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Puerto Rico aspira a lograr un 100 % generación renovable al año 2050. Así lo establece la Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico (Ley 17-2019). Y, para conseguirlo progresivamente, se estima que en esta década deberá alcanzar metas intermedias del 40% al 2025 y 60% al 2040. 

Es por ello que el Plan Integrado de Recursos (IRP) aprobado por el Negociado de Energía de Puerto Rico en 2020 contempló impulsar Solicitudes de Propuestas (RFP) para acelerar la incorporación de al menos 3750 MW de nueva capacidad solar o equivalente renovable y la instalación de al menos 1500 MW de baterías para almacenamiento al 2025. 

Desde La Fortaleza de Puerto Rico están alineados y comprometidos con aquello. De allí es que se encuentran fomentando la llegada de nueva inversión y acompañando la puesta en marcha de los proyectos energéticos en trámites. 

Para dar un asesoramiento directo a desarrolladores, se nombró a Omar Vega-Albino como Senior Advisor en la Secretaría Auxiliar de la Gobernación para Asuntos Energéticos en la Oficina del Gobernador. 

“Desde la Secretaría Auxiliar de la Gobernación para Asuntos Energéticos tenemos el compromiso y la encomienda de apoyar los proyectos de energía renovable que nos estarán llevando hacia el cumplimiento con las metas establecidas y lograr la transición en curso. Como parte del esfuerzo para asistir y ayudar a facilitar el desarrollo de los proyectos recientemente hemos incorporado un recurso que estará enfocado en asistir con los temas como permisos y otros asuntos importantes de los proyectos de energía renovable a gran escala”, anunció el Ing. Francisco Berrios Portella, secretario auxiliar de Asuntos Energéticos en La Fortaleza. 

De esta manera, el Ing. Francisco Berrios Portella y el Dr. Omar Vega-Albino trabajarán arduamente para implementar la política pública del Gobernador Pedro Pierluisi, entre otras, adelantando las iniciativas para el desarrollo óptimo y revitalización del sistema eléctrico en Puerto Rico. 

Al respecto, el experto en derecho energético que está en funciones como Senior Advisor desde el pasado viernes 16 de junio expresó en exclusiva para Energía Estratégica: 

“En mi caso, estaré a cargo – con supervisión directa – de los macro proyectos de energía renovables que se encuentran en trámites para, consistente con la política pública, poder alcanzar los objetivos previstos en ley y movernos a energía distribuida, logrando incrementar las fuentes de generación renovables”.

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El sector energético de Argentina está a la expectativa de lo que pudiera pasar en torno a la expansión del sistema de transmisión, tras la aprobación de una serie ampliaciones y modernización de la red (a través de la Resolución SE 507/2023) por las que serviría para incorporar, al menos 3.550 MW de potencia renovable, como también para garantizar la confiabilidad del SADI.

Bajo esa panorama, Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA), conversó con Energía Estratégica sobre ello y sobre la necesidad de contar con más capacidad de transporte disponible y sumar más parques a través de diferentes mecanismos. 

“La Res. SE 507/2023 es un puntapié inicial institucional muy importante, ya que establece la necesidad y planifica las obras de transmisión, en un degradé relevante. Y de igual manera, la constitución de la Comisión de Transporte Eléctrico, se produjo una definición que encontramos interesante. Es un camino institucionalizado que ahora hay que trabajarlo en concreto”, sostuvo.

“Bienvenido sