaman a que las primeras medidas del gobierno ayuden a reorganizar finanzas y dar certidumbre jurídica para impulsar luego inversiones junto a privados.

Entre aquellos temas por atender, el Instituto de las Américas (IOA) junto a stakeholders -entre ellos la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER)- elaboraron una hoja de ruta que incluye tres urgencias a atender:

1. La Escisión de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para dar paso a nuevas empresas de Distribución

2. Diferendo entre la ENEE y la Empresa Energía Honduras (EEH) para reestablecer la liquidez del mercado eléctrico nacional

3. Fortalecimiento a la CREE y la ODS que elimine la naturaleza monopólica, con transparencia y total independencia de injerencias políticas

Elsia Paz, presidente de la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) argumentó que mientras se atiendan aquellos temas urgentes, la tecnología que podría impulsarse en el corto plazo y daría mayores beneficios a largo plazo al país sería la hidroeléctrica:

“Si este gobierno orienta el esfuerzo a inversiones hidroeléctricas, que son proyectos de los que se tiene amplio conocimiento nacional y que no requieren de diseñar una nueva política energética, lograríamos 5 principales beneficios: control de inundaciones, protección de cuencas hidrográficas, seguridad energética con renovables, generación de empleo en zonas remotas e infraestructura anexa como redes de transmisión y hasta carreteras”.

Ahora bien, para impulsar nuevas inversiones renovables, sean de tecnología hidroeléctrica u otras como eólica y solar, la referente empresaria llamó a resolver problemas de fondo en el sector eléctrico local vinculados a pérdidas en transmisión y distribución.

De allí, valoró la importancia de convocar a licitaciones abiertas no sólo para nueva generación sino también “y en paralelo” otras para mejorar la infraestructura de red.

¿Cómo se pueden llevar a cabo? La referente empresaria consideró: “primero licitando redes en ciertas zonas del país para que entre la participación privada, porque son inversiones que rondan los 6000 millones de lempiras que no puede afrontar la estatal. Pero hay que ser creativos con cómo se lanza la licitación y si es que luego cobrarán peaje y cuánto para recuperar su inversión. Porque no se puede licitar sólo generación y continuar con situaciones de fugas técnicas del 30%”.

Con el auspicio de la Alianza Solar Internacional (ISA), con sede en la India, el gigante energético NTPC ayudará a la Unión Eléctrica de Cuba y al Ministerio de Energía y Minas de la isla en la selección de las empresas que participarán en el proyecto, y supervisará su ejecución, de acuerdo con un reporte de Saur Energy International.

NTPC es el mayor productor de energía integrado de la India, con una capacidad de generación de energía de 67,9 GW en plantas de carbón, gas, hidroeléctricas, solares y eólicas.

De acuerdo con la fuente, se espera que el proceso de subasta comience a partir de marzo y concluya dos meses después.

Cuba, uno de los países miembro de la ISA, solicitó el apoyo de la alianza para el desarrollo de infraestructuras de generación eléctrica a partir de la energía solar y la institución eligió a la empresa estatal india, que es uno de sus principales socios.

La isla comenzó un amplio programa de conversión de sus fuentes de generación energética en medio de una crisis, provocada por el deterioro de sus mayores plantas termoeléctricas y el alto precio de los combustibles.

Recientemente el Gobierno cubano se propuso la meta de transformar por completo su matriz energética para producir el 100% de la electricidad que consume el país a partir de fuentes renovables.

La Agencia Internacional de Energías Renovables estimó que Cuba tenía 163 MW de energía solar conectada a la red a finales de 2020, por lo que el nuevo proyecto elevaría la capacidad de generación eléctrica a partir de luz solar en más del 650%.

Como parte de sus funciones Alianza Solar Internacional, en la empresa india NTPC colabora actualmente en la instalación de 500 megavatios de energía fotovoltaica en Mali, 100 MW en Malawi, 285 MW en Togo y 50 MW en Níger.

Antes de que finalice enero, Eudora Energia debe poner en funcionamiento la primera termosolar de Brasil. El proyecto millonario tiene 0,5 MW de potencia y está ubicado en la UHE Porto Primavera de Cesp.

Las inversiones para la construcción de la termosolar sumaron R$ 49 millones, provenientes de un Programa Estratégico de Investigación y Desarrollo de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica, iniciado en 2017.

Según el socio de Eudora, Jonas Gazoli, la empresa comenzó a operar con esta tecnología en 2015. La planta termosolar de Porto Primavera convierte la energía solar en calor, mientras que la planta fotovoltaica convierte la luz en electricidad.

Grandes espejos parabólicos captan los rayos del sol y concentran la energía calentando un fluido térmico. Este fluido se utiliza en una caldera generadora de vapor, que acciona una turbina que produce electricidad.

Según Jonas, esta tecnología permite un almacenamiento a bajo coste en un medio térmico, lo que supone una gran ventaja frente a la solar fotovoltaica. En la planta termosolar de Porto Primavera, la energía térmica se almacenará en un tanque de 23 metros de altura con el fluido. “Este aceite se calienta con el calor del sol y se almacena allí. Nuestra energía térmica se almacena en el petróleo”, explicó.

Este fluido se considera no contaminante y, en caso de fuga, se presenta en forma de vapor. Esta forma de almacenamiento posibilita el despacho de la tecnología termosolar. Según Gazoli, esta es la ventaja de esta fuente: es una fuente intermitente con la capacidad de ser firme debido al control del despacho del almacenamiento.

Además, otra de las ventajas que reporta el socio es que la operación de la tecnología termosolar puede ser utilizada para aumentar la eficiencia de parques generadores térmicos, biomasa o cadena industrial de vapor. “Hay UTEs donde la eficiencia de la biomasa es inferior a la eficiencia de diseño, entonces podríamos poner una planta termosolar a un lado solo para generar vapor”, concluye.

Jonas también informó que actualmente la empresa también cuenta con un producto nacional de desarrollo propio, que es un colector heliotérmico. Este equipo es diseñado y fabricado por la empresa y está siendo instalado en una sede en Furnas, en Aparecida de Goiânia (GO).

La meta es que, a partir del segundo semestre del año, el producto esté disponible en el mercado para la operación de nuevas plantas de generación centralizada, generación de electricidad y vapor para la industria en general.

Tecnología madura y operativa

Si bien la fuente termosolar es despachable, tiene un coste mayor que la solar tradicional y aún no presenta demanda de mercado, además de no ser parte de ningún plan de incentivos. Jonas Gazoli considera que el proyecto de la planta de Cesp es el pistoletazo de salida y cree que abrirá las puertas a nuevas oportunidades.

“Tenemos tecnología madura y operativa, producto nacional, ingeniería propia. Ahora estamos en condiciones de empezar a promocionar el mercado”, subraya.

En el resto del mundo, en países como España, Estados Unidos y Oriente Medio, la termosolar ya está muy extendida, con plantas en funcionamiento. China debería ser la próxima nación en invertir en el segmento.

La elección de Porto Primavera fue estratégica, ya que allí hay un laboratorio de Cesp y está en una región del estado que es interesante para la operación de tecnología termosolar.

«Desde la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.) felicitamos al nuevo gabinete ministerial que acompañará al Presidente electo Gabriel Boric en su nueva administración, y en especial a Claudio Huepe Minoletti, quien estará a la cabeza del Ministerio de Energía, cartera con la que siempre hemos colaborado muy de cerca en mejorar las políticas públicas que nos permitan avanzar hacia un sector eléctrico verdaderamente sustentable y que mejore la calidad de vida de todas y todos», destacan en ACERA.

“Nos comprometemos a trabajar firmemente con el Ministerio de Energía liderado por Claudio Huepe y su equipo. Estamos convencidos que su preparación técnica y experiencia previa en el sector energía lo hacen idóneo para encabezar las grandes políticas que debe abordar el ecosistema energía y la importancia del enfoque desde el cambio climático y la transición energética, la importancia de las renovables y el almacenamiento, y la gestión de los riesgos del sector. Es una muy buena noticia, porque su perfil es de los más preparados técnicamente hablando”, destaca Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA.

«También nos alegra enormemente la presencia de las 14 mujeres en ministerios clave de la nueva administración del Presidente Boric, así como la representación de regiones en el gabinete, lo que sin duda le otorga el sello de equidad de género y representación descentralizada, principios que coinciden con los propósitos del mundo de la energía y en los que nuestro gremio ha sido importante promotor», agregó la ejecutiva.

ACERA ha liderado la instalación de la ruta de la transición energética en el sector eléctrico, y uno de los grandes desafíos es seguir rompiendo paradigmas y gestionando los riesgos que amenacen el avance de esta meta hacia una matriz eléctrica 100% renovable y carbono neutral.

Especial mensaje de colaboración permanente y diálogo abierto por parte de la Asociación con las nuevas autoridades en energía, y también de otras carteras importantes para la industria, medioambiente, bienes nacionales, ciencia, economía, entre otros, en un Gobierno que además desde su génesis programática hay una especial preocupación el contexto de crisis climática ante una recuperación económica sostenible.

ACERA pretende continuar aportando con antecedentes, fundamentos y puntos de vista que enriquezcan la discusión y nos permitan progresar en una década realmente decisiva. Los avances de los últimos años fueron significativos, pero lo que decidamos en los próximos cinco años, e implementemos en los siguientes 20, será crucial para conducirnos a la carbono neutralidad al 2040 o alejarnos de la meta con consecuencias catastróficas, que están claras para la humanidad desde una base indiscutible y científica.

Además de mucho diálogo y colaboración intersectorial, requerimos visión de país, respeto por el medioambiente y pueblos originarios, planificación territorial, inversión en tecnologías habilitantes e I+D+d, competencia y un mercado sin distorsiones, y, sobre todo, desarrollar proyectos que sean viables y que no desvíen la atención de los focos que hay que trabajar para hacer que la regulación y el sistema eléctrico sea funcional a la transición energética y no al revés.

Axial Structural Solutions, compañía dedicada al diseño, fabricación y montaje de instalaciones fotovoltaicas, continúa dando pasos en su proceso de expansión global. La compañía, integrada en la división de Energía e Infraestructuras de Grupo Alonso, está preparando la instalación de su primera gran factoría en Brasil, concretamente en la zona de Bahía.

De esta manera, además de la producción que ya está realizando en las instalaciones de Quart de Poblet (València), Axial Structural Solutions contará con un nuevo centro en uno de los países más importantes de Sudamérica. Una economía emergente y en expansión con una población que supera los 200 millones de habitantes.

Hasta el momento la compañía ya ha logrado un paquete de pedidos para 8 proyectos en la región, con centrales que suman una potencia de 50 megavatios. Un inicio sólido que muestra la intención de la compañía de asentarse en el continente sudamericano y que podrá ser una plataforma de entrada para otros países latinoamericanos.

El sector exterior, su gran mercado

Actualmente Axial Structural Solutions exporta el 60% de su producción total a mercados tan importantes como Chile, Francia, Holanda o Reino Unido.

Además acaba de lograr un contrato para uno de los mayores parques solares de Polonia, con una potencia total de 180 MW. Un nuevo proyecto fotovoltaico, construido sobre un terreno de baja resistencia, que ha supuesto un gran reto a nivel técnico para el equipo de ingeniería.

Las peculiaridades del suelo, aunadas al gran tamaño del panel fotovoltaico, han hecho necesario la creación de una estructura diseñada específicamente para el proyecto polaco para evitar las enormes reacciones estructurales debido a las grandes cargas de nieve de la zona en la época invernal.

La Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP) avanza con la licitación que tiene como finalidad contratar a una empresa especializada para que oficie de Estructurador en el Proceso Público de Selección (PPS) del megaproyecto de 2400 MW que tiene en carpeta Ecuador (ver pliegos).

“Aspiramos a que el ganador sea una firma de nivel mundial que pueda conducir de manera exitosa el proceso de estructuración del proyecto más grande de la historia de este país”, declaró Gonzalo Uquillas, gerente general de CELEC EP.

Al respecto, es preciso aclarar que el PPS que guiará el ganador de esta licitación contempla sólo la primera fase de la Hidroeléctrica Santiago que corresponde a 2400 MW de capacidad (con un factor de planta del 67%), con la salvedad de que al proyecto se le puedan adicionar 1200 MW de potencia a futuro.

Para responder las dudas que existan sobre esto, Gonzalo Uquillas comunicó que la audiencia informativa oficial de este proceso será el próximo viernes 28 de enero y, a través de Energía Estratégica, invitó a todos los interesados a participar, ya que las preguntas que existan sobre el mismo podrán enviarse a la empresa eléctrica estatal hasta el viernes siguiente, 4 de febrero.

El tiempo apremia. Por lo que se prevé que la publicación del acta de respuestas a las inquietudes presentadas sea dentro de tres semanas, el 11 de febrero. Y, una vez despejada toda consulta, sea posible avanzar con la recepción de ofertas, evaluación y posterior adjudicación a más tardar el 4 de mayo.

“Esperamos que de manera inmediata se pueda formalizar la suscripción del contrato. De tal manera que, a partir del segundo semestre del año, el estructurador seleccionado pueda iniciar con la etapa 1 de esta contratación que está vinculada al desarrollo de la estructuración del proceso de concesión propiamente dicho con un tiempo estimado de seis meses”, pronosticó Gonzalo Uquillas.

De cumplirse aquellas fechas, Ecuador estaría en condiciones de convocar a licitación por el proyecto Hidroeléctrico Santiago a principios del 2023 y cumplir con las proyecciones del Plan Maestro de Electricidad.

Como anticipo exclusivo para este medio, el gerente general de CELEC y exviceministro de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador, anunció que la política que se viene gestando hace tiempo contempla también nuevas redes de transmisión eléctricas asociadas a este megaproyecto de generación.

De allí, reveló que próximamente la Corporación Eléctrica del Ecuador, a través de su unidad de negocio responsable de transmisión eléctrica a nivel nacional, anunciará de manera oficial una próxima licitación para estudios de infraestructura de red:

“En las próximas semanas, desde Transelectric vamos a hacer una licitación internacional para contratar el desarrollo de los estudios de lo que sería el sistema de transmisión eléctrica asociada al proyecto hidroeléctrico Santiago”.

Y agregó: “Nos parece particularmente indispensable guardar una sincronización entre generación y transmisión, una a través del PPS de las obras de Santiago y probablemente un nuevo PPS de sus redes que sino fuera así eventualmente la corporación se haría cargo de construir esa infraestructura”.

Abre licitación para contratar al estructurador del próximo Proceso Público de Selección de Ecuador

Canadian Solar inicia el 2022 con un gran movimiento en su almacén de Panamá desde donde distribuye sus productos para la región.

“Estamos esperando contenedores con paneles de 450W a partir de finales de enero y de 545W a partir de marzo”, adelantó Ignacio Mesalles, gerente de ventas de Canadian Solar para Centroamérica y Colombia.

Según comunicó Mesalles a este medio, al nuevo ingreso de paneles le seguirá la entrada de otros productos claves para el aumento de su participación en el mercado: inversores y baterías.

“Estamos esperando recibir un pedido a partir de marzo de inversores monofásicos de 5, 7 y 9 kW y trifásicos de 20kW (220V)”, indicó el gerente de ventas regional.

Es así que desde el almacén de Panamá el equipo de ventas estará enfocado a paneles e inversores pensados principalmente para el mercado residencial, comercial e industrial.

Ahora bien, también resulta estratégico para la compañía avanzar como proveedora de grandes proyectos en la región. Por tal motivo, ya se prepara para futuras solicitudes de clientes con desarrollos con tecnología fotovoltaica y almacenamiento.

En tal sentido, la familia HiKu7, de 590-600W y 650-660W, tanto en monofacial como en bifacial, gana atractivo entre plantas solares utility scale.

“En varios de los últimos proyectos claves en Costa Rica, El Salvador y Honduras hemos entregado nuestra Serie 7 con varios clientes estratégicos”, aseguró Mesalles.

Cada vez más empresas se suman con consultas para este y otros paneles; por lo que la empresa sumó el modelo HiKu6, de 540-545W, como otra alternativa adicional en su oferta para este tipo de proyectos en Centroamérica.

“Vemos un panorama bastante alentador para este año y los que vienen, tanto para proyectos de utility scale como para proyectos de generación distribuida”, auguró el gerente de ventas.

Y reveló: “Hemos estado en conversaciones con los desarrolladores y constructores de los proyectos que compitieron y van a competir en las subastas de la región”.

Los horizontes de negocios para Canadian Solar en Centroamérica y Colombia ascienden, no sólo por la actual demanda que reciben sino también por los nuevos productos que se requieren para el crecimiento del mercado y que ya han demostrado su éxito en otras latitudes.

“En Canadian Solar le apostamos fuerte a la investigación y desarrollo de nuevos productos y tecnología. Uno de los motivadores principales detrás de esto es facilitarle la vida a nuestros clientes y ser un one-stop shop para ellos. Ser una sola cara a nivel comercial, logístico, post-venta, garantías, etc. Es por esto que hace unos años nos involucramos en la fabricación de inversores y ahora estamos cerca de lanzar productos de almacenamiento de energía en la región”.

“Ya hemos desarrollado proyectos de almacenamiento en Japón, Australia y California. Esperamos empezar a ver más proyectos de este tipo en Latinoamérica a partir de Q42022”, anticipó Ignacio Mesalles, gerente de ventas de Canadian Solar para Centroamérica y Colombia.

Dicho eso, Canadian Solar podría ofrecer este mismo año a sus clientes en la región cada uno de los componentes principales de los sistemas solares: paneles solares, inversores y baterías.

Guajira I fue construido por Isagen en el corregimiento del Cabo de la Vela, en el municipio de Uribia, departamento de La Guajira. El proyecto tuvo inversiones por $75.000 millones y generó más de 50 empleos que beneficiaron a los habitantes del área de influencia del parque eólico, entre las que se encuentran Taruasaru, Mushalerrain y Lanshalia.

El parque eólico cuenta con 10 aerogeneradores en un área de 5,5 hectáreas, tiene una capacidad instalada de 20 megavatios (MW) que equivalen al consumo de energía de 33.295 familias colombianas.

«Guajira I es uno de los grandes hitos de la transición energética, pues el primer parque eólico que se construye en el país en 17 años y el primero de 14 parques que se construirán en los próximos 3 años. La Guajira es el epicentro de la transición energética en Colombia, pues el departamento cuenta con un régimen de vientos de clase mundial», dijo el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

La construcción de Guajira I terminó en diciembre de 2021 y se espera que su operación comercial se de durante el primer semestre de 2022.

Convertirse en el primer continente climáticamente neutro del mundo para 2050 es el principal objetivo del Pacto Verde Europeo, el ambicioso paquete de medidas que busca impulsar la transición verde sostenible.

La proporción de consumo final bruto de energía proveniente de fuentes renovables en la Unión Europea (UE) en 2020 fue del 22,1 %, es decir, dos puntos porcentuales por encima del objetivo del bloque comunitario, según ha informado este miércoles la oficina de estadística comunitaria, Eurostat.

«Este es un logro importante y un hito en el camino de la UE hacia la neutralidad climática para 2050», ha agregado este organismo en un comunicado.

De hecho, todos los Estados miembros de la UE cumplieron con sus metas nacionales para 2020, a excepción de Francia, que se quedó en 19,1% y a 3,9 puntos de su objetivo. Un incumplimiento galo que podría desembocar en un futuro en un expediente por parte de la Comisión y en alguna hipotética sanción.

Eso sí, aunque Francia es la única que ha suspendido, lo cierto es que hay países que tampoco hubieran cumplido con sus objetivos de no haber recurrido a las denominadas “transferencias estadísticas”, que permiten que un país que logra holgadamente con sus metas pueda vender sobre el papel una parte de su potencia renovable a otro con dificultades.

Según los datos facilitados por Eurostat, en 2020 los países compraron alrededor de 22,2 millones de MWh para cumplir los objetivos, con Países Bajos protagonizando la mayoría de las transacciones y Bélgica, Irlanda, Luxemburgo y Eslovenia por detrás.

En cualquier caso, la cuota de energías renovables en toda la UE se ha más que duplicado entre 2004 y 2020, pasando del 9,6% al 22,1%.

Según Eurostat, «este desarrollo positivo ha sido impulsado por los objetivos legalmente vinculantes para aumentar la proporción de energía procedente de fuentes renovables promulgada por la Directiva 2009/28/CE sobre la promoción del uso de energía procedente de fuentes renovables». Aun así, también reconocen que, en el año analizado, la pandemia de COVID-19 y su efecto en la disminución del consumo de combustibles fósiles, especialmente en el transporte, jugó un importante papel.

España mejora pero no lidera

Dentro de los datos difundidos por Eurostat, España se situó en el 21,2% y superó holgadamente el objetivo del 20% fijado en la normativa. Una cifra que sitúa a nuestro país en la parte alta de la tabla de potencia renovable en la UE, aunque todavía lejos de las asombrosas cifras que dejan países como Suecia (60,1%), Finlandia (43,8%) y Letonia (42%). Mientras tanto, en el otro lado de la horquilla encontramos países como Malta (10,7%), Luxemburgo (11,7%) y Bélgica (13%).

AIE

En cuanto a la penetración de los diferentes tipos de renovables, el crecimiento generalizado durante el período de 2009 a 2019 refleja en gran medida una expansión de tres de las principales fuentes de energía renovable en toda la UE, principalmente la energía eólica, pero también la energía solar y los biocombustibles sólidos (incluidos los residuos renovables).

En 2020, las fuentes de energía renovables representaron el 37,5% del consumo bruto de electricidad en la UE, frente al 34,1% en 2019. Esto significa que, por primera vez en la historia, el club comunitario consumió más electricidad de generación renovable que fósil, ya que esta supuso el 37%.

En concreto, la energía eólica e hidráulica representaron más de dos tercios de la electricidad total generada a partir de fuentes renovables (36 y 33 %, respectivamente). El tercio restante de la electricidad generada provino de energía solar (14%), biocombustibles sólidos (8%) y otras fuentes renovables (8%).

La energía solar es la fuente de mayor crecimiento: en 2008 representó el 1%. Esto significa que el crecimiento de la electricidad a partir de la energía solar ha sido espectacular, pasando de solo 7,4 TWh en 2008 a 144,2 TWh en 2020.

A través de sus redes sociales, el mandatario federal informó que tuvo una “cordial conversación” con la secretaria de Energía del país vecino en Palacio Nacional, donde trataron “asuntos de interés” para los pueblos y naciones.

“Tuve una cordial conversación con la secretaria de Energía de Estados Unidos, Jennifer Granholm. Tratamos asuntos de interés para nuestros pueblos y naciones; prevaleció el respeto, el entendimiento y la voluntad de cooperación para el desarrollo”.

Poco antes de la reunión con el jefe del Ejecutivo, la secretaria de Energía (Sener), Rocío Nahle García, recibió a su homóloga en las instalaciones de la dependencia, donde abordaron las políticas energéticas de cada país.

A través de sus redes, Nahle García compartió una fotografía con Jennifer Granholm; junto a la imagen, la funcionaria afirmó que son pocas las mujeres para lograr ser cabezas del sector energético.

“Un placer recibir a la secretaria ⁦⁦⁦@SecGranholm⁩ de Estados Unidos. El balance energético es fundamental para el fortalecimiento en América del Norte”, agregó.

Como parte de su gira de trabajo para reunirse con funcionarios de alto nivel, por la mañana la secretaria estadounidense se reunió con el titular de la Secretaría de Relaciones Exteriores (SRE), Marcelo Ebrard, en el edificio de la cancillería en la Ciudad de México.

En su reunión, conversaron sobre cómo profundizar la cooperación en materia de energías renovables en beneficio de América del Norte. El canciller dijo que en el encuentro también se compartió la visión de las partes y oportunidades de inversión en energías limpias en la región, como en la electromovilidad.

“Buscamos las oportunidades en materia de energía para los próximos años (…) estamos dando un seguimiento a las conversaciones que tuvieron los presidentes Joe Biden y López Obrador y estamos esperando a que tengamos pasos adelante en los próximos meses”, expresó el secretario al dar la bienvenida a la funcionaria.

En tanto, Jennifer Granholm reconoció a México como aliado, pues aseguró que el país cuenta con una “envidiable y asombrosa serie de recursos limpios”.

“Hay temas en los que tenemos que trabajar como la Reforma eléctrica pero sabemos que al final de cuentas vamos a ser aliados fuertes que apoyen firmemente una economía norteamericana fuerte”

Con un margen inferior a 100 puntos básicos y en un entorno de mercado volátil, la compañía ha cerrado un coste de financiación a largo plazo muy competitivo, con una base inversora de calidad y una demanda cuatro veces mayor que la oferta.

Cerca del 80% de los bonos se han asignado a inversores con un enfoque sostenible, lo que ratifica el atractivo de ACCIONA Energía por su perfil de utility 100% renovable independiente y por sus credenciales de sostenibilidad. Desde el punto de vista geográfico, destaca la colocación del 45% a inversores de Alemania y Austria.

Los bonos contarán con calificación BBB- de Fitch y BBB (high) de DBRS —ambas “investment grade” o grado de inversión— y serán admitidos a cotización en Euronext Dublin, bajo el programa Euro Medium Term Note (EMTN) establecido por ACCIONA Energía en julio por un importe máximo de €3.000 millones. La operación está estructurada bajo un marco de financiación verde avanzado que está plenamente alineado con la taxonomía de actividades sostenibles y con los exigentes requerimientos del próximo marco de bonos verdes de la Unión Europea.

Con el éxito de esta segunda colocación, ACCIONA Energía avanza en uno de los principales objetivos de su salida a Bolsa: asegurar un coste de financiación óptimo para maximizar el valor generado por su plan de crecimiento.

ACCIONA Energía prevé doblar su tamaño en términos de capacidad instalada renovable total, pasando de 10,7GW en 2020 a 20GW en 2025, con una inversión asociada de €7.800 millones.

ACCIONA Energía recibió a finales de agosto la calificación crediticia de “investment grade” por parte de Fitch y DBRS. La compañía recibió en junio la mejor calificación del sector energético mundial en materia ambiental, social y de gobierno corporativo (ESG) en una evaluación intersectorial realizada por S&P Global Ratings.

Los colocadores de la emisión han sido Banco Sabadell, BBVA, Bestinver Securities, BofA Securities, CaixaBank, Credit Agricole CIB, HSBC (B&D), ING, Mizuho y Santander.

Los Procesos Públicos de Selección que lleva adelante el Gobierno de Ecuador, a través del Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables (MERNNR), requieren una inversión privada de USD 1861 millones para el desarrollo de:

Un Bloque de Energía Renovable no Convencional (ERNC) de 500 MW (megavatios).
Un Bloque de Ciclo Combinado de Gas Natural de 400 MW.
Un Sistema de Transmisión Nororiental (STNO) que interconectará la demanda petrolera del país con el Sistema Nacional Interconectado.

Tras la convocatoria, realizada por el MERNNR, empresas de: España, Francia, Alemania, Dinamarca, Rusia, China, Corea, Canadá, Estados Unidos, Argentina y otras naciones de la región, han mostrado interés en participar en este proceso licitatorio, donde Ecuador presenta el mayor número de compañías expectantes en intervenir en el concurso, registrando más del 30% de interés.

Al 17 de enero de 2022, 99 empresas se han registrado para obtener los pliegos correspondientes al Bloque ERNC, 56 para el Bloque de Ciclo Combinado y 35 para el STNO.

Dentro del proceso, 12 empresas registradas pagaron por los derechos de participación para el PPS del Bloque ERNC de 500 MW, de las cuales cinco son de Ecuador, dos de Francia y por parte de Honduras, Panamá, Colombia, México y España, una por cada país.

Cabe señalar que los procesos que impulsa el Gobierno están orientados a abastecer la demanda nacional en las mejores condiciones de seguridad, calidad y economía.

El MERNNR continuará cumpliendo con el cronograma de los PPS bajo ejes de eficiencia y transparencia, a fin de garantizar al inversionista seguridad jurídica, en cumplimiento a lo estipulado en el Decreto 238, encaminado a fortalecer el sector eléctrico y fomentar la captación de inversiones, bajo parámetros de competitividad, sostenibilidad y con responsabilidad ambiental.

Con la presencia del presidente de la Nación, Alberto Fernández, el gobernador de San Juan, Sergio Uñac, entre otras autoridades nacionales y provinciales, se llevó a cabo la conformación e inauguración del Clúster de Energía Renovables Nacional.

El Clúster Renovable Nacional es un organismo público privado con representación pública de seis provincias productoras de bienes, tecnologías y servicios asociados a la generación eléctrica de fuentes renovables: solar fotovoltaica, eólica, hidroeléctrica.

Estas jurisdicciones se articulan para retomar el diseño, desarrollo e implementación de equipamiento para generación renovable nacional inicialmente en estos territorios que ya cuentan con este desarrollo, además de aptitudes óptimas para el crecimiento en parques de generación renovable de este tipo.

El Clúster Renovable Nacional es un organismo público privado con representación pública de seis provincias productoras de bienes, tecnologías y servicios asociados a la generación eléctrica de fuentes renovables: solar fotovoltaica, eólica, hidroeléctrica.

Estas jurisdicciones se articulan para retomar el diseño, desarrollo e implementación de equipamiento para generación renovable nacional inicialmente en estos territorios que ya cuentan con este desarrollo, además de aptitudes óptimas para el crecimiento en parques de generación renovable de este tipo.

La mesa de autoridades del importante acto, que se desarrolló en el auditorio Eloy Camus del Centro Cívico, se completó con el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; el ministro de Economía, Martín Guzmán; el ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Juan Cabandié; el secretario de Energía, Darío Martínez; los gobernadores de Río Negro, Arabela Carreras; de La Rioja, Ricardo Quintela; los vicegobernadores de Mendoza, Mario Abed y de San Juan, Roberto Gattoni; y el gerente de Ingeniería y Desarrollo del EPSE, Victor Doña; mientras que vía remota el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez.

Además, estuvieron presentes autoridades de EPSE (San Juan), Parque Arauco (La Rioja), IMPSA e ICSA (Mendoza), EMESA (Mendoza), ERSA (Río Negro), INVAP (Río Negro), ADI Agencia de Inversiones (Neuquén), ENSI (Neuquén), INTI y la Agencia Nacional de Ciencia y Tecnología. Además de representantes de cámaras sectoriales: CIPIBIC, ADIMRA, ASINMET y CADIEEL, entre otras.

En primer lugar, se dio lectura y el gobernador Uñac entregó el decreto de huésped oficial al presidente Alberto Fernández. Luego, se presentó un video institucional en el marco del lanzamiento del Clúster y se prosiguió a la firma del convenio entre IMPSA y EPSE, así como la firma de un memorándum de entendimiento denominado Aprovechamiento Hidroenergético Multipropósito El Tambolar y Fábrica de Paneles Fotovoltaicos, el cual fue rubricado entre el gobernador Sergio Uñac y el secretario de Energía, Darío Martínez. Seguidamente, se procedió a la firma para avanzar en la concreción del Clúster de Energía Renovables Nacional entre Nación y las provincias participantes.

El presidente Alberto Fernández, en primer término se refirió a la construcción de viviendas para los afectados por el terremoto del pasado año y se mostró «feliz de estar hoy en San Juan y ver que todo ha avanzado».

El primer mandatario nacional se refirió al compromiso de la Nación para mitigar el cambio climático, y en ese marco destacó el creciente desarrollo de energías renovables en el país, poniendo como ejemplo a San Juan, donde el 34% de la demanda energética es satisfecha mediante energía solar.

Fernández consideró que es clave el aporte de la minería en el desarrollo de la nueva matriz energética, preservando el mediambiente y respetando el acuerdo social en aquellos lugares donde se desarrolla la actividad.

Para el presidente, la conformación del clúster es de suma importancia para el país: «Estamos haciendo posible que la Argentina tenga energías renovables, hecha en Argentina por argentinos. Eso es soberanía, no tener que depender de otro para poder tener lo que nos hace falta», sentenció.

Cerrando su alocución, el mandatario aseveró que «este es el camino para que la Argentina tenga la energía que le hace falta, pero más seguro estoy de que este es el camino para que las generaciones futuras no nos acusen de haber destruido la casa en que vivimos».

Por su parte, el gobernador Sergio Uñac, en el inicio de su discurso agradeció el apoyo de la Nación en la construcción de viviendas para los afectados por el terremoto del 18 de enero de 2020 y la presencia del primer mandatario nacional en un momento tan complicado para los sanjuaninos.

Seguidamente, el primer mandatario provincial se refirió a la diversificación de la matriz productiva provincial, comenzando por el desarrollo minero que se realiza bajo los más altos estándares de calidad y seguridad, seguido por el turismo y las energías renovables, entre otros.

En ese sentido, el gobernador consideró que la creación del clúster significa un punto de inflexión, que servirá para crear una nueva matriz energética. «Este clúster es la prueba de las cosas que podemos hacer en conjunto el Gobierno nacional y las provincias. La producción nacional es también sinónimo de producción de energía nacional», señaló.

Para finalizar, Uñac señaló que la conformación del clúster constituye «un enorme desafío conjunto pensando en que nuestro país y nuestra provincia no solo tienen presente si no también un brillante futuro que estamos construyendo entre todos».

A su turno, el ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas, aseveró que el clúster constituye «la puesta en marcha de una iniciativa largamente conversada y trabajada con actores productivos y gubernamentales que consiste en la conformación de un entramado productivo para la fabricación nacional de equipamiento destinado a proveer energía renovables en nuestro país y también para la exportación”.

El titular de la cartera productiva nacional detalló que el clúster creará 2250 puestos de trabajo directos y más de 4000 indirectos con una inversión próxima a los mil millones de dólares, sustituyendo importaciones más trabajo y producción para una cadena productiva de cerca de 250 pymes de todo el país que van a trabajar integradas en este clúster.

El gerente de ingenieria y desarrollo de EPSE, Víctor Doña, consideró que el lanzamiento del clúster es un «hito histórico» nacido gracias a la sinergia de seis provincias y la Nación para el desarrollo de energías renovables. Asimismo, explicó que el objetivo principal del clúster es maximizar el componente nacional a través de la sinergia de las provincias integrantes, siempre bajo el eje de la triple sustentabilidad.

Además, el funcionario provincial se refirió a las óptimas condiciones con las que cuenta San Juan para la generación de energía solar, destacando que actualmente un tercio de la demanda energética de San Juan es abastecida por energía solar.

Acuerdo

Se firmó un Acuerdo Marco entre el presidente de IMPSA y el presidente de EPSE mediante el cual se inició un proceso de articulación entre las empresas, tanto para la gestión administrativa y comercial de la fábrica de EPSE por parte de la empresa ICSA, subsidiaria de IMPSA, como así también de la construcción y operación de futuros parques solares fotovoltaicos que EPSE planea desplegar en las provincias del Clúster.

Además, todos los participantes del clúster se comprometieron a realizar esfuerzos gubernamentales y empresariales para desarrollar un entramado productivo y tecnológico potente, con foco en el cumplimiento de los compromisos asumidos por el país en París COP21 (2015) y reafirmados en Glasgow COP26 (2020).

Bajo el lema de “energías renovables generadas en el país por mentes, manos y corazones argentinos”, el clúster aspira a cambiar el futuro energético del país a mediano y largo plazo, con una fuerte mirada federal en los desarrollos regionales.

Igual no se dieron cuenta, pero afrontamos una crisis climática. El hecho de que el mundo esté intentando mantener el calentamiento global por debajo de 1,5 ºC para 2050 implica que el sector de las energías renovables podrá aumentar hasta 43 millones para 2050, frente a los 12 millones actuales. De esa cifra, 20 millones serán contratados sólo en el sector de la energía solar. La pregunta es: ¿Cuántas de esas personas serán mujeres?

En América Latina y el Caribe (ALC), poner las economías en la senda de una huella neta de carbono igual a cero para 2050 puede crear 15 millones de empleos netos de diverso tipo en toda la economía tan pronto como para 2030. Los patrones actuales de empleo en el sector de las energías renovables muestran una fuerte demanda no sólo de trabajadores altamente calificados en ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas, sino también de trabajadores poco cualificados o semicualificados.

Las mujeres se enfrentan a obstáculos de acceso a estos puestos de trabajo. En la actualidad, sólo una quinta parte de los trabajadores del sector eólico mundial son mujeres, cifra similar a la de la industria de los hidrocarburos. Más del 80% de los nuevos puestos de trabajo creados por la agenda de descarbonización serán en sectores actualmente dominados por los hombres. El financiamiento mixto puede ayudar a tumbar estas barreras, al servir como importante herramienta incentivadora.

Gracias al apoyo de donantes, las instituciones multilaterales y otros proveedores de financiamiento comercial de proyectos de infraestructura tienen una oportunidad única para fomentar nuevos modelos de empleo. BID Invest, por ejemplo, utiliza el financiamiento mixto junto con su capital propio y el capital comercial de otros inversores para desarrollar los mercados del sector privado, cumplir los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y movilizar recursos privados hacia proyectos de alto impacto.

Las inversiones de financiamiento mixto son especialmente eficaces para superar las barreras impuestas por la inercia del mercado, algo evidente en el sector de las energías renovables.

Desde 2014, BID Invest ha sido líder en materia de estructuración de incentivos basados en resultados en sus inversiones de financiamiento mixto de proyectos de energía renovable, con el objetivo de incentivar la contratación, la retención y las oportunidades de liderazgo para las mujeres en el sector de la energía renovable comercial. En el camino, hemos aprendido algunas cosas respecto de lo que funciona y lo que no.

En primer lugar, es fundamental recalcar que uno de los efectos más importantes de los incentivos al empleo es superar el escepticismo profundamente arraigado sobre la calidad y la cantidad de mano de obra femenina necesaria en funciones de ciencia, tecnología, ingeniería y matemática, y/o de construcción. Cuando se dice que “no hay mujeres» se quiere decir que las mujeres no están interesadas en este tipo de trabajos, no están calificadas y que no tenemos ni idea de dónde buscarlas.

De hecho, en todas nuestras inversiones hemos comprobado que las mujeres, independientemente de su nivel educativo y experiencia, responden con entusiasmo y de forma sistemática a las oportunidades de formación y empleo que se les ofrecen en campos dominados por los hombres, incluidos los puestos de construcción que requieren trabajo físico y/o habilidades mecánicas. Incluso aquellos patrocinantes que son más comprensivos se muestran sorprendidos por la respuesta que obtienen cuando invierten en el desarrollo de canales de contratación en lugar de confiar únicamente en las redes tradicionales.

Las estructuras de incentivos deben enfocarse en niveles de calificación u oficios específicos que se ajusten al financiamiento. Además, deben ser viables y, al mismo tiempo, lo suficientemente ambiciosas como para que no queden dudas de que se necesitan nuevas estrategias de recursos humanos e inversión por parte del patrocinador. Y, una vez diseñadas, pueden extenderse a otros grupos demográficos subrepresentados, como las poblaciones afrodescendientes. Es probable que los patrocinadores no deseen hacer muchas promesas en relación con algo nuevo; por eso, el objetivo final del diseño de incentivos debe ser apoyarlos en su propio proceso de autodescubrimiento.

Los cambios holísticos en la cultura organizacional son posibles. Una estructura de incentivos bien diseñada, en especial cuando se la combina con la asistencia técnica, puede trascender los objetivos de contratación e imponer la cuestión de género como un imperativo estratégico para la dirección ejecutiva. Lo que se desprende del contrato, como las resoluciones del directorio, las nuevas políticas y estrategias organizacionales, las certificaciones de género, los programas de capacitación y los objetivos de recursos humanos, pueden reforzarse mutuamente y generar resultados que superan el alcance estrecho del contrato.

Con una estructura de incentivos escalonados y el apoyo de asistencia técnica, Central Puerto en Argentina, patrocinador de dos de los primeros proyectos eólicos del país, diseñó un plan de acción de género aprobado por el directorio que, entre otras cosas, llevaría al 50% el número de candidatas a todas las vacantes. Este objetivo, avalado por la iniciativa organizacional más amplia, llevó a que un 67% de las contrataciones de 2021 fueran mujeres, lo que superó ampliamente el objetivo planificado del 30%.

Los incentivos basados en resultados a nivel de los proyectos pueden tener una incidencia sorprendente en el debate de políticas públicas sobre la promoción del empleo femenino. Si bien las estructuras de incentivos en los acuerdos comerciales no pueden diseñarse en torno a este resultado, los organismos multilaterales y los donantes pueden tomar conciencia de que el nexo entre las infraestructuras y la mano de obra es un tema importante para los responsables de las políticas (y los sindicatos), y que los proyectos de gran visibilidad o los éxitos pueden repercutir en el debate nacional.

Por ejemplo, una licitación pública para la construcción de un proyecto de energía fotovoltaica a escala de empresas de servicios en Uruguay en 2019 requería explícitamente la inclusión de mano de obra femenina en la construcción. La estructura de tales objetivos reproduce la que BID Invest había desarrollado tres años atrás para Casablanca & Giacote, uno de los primeros proyectos solares del país. Fue ese éxito bien documentado y el conocimiento de que ya existía un acervo de mano de obra femenina capacitada en el país lo que probablemente dio confianza al gobierno para establecer umbrales similares para la licitación de 2019.

En los últimos años, los inversores han prestado cada vez más atención a las cuestiones de género. Las instituciones financieras para el desarrollo y los bancos comerciales se han incorporado a 2x Collaborative, por lo que la cuestión de género se ha instalado en la conciencia de los inversores institucionales, en consonancia con su mayor apetito por las inversiones con factores ambientales, sociales y de gobernanza (ASG). Conjugar los objetivos de género y de cambio climático ya no puede ser pasado por alto, sino que debe ser un argumento de venta para los patrocinadores que reúnen capital, así como una vía para que los donantes y los organismos multilaterales respalden un mayor crecimiento y una mayor equidad en las cadenas de suministro de las infraestructuras locales.

La generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables sigue creciendo en Argentina, potenciada en 2021 por una serie de políticas públicas que acompañaron a los proyectos de gran escala que demostraron avances, propiciaron inversiones ordenando la asignación de despacho para contratos entre privados, permitieron liberar capacidad de transporte comprometida por iniciativas que presentaron inconvenientes y actualizaron los beneficios fiscales para la instalación de equipos de generación distribuida.

El secretario de Energía, Darío Martínez, expresó que “Argentina está en un proceso de crecimiento en el que demandamos cada vez más energía y donde las energías renovables vienen cumpliendo un papel fundamental, logrando cubrir un porcentaje considerable de la demanda total en este último año. Por eso desde el gobierno nacional vamos a seguir trabajando para priorizar su crecimiento y que además sea con producción e industria nacional, generando trabajo y desarrollando nuestra ciencia y tecnología”.

“Desde el Estado Nacional tomamos medidas importantes para impulsar el crecimiento del sector de las energías renovables, apoyando a los proyectos que demuestran avances, liberando la capacidad de transporte, que es fundamental para sumar nuevos proyectos e inversiones, y mediante el fomento a los contratos entre privados y a la generación distribuida», destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

En promedio, en el año el 13% de la demanda total de energía eléctrica fue abastecida a partir de fuentes renovables, un incremento significativo respecto a 2020, cuando este origen representó el 10% de la demanda del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

De esta manera, el sector sigue avanzando hacia el objetivo de alcanzar en 2025 el 20% del abastecimiento eléctrico con fuentes renovables, tal como establece la Ley 27.191.

En 2021 se habilitaron 26 proyectos de gran escala que añadieron un total de 1.004,57 MW al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Del total de potencia instalada incorporada en 2021, el 97% correspondió a fuentes de energías renovables.

Actualmente, Argentina cuenta con 187 proyectos operativos que suman más de 5 MW de potencia (5.181,74 MW) a la matriz energética nacional, permitiendo abastecer la demanda eléctrica de 5,3 millones de hogares aproximadamente.

La tecnología que contribuyó con mayor generación en el año fue la eólica (74%), seguida por fotovoltaica solar (13%), los pequeños aprovechamientos hidráulicos (7%) y las bioenergías (6%), según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA).

En junio pasado, la Resolución SE N° 551/2021 efectuó una reestructuración necesaria en el ordenamiento y la administración de las prioridades de despacho asignadas y asignables del Régimen Mater (el cual permite a grandes usuarios privados cubrir sus consumos de energía eléctrica por contratación individual, cogeneración o autogeneración por fuentes renovables), lo que liberó capacidad de despacho y propició inversiones, con un gran incremento en la presentación de proyectos el último trimestre.

En diciembre, la Resolución SE N°1260/2021 permitió desbloquear la capacidad de transporte eléctrico afectada a proyectos de energías renovables que no se concretaron por la crisis económica de 2018, mediante la recisión voluntaria, y para apoyar a aquellos que sí demuestran avances, por medio de la reconducción de contratos. La capacidad liberada podrá ponerse a disposición de nuevas inversiones genuinas para dar un nuevo impulso al crecimiento del sector.

De los proyectos inaugurados en 2021, el 42,3% correspondió a la tecnología eólica, el 30,8% a bioenergías, 15,4% a solar fotovoltaica y 11,5% a pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH). Geográficamente, se distribuyeron de la siguientes manera: 7 en la Provincia de Chubut (todos de tecnología eólica), 4 en la Provincia de Buenos Aires (3 de bioenergías y 1 de tecnología eólica), 3 en la Provincia de Córdoba (2 PAH y 1 de bioenergías), 3 en la Provincia de Santa Cruz (todos de tecnología eólica), 2 en la Provincia de Chaco (ambos de bioenergías), 2 en la Provincia de Salta (ambos de tecnología solar), 2 en la Provincia de San Juan (ambos de tecnología solar), 1 en la Provincia de La Pampa (de bioenergías), 1 en la Provincia de Mendoza (PAH) y 1 en la Provincia de Misiones (de bioenergías).

El pico histórico de cubrimiento de la demanda eléctrica a través de energías de origen renovable, el 28,84% del total nacional, se alcanzó el 26 de septiembre de 2021 a las 9.30 h. En ese momento, el 67,65% fueabastecido por tecnología eólica, el 21,75% por solar fotovoltaica, 5,55% por PAH, y 5,05% por bioenergías.

El récord anterior, de 26,47%, se había registrado el 12 de septiembre de 2021 a las 14.55 h, mientras que en 2020 el pico máximo se dio el 8 de diciembre a las 8.55 hs, con un 23,3%.

En Generación Distribuida de Energías Renovables, por su parte, se registró un crecimiento del 111% en la cantidad de Usuarios-Generadores (UG) inscriptos y del 190% en la potencia instalada. El aumento se dio por la incorporación de más de 5.961 kW, que equivalen al 65% del total de potencia en el Régimen establecido por la Ley 27.424.

Los Certificados de Crédito Fiscal (CCF), beneficios promocionales que brinda la Subsecretaría de Energía Eléctrica para la instalación de equipos de generación distribuida, fueron actualizados en julio. En el año se asignaron 15 CCF, correspondientes a 288 kW, por más de 11 millones de pesos, y fueron aprobadas más de 100 reservas por un monto total superior a los 100 millones de pesos.

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha seleccionado 544 proyectos innovadores de energías renovables para la generación de energía eléctrica y la producción de energía térmica en 13 comunidades autónomas, que recibirán ayudas públicas por valor de 177 millones de euros y canalizarán una inversión total, incluyendo la privada, de unos 560 millones.

Tras la publicación de las resoluciones definitivas del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), relativas a las Líneas de ayudas a la inversión renovables térmicas y eléctricas, estos proyectos recibirán financiación del Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER), destinado a fortalecer la cohesión económica y social en la Unión Europea y a corregir sus desequilibrios.

Estas nuevas instalaciones de fuentes renovables contribuirán a reducir la emisión de gases contaminantes y la dependencia energética, al tiempo que consolidarán la actividad y el empleo en los sectores económicos en los que se implantan y estimularán el desarrollo de nuevas tecnologías y modelos de negocio.

El programa de ayudas se ha articulado a través de 27 convocatorias dirigidas a las comunidades autónomas, que han participado en su diseño y en la evaluación de los proyectos. El IDAE, como órgano instructor, ha venido publicando las resoluciones provisionales, atendiendo las alegaciones y el análisis de los proyectos para, finalmente, publicar las resoluciones definitivas, que pueden consultarse, desglosadas por comunidades autónomas, y por energía térmica o eléctrica.

Energía eléctrica para autoconsumo e hidrógeno renovable

En la convocatoria de renovables eléctricas se han seleccionado 378 proyectos que, con una potencia de 257 MW, recibirán ayudas por un importe cercano a los 70 millones. La puesta en marcha de estos proyectos supone una inversión total de alrededor de 275 millones.

La mayoría de los proyectos, cerca del 90%, corresponden a instalaciones de energía fotovoltaica. Destaca su uso para autoconsumo en edificios públicos y administraciones locales, representando más del 22% de las actuaciones. Entre ellas, figuran los desarrollos para abastecer a los servicios de salud de Castilla-La Mancha y Galicia, así como colegios públicos en Murcia o la Universidad de Vigo.

También se han seleccionado proyectos fotovoltaicos en explotaciones ganaderas y agrícolas de Castilla y León, donde se contabilizan 62 iniciativas, que atenderán tanto a cultivos de regadío, en la provincia de Valladolid, como a explotaciones porcinas, vacunas y avícolas del resto de la comunidad.

En cuanto a energía eólica, se han adjudicado ayudas a 13 proyectos para abastecer los consumos de empresas o de centros públicos, como universidades o centros educativos de la Región de Murcia o Galicia. También se plantea esta solución para la recarga de vehículos eléctricos en un grupo de empresas tecnológicas de la provincia de Zaragoza.

En la provincia de Sevilla se desarrollará una instalación eólica para la producción de hidrógeno renovable, que, con una potencia eólica de 18,8 MW y 5 MW de electrólisis, producirá hidrógeno con diversas aplicaciones, entre las que se encuentra el suministro a industrias locales cercanas en el término municipal de Lebrija.

En la provincia de Badajoz destaca otro proyecto para la producción de hidrógeno verde, que se utilizará para transformar una antigua planta de biodiesel, en Valdetorres, en una de producción de combustibles sintéticos. Se trata de un proyecto singular e innovador que cuenta con una potencia fotovoltaica de 4,5 MW y 1,25 MW de electrólisis, y cuyo principal atractivo radica en que el hidrógeno necesario para la generación de estos combustibles será producido por electrólisis a partir de una instalación fotovoltaica. Además, la energía sobrante se empleará para cubrir los consumos eléctricos de la planta.

En otras regiones como Cataluña, Galicia, Cantabria y la Región de Murcia se han adjudicado actuaciones de generación de biogás a partir de residuos ganaderos para su posterior aprovechamiento energético. En la provincia de Girona, destaca la iniciativa proyectada por una granja del municipio de Vilademuls que alimentará los consumos energéticos de una depuradora y una industria alimentaria, a la vez que contempla la participación de la población local con el fin de fomentar el autoconsumo compartido, verde y de proximidad.

Proyectos renovables innovadores

En línea con el compromiso del IDAE por la innovación en la transición energética, en estas convocatorias se ha priorizado el uso de tecnologías y aplicaciones innovadoras que contribuyan a la descarbonización de distintos sectores. Además del carácter innovador, las convocatorias han incluido otros criterios de valoración como la cohesión social y económica del territorio mediante la generación de empleo, el desarrollo rural o la lucha contra la despoblación.

El desarrollo de estos proyectos se enmarca en el objetivo de promover instalaciones renovables que contribuyan a la diversificación de las fuentes de energía primaria, a la reducción de la dependencia energética y emisiones de CO2. A su vez, es uno de los objetivos del vigente Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, que reconoce el potencial de estas instalaciones para contribuir al objetivo de alcanzar un 42% de renovables sobre el uso final de la energía en 2030 y a la descarbonización de la economía en 2050.

Además, en el marco del actual Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, impulsado por el Gobierno para la movilización de los fondos europeos Next Generation, la integración de energías renovables en sectores productivos, así como el impulso de las renovables innovadoras, son dos de las prioridades que se encuentran incluidas en la componente 7.

El Plan Maestro de Generación (2021 – 2040) persigue ampliar el parque de generación de Paraguay con 60 proyectos energéticos. Para lograrlo, la participación de la iniciativa privada sería crucial.

Por eso, en el cierre del año 2021 a través de una Licitación Pública Internacional, la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) convocó a empresas a ofertar por el Diseño, Suministro e Instalación del Parque Solar Puerto Nueva Esperanza, que consiste en una Central Híbrida Fotovoltaica Baterías-Diésel conformada por: 685 kWp de capacidad fotovoltaica, Inversor 125 kW, Banco de Baterías de Litio 2520 kWh, Generadores Diésel 125 kW, Fracción de alimentación solar 99%.

Ahora bien, es preciso aclarar que el monto para su realización se estimó en US $ 2.100.000,00 y, vista esa cifra, la ANDE se reservó el derecho a decidir que, en caso de no obtenerse el presupuesto, la licitación podría quedar cancelada aunque la convocatoria ya haya iniciado.

Considerando el escenario incierto que planteó aquel primer proceso, hay dudas sobre si los demás proyectos incluidos en el Plan Maestro podrán ver la luz a partir de mecanismos de licitaciones. Inclusive ronda la idea de que se podría avanzar con contrataciones directas; por ejemplo, la ANDE dio a conocer que sus autoridades y las de ITAIPU visitaron instalaciones de Tesla y no descartan implementar el sistema Megapack de 100 MW que oferta la empresa norteamericana.

A la espera de que inicie la construcción del Parque Solar Puerto Nueva Esperanza, el cronograma de la ANDE ya pone en agenda tres nuevos proyectos de generación con tecnología fotovoltaica y uno adicional de banco de baterías que deberían ejecutarse durante este año.

En detalle, las características compartidas públicamente por la ANDE para cada proyecto son las siguientes:

Parque Solar Bahía Negra (2022)

Construcción de Central Hibrida Fotovoltaica-Baterías-Diésel, Paneles Fotovoltaicos 1680 kWp, Inversor 500 kW, Banco de Baterías de Litio 3.360 kWh, Generadores Diésel 550 kW, Fracción de alimentación solar 78,5%.

Parque Solar Pozo Hondo (2022)

Construcción de Central Hibrida Fotovoltaica-Baterías-Diésel, Paneles Fotovoltaicos 685 kWp, Inversor 125 kW, Banco de Baterías de Litio 2520 kWh, Generadores Diésel 125 kW, Fracción de alimentación solar 99%.

Parque Solar Loma Plata (2022)

Construcción de Central Fotovoltaica. Paneles Fotovoltaicos 100000 kWp (416670 paneles), Inversores 500 kWx220 + 100kWx10 + 10kWx10, Banco de Baterías de Litio 44000 kWh, Energía Anual 276000 MWh

Banco de Baterías de Villa Hayes (2022)

Construcción Banco de Baterías Li-ion de 100 MW400 MWh.

Con el fin de promover el desarrollo de estas tecnologías en distintas zonas de Paraguay, el Plan de Obras incluye a los parques solares fotovoltaicos antes mencionados dentro del sistema Occidental y al banco de batería en el sistema Metropolitano. Con el paso de los años, otros proyectos ampliaran el parque de generación y almacenamiento en otros sistemas como el sistema Norte, Sur, Este y Central.

El Negociado de Energía de Puerto Rico de la Junta Reglamentadora de Servicio Público (NEPR) junto a Accion Group convocan a un webinar exclusivo para las partes interesadas en los llamados a Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés).

El mecanismo habría generado atractivo para inversores a lo largo del mundo interesados en apostar por el crecimiento del parque de generación y almacenamiento en la isla; por lo que, la Autoridad y el Coordinador Independiente habrían definido una próxima fecha para clarificar las principales características de los “tranches” que tienen previstos. Agende el compromiso:

Viernes 28 de enero de 2022 a la 1:00 p. m., hora estándar del Atlántico (AST)

Durante el webinar de la próxima semana autoridades del Negociado de Energía brindarán una descripción general del “tranch 2”, proceso que se utilizará para adquirir recursos de energía renovable (500 MW) y almacenamiento en batería (250 MW).

Además, recibirán comentarios y preguntas de los inscriptos para responder durante el seminario y en las próximas instancias de participación.

Por su parte, referentes de Accion Group demostrarán las funcionalidades de la gran novedad de este proceso: la plataforma electrónica que servirá como vehículo para todos comunicaciones, presentaciones de ofertas, solicitudes de datos y anuncios durante el proceso de licitación.

Según se explicita allí, se insta a todos los posibles participantes ​​y a las personas interesadas a registrarse para el seminario web a través del sitio web del NEPR-IC haciendo clic en la pestaña Seminario web de partes interesadas en la barra de menú y enviando el formulario.

Quienes se registren en el sitio web del NEPR-IC recibirán los detalles de acceso por correo electrónico 24 horas antes del inicio del seminario. Al respecto, es preciso aclarar que para poder inscribirse es necesario haber creado un usuario dentro de la plataforma, es decir que los participantes deberán indicar su nombre y contraseña previamente para loggearse y, una vez identificado dentro de la plataforma, podrá visualizar la pestaña “Seminario web” en la barra de menú, en donde encontrará el formulario para inscribirse.

Ingrese a la plataforma aquí: https://prebrfp.accionpower.com/_preb_2101/login1.asp

Luego del seminario, se adelantó que los borradores de los documentos de RFP y PPOA se publicarán en el sitio web de NEPR-IC en las próximas semanas para comentarios adicionales de las partes interesadas. En ese momento también se proporcionará más información sobre los comentarios de las bases del proceso.

La empresa australiana Fortescue Future Industries (FFI) adjudicó a IMPSA la provisión de 17 mástiles e instrumentos de medición de vientos para su primer y principal proyecto de hidrógeno verde en Argentina, los cuales se instalarán en la provincia de Río Negro. Los mástiles, que serán exclusivamente de evaluación, marcan el comienzo de la inversión del grupo australiano en el país y posicionan a IMPSA en un rol clave para el desarrollo de este proyecto.

En noviembre del 2021, en el marco de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de Glasgow (COP26), FFI anunció una inversión de 8.400 millones de dólares para este proyecto, con el que apunta a producir 2,2 millones de toneladas de hidrógeno verde.

Para llevar a cabo ese proyecto instalará en Rio Negro tres parques eólicos con una potencia total de 2000 MW, que serán los encargados de generar la energía para la producción de hidrógeno verde.

Los mástiles que proveerá IMPSA le permitirán a la empresa recabar toda la información necesaria para medir la calidad y potencia de los vientos, que son datos clave para luego determinar la ubicación de los parques eólicos.

“Es un orgullo para IMPSA contribuir a que Argentina se consolide como líder en energías renovables y agradecemos a FFI por la confianza en nuestra empresa para llevar adelante este proyecto. Seguimos en el camino de consolidar y de reafirmar el liderazgo de esta empresa 100% Argentina, en materia de generación y transformación de energía en el país y en el mundo”, afirmó Sergio Carobene, gerente general de IMPSA.

FFI es una firma subsidiaria de Fortescue Metals Group, una compañía minera australiana y el cuarto productor de hierro en el mundo. La empresa eligió a IMPSA para ser un proveedor clave del primer proyecto de hidrógeno verde en Argentina, el cual busca generar más inversión, exportación y oportunidades de trabajo.

Esta adjudicación ubica a IMPSA desde el inicio del proyecto en un rol clave para el desarrollo de la inversión productiva internacional más significativa de los últimos años que se haya anunciado en el país.

La Embajada Británica informa que está abierta la inscripción para Accelerate UK 2022, un programa que busca acelerar el proceso de internacionalización de pymes tecnológicas de Argentina y Uruguay y que permitirá que una de ellas viaje a Londres y participe de la London Tech Week.

En la primera etapa de la competencia, un grupo de start-ups y scale-ups serán seleccionadas para asistir a un taller virtual personalizado, que les permitirá afinar su pitch y recibir feedback de los mejores expertos internacionales.

Las cinco compañías con mejor desempeño serán invitadas a un evento presencial donde podrán presentar su producto o servicio tecnológico a inversores latinoamericanos experimentados y fondos de capital riesgo. El ganador de esta etapa recibirá un pasaje para viajar a Londres y asistir a la London Tech Week.

La inscripción permanecerá abierta hasta el 13 de febrero. Se aceptarán inscripciones de start-ups y scale-ups basadas en la Argentina o en Uruguay que provean una solución tecnológica pensada para mercados internacionales.

La Gerenta de Inversiones de la Embajada Británica en la Argentina, Carolina Fernández, dijo:

“El Reino Unido ofrece una plataforma única para start-ups y scale-ups que quieran escalar e internacionalizar su negocio. Sin embargo, es un mercado que pocas veces miramos desde nuestros países. Las empresas con las que trabajamos se sorprenden de los beneficios, los incentivos fiscales y las facilidades que hay para integrarse a un ecosistema dinámico que lo tiene todo y que sigue rompiendo records de inversión. Solo en 2021 las start-ups tecnológicas basadas en Londres recibieron inversiones por US$ 25.500 millones, duplicando el récord de 2020.

“Desde el Departamento de Comercio Internacional Británico estamos para ayudar a empresas de la región a lo largo de todo el proceso de internacionalización. Accelerate UK es una gran oportunidad para conocer el mercado, estar mejor preparadas para levantar capital y participar de la semana más importante de la tecnología, la London Tech Week 2022.”

El Departamento de Comercio Internacional del Reino Unido (DIT por sus siglas en inglés) está a cargo de la organización del programa. La aceleradora británica Birmingham Enterprise Community (BEC) será la encargada de brindar el taller virtual, mientras que el panel que evaluará el pitch de cada participante está integrado por NXTP Ventures, Globant Ventures y Global Entrepeneur Programme.

Los interesados pueden obtener más información e inscribirse a través de este enlace web: http://bit.ly/AccelerateUK2022 

La Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT ) y la Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) confirmaron actividades para este año producto de su reciente alianza estratégica.

«Estén atentos a los encuentros de la ABNT por la energía solar: pueden cambiar la forma de trabajar de su empresa y la forma en que el consumidor se relaciona con esta fuente limpia y sostenible», indicó la ABSOLAR.

Sin ir demasiado lejos, hoy 19 de enero a las 14 horas, se realizará la primera reunión de la Comisión Especial de Estudio de Energía Solar de la ABNT, ABNT/CEE-253, en 2022. Y ABSOLAR será el coordinador de esta comisión que tiene como objetivo discutir y establecer, por consenso, reglas, lineamientos o normas para la energía solar.

Según comunicó la asociación solar orden del día de la reunión será:

– Definición de la agenda de trabajo de cada área temática para 2022;
– Definición de Grupos de Trabajo (GT) y sus relatores;
– Definición del calendario de reuniones;
– Otros asuntos relevantes.

Participa haciendo clic aquí.

La instalación de los primeros aerogeneradores del Parque Eólico Oitis Neoenergia, el más grande de la compañía en Brasil, sigue a un ritmo acelerado.

Neoenergia continúa avanzando en la instalación del Parque Eólico Oitis Neoenergia, ubicado entre Piauí y Bahía. La empresa acaba de iniciar el montaje de los primeros aerogeneradores que producirán energía limpia en los 12 parques del proyecto, que será el más grande de la compañía en el país, con una capacidad instalada de 566,5 MW, suficiente para abastecer una ciudad con 2,7 millones de habitantes.

En total serán 103 turbinas, del modelo GE 158, de potencia unitaria de 5,5 MW, una de las más modernas y eficientes del mercado mundial.

Con 125 metros de altura, el equivalente a un edificio de 40 pisos, los aerogeneradores se ensamblarán en dos etapas. Este trabajo dura, en promedio, seis días e involucra a unos 30 profesionales. Los componentes de la turbina, como palas y góndolas (parte que alberga el generador de energía), comenzaron a entregarse en diciembre luego de un complejo desafío logístico.

Las palas fueron fabricadas en China y llevadas por barco al Puerto de Suape (PE), desde donde siguieron en remolques hasta el sitio de construcción, proceso que demora aproximadamente 60 días y necesita ser repetido 19 veces.

“Estamos en un ritmo acelerado de trabajo para comenzar a generar energía limpia en el Parque Eólico Oitis Neoenergia, un proyecto estratégico para la expansión de la cartera de renovables de Neoenergia, que alcanzará este año 1,6 GW en su cartera de activos eólicos. Con la construcción del parques, también somos capaces de dinamizar la economía de la región, con la generación de empleos e ingresos y la realización de acciones sociales y ambientales”, valora William Rodney, Gerente de Proyectos Renovables de Neoenergia.

Las obras comenzaron en noviembre de 2020, con tres meses de antelación al plan de negocio. En diciembre de 2021, poco más de un año después, se completaron los 103 cimientos de aerogeneradores.

También avanza la construcción de la subestación Oitis -que recibió sus tres transformadores, con capacidad de 230 MVA cada uno- y la línea de transmisión de 70 kilómetros, ambas con una tensión de 500 kV. Los dos desarrollos conectarán los parques a la subestación Queimada Nova II (PI), punto de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Además, las obras civiles incluyen la apertura de 35 kilómetros de vía de acceso al complejo eólico, que también representan un beneficio permanente para la población local. Los vecinos de la comarca se benefician de otras acciones sociales y medioambientales, como la realización de cursos de formación.

La construcción de los parques ya ha generado unos 1.500 puestos de trabajo, el 40% de los cuales son mano de obra local.

La construcción del Parque Eólico Oitis Neoenergia está alineada con la estrategia de posicionamiento de Neoenergia en la liberalización del mercado energético brasileño. Del total de la capacidad instalada de los parques, el 96% será destinado al Ambiente de Libre Contratación (FTA).

El ranking se basa en una evaluación detallada de 6.914 empresas con más de mil millones de dólares en ingresos, donde se valora su desempeño en varias métricas de sostenibilidad.

El índice muestra que la circularidad y los ambiciosos objetivos de reducción de emisiones de carbono son muy frecuentes entre las empresas mejor puntuadas.

Como parte de la estrategia, Vestas lanzó recientemente una ambiciosa hoja de ruta de circularidad y una estructura de gobernanza orientadas a la consecución de sus metas. Además, sus objetivos de reducción de emisiones de carbono para operaciones internas están validados por la iniciativa Science Based Targets (objetivos basados en ciencia), en línea con el escenario de 1,5 grados del Acuerdo de París.

“Hemos ayudado a nuestros clientes y socios a evitar más de 1.700 millones de toneladas de emisiones de carbono en las últimas cuatro décadas. Sin embargo, construir un futuro más sostenible
para nuestro planeta exige que hagamos más. A medida que se acelera la transición energética, Vestas quiere garantizar que esta transformación se desarrolle de manera sostenible, en estrecha
colaboración con nuestros clientes”, dice Henrik Andersen, director ejecutivo y presidente de Vestas.

“Mejorar nuestro rendimiento en sostenibilidad ha sido una oportunidad para que Vestas cree más valor para nuestros clientes y colaboradores. Al establecer la sostenibilidad como una prioridad en toda nuestra cadena de valor, incluida nuestra red de proveedores, hemos creado muchas más oportunidades de colaborar y de impulsar la madurez y las dimensiones de la industria de las
energías renovables. Aunque todavía nos queda un largo camino por recorrer, estamos orgullosos de promover que las energías renovables se expandan sin comprometer los intereses de las
generaciones futuras”, dice Lisa Ekstrand, vicepresidenta y directora de Sostenibilidad de Vestas.

“Nos estamos moviendo rápidamente hacia un futuro en el que líderes en sostenibilidad como Vestas generarán retornos más viables que sus pares corporativos globales. Esto generará una base sólida para lograr una economía descarbonizada en línea con los objetivos climáticos globales”, dijo Toby Heaps, director ejecutivo de Corporate Knights.

Desde su lanzamiento, la estrategia de Vestas ha elevado sensiblemente su rendimiento en materia de sostenibilidad.

Sus iniciativas incluyen el diseño de productos circulares, acciones para la reducción de emisiones de CO2 y gestión de desechos de la fabricación, alineación de objetivos de sostenibilidad con proveedores estratégicos y el reemplazo de todos los vehículos de combustión utilizados en el área de Service por vehículos eléctricos.

Energía Estratégica presenta el Panorama 2022 de licitaciones públicas que involucrarán ofertas de empresas energéticas con proyectos renovables en Latinoamérica. 

En primera instancia se puede ubicar a Brasil, Chile, Colombia, Ecuador y Puerto Rico como los cinco mercados que convocaron a diferentes procesos para la contratación pública de energía y potencia con apertura a energías renovables. 

Brasil 

El mercado brasileño ya cuenta con un cronograma establecido de licitaciones y este 2022 no es la excepción. Brasil ya fijó una nueva subasta para el inicio de este año con gran expectativa para las renovables. Se trata de la Leilão de Energia Nova “A-4” del 2022, que se realizará el 27 de mayo. 

A través de la Ordenanza 34/GM/MME/2021, el Ministerio de Minas y Energía (MME) dejó publicados los lineamientos para esta primera subasta del año para la compra de energía eléctrica a nueva generación; la cual prevé la participación de proyectos hidroeléctricos, eólicos, solares fotovoltaicos y termoeléctricos a biomasa para competir por contratos con suministro comprometido a partir del 2026 y para los próximos 15 a 20 años. 

Colombia

El mercado se mantiene activo con convocatorias ajenas al gobierno, como la subasta que está llevando a cabo Air-e, así como mecanismos para la contratación entre privados, como los que habilita la CREG y fueron presentados por Derivex y la Bolsa Mercantil (BMC).

Por su parte, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y el Ministerio de Minas y Energía además de trabajar en siete licitaciones de líneas eléctricas, estarían trabajando contrarreloj para avanzar con su cuarta subasta a largo plazo, cuyo horizonte de entrada en operación comercial para los proyectos sería el 2025.

Chile

La Comisión Nacional de Energía ya emitió las Bases Preliminares de la Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica 2022/01.

De acuerdo con lo propuesto, se subastarían 5.000 GWh/año, con una variabilidad que podría alcanzar los 5.250 GWh/año, por un período de 15 años a partir del año 2027 (hasta el 2041).

En tanto que se propone que en junio de este año 2022 se efectúe la presentación de las ofertas por parte de las empresas generadoras nacionales e internacionales.

Ecuador 

Empresas preparan sus ofertas para competir por proyectos renovables en el mercado ecuatoriano. La convocatoria al primer Bloque ERNC por 500 MW tiene prevista la entrega del sobre 1 el 27 de septiembre y el sobre 2 el 24 de noviembre de este año. En la misma se compite 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. 

Ahora bien, es preciso indicar que a ese PPS lo seguirán otros tantos para bloques de ERNC como para proyectos específicos de tecnología hidroeléctrica, biomasa y geotermia. Todos estos incorporados en el Plan Maestro de Electricidad. 

Puerto Rico 

En la isla siguen en carrera las convocatorias a “Solicitudes de Propuestas” (RFP) para interesados en invertir en proyectos renovables, almacenamiento y plantas virtuales de energía. Antes de anunciar los adjudicados del primer “tranche” de seis, este año la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (PREPA) lanzó su segunda convocatoria. 

El denominado «Tranche» 2 ya tiene habilitada su web oficial y es la gran novedad de esta edición donde los privados podrán registrarse y competir por hasta un total de 500 MW de potencia renovable y 250 MW de capacidad de almacenamiento. 

Por otro lado, aunque no exista una certeza al 100% de nuevas licitaciones hay expectativas de próximos anuncios en Guatemala y Paraguay.

Guatemala 

Autoridades se comprometieron a promover la inversión de nuevas plantas de generación, en especial por medio de recursos renovables y limpios, para el abastecimiento eficiente de la demanda energética de los próximos treinta años.

De allí que en su Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación 2022-2052 aparezcan más de 50 proyectos de generación renovable “candidatos” para este mercado. Y, si bien en la Ley General de Electricidad se menciona que en este país es libre la instalación de centrales generadoras, hay expectativas de que estas puedan enmarcarse en PPA con distribuidoras que tienen obligación de contratar y que de no lanzar convocatorias a largo plazo este año, sí deberían llamar a competir por contratos a corto plazo (entre 1-5 años) para cubrir su demanda. 

Paraguay 

El gobierno proyecta 60 proyectos con plan de obras a realizarse entre 2021-2040 y que se irán licitando de acuerdo con su prioridad de inicio de operación. 

Según reveló la Administración Nacional de Electricidad estos serían 24 Pequeñas Centrales Hidro o ampliaciones de las existentes, 15 Bancos de Baterías, 8 Centrales Híbridas Fotovoltaica-Diésel y 13 Centrales Fotovoltaicas, de las cuales el Parque Solar Carayao tiene dos fases de construcción a licitarse (entre 2025 y 2026) y el Parque Solar Loma Plata con diez fases (entre 2022 y 2040).

Además, otros movimientos de mercado mantienen activo el sector en países como Argentina, Bolivia, Costa Rica, Cuba, El Salvador, Panamá y República Dominicana. 

Argentina 

Aunque durante la administración de gobierno pasada se llegó a nombrar la convocatoria a un RenovAr 4, este proceso finalmente no se efectuó. Aquella discontinuidad de una licitación que resultó exitosa para el país, junto con las condiciones macroeconomicas adversas que se fueron incrementando terminó por desanimar a la inversión privada. 

De modo similar, los llamados al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) sucesivamente se vieron desiertos. Pero no fue hasta el año pasado que empezaron a calificar algunos proyectos y obtener su prioridad de despacho lo que logró mantener activo al mercado entre privados. Es así que la más reciente convocatoria al MATER que se encuentra activa y cierra el 31 de enero ya está conquistando al apetito inversor.

Bolivia

El mercado boliviano se mantiene activo a través de las contrataciones abiertas e internacionales que convoca la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE). Es así que la estatal viene impulsando diversos llamados a expresiones de interés, tales como el del estudio de diseño técnico de preinversión para la hidroeléctrica Cañahuecal, cuyas propuestas deben entregarse la próxima semana, el 24 de enero (ver más). Pero también Bolivia cuenta con proyectos renovables en carpeta cuyas obras va licitando periódicamente a través de la página de la estatal. 

Costa Rica 

Si bien no se avizoran licitaciones de potencia y energía en Costa Rica, el avance de un nuevo proyecto de Ley de Hidrógeno Verde genera atractivo entre desarrolladores de proyectos a partir de electrólisis que aguardan por conocer una ruta de hidrógeno allí para proyectar nuevos negocios, ya que ven a un mercado maduro y de rápido crecimiento que apuesta por iniciativas limpias para la generación. 

Cuba

Con el objetivo de lograr que el 24 % de producción de energía sea limpia al 2030, autoridades cubanas llevarán a cabo una estrategia en el sector eléctrico destinada a ampliar la participación de alternativas de generación como la solar fotovoltaica. 

El pasado 30 de diciembre, desde el Ministerio de Energía y Minas publicaron una resolución extraordinaria que contemplaba la contratación de potencia fotovoltaica por parte de la Unión Eléctrica de Cuba (UNE) a partir de los 0,5 kW. Bajo este tipo de esquema de contratación con la UNE, una empresa privada ya impulsa el primero (5 MW) de 19 parques fotovoltaicos hasta totalizar 100 MW. 

El Salvador 

El primer país que adoptó el bitcóin como moneda de curso legal busca alejarse de la dependencia de combustibles fósiles importados. 

Para lograrlo, El Salvador estaría realizando cambios históricos en su marco legal para promover proyectos de energía renovable tanto públicos como privados y entre las tecnologías con mejores proyecciones de negocios en este país se destaca la geotermia y la hidroeléctrica. 

A pesar de que se inaugurará prontamente una generadora a gas de ciclo combinado de 380 MW prontamente, se ha anunciado una intención de continuar con el desarrollo de las renovables para atender la creciente demanda proveniente de la minería de bitcoin en el país y abrir la posibilidad para empezar a exportar energía. 

De allí que desde el gobierno aseguren que la Comisión Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) está en etapa de pruebas para inaugurar la central hidroeléctrica 3 de Febrero. Además, comunicaron que la planta Energías del Pacífico iniciará su producción en mayo. Y aparte, el Gobierno anunció estar en proceso de abrir cuatro pozos geotérmicos.

Panamá 

El reciente proceso de Contratación del Suministro de Potencia y de Energía a Corto Plazo que habría dejado desierto el 70% del renglón de energía junto a las demoras en el inicio de operación comercial de proyectos de generación a partir de ciclo combinado generaría un mercado latente que aún no está siendo aprovechado. 

Ahora bien, los ajustes que tendrá el mercado eléctrico este año, animan a inversores privados cuyos proyectos podrían ver la luz ya sea en escala de generación distribuida o de grandes plantas impulsadas por la eventual nueva figura de comercializadores eléctricos o hasta contratos directos entre clientes libres y generadoras eléctricas que se evalúan impulsar. 

República Dominicana. 

En este mercado se continúa apostando a la ampliación del parque de generación. En lo que respecta a licitaciones hasta que no se enmiende el reglamento de aplicación de la ley, estas solo serían para centrales a gas. Es así que la nueva administración de gobierno lanzó una primera convocatoria el año pasado y este mes se suma una más para que las distribuidoras contraten hasta 800 MW de potencia y energía de unidades de nueva generación a gas natural licuado bajo tecnología de ciclo combinado convencional de turbina de gas y de vapor. 

Por otra parte, diez empresas lograron concesiones definitivas para proyectos renovables durante 2021, siendo la solar fotovoltaica no sólo la tecnología con más proyectos con concesión definitiva, sino también la que sumará más potencia instalada con 513,6 MW finales. 

Visto aquello, las energías renovables no quieren lugar. Por lo que el sector está expectante de nuevos contratos de concesión que puedan suscribirse durante 2022 o bien se viabilice un nuevo mecanismo. 

Y, finalmente, el panorama no sería tan alentador este año en otros mercados como Honduras, México, Nicaragua, Perú, Uruguay y Venezuela donde el sector está en stand by y la iniciativa privada requeriría que se retomen las subastas para contratar nueva generación a partir de renovables o se transparenten las características para firmas de memorandos de entendimiento con los distintos proyectos energéticos. 

Honduras 

En Honduras, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) se alistaba para llamar a subasta por unos 400 MW. Sin embargo, los movimientos producto del traspaso de mando este año pusieron un manto de incertidumbre sobre este proceso. Aún no hay certezas si una nueva convocatoria verá la luz este año. Restará ver cuáles son las primeras medidas que se impulsan desde la nueva administración. Por lo pronto, adelantaron estar abiertos a la inversión privada y a favor del aumento de participación de las energías renovables en la matriz nacional.  

México

La reforma constitucional eléctrica de México se encuentra bajo debate. Según estudios de mercado su aprobación traería más de una repercusión negativa. Entre ellas, se cree que las renovables perderían hasta 90,93% de la generación y los costos de producción incrementarían hasta entre 31,7% y un 52,5%. Esto vendría a oscurecer aún más el panorama de inversiones que se vió en stand by tras la cancelación de las subastas y las barreras a la interconexión de nuevos proyectos puestas por la actual administración. 

Nicaragua 

Durante el 2021, el país estuvo abocado a la restitución del derecho a la energía eléctrica a distintas comunidades nicaraguenses. En tal sentido, se instalaron 5 mil paneles solares y para este 2022 la meta fijada es de 6 mil sistemas fotovoltaicos.

Ahora bien, no hay certeza de próximas licitaciones. El acceso a la información pública resulta complicado para saber si existen proyectos de orden público y si se prevén nuevas firmas de memorandos de entendimiento con proyectos energéticos junto a la inversión privada. 

Perú 

Convocar a la Quinta Subasta RER es uno de los grandes pendientes en el mercado peruano que supo ser pionero en la implementación de estos mecanismos en la región. Tras su discontinuidad desde hace más de dos periodos de gobierno nacional, la industria requeriría una reactivación del mercado a través de este mecanismo que supo adjudicar a los proyectos eólicos y solares más emblemáticos de la actualidad en el Perú.  

Así mismo, desde el sector empresario insisten en que las energías renovables puedan participar de las licitaciones del Mercado Regulado, algo de lo que se han visto impedidas en el último tiempo.

Uruguay 

Uno de los países con la matriz más limpia del mundo atraviesa una etapa de estancamiento en lo que respecta a nuevas inversiones renovables ya que desde el 2017 no se han cerrado contratos de compra de energía y recién está previsto que las nuevas contrataciones en Uruguay empiecen en unos tres o cuatro años.

Por eso, desde el sector privado requeriría que se promuevan, a través de licitaciones o nuevos mecanismos, próximas inversiones de proyectos utility scale renovables en atención a la demanda que crecerá en los próximos años.  

Venezuela 

En este mercado el horizonte de negocios para los privados no es prometedor. Desde 2018, no se convoca a concursos abiertos para la contratación pública de bienes, obras y servicios. Sumado a aquello, Nicolás Maduro anunció que Venezuela impulsará este año un “nuevo sistema 2022-2030 de transición al Socialismo”. 

¿Cuál sería la prioridad en el sector eléctrico? La semana pasada, una mesa con autoridades de la República y la directiva de Corpoelec determinó que este año el mejoramiento y optimización del Sistema Eléctrico Nacional pasará por el mantenimiento de centrales termo e hidroeléctricas, además de atender al fortalecimiento de líneas de transmisión y distribución. 

Hasta tanto, la estrategia del Ministerio de Energía Eléctrica de Venezuela ha estado enfocada a campañas de eficiencia energética para la reducción del consumo, tales como «Activa la conciencia con energía y eficiencia». 

A poco más de medio mes desde que el Gobierno Nacional lanzó la Res. 1260/2021 sobre el Programa RenovAr, siguen apareciendo miradas y voces del sector energético.

Pablo Reale, ingeniero especialista en renovables y presidente de Grupo Carfra S.A, conversó con Energía Estratégica y destacó lo positivo de esta medida, ya que consideró que “viene a satisfacer una demanda que reclamaba medidas desde hace tiempo”. 

“Por un lado brinda alternativas diversas para aquellos proyectos que, siendo viables, requerían de cambios en los contratos como para ser realizados efectivamente. Y por otro lado, la posibilidad de desistir de proyectos con mayor facilidad y a un relativo bajo costo, lo que podrá derivar en una capacidad adicional de transporte que hasta hoy está comprometida para dichos proyectos”, agregó.

De todos modos, quien también es representante técnico para Shanghai Electric en el proyecto Cauchari I, II y III, remarcó que se le debe prestar atención a un punto concreto de la resolución “que puede repercutir negativamente”. 

¿Cuál? “La reducción de los plazos en los Power Purchase Agreement (PPA) y/o la baja en el valor de la energía vendida”. Esto dado que estimó que podría impactar desfavorablemente en las posibilidades de obtención del financiamiento para concretar el proyecto. 

Y justamente la financiación fue una de las tantas barreras que sufrieron los emprendimientos renovables para poder concretarlos dentro de los plazos estipulados y declarados en las rondas de la licitación pública. 

“El sector tiene un potencial muy grande, sin embargo, estamos en un contexto de incertidumbre derivada de la pandemia, además de las restricciones para la obtención de financiamiento a tasas razonables para la concreción de nuevos proyectos”, aclaró.

Más allá de eso, Reale puso la mirada en la acreditación del Componente Nacional Declarado (mínimo del 30%) y opinó que “es un impulso más al desarrollo de capacidades locales dentro del sector de energías renovables”. 

Además, se enfocó en los avances de infraestructura que el gobierno ya anunció: “El Estado Nacional ha manifestado su voluntad de avanzar en un plan que incluya la ampliación del sistema de transmisión, lo cual es imprescindible para viabilizar nuevos proyectos”. 

– Teniendo en cuenta esto, ¿es factible pensar en futuras licitaciones si se libera la potencia en stand by? – El especialista sí cree que es posible, pero no de la índole del RenovAr. Aunque sí mencionó que, desde ya, “la liberación de capacidad de transporte colaborará positivamente en el desarrollo y crecimiento del mercado entre privados (MATER)”.

“Y en definitiva, más allá de las incertidumbres mencionadas, creo que 2022 puede ser un año de despegue para el sector. Obviamente hay muchas más medidas a considerar para ello, pero creo que hemos empezado un buen camino”, concluyó.

Se inauguró el Parlamento Abierto de la Cámara de Diputados de México, que se efectuará hasta el 15 de febrero, con la presencia de gobernadores y líderes de grupos de diversos partidos políticos del país.  

Y allí, nueve de los treinta y dos mandatarios (más de un cuarto del total) de las entidades federativas de México manifestaron su completo apoyo a la reforma eléctrica propuesta por Andrés Manuel López Obrador. E incluso solicitaron que los legisladores de sus Estados voten a favor cuando sea el momento. 

“Sí es necesaria la reforma eléctrica en San Luis Potosí. Es por eso que las y los diputados del Partido Verde estarán al pendiente de que esta iniciativa se lleve a cabo, pero cumpliendo el cuidado al medio ambiente y en la búsqueda de energías limpias”, señaló Ricardo Gallardo, gobernador de dicha entidad.

“Me sumo y adhiero, ya que es benéfico para el pueblo y la economía nacional. Además que incrementará la generación anual de energías limpias en Chiapas y en el país, porque contempla mayor turbinación”, agregó Rutilio Cruz Escandón Cadenas, par de Chiapas. 

Mientras que por el lado de aquellos territorios que poseen proyectos renovables en conjunto con la Comisión Federal de Electricidad, es decir Sonora y Ciudad de México, participaron Alfonso Durazo y Claudia Sheinbaum Pardo.

“Con esta reforma, México reinicia un proceso crucial para salvaguardar la soberanía del sector eléctrico, así como también atañe al bienestar social. La apoyamos porque corrige los excesos del pasado y regresa a CFE las facultades para mantener bajo su control el mercado de la generación y transmisión del servicio”, expresó el primero de ambos. 

En tanto que la jefa de gobierno de CDMX destacó que “la iniciativa presentada por AMLO es un acto de responsabilidad y visión republicana que da a la nación soberanía energética, planeación en la transición hacia una economía con menos emisiones de gases de efecto invernadero”. 

A dichos comentarios se le debe añadir que los Estado de Guerrero (Evelyn Cecia Salgado Pineda), Michoacán de Ocampo (Alfredo Ramírez Bedolla), Tlaxcala (Lorena Cuéllar Cisneros) y Campeche (Layda Elena Sansores San Román), también se mostraron a favor de la modificación de la constitución. 

¿Por qué? Principalmente argumentaron que “forma parte de un modelo de construcción de desarrollo nacional” y que “viene a fortalecer de una forma justa, equitativa y sin excesos a México”. Aunque no brindaron detalles técnicos o números concretos durante el debate que se realizó.

De todos modos, es preciso mencionar que, de aquellos gobernadores presentes que tomaron la palabra en la inauguración del Parlamento Abierto, casi todos pertenecen a MORENA (partido político de la administración actual), a excepción de Gallardo, quien forma parte del Partido Verde. 

Es por este motivo que no sorprende tanto que estén a favor, pero sí es una de las primeras veces que tantos mandatarios manifestaron públicamente su apoyo en un mismo recinto. 

Además, habrá que esperar que la oposición decida exhibir su postura y fundamentos (se espera participación de otros gobernadores durante el resto de los foros) para conocer otras miradas de autoridades estatales sobre la reforma eléctrica y si eso influenciará o no en el futuro. 

InterEnergy Group cuenta desde 2016 en Chile con un portafolio creciente de 12 proyectos solares y eólicos con una capacidad nominal instalada de 60 MW. Estos proyectos se sitúan bajo el nivel 9MW de Chile, medios de generación cuyos excedentes de potencia son menores o iguales a 9.000 kilowatts, y el cual otorga acuerdos de conexión beneficiosos al sistema de distribución y la opción de elegir diferentes mecanismos de precios de energía.

A través de esta operación, que obtuvo una valoración de “BBB- estable” según la agencia calificadora de riesgo Fitch Ratings, InterEnergy Group pudo consolidar la deuda a un nivel de
tenencia y también usar el modelo Carta de Crédito Standby (SBLC) para financiar cuentas de reserva.

Andrés Slullitel, director financiero corporativo de InterEnergy Group, agradeció la confianza de todas las partes implicadas en el exitoso cierre de este acuerdo y subrayó: “Esta innovadora solución nos permite optimizar la estructura de financiamiento de nuestro portafolio y nuestro rendimiento, en un mercado estratégico para InterEnergy Group como Chile, donde seguiremos buscando oportunidades que se ajusten a nuestra estrategia de inversión”.

Desde esta experiencia, Jaime Zuazagoitia, gerente general de InterEnergy Group en Chile: “Este acuerdo demuestra la confianza de inversionistas internacionales en el sólido mercado eléctrico
chileno, el que impulsa a InterEnergy a continuar buscando nuevas oportunidades de negocios”.

Por su parte, Mónica Lupiañez, directora de renovables de InterEnergy Group, anunció: “Con esta operación consolidamos nuestro compromiso hacia una generación más limpia y diversificada en el sólido mercado chileno de energía renovable, como parte de nuestro trabajo continuo con el desarrollo sostenible en los cinco países donde operamos. Tenemos la misión de continuar extendiendo nuestro portafolio de renovables y operaciones en Chile, donde esperamos crecer significativamente durante los próximos años”.

Andrés Onetto, especialista en energía e infraestructura, actuó como asesor financiero y de calificación exclusivo de InterEnergy para estructurar esta exitosa operación. También participaron
como asesores internacionales, el bufete de abogados Milbank y los asesores jurídicos Latham & Watkin; en el plano local, participaron Claro y Cía abogados y Barros & Errazuriz. Como entidad bancaria, Scotiabank. Como inversionistas, HSBC Global Asset Management, en la que corresponde la primera transacción bilateral para esta entidad en Chile.

Este parque fotovoltaico proporcionará energía 100% verde para los Juegos Olímpicos de Invierno y garantizará la seguridad energética para las sedes de las justas olímpicas de invierno.

“Para nosotros es un gusto informar que la producción de la fase I del parque industrial fotovoltaico inteligente de Yingli China y la ceremonia de lanzamiento de la fase II se llevaron a cabo con éxito hoy” afirmó Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean, Yingli Solar.

Al mismo tiempo, Yingli publicó el Libro Blanco sobre el Plan de Acción «Carbono Neutral», que promete alcanzar una mejora en el pico de emisiones de carbono para 2023 y lograr la neutralidad de carbono para 2030.

Es así que la multinacional China entrará en una nueva era de capacidad de producción, un nuevo punto de partida, una nueva atmósfera para las energías fotovoltaicas. De igual manera, Yingli China hará una mayor contribución a un mundo industrial neutral en carbono y para un mejor planeta.

Yingli Energyes uno de los principales fabricantes de paneles fotovoltaicos, con más de 24 GW de módulos instalados en todo el mundo.

En agosto de 2012, Yingli Green Energy alcanzó una capacidad de producción integrada verticalmente de 2.450 MW al año, convirtiéndolo en uno de los mayores fabricantes fotovoltaicos del mundo, en términos de capacidad productiva. Se convirtió, asimismo, en el principal suministrador de módulos solares por ventas y pedidos en el primer trimestre desde 2012. De acuerdo con algunos analistas, Yingli Green Energy seguramente se convierta en el suministrador líder de módulos, en términos anuales en 2022.

Soltec ha firmado dos contratos de suministro de seguidores solares para dos proyectos en Perú y Colombia con un total de 610 MW de potencia.

Se estima que el suministro de estos proyectos, que contarán con el seguidor SF7 Bifacial de Soltec, comience a principios de 2022.

Además del contrato de suministro, Soltec realizará otros servicios para la construcción de la planta. Además de su experiencia como fabricante e instalador de seguidores solares, Soltec cuenta con una amplia experiencia en servicios de construcción de planta, mantenimiento y O&M.

Raúl Morales, CEO de Soltec, ha declarado: “es muy importante para nosotros seguir afianzándonos en el mercado latinoamericano y que nuestros seguidores solares continúen siendo instalados y ayudando a obtener el máximo rendimiento de las plantas en las que suministramos nuestros seguidores”.

Estos proyectos contarán con la tecnología punta de la empresa española gracias a su seguidor SF7 Bifacial. Este seguidor está diseñado para maximizar la producción de los módulos bifaciales ya que permite obtener hasta un 2,1% más de energía que otros seguidores en configuración 1-en-vertical. El SF7 Bifacial, además, es el seguidor que mejor se adapta a terrenos complicados.

El pasado mes de octubre, Powertis, empresa dedicada al desarrollo de proyectos solares fotovoltaicos perteneciente a Soltec Power Holdings, fue adjudicataria de 100 MW en Colombia en la subasta de energías renovables organizada por el Ministerio de Minas y Energías de Colombia.

Acerca de Soltec Power Holdings

Soltec Power Holdings es una compañía líder especializada en soluciones integradas de energía solar fotovoltaica enfocada en sistemas de seguimiento solar con un fuerte compromiso en la
innovación.

Con sede Murcia, España, la compañía comenzó su carrera en 2004 y cuenta con una presencia geográfica diversificada enfocada en España, América del Norte y América Latina. Está presente en 16 países con más de 1.200 empleados.

Desde su constitución, Soltec ha suministrado seguidores para proyectos con un total de 10,2 GW de capacidad instalada a cierre de los nueve meses del ejercicio 2021. La compañía cotiza en el Mercado Continuo español desde el 28 de octubre de 2020 bajo el ticker ‘SOL’.

“La verdadera transición energética no es solo generar desde las energías solar y eólica; la transición energética es la electrificación completa de toda la cadena”, sostiene como primera premisa Natalia Gutiérrez Jaramillo, Presidente Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen).

En una entrevista para Energía Estratégica, la directiva analiza lo que dejó el 2021 y lo que se viene para este año, tanto desde la posibilidad de que se desarrolle una nueva subasta estatal como los mecanismos que motoriza el sector privado y tecnologías limpias que ganan cada vez más terreno, como el hidrógeno y la eólica marina.

¿Cuáles cree que han sido los hitos más importantes en este 2021 en materia energética?

El 2021 nos deja lecciones de resiliencia, de la capacidad que tiene el sector para afrontar eventos externos y su capacidad de seguir evolucionando. Este año trabajamos continuamente para garantizar el abastecimiento de energía en todo el territorio colombiano, a pesar de las dificultades ocasionadas por la pandemia.

Además, avanzamos en el desarrollo de nuevos proyectos de generación y destacamos que nuestras empresas siguen en la carrera por poner en marcha la nueva energía con proyectos renovables y con la modernización de proyectos térmicos.

Por otro lado, el Gobierno sentó las bases para el desarrollo del hidrógeno en el futuro. Esta hoja de ruta, a la cual vamos a hacerle propuestas, nos va a permitir incorporar un nuevo energético a nuestra matriz.

Podría desarrollarse en 2022 una nueva subasta de renovables. De ser así, ¿qué observaciones hacen desde Acolgen?

Desde Acolgen hacemos énfasis en que lo más importante es continuar garantizando la confiabilidad del sistema para que los ciudadanos puedan contar con energía 24/7.

Adicionalmente, resaltamos que en el país contamos con una matriz limpia y sostenible, al producir cerca del 70% de la energía a partir de fuentes renovables.

Dicho esto, consideramos que es de gran relevancia permitir la libre competencia entre las tecnologías y tener en cuenta que todas se encuentran en el mismo nivel de madurez y desarrollo para ser competitivas en términos de precios, siempre pensando en la eficiencia de tarifas para el usuario final.

Quiero hacer énfasis en que la verdadera transición energética no es solo generar desde las energías solar y eólica; la transición energética es la electrificación completa de toda la cadena.

Se vienen subastas de privados, cómo la que está desarrollando Air-e, y mecanismos para la contratación entre privados, como los que habilita la CREG y fueron presentados por Derivex y la Bolsa Mercantil (BMC). ¿Qué opinión tiene Acolgen sobre estas iniciativas?

Mecanismos de contratación como los de Derivex y la BMC son alternativas que el mercado lleva solicitando tiempo atrás y que, una vez inicien operación, van a traer ventajas tanto para la demanda como para la oferta.

Creemos que debemos trabajar por mecanismos que tengan la suficiente robustez para generar confianza en todas las partes y así poder tener la liquidez que se requiere para que sean sostenibles en el tiempo.

¿Qué opinión tiene Acolgen sobre los proyectos de hidrógeno verde y azul?

La producción de hidrógeno es una de las alternativas que a futuro se puede convertir en parte fundamental de nuestra matriz. Sin embargo, para que esto suceda, creemos que deben existir unos pasos antes y la tecnología debe mostrar su eficiencia.

En cuanto a la definición de hidrógeno verde y los beneficios tributarios que se asocian a esta tecnología, creemos que no se debe dejar por fuera al hidrógeno que sea producido de fuentes hídricas, pues dada la composición de nuestra matriz es el que tiene un mayor potencial a futuro.

Por otro lado, en Chile se está hablando que apostar por la gran hidroelectricidad no es conveniente, 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?

La energía hidráulica, que representa cerca del 70% de nuestra matriz de generación, unida a otras tecnologías de soporte, ha permitido que Colombia no se apague en los últimos 28 años, incluso cuando se han presentado condiciones climáticas adversas. Esto nos demuestra que es una tecnología confiable, además de su carácter renovable.

Los países deben apostarles a las tecnologías que garanticen la confiabilidad que tenemos en Colombia para que los ciudadanos cuenten con energía sin intermitencia, además, por supuesto, pensando en la sostenibilidad y en la protección del medio ambiente.

¿Qué opinión le merece al desarrollo de la eólica marina (off shore)? ¿Cree que el futuro cercano de la eólica en Colombia pasará por ahí y no tanto en la on shore teniendo en cuenta la cantidad de permisos que se requieren para avanzar con proyectos?

Como lo he mencionado anteriormente, Colombia debe apostarle a tecnologías que aporten confiabilidad, característica principal de nuestra matriz de generación.

Sin duda, la energía eólica off shore es una posibilidad que se debe explorar y a la que le debemos apostar pues complementa nuestra matriz a la vez que nos permite garantizar una entrega de energía para todos los colombianos.

¿Qué expectativas tienen desde Acolgen para este 2022 y cuál es la agenda qué más les interesa que se desarrolle?

Desde Acolgen creemos que el 2022 será un año muy importante, teniendo en cuenta todos los avances que se han evidenciado y que benefician el desarrollo del sector.

Insistimos en la importancia de seguir trabajando en la consolidación y protección los mercados de confiabilidad, sin decir que no son susceptibles de mejoras. Este aspecto es trascendental para que podamos contar con un suministro constante y confiable, como lo hemos tenido en las últimas 3 décadas.

Es importante resaltar que una de las principales lecciones del 2021, teniendo en cuenta las distintas crisis energéticas que sufrieron algunos países del mundo, es que debemos tener y proteger estos mercados de confiabilidad para contar con energía 24/7.

Por otro lado, es vital continuar desarrollando acciones que se traduzcan en la incorporación de tecnologías que lleguen a seguir robusteciendo la matriz de generación.

Asimismo, uno de los principales desafíos del 2022 será avanzar en las consultas previas y el licenciamiento ambiental de los proyectos que se encuentran en curso, con el propósito de contar con esta energía en las fechas estimadas.

JA Solar organiza un seminario web para los países del Caribe bajo el tema «Módulos solares de próxima generación de JA Solar y su impacto en el costo nivelado de la electricidad”.

Será a las 10 am (GMT-5) del 25 de enero del 2022. Se invita a todos los lectores de Energía Estratégica a asistir bajo modalidad online y gratuita. Los interesados deberán inscribirse en el siguiente enlace:

https://live.solarbe.com/watch/10643736

Es preciso indicar que la transmisión se realizará con traducción simultánea al español e inglés. Su registro será fundamental para ingresar a la plataforma y acceder a todo el contenido en el idioma de su preferencia.

En el seminario, disertarán especialistas de productos y tecnología de la empresa, así como expertos de organizaciones terceras y colaboradores aliados alrededor de la región. Allí, compartirán sus ideas y proyecciones de crecimiento del sector solar junto a los más recientes productos de la industria.

En detalle, participarán:

Samuel Segovia, gerente de ventas de Sungrow, proveedor global de soluciones de inversores para energías renovables

Cheng Peng, presidente de la Junta de JSolar, fabricante especializado en sistemas de seguimiento solar y estructuras fijas

Daniel Chang, vicepresidente de desarrollo comercial del Renewable Energy Test Center – RETC, uno de los laboratorios independientes de pruebas de terceros más confiable para la industria

Miguel Hernández Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar – ACOSOL, constituida en septiembre de 2021 con 147 empresas afiliadas dedicadas al sector fotovoltaico entre ellas instaladoras, proveedoras, certificadoras, capacitadoras y fabricantes nacionales e internacionales.

Además, en representación de JA Solar, se destaca la participación de Santiago Cárdenas Parra, gerente Regional de Ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe, quien brindará mayores precisiones sobre la familia JA Solar Deep Blue 3.0.

Esa línea de productos es una de las más prometedoras de la industria para este año. Según precisó el referente de la compañía previamente en el Deep Blue 2.0 se trabajaba con celdas de 166mm, en el Deep Blue 1.0 se trabajaba con celdas de 158.75 mm, pero ahora con el Deep Blue 3.0 destacan las celdas de 182mm llegando a potencias de 545 w y 590 w en estos momentos.

Para asistir a la presentación de JA Solar Deep Blue 3.0. puede inscribirse en el siguiente enlace:

https://live.solarbe.com/watch/10643736

Hoy comienza la seguidilla de debates sobre la reforma constitucional eléctrica de México, que se hará bajo el marco de parlamento abierto de la Cámara de Diputados hasta el 17 de febrero.

Ante dicha situación, Energía Estratégica se contactó con Paolo Salerno, managing partner de Salerno y Asociado, para conocer su opinión acerca de los mismos y sobre qué esperar durante el siguiente mes debido a que participará en los foros 6, 11 y 13, en principio, 

“Creo que es positivo esta serie de debates porque, a diferencia de las otras medidas que tuvo este gobierno en los primeros tres años, no se tomó una decisión porque así lo mandó la presidencia. Eso fue positivo porque dio una señal al mercado. Hay que estar conscientes de que no haya pasado directamente, lo cual significa que no tiene tanta fuerza como antes”, señaló. 

“Veo bien la discusión, el trasfondo está mal porque el país necesita una continuidad en el sector. Y tanto CFE como el Estado ya tienen los elementos para hacer bien lo que deben y suficiente poder en el mercado del sector energético para desarrollarse y desenvolverse de una determinada forma”, aclaró. 

– ¿Cuál foro puede ser más relevante en la discusión? – El especialista sostuvo que todos son importantes, pero consideró que los “más calientes” serán aquellos que traten la parte legal y constitucional de la reforma eléctrica, además del rol del Estado, tarifas y la transición energética. 

“Luego habrá aspectos más técnicos del despacho. Pero si se logra mostrar que el Estado ya tiene el control, lo que están haciendo es innecesario”, ratificó. 

Además, habrá que estar atentos en el modo de cómo se expresen los argumentos durante el parlamento abierto, es decir, si estarán cargados de ideas político-ideológicas o no. 

¿Por qué? Salerno vaticinó que “si los aliados [de la administración actual] utilizan un discurso sumamente ideológico y de publicidad, no se llegará a ningún lugar, porque habrá posturas de si es bueno y malo y será una decisión totalmente política, en vez de técnica y por el interés del país”.

“El otro escenario es cómo se votará. Es muy interesante porque el bloque del Partido Revolucionario Industrial (PRI) está bajo el ojo del ciclón, además que se está haciendo una negociación muy fuerte dentro de MORENA”, agregó.

Y es preciso recordar que desde hace tiempo se afirma que el PRI definirá el futuro de la reforma energética en México ya que con ellos la gestión actual contaría con los votos necesarios para que proceda en el Congreso. 

De todos modos, estos foros temáticos y posturas diferentes que tendrán lugar durante la segunda quincena del mes corriente y la primera del siguiente, no significa que sean la decisión final de los diputados de México, dado que la votación para su aprobación (o rechazo) se realizaría recién post elecciones de mitad de año. 

Y en aquel momento se requerirán que estén a favor dos terceras partes de la Cámara Baja como de la Cámara Alta (Senado), por lo que aún queda camino por recorrer. 

Uruguay tuvo un cierre de año exitoso en relación al aumento de exportaciones. La energía eléctrica no fue la excepción ya que sus ventas al exterior registraron un incremento significativo: la variación interanual fue del 632%.

De acuerdo con la base de datos de la Dirección Nacional de Aduanas (DNA), el país logró US$ 594 millones entre enero y noviembre del 2021, cifra ampliamente superior a los US$ 81 millones conseguidos en 2020.

Según precisan desde Uruguay XXI, la agencia responsable de la promoción de exportaciones, inversiones e imagen país, el capital obtenido en el 2021 fue a partir de la venta de electricidad a Brasil y Argentina, con un precio promedio de venta que rondó los US$ 170 por MWh entre enero y octubre de 2021 (últimas cifras disponibles).

Ahora bien, para lograrlo, la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) tuvo que requerir de energía proveniente de centrales térmicas. Este suceso no pasó desapercibido y despertó desconcierto por tratarse de uno de los países con las matrices eléctricas más renovables del mundo.

Al respecto, Marcelo Mula, presidente de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER), consideró:

“Son cifras buenas para el país pero ese logro fue un negocio para UTE. Si hubiéramos tenido más renovables hoy, podríamos haber tenido un rol central en la exportación y generar más empleo, más proyectos y contratos.

Por eso, desde AUDER estamos promoviendo que se hagan nuevas inversiones y que la empresa eléctrica firme próximos PPA -desde el 2017 no se cierran más contratos de compra de energía y recién está previsto que los nuevos contratos de energía renovable en Uruguay empiecen en unos tres o cuatro años-”.

De allí, en conversación con Energía Estratégica, el referente empresario señaló tres temas urgentes por atender en el mercado uruguayo: expandir el parque de generación para atender a nueva demanda, retomar incentivos a la generación distribuida y lanzar la ruta del hidrógeno verde.

Sobre el primer punto, llamó a considerar que empresas multinacionales como Google y Amazon plantean instalarse con importantes oficinas, almacenes y data centers que representarían más del 10% de la demanda eléctrica total. De allí es que resulta prioritario incorporar nuevos proyectos en el corto plazo que atiendan a la nueva demanda.

“Estamos tratando de que se determinen los planes de expansión del sector eléctrico. Esa demanda eléctrica nueva va a impulsar la inclusión de Nueva Energía Renovable”, subrayó Marcelo Mula.

Algunos modelos ya indican la necesidad de nueva capacidad de generación a partir de 2023. Con lo cual, desde AUDER requerirían mayores precisiones sobre el incremento de la potencia instalada eléctrica requerida en Uruguay en un horizonte a largo plazo.

“La fase de desarrollo de los proyectos ya deberían empezar a hacerse, pero necesitamos alguna señal de gobierno. Así que estamos a la espera de medidas concretas”, señaló el referente de AUDER.

Otro tema por atender en el corto plazo sería retomar incentivos para microgeneración en redes de distribución.

“Uruguay tenía una promoción a través de la Ley de Inversiones en la cual se exoneraba un porcentaje de la futura renta de las industrias o empresas que invirtieran en este tipo de activos de generación. En el incio de la pandemia el nuevo gobierno promovió fuertemente este mecanismo hasta exonerar el 100% a estas inversiones, pero después lo sacaron lo dejaron en cero, en vez
de dejarlo como estaba antes en un 30% más o menos”, alertó Mula.

Visto aquello el sector está muy preocupado porque medidas como estas quitan certidumbre a inversiones en estas alternativas de generación.

“Las políticas de promoción tienen que tener su continuidad en el tiempo y no cortes bruscos. Si no pasan estas cosas y el sector se para”, reflexionó el referente de AUDER.

Por otro lado, el lanzamiento de la hoja de ruta del hidrógeno genera expectativas a mediano plazo en el sector renovable de Uruguay ya que este documento tendría mayores precisiones sobre próximos proyectos pilotos, joint ventures y demás asociaciones para impulsar nuevos proyectos para la industria del hidrógeno verde.

“Asesores del ministro dijeron que es inminente el anuncio de la hoja de ruta. Con lo cual creemos que el lanzamiento oficial será en este trimestre del 2022”, adelantó Mula.

Y agregó: “Tenemos la posibilidad de llegar a valores de producción de hidrógeno verde en el 2030 muy competitivos sobre todo para el mercado americano. Aquí la expectativa son joint ventures privadas entre generadoras renovables y productores de hidrógeno abocados al mercado interno y para exportación”.

La Agencia de Inversiones de Neuquén (ADI-NQN) seguirá apostando por las renovables luego de un 2021 positivo para la Agencia en el que realizó las licitaciones del parque solar El Alamito, de 1 MW de potencia (inició construcción en los primeros días del corriente mes), y de la provisión de las turbinas de la central hidroeléctrica del aprovechamiento multipropósito Nahueve (el 16 de diciembre se firmó contrato). 

Es por ello que durante 2022 afrontará varios frentes energéticos, tanto con proyectos a gran escala como de mediana y baja envergadura, según le confirmó José Brillo, presidente de ADI-NQN, a Energía Estratégica.

“El primero de ellos será la inclusión de los parques eólicos Picún Leufú (100 MW), Los Pocitos (75 MW) y La Americana (50 MW). Ya se le hizo un pedido all Gobierno Nacional para que, dentro de lo que explicita el Decreto 476/19, se puedan incluir en el programa de renovables con financiamiento del Fondo de Garantía de Sustentabilidad”. 

“Estamos expectantes de la aprobación de uno de ellos, al menos. También viendo la posibilidad de presentar algún proyecto en la vigente convocatoria del Mercado a Término (cierra el 31 de enero), aunque no sabemos cuál será, pero trabajamos fuertemente en eso”, explicó.

Y es preciso mencionar que la Agencia de Inversiones de Neuquén ya se presentó en el anterior llamado con el P.S. El Alamito para el corredor Comahue, aunque CAMMESA finalmente no le asignó prioridad de despacho. 

“Queremos presentarlos porque hubo algunas situaciones que perjudican la norpatagonia y debemos cambiar estructuralmente. Somos Neuquén y Río Negro, tenemos nuestra propia estructura de interconexión eléctrica, capacidad suficiente y factores de competitividad”.

“Ya le pedimos al gobierno que Norpatagonia no esté unida a Provincia de Buenos Aires porque se compite con proyectos de Bahía Blanca, que es otra región, con características y logísticas diferentes”, aclaró y criticó a la vez el presidente de ADI-NQN. 

Otro aspecto en el que se enfocará la entidad será la exportación de energía eléctrica a Chile, a partir de generación aislada, dado que se encuentran cerca de una estación transformadora en el país vecino. 

“Estamos viendo algunas centrales hidroeléctricas en la zona cordillerana (Los Guiones, Colo Michi Có y Butalón Norte), luego tenemos una eólica (Chorriaca) y la geotérmica Domuyo, la cual queremos activar para esto”, detalló. 

Siguiendo esta misma línea de generación hidráulica, José Brillo reconoció que se firmó un acuerdo con el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) para “recuperar algunas minihidro que dieron lugar a los pueblos hace cuarenta o cincuenta años”. 

“Es por ello que este año se buscará financiamiento para aquellas de Villa Traful y de Auquinco, que se presentarán ante el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER)”, concluyó. 

El parque eólico Guajira 1 será el más grande de Colombia y es el primero en construirse en más de 17 años en el país, sumándose al Jepírachi, que entró en operación en abril de 2004.

Este proyecto cuenta con 10 aerogeneradores de fabricación danesa de la marca Vestas de 78 metros de altura de 2 MW cada uno, una subestación elevadora, un transformador y una línea de conexión a 110 kv.

La capacidad de generación de energía eólica, que está ubicado en el Cabo de la Vela, será de 20 MW y la compañía prevé que entre en operación en el segundo trimestre de 2022.

La construcción del parque eólico Guajira 1 ha generado 55 empleos, principalmente de personas que viven en las comunidades indígenas que están en el área de influencia.

Paralelamente se avanza en las consultas previas en las comunidades aledañas a las dos líneas de transmisión que llevarán esta energía hacia el sistema interconectado nacional. La primera es la de Colectora a Cuestecitas y la de Cuestecitas-La Loma.

En La Guajira se construirán otros 16 parques eólicos por 10 billones de pesos en Uribia, Maicao y Riohacha, que generarán unos 11 mil empleos y que fueron adjudicados en una subasta que se realizó en el 2019.

El Negociado de Energía de Puerto Rico anunció el inicio de su segunda convocatoria de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés). Mediante este proceso, los privados podrán competir por hasta un total de 500 MW de potencia renovable y 250 MW de capacidad de almacenamiento.

El denominado «Tranche» 2 ya tiene habilitada a partir de ayer en su web oficial y es la gran novedad de esta edición. Allí, se indica que todas las comunicaciones relacionadas con este RFP se publicarán en el sitio.

https://prebrfp.accionpower.com/_preb_2101/home.asp

La información sobre el horario y los anuncios permanecerán disponibles al público sin necesidad de registrarse. Pero los participantes sí deberán indicar nombre y contraseña para ingresar a la plataforma e interactuar con el personal del NEPR o cargar documentos.

El Administrador del sitio será Accion Power. Según precisan desde el NEPR esta empresa que tiene más de 40 años de trayectoria en el mercado de Estados Unidos garantizará mayor transparencia en el proceso de subasta nucleando toda la información en un sólo lugar.

«El Negociado de Energía da otro paso firme en la búsqueda de la competitividad de la Isla y la promoción de la transparencia gubernamental en una industria que requiere mantenerse a la vanguardia de los tiempos para atraer mayor número de licitadores y fortalecer la confianza de los consumidores que requieren la mejor calidad a un costo razonable y competitivo», declaró Áviles Deliz, presidente del NEPR.

Esta no será la única iniciativa de Puerto Rico para incorporar renovables. El «Tranche» 2, es el segundo de un total de seis llamados a RFP que tiene en carpeta la actual administración.

En el marco del primer «Tranche» -que sigue en marcha y está transitando su etapa final- ya están bajo evaluación los contratos modelo para 15 propuestas por un total de 732.72 MW de potencia fotovoltaica y 3 ofertas por 220 MW de capacidad de almacenamiento de energía. Además, en los próximos días se podrían adicionar más proyectos por 130 MW solares y 445 MW de storage en baterías dentro de este proceso.

Esto es congruente con los esfuerzos de Puerto Rico por lograr que el 40% de la cobertura eléctrica sea a partir de energías renovables al año 2025 y que tendrán como fin último descarbonizar su matriz al 2050 con una participación 100% de renovables. De allí es que la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE) se habría puesto como meta impulsar en este lustro 3750 MW de recursos de generación renovable más 1500 MW de almacenamiento de energía. Con la salvedad de que la capacidad pueda ser mayor si se proponen proyectos más competitivos.

Puerto Rico se alista para adjudicar nuevos proyectos de energía renovable y almacenamiento

En el marco de la Resolución CREG 114 del 2018 (que habilita a comercializadores trasladar precios resultantes de estos contratos a los usuarios regulados), la Bolsa Mercantil de Colombia presentó un proyecto de subastas. Según fuentes ligadas al sector de las energías renovables, este sistema dinamizará el mercado.

El Mercado de Contratos de Energía Eléctrica (MCE), como se denomina este mecanismo, permite que todas las tecnologías puedan participar (no sólo las renovables) y promete el armado de licitaciones periódicas al mediano plazo (de 1 a 5 años) y al largo plazo (10, 15 y 20 años).

En diálogo con Energía Estratégica, Andrés Pesca, VP de Mercados Energéticos de la Bolsa Mercantil, cuenta que las ofertas podrán realizarse por bloques horarios, uno de 24 horas para tecnologías de base, y otros dos para tecnologías variables, que se divide en uno con ‘horario solar’, de 7 a 17 horas, y otro ‘no solar’, de 17 a 7 horas

“Son tres productos, de distintos bloques, que permite a los agentes ofertar la venta de su energía en distintos bloques de acuerdo a su interés, permitiendo la participación de fuentes de energías renovables según su conveniencia”, confía el directivo.

Se trata de la negociación centralizada de contratos con una minuta estándar, con garantías de participación, pago y cumplimiento definidas en el mismo y con las seguridades propias de un administrador independiente, vigilado por la Superintendencia Financiera (Superfinanciera) de Colombia.

Según Pesca, las transacciones cuentan con altos estándares de seguridad de la información, ejecución de las subastas, compensación y liquidación de las operaciones, en resumen, las garantías que da al mercado una bolsa o mecanismo tipo “exchange” independiente.

Sin embargo, el mecanismo requiere de la aprobación previa de la Superfinanciera, previamente a ser auditado por la CREG. El directivo de la Bolsa Mercantil explica que actualmente la entidad está evaluando cambios que le han propuesto en la estructura organizacional para la gestión de las subastas.

¿De qué se trata? De la conformación de una filial ligada a ‘servicios públicos domiciliarios’, la cual, junto a la Bolsa Mercantil, crearían un consorcio que dará lugar a las subastas de energía. La Superfinanciera debe autorizar la realización de la inversión para la creación de esta empresa.

Pesca cuenta que, una vez que obtengan la autorización, presentarán los trámites regulatorios correspondientes a la CREG. “Hay interés tanto de la Comisión como del Ministerio y del sector privado para que este mecanismo quede en funcionamiento”, destaca.

Consultado sobre cuándo podrían avanzar estos requerimientos y aprobarse el mecanismo, el directivo de la Bolsa Mercantil cuenta que no tienen una precisión sobre los tiempos, pero que esperan que todo se desenlace el primer semestre de este año.

Edgar Valencia, ingeniero del Centro de Capacitación Eléctrica y Energías Alternas (CCEEA), analizó cuáles son los principales retos técnicos de la industria solar fotovoltaica para este 2022. 

“Desgraciadamente, algunos de los retos de este año, los venimos arrastrando desde hace tiempo atrás. Eso implica un avance en cuanto a todos los miembros de la cadena de valor de la producción e instalación de un sistema”, inició su exposición durante un webinar. 

Y el primer desafío en el que puso la mirada fue la adaptación frente al constante avance tecnológico, principalmente en los módulos, al momento de mejorar cuestiones de los procesos de fabricación y creación de potencias más altas.

“Desgraciadamente, es muy rápida en ese aspecto, pero no así en optimizadores de corriente o los micro inversores, lo que implica que no se los pueda asociar entre sí o que sean accesibles en cierto momento”, manifestó. 

Siguiendo dicho punto, sostuvo que el segundo reto es la normativa técnica, dado que explicó que “la tecnología avanza”, pero que ello “debe implicar un progreso normativo” para fundamentarse en algún marco regulatorio o especificaciones a cumplir. 

“Al no haber una cohesión en la normativa, pero sí en la actualización del equipo, deja al instalador sin una guía o recomendación de cómo instalar correctamente y de manera segura”, agregó. 

Y continuó: “Un ejemplo es el almacenamiento de energía. No existe un fundamento técnico que ayude a instalarlo de manera segura, pese a que ya se implementa. Esto recordando que la NOM de instalaciones eléctricas vigente es del 2012. Y creo que actualizar la normativa tiene que ser prioridad ya que son 10 años de atraso”. 

Incluso, es preciso mencionar que semanas atrás, se mencionó que el almacenamiento es la deuda pendiente de la reforma eléctrica de México, ya que no se consideró a este tipo de sistemas en la ecuación, pese a que podrían descongestionar la red junto al uso de paneles solares bajo esquemas de generación distribuida. 

“Su incorporación en los sistemas fotovoltaicos es el último desafío, debido a que los equipos ya forman parte del mercado. Y al final del día necesitamos conocimiento y capacitaciones de cómo instalarlos y programarlos, además de incluirlos a los clientes”. 

“También un reto es la parte legislativa, ya que hasta ahora no se actualizó en este sentido y hay algunos huecos dentro de la GD, así como también apuntar a una regulación que incluya las baterías”, concluyó. 

El secretario de Energía, Darío Martínez, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, mantuvieron una reunión con las autoridades de la empresa China Electric Power Equipment and Technology Co., Ltd. (CET), y su sucursal CET Argentina, para la conformación del contrato de diseño de ingeniería, suministro y construcción de la obra “Proyecto de mejoramiento de la Red Nacional 500 kV Área Metropolitana de Buenos Aires Etapa I”, con una inversión de más de 1.100 millones de dólares.

El encuentro contó con la participación de representantes diplomáticos de ambos países y funcionarios del Bank of China sucursal Argentina y del Banco Industrial y Comercial de China (ICBC).

La obra permitirá ampliar la capacidad de suministro eléctrico existente en el AMBA, especialmente a partir de nuevas fuentes de origen renovable, fortalecerá el anillo energético del AMBA para garantizar la confiabilidad de operaciones y el abastecimiento seguro de la zona más poblada y con mayor demanda del país y hará más eficiente al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), sentando las bases para un crecimiento sostenido.

El secretario de Energía Darío Martínez destacó que “este plan de infraestructura AMBA I, es esencial para el crecimiento de nuestro país y viene a acompañar el desarrollo que estamos llevando adelante desde el gobierno nacional encabezado por Alberto Fernández y Cristina Fernández de Kirchner.

Agregó que “la inversión de más de 1.100 millones de dólares va a ser posible gracias a la colaboración, al trabajo en conjunto y la cooperación entre la Argentina y China”, y resaltó la excelente colaboración conjunta del gobierno argentino y el gobierno chino, con el trabajo que han hecho los equipos técnicos tanto de la embajada china como también la embajada argentina en china, también agradecer el trabajo del embajador y del agregado.

“Esta es una obra fundamental y estratégica para consolidar el sistema eléctrico del Área Metropolitana y garantizar el abastecimiento seguro para toda la población metropolitana, y conseguir el financiamiento es vital. Es una inversión extraordinaria y una gran apuesta a futuro que requiere de dar estos pasos previos”, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

El Proyecto AMBA I reforzará el anillo energético del Área Metropolitana a través de la construcción de un nuevo nodo, la Estación Transformadora (ET) Plomer 500/220/132 kV, dado que las ET Ezeiza y General Rodríguez ya operan al límite de su capacidad en términos de carga, y ampliará el ingreso de energía eléctrica desde el SADI mediante el tendido de más de 500 km de alta tensión en 500kV, 220kV y 132kV.

La nueva ET Plomer abastecerá parte de la demanda hoy cubierta desde la ET Ezeiza, permitiendo que ésta reduzca su carga y mitigando el nivel de cortocircuito en las barras de 220 y 500 kV. Por su parte, el nuevo tendido de 500 km. de alta tensión incrementará el número de corredores para el ingreso de energía eléctrica al AMBA desde el sur y el norte, posibilitando especialmente el acceso de nuevas energías de origen renovable.

Finalmente, el nuevo tendido eléctrico permitirá mejorar las condiciones de alimentación de la demanda instalada en las ET de Luján, Mercedes, Zappalorto y Casanova, disminuyendo la posibilidad de cortes y evitando Energía No Suministrada (ENS) en el anillo energético del AMBA. La obra prevé la actualización de los sistemas del SADI, tanto de respuesta automática como de ciberseguridad, en la prevención de nuevos desafíos.

Participaron del acto el responsable del Área de Inversiones de la Embajada Argentina en China, Maximiliano De Filippi, la ministra Consejera Económica y Comercial de la Embajada de China en la Argentina, Xia Diya, el agregado de la Embajada de China en Argentina, Chen Jiahui, el CEO del Bank of China Limited Sucursal Argentina, Xiao Lijun y el gerente General del Departamento de Operaciones Internacionales del Banco Industrial y Comercial de China (ICBC), Wang Xinrong.

Por la empresa CET China estuvieron también presentes por videoconferencia el CFO, Yang Guo, el asesor legal en General, Sun Xinyu, el gerente General de la División No2, Xiong Feng y el subgerente General de la División N°2, Zhang Hui.

El proyecto se encuadra en el Convenio Marco de Cooperación en Materia Económica y de Inversiones entre el Gobierno de la República Argentina y el Gobierno de la República Popular China.

La Duodécima Asamblea de IRENA comenzó ayer y convocó al debate a diversos actores alrededor del mundo. La primera jornada fue el puntapié inicial para evaluar el escenario Post-COP26 y cómo llevar los compromisos asumidos a la acción.

Durante el Diálogo público-privado autoridades de gobierno y referentes empresarios expresaron sus ideas sobre la implementación de la economía circular en el sector de las energías renovables, con un enfoque en la gestión del final de la vida útil de los componentes de esta industria.

En el primer panel participaron altos referentes de asociaciones globales como: José Donoso, Chair del Global Solar Council (GSC); Ben Backwell, CEO del Global Wind Energy Council (GWEC); Eddie Rich, CEO de la International Hydropower Association (IHA); Rémi Gruet, CEO del Ocean Energy Europe (OEE); y, Bharadwaj Kummamuru, Executive Director del World Bioenergy Association (WBA).

Bajo la moderación de Melinda Crane, corresponsal política en jefe de DW TV, se abordó el estado de situación de las industrias de la tecnología solar, eólica, hidroeléctrica y bioenergías.

Sobre la fotovoltaica, José Donoso (GSC) advirtió que en 5 años enfrentaremos una gran cantidad de paneles solares fotovoltaicos que deberán ser reciclados e ingresar en las economías circulares del mundo. Pero consideró que la industria se está preparando desde hace 15 años para afrontar los desafíos que tienen aparejados pero que esperarían incentivos del gobierno para la instalación de plantas de reciclaje hasta que el tamaño del mercado les permita ser rentables.

Por su parte, Ben Backwell (GWEC) agregó la necesidad de implementar estándares para todas las regiones en las que existan igualdad de condiciones reales para toda la cadena de suministro. En tal sentido valoró como positivo que industrias como la eólica ya alcancen el 90% de reciclaje de sus materiales y que trabajarán para que aquellos componentes que no puedan reciclarse puedan ser reutilizables.

Ahora bien, para lograr impulsar una economía circular Rémi Gruet (OEE) consideró necesario implementar paquetes financieros y que el crecimiento de soluciones sostenibles podrán ser apoyadas también por una buena legislación ambiental.

En tanto, Bharadwaj Kummamuru (WBA) habló sobre cómo los diferentes subsectores de las bioenergías están desarrollando enfoques para tratar sus desechos y pronosticó que eso les permitirá ser la segunda industria más grande en reciclaje dentro de los próximos años.

Avanzada la jornada, el segundo panel continuó la agenda de temas con el foco puesto en líderes de empresas del rubro renovable y autoridades de gobierno. Allí asistieron personalidades tales como Kadri Simson, Comisionada de Energía de la Comisión Europea; Kiyoshi Odawara, Ministro de Estado de Relaciones Exteriores de Japón; Andreas Nauen, CEO de Siemens Gamesa Renewable Energy; y, Giovanni Tula, Jefe de Sustentabilidad de Enel Green Power.

Array Technologies, un proveedor líder de soluciones y servicios de seguimiento para proyectos de energía solar a gran escala, hoy anunció que ha completado la adquisición previamente anunciada de Soluciones Técnicas Integrales Norland, SL (“STI Norland”), uno de los principales fabricantes de seguidores solares de Europa. La transacción crea la compañía de seguidores solares más grande del mundo con capacidad de fabricación y recursos de diseño e ingeniería en tres continentes, y establece a Array como líder en el mercado solar brasileño de rápido crecimiento.

“La integración de STI Norland en el negocio de Array nos posiciona para acelerar nuestra expansión internacional y abordar la creciente demanda de energía solar a gran escala en todo el mundo”, dijo Brad Forth, presidente de Array. “Nos permitirá continuar consolidando nuestras relaciones con clientes internacionales clave y crear acceso a un producto probado y de menor costo. El cierre de esta transacción marca un hito emocionante en la historia de Array y respalda nuestra misión de brindar valor a nuestros clientes a través de la innovación en todo lo que hacemos”.

Como el principal fabricante europeo de seguidores solares, STI Norland informó de un contrato ejecutado y un valor de pedido adjudicado de aproximadamente 416 millones de dólares al 30 de septiembre. La empresa fue fundada en 1996 y tiene su sede en Pamplona, ​​España, con instalaciones de fabricación tanto en España como en Brasil. Su sistema de seguimiento de doble fila se adapta bien a terrenos irregulares y regiones con bajos requisitos de viento y/o carga de nieve. Con más de 12 gigavatios de rastreadores enviados o adjudicados, STI Norland es uno de los tres principales fabricantes en España y ocupa la posición número uno del mercado en Brasil.

“Estamos encantados de unirnos oficialmente a Array, un pionero en energía solar, ya que nos enfocamos en brindar a nuestros clientes tecnología líder en la industria y un servicio superior”, dijo Javier Reclusa, director ejecutivo de STI Norland. “Nuestros productos complementarios y relaciones duraderas permitirán que nuestra compañía combinada traiga una oferta integral al mercado global de rastreadores, una que proporcione el costo de vida útil más bajo de cualquier sistema de rastreador y un rendimiento excepcional a largo plazo. Esperamos ejecutar nuestra visión compartida, ser la empresa más destacada y respetada en energía solar”.

“Además de brindar un producto complementario y una cadena de suministro diversificada, STI Norland trae un equipo talentoso que son ganadores comprobados”, dijo Jim Fusaro, director ejecutivo de Array. “El equipo de STI comparte nuestra cultura y valores, y estamos increíblemente emocionados de darnos cuenta del potencial que nuestras compañías combinadas pueden aportar a la industria solar durante este momento crucial de crecimiento e innovación”.

Asesores

Guggenheim Securities, LLC actuó como asesor financiero exclusivo de Array y Kirkland & Ellis actuó como asesor legal de Array en relación con la transacción. Lazard actuó como asesor financiero exclusivo y Allen & Overy como asesor legal de STI Norland.

Acerca de Array Technologies, Inc.

Array Technologies (NASDAQ: ARRY) es una empresa estadounidense líder y proveedor mundial de tecnología de seguimiento solar a escala de servicios públicos. Diseñados para soportar las condiciones más duras del planeta, los seguidores solares de alta calidad y el software sofisticado de Array maximizan la producción de energía, acelerando la adopción de energía sostenible y rentable. Array, fundada y con sede en los Estados Unidos, se basa en su cadena de suministro global diversificada y su enfoque centrado en el cliente para entregar, encargar y respaldar los desarrollos de energía solar en todo el mundo, iluminando el camino hacia un futuro más brillante e inteligente para la energía limpia. Para obtener más noticias e información sobre Array, visite arraytechinc.com.

La compañía invertirá más de U$S120 millones en la ampliación del Parque Eólico Pampa Energía III, incrementando su potencia en 81 mw. Una vez finalizadas las obras, el parque aportará 134,2 MW de energía renovable al sistema nacional.

Este es el primer bono verde emitido por Pampa que refleja el compromiso de financiar proyectos con impacto positivo para el medioambiente y de diversificar la matriz de generación de energía del país.

Los inversores recibirán una tasa variable de Badlar +2%, con pagos trimestrales y amortización de capital bullet, siendo la fecha de vencimiento el 18 de julio de 2023.

La emisión fue reconocida por Fix Ratings, afiliada de Fitch Ratings, con la calificación de Bono Verde (BV1), la mejor calificación posible, ya que está alineada a los cuatro componentes principales de los Principios de Bonos Verdes (GBP por sus siglas en inglés) del ICMA (International Capital Market Association).

El bono integrará el Panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables de BYMA, producto que promueve las condiciones para que el Mercado de Capitales argentino sea cada vez más sostenible. Fue lanzado por la Bolsa de Valores como parte de sus desarrollos ESG que apuntan a generar impacto positivo en el medio ambiente y en la sociedad.

Pampa Energía también forma parte de otras iniciativas sustentables de BYMA como el Índice de Sustentabilidad y el Panel de Gobierno Corporativo, proyectos que colaboran con el cumplimiento de los múltiples desafíos globales a los que refiere las Naciones Unidas.

El Parque Eólico Pampa Energía III, ubicado en el partido de Coronel Rosales, cuenta actualmente con 14 aerogeneradores y una potencia instalada de 53,2 MW. Fue inaugurado en 2019 y su producción está destinada a atender el segmento de grandes usuarios, a través de contratos privados.

La expansión estará comprendida principalmente por el montaje e instalación de 18 aerogeneradores adicionales que sumarán una potencia adicional de 81 MW. Las tareas de ampliación requieren sofisticadas obras en las plataformas y fundaciones que serán llevadas a cabo por la empresa SACDE.

Esta expansión, sumada a las obras que se están realizando en la Central Térmica Ensenada Barragán junto a YPF y a las inversiones comprometidas en las tres rondas del Plan Gas Ar, forman parte de la estrategia de la compañía de concentrar sus inversiones en el aumento de la capacidad instalada para generación de energía, y en la exploración y producción de gas natural.

Acerca de los Parqués Eólicos de Pampa Energía

Los tres parques eólicos que posee Pampa hoy son: El Parque Eólico Mario Cebreiro, que aporta 100 MW de energía renovable al sistema interconectado nacional y los parques eólicos Pampa Energía II y III de 53 MW cada uno ubicados en las localidades de Bahía Blanca y Coronel Rosales, en la provincia de Buenos Aires, que fueron inaugurados en 2019.

El secretario de Energía, Darío Martínez, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, mantuvieron un encuentro de trabajo con el gobernador de Misiones, Oscar Herrera Ahuad. Con el objetivo de colaborar en el afianzamiento de su matriz energética.

“Es un gusto recibir nuevamente al gobernador Herrera Ahuad y poder colaborar con su gestión para que los habitantes de Misiones puedan contar con un mejor servicio de energía eléctrica, de esta manera vamos a seguir haciendo realidad un país verdaderamente federal, tal como es el mandato del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner” expresó el secretario Martínez al finalizar la reunión.

El gobernador Herrera Ahuad destacó que “Hemos encontrado una gran predisposición por parte de Darío y de todo su equipo, planteamos las cuestiones que hacen a la matriz estructural energética de la provincia, como nuevas líneas para abastecer a las zonas productivas como San Isidro, Alem y Oberá y El dorado -San Pedro. Además de otras líneas menores de 33Kv, que son igualmente necesarias para garantizar el transporte de energía en el resto de la provincia”.

Por su parte, Basualdo señaló: «Con el gobernador y el secretario evaluamos nuevas obras de transporte y distribución eléctrica para Misiones. Tenemos como prioridad la inversión en infraestructura en todo el territorio nacional”.

El gobernador y su comitiva plantearon una serie de obras a la secretaría de Energía, dos líneas de Media Tensión de 33KV, una para San Vicente – San Pedro y otra para San Vicente-El Soberbio, junto con una Sub Estación transformadora 33Kv/13,2 KV 2,5 MVA en Colonia Paraíso. Según explicaron, el objetivo de todas ellas es garantizar el acceso a un servicio eléctrico de calidad para una cifra estimada de 100 mil habitantes.

También plantearon la posibilidad de ejecutar dos Bancos de compensación reactiva de 12 MVAr y una Central Térmica diésel transitoria de 20MW, para cubrir la bajante histórica del lago Uruguai-i, que afecta a la represa del mismo nombre. Finalmente, el gobernador planteó incorporar al sistema provincial dos líneas Alta Tensión de 132 KV, una desde la ciudad de Posadas a Alem-Oberá y otra desde Eldorado a San Pedro.

Además de Martínez y Basualdo, estuvieron presentes Santiago López Osornio, subsecretario de Planeamiento Energético, y Sebastián Bonetto, Gerente general de CAMESSA.

Por su parte, el gobernador estuvo acompañado por Virginia Kluka, presidenta de Energía de Misiones y por Emiliano Ciz (Director) y José Zamora.

El Plan Integrado de Recursos y Plan de Acción Modificado expuso la necesidad de realizar una serie de llamados a Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) o mecanismos similares, con la intención de garantizar un desarrollo sostenible del sistema de energía eléctrica en Puerto Rico.

A partir de aquel y para dar cumplimiento a la cartera de energía renovable establecida en la Ley 17-2019 (40% al 2025; 100% al 2050), la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE) tendría como meta impulsar en este lustro 3750 MW de recursos de generación renovable más 1500 MW de almacenamiento de energía. Con la salvedad de que la capacidad pueda ser mayor si es que los proyectos “son económicos y están disponibles”.

Ayer, el Pleno del Negociado de Energía de la Junta Reglamentadora de Servicio Público de Puerto Rico (“Negociado de Energía” o “NEPR”) celebró una nueva reunión en la que se emitieron dos resoluciones y órdenes claves para la implementación de aquellos planes de gobierno y que contempla una apertura a adicionar nuevos proyectos a los ya calificados en la convocatoria vigente.

Es así que, en torno al Asunto NEPR MI 2020 0012 durante los comentarios del punto B de la reunión, se aclaró que el tramo 1 (“Tranche 1”) de las RFP transita su fase final.

Es preciso recordar que en junio de 2021, la AEE recibió 65 propuestas por más de 1440 MW de recursos de generación renovable, 1150 MW de almacenamiento de energía y 182 MW de plantas de energía virtual («VPP»).

Y, aunque los resultados de esta RFP tienen tratamiento confidencial en lo que dure el proceso, se sabe que al concluir la Fase II del “Tranch 1”, la AEE seleccionó 41 propuestas presentadas por 19 Proponentes para su evaluación durante la tercera y última fase del proceso de RFP Tramo 1 (“Fase III”).

Ahora, está en curso la evaluación de las Propuestas de la Fase III. Sobre esta se adelantó públicamente que la AEE propone adjudicaciones de contratos por:

732.72 MW de energía solar fotovoltaica, con base en su métrica LCOE basada en la IEA para proyectos propuestos en o por debajo de un umbral de $105/MWh.

220 MW de recursos de almacenamiento de energía de batería, con base en su métrica LCOS basada en la AIE para proyectos propuestos en o por debajo de un umbral de $120/MWh

Luego de haber determinado aquellos proyectos, en cumplimiento con el Reglamento Conjunto 88151, la AEE también sometió para la aprobación del Negociado de Energía los Contratos Modelo correspondientes.

Como respuesta, el NEPR emitió una nueva Resolución y Orden a través de la cual se ordena adicionar en los próximos días nuevos proyectos a los ya propuestos por la AEE:

“el Negociado de Energía ORDENA a la AEE que incluya y presente ante el Negociado de Energía al menos las próximas cuatro (4) ofertas propuestas de energía solar fotovoltaica que representen 130 MW de capacidad nominal adicional a los quince (15) proyectos identificados por la AEE como en este momento alineados con las intenciones de el Plan de Acción Modificado del IRP para el despliegue de energía renovable basado en procesos de adquisición competitivos (Four Additional PV)”.

Aquella salvedad se haría también frente a los proyectos de almacenamiento en baterías: “El Negociado de Energía ORDENA a la AEE a incluir y presentar directamente ante el Negociado de Energía al menos las próximas seis ( 6 ) ofertas adicionales propuestas de almacenamiento de energía en baterías que representen 445 MW adicionales a las tres ( 3 ) ofertas de proyectos identificadas por la AEE , en su proceso continuo de evaluación de Fase III para recursos de almacenamiento de energía de la batería (Six Additional Storage)”.

De ver la luz todos estos proyectos, como resultado del primer “tranche” de seis Solicitudes de Propuestas previstas, Puerto Rico podría cerrar este año contratos con 19 proyectos solares por un total de 862,72 MW y 9 proyectos de almacenamiento en baterías por 665 MW de capacidad.

Confirman segunda convocatoria para energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico

En el marco de la Resolución CREG 114 del 2018, Derivex presentó una propuesta, denominada “Mercado de Derivados Estandarizados de Commodities Energéticos” (ver), que propone que los comercializadores que atienden a la demanda regulada puedan trasladar a precios las compras que realicen en la plataforma de energía que desde hace tiempo opera la empresa.

Estaba todo listo para que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) autorizara este mecanismo. De hecho, en una versión preliminar de la Agenda Regulatoria Indicativa para el 2022 establecía que la resolución definitiva se aplicaría durante este año.

Sin embargo, la decisión se elimina en la Agenda Regulatoria final. Se advierte que, “tal y como se señala en el documento Creg 115 de 2021, es necesario que (el mecanismo de Derivex) cumpla con el requisito numeral 2 del Anexo 3 de la Resolución CREG 114 de 2018. En tanto que a la fecha no se ha cumplido con las condiciones el tema se elimina de la agenda indicativa”.

Y plantea: “Se incluirá nuevamente cuando el promotor evidencie el cumplimiento de las condiciones”.

¿Qué significa esto? Una fuente al tanto de las negociaciones de Derivex en la autorización del mecanismo explica a Energía Estratégica que esta respuesta de la Comisión se vincula a 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.

Cuenta que esto desencadenó en un conflicto de intereses que, de no resolverse, Derivex no obtendrá la resolución de la CREG, necesaria para que su mecanismo comience a funcionar.

La fuente precisa que 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.

En efecto, recién cuando Ecopetrol venda su filial comercializadora de energía, la CREG autorizará el mecanismo de Derivex, ya que la petrolera posee alrededor del 20% del mercado eléctrico.

De acuerdo a la fuente, Ecopetrol está en campaña para desprenderse de su filial. Y esto se debe a dos cosas: no sólo la necesidad de que Derivex logre ver funcionar a su mecanismo, sino para que la petrolera se haga de ISA, ya que la empresa eléctrica, al controlar XM, no puede además tener una comercializadora en su poder.

Más voces se suman al debate sobre las medidas recientemente implementadas que buscan  destrabar contratos adjudicados en el Programa RenovAr y liberar más de 1000 MW en stand by. 

En esta ocasión, fue Pablo Bahamonde, investigador de la Universidad Técnica Nacional (UTN) y especialista en temas energéticos, quien brindó su mirada sobre la Resolución SE 1260/2021 y herramientas para seguir impulsando las renovables en el país.

“Es muy positivo que venga un mecanismo para esta situación, que se suma a otras que se llevaron a cabo en 2021. Hacía falta señales del gobierno para ello”. 

“Y más allá de esta liberación de potencia o que haya una prórroga, se debería cumplir que se sumen poco más de 1000 MW renovables al sistema y no perder de vista el norte, que implica una serie de medidas que deben llevarse adelante, como concretar obras de ampliación de transporte”, manifestó durante una entrevista con Energía Estratégica..

“Si sumamos estos megavatios en cuestión, más lo del Mercado a Término (MATER), estaríamos entre 6 y 7 GW, pero para el objetivo del 20% al 2025 (fijado en la Ley Nacional N° 27.191), se requerirá un total de aproximadamente 10 GW, por lo que todavía falta camino”, señaló.

Y teniendo en cuenta que consideró que “no están dadas las condiciones” para nuevas licitaciones RenovAr, debido a múltiples factores (financiamiento, por ejemplo), sí estimó que “el MATER es el camino a fortalecer”. 

Justamente el mercado entre privados tuvo demanda en el último tiempo y durante los llamados del 2021 se presentaron varios emprendimientos, tanto solares como eólicos, y, en algunos casos, de grandes jugadores del sector energético del país, como YPF, Genneia y más. 

“También me parece interesante la experiencia del MiniRen, de proyectos renovables de menor escala, ya que son fácilmente realizables tanto en términos económicos, financieros y de tiempo”, agregó. 

Y dentro de esas herramientas, también incluyó a la generación distribuida, que ya posee 9.106 kW instalados en 714 usuarios – generadores, y la implementación del FODIS, la cual “permitiría su despegue” y como “catalizador para el impulso de las renovables”. 

Por otro lado, el entrevistado hizo foco en el cumplimiento del objetivo de participación renovable establecido en Ley N° 27.191, o incluso de seguir fijando metas para los próximos años. 

“Quizás sería interesante ya que queda poco para el 2025 y creo que corresponde pensar y hablar en nuevos plazos en materia energética, como al 2030 o 2050”, concluyó.  

El secretario de Desarrollo Económico, Fadlala Akabani Hneide, la secretaría del Medio Ambiente, Marina Robles García y la vicepresidenta de ventas en Línea, Mercadotecnia y Servicios de Home Depot, Erika Díaz, suscribieron un Convenio de Concertación de Acciones, con el objetivo de impulsar el uso de ecotecnologías con capacitación y asistencia técnica en captación de agua de lluvia y paneles fotovoltaicos.

Akabani Hneide explicó que esta alianza permite brindar asesoría especializada a las MiPyMEs que deseen adoptar estrategias sustentables para la modernización de sus sistemas de energía con paneles fotovoltaicos o implementar sistemas de captación pluvial para hacer sus negocios sustentables, al mismo tiempo que generan cadenas de valor con la integración de instaladores.

«Home Depot tendrá un padrón verificado de instaladores que constituirá una bolsa de empleo para las personas que quieran formar parte de una red de trabajadores externos, dedicados a la instalación y mantenimiento de sistemas fotovoltaicos y de captación pluvial, de esta forma las empresas se podrán vincular con personal técnico especializado para sus instalaciones » indicó.

La secretaria del Medio Ambiente, Marina Robles García, señaló que el programa de cosecha de lluvia ha instalado más de 30 mil sistemas en la ciudad y con esta alianza se podrá fomentar que más personas utilicen este tipo de sistemas, lo cual ayudará a la conservación de los mantos acuíferos de la ciudad, al mismo tiempo que impulsa la creación de empleos verdes.

Por su parte , la vicepresidenta de ventas en Línea, Mercadotecnia y Servicios de Home Depot detalló que, además del padrón de personal especializado en instalación de paneles fotovoltaicos y sistemas de captación de agua de lluvia , en cada sucursal se brindará orientación sobre los beneficios de utilizar ecotecnologías que generarán soluciones sustentables para las empresas.

La duodécima sesión de la Asamblea de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) tendrá lugar virtualmente los días 15 y 16 de enero en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. La Asamblea representa la primera reunión de alto nivel de la comunidad mundial de energía y medio ambiente del año y servirá como seguimiento de los compromisos de transición energética asumidos y el impulso generado en 2021.

La reunión reunirá prácticamente a más de 1100 delegados de 137 países, incluidos Jefes de Estado, Ministros, Jefes de Organizaciones Internacionales y Directores Generales, y se llevará a cabo bajo el lema «Transición energética: del compromiso a la acción», lo que refleja la creciente necesidad de traducir ambición en pasos concretos que aceleren el cambio hacia un sistema energético más limpio, justo y resistente.

“Con cada año que pasa, la gravedad del desafío que tenemos por delante se fortalece”, dijo Francesco La Camera. “Cuando nos reunimos para esta Asamblea, lo hacemos con el conocimiento claro de que 2021 estableció nuevos puntos de referencia en ambición, compromiso y despliegue de energía renovable a nivel mundial. Ese impulso debe servir como combustible a medida que nos dirigimos al nuevo año”.

La Sra. Alexandra Hill Tinoco, Ministra de Relaciones Exteriores de El Salvador, será la Presidenta de la Asamblea. Un análisis reciente de IRENA muestra que El Salvador no ha construido nueva energía basada en combustibles fósiles desde 2013 y ha logrado un progreso significativo en la diversificación de su base de generación de energía. Desde 2015, la capacidad de energía solar fotovoltaica se ha multiplicado por 10 en el país y un plan maestro nacional contempla 682 MW de nueva capacidad de generación renovable para 2026.

“Como actor global en la lucha contra el cambio climático y líder en el despliegue de energías renovables, El Salvador tiene el honor de presidir la Asamblea de IRENA en 2022”, dijo la canciller Alexandra Hill Tinoco. “Planeamos trabajar con nuestros socios regionales y los miembros de IRENA en general para intensificar el impulso hacia la acción climática. Si bien los desafíos son sustanciales, la necesidad de enfrentarlos es de una urgencia sin precedentes. Nuestra reunión de este año es una oportunidad para contribuir tangiblemente a nuestros objetivos comunes. La adopción de energía renovable tiene que ser una parte intrínseca de nuestra agenda de acción. Es esencial para el futuro de nuestro planeta”.

Según el informe World Energy Transitions Outlook de IRENA , descarbonizar con éxito el sistema energético mundial para 2050 en línea con el logro del objetivo de 1,5 °C, requiere una disminución pronunciada y rápida de las emisiones relacionadas con la energía en esta década. Para 2030, la capacidad global total de energía renovable debería alcanzar los 10 700 GW, casi cuatro veces más que la capacidad actual. El año pasado, el mundo instaló un récord de 260 gigavatios de energías renovables, cerca de un 50 por ciento más que el récord anterior.

Un informe publicado justo al frente de la Asamblea titulado ‘Contribuciones determinadas a nivel nacional (NDC) y objetivos de energía renovable en 2021’ destaca que solo 144 NDC de los 182 presentados incluyen objetivos cuantificados de energía renovable y solo 30 mencionan explícitamente calefacción, refrigeración o transporte. Si se implementan, los objetivos actuales, incluidos los ambiciosos anuncios de cero neto y las reducciones planificadas de las emisiones de metano, solo limitarían el calentamiento global a 1,8 °C para 2050, señala el informe. Las NDC actualizadas deben reflejar mejor el potencial de energía renovable y los objetivos climáticos.

“El hecho de que tres cuartas partes de las emisiones globales ahora estén cubiertas por ambiciones netas cero demuestra hasta qué punto Glasgow realineó las perspectivas del mundo sobre lo que es posible y redujo la brecha con lo que es necesario”, continuó La Camera. “Pero todavía estamos lejos de avanzar lo suficientemente rápido. El verdadero trabajo duro comienza ahora en la movilización de inversiones y la configuración de entornos políticos para estimular una transición energética más rápida y geográficamente más equilibrada”.

El evento mundial, que tendrá lugar al comienzo de la Semana de la Sostenibilidad de Abu Dabi (ADSW), contará con un seguimiento de alto nivel de la COP26 y el lanzamiento de dos informes clave de IRENA sobre África y la geopolítica del hidrógeno. Las deliberaciones también abordarán el papel de la juventud en la transición energética y presentarán perspectivas sobre la transición energética de los parlamentarios y el sector privado.

Ver más información  y seguir la transmisión en vivo de la Asamblea . 

El 2022 inicia con un importante movimiento de inversores en el mercado ecuatoriano. La convocatoria al primer Bloque ERNC por 500 MW habría generado un gran atractivo para empresas internacionales en el rubro de las energías renovables que ya están preparando sus ofertas para competir.

Y es que este Proceso Público de Selección (PPS) 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.

Los pronósticos son alentadores. Empresas interesadas en participar valoran como positiva esta primera convocatoria y creen que los participantes podrán lograr cubrir toda la potencia requerida.

“Hay bastantes proyectos presentados por parte del Gobierno que habrá que analizarlos para ver qué tan efectivos son, pero yo creo que sí se va a llegar a ofertar y adjudicar los 500 MW”, opinó un referente consultado.

Hasta el 28 de marzo del 2022, los interesados podrán adquirir el derecho de participación. El pago del mismo fue fijado en USD 20000 por cada bloque al que se presenten propuestas y habrían empresas dispuestas a avanzar.

Entre las características que generan mucho atractivo en este PSS es el despacho preferente definido en 25-30 años así como un fideicomiso que daría garantía a largo plazo.

Ahora bien, algunos actores aún tienen dudas sobre este último: “Esperamos ver cómo funciona el fideicomiso. Si en una primera etapa demuestra que funciona, esto dará seguridad y mayor apertura a que más empresas quieran competir en este mercado bajo los próximos PPS”.

Por eso, aquellos que ya están preparando sus ofertas técnicas y económicas, acercarán este mes nuevos comentarios y preguntas a la autoridad.

“Seguimos analizando los pliegos para ver qué comentario o pregunta adicional hacer al proceso antes de adquirir el derecho de participación”, comentó otro interesado en este primer PPS.

Luego, la entrega de ofertas técnicas para esta convocatoria de 500 MW está prevista para el 27 de septiembre y las ofertas económicas para el 24 de noviembre. De cumplirse todo aquello, entre el 12 de noviembre y 14 de diciembre del 2022 se conocerán los adjudicados.

Según pudo saber Energía Estratégica, empresas españolas, francesas y chinas son las que se encuentran más activas en estas fechas ocupadas no sólo por este proceso sino también por los que vendrán.

“Se abren bastantes oportunidades en el mercado. Ecuador está siendo bastante agresivo no sólo con este PPS sino también con los próximos que lanzará”, consideró un participante del mercado.

“Por ahora, se puede decir que somos pocos pero tras esta primera licitación el mercado va a crecer bastante y muchas más empresas energéticas abrirán sus oficinas en el país”, opinó otro actor.

Es preciso indicar que a este primer PPS lanzado bajo la administración de Guillermo Lasso lo seguirán otros tantos para bloques de ERNC como para proyectos específicos de tecnología hidroeléctrica, biomasa y geotermia. Todos incorporados en el Plan Maestro de Electricidad.

El Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL por sus siglas en inglés – National Renewable Energy Laboratory – ) y la compañía denominada encoord lanzaron un reporte sobre los impactos de las modificaciones a las reglas de compromiso y despacho de unidades de México. 

El informe cuantifica las consecuencias potenciales en el sistema eléctrico del país, en base a la discusión del marco legal que atraviesa el sector energético mexicano, donde se prevé la modificación de la forma en la que los generadores despachan su energía producida. 

Allí se plantean cuatro escenarios diferentes: uno de referencia (prácticas actuales en México) y tres alternativos de mayor participación de las centrales eléctricas estatales (prioridad de Comisión Federal de Electricidad, CFE + PIE y CFE Maximizado), sumado a que se analiza costos de producción de electricidad, reducción de fuentes renovables y la emisión de gases de efecto invernadero. 

Y entre las conclusiones que plantean ambas entidades, detallan que, al dar prioridad a las generadoras de propiedad públicas (y menor de las privadas), se provocaría un aumento sustancial en la generación a partir de turbinas de vapor y en el consumo de fuel oil y carbón, lo que derivaría en mayores costos de producción: 

Escenario N° 1: aumentaría 31,7% o $3.322M (participación pública al 57%)
Esc. N° 2: +31,2% o $3.268M (aportación del 53%)
Esc. N° 3: hasta un 52,5% o $5.567M (generación del 74%). 

“El aumento relativo en los costos anuales de producción de electricidad sería mayor en los Escenarios 1 y 3 si no se consideraran los precios extremadamente altos del gas natural experimentados durante los 9 días de febrero”, se aclara.

Siguiendo esta misma línea, el documento expone que se daría una restricción a la energía eólica y a la solar fotovoltaica debido a la modificación de prioridad de despacho de México, tal como se propuso en la modificación a la Ley de la Industria Eléctrica como así también en la reforma eléctrica (ambos proyectos impulsados por el presidente del país, Andrés Manuel López Obrador). 

“La restricción eólica y solar en el Escenario de Referencia es de 0,32 TWh, lo que equivale al 0,8% de ambas fuentes disponibles, al igual que ocurriría en el Escenario 1”. 

“Bajo el Escenario 2, la reducción eólica y solar aumenta en 0,49 TWh, alcanzando el 2% (0,81 TWh). Mientras que maximizar la generación estatal en el Escenario 3 da como resultado una disminución de 23,22 TWh y 13,71 TWh, respectivamente. Este recorte total de 36,93 TWh representa el 90,93% de la producción disponible entre las dos tecnologías renovables”, detalla el reporte. 

En tanto que, en lo que respecta a las emisiones de dióxido de carbono, NREL y encoord coincidieron en que aumentarían respecto al escenario de referencia 29,4 millones de toneladas (Escenario 1), 31,0 Mton (Escenario 2) y hasta 73,5 Mton (Escenario 3).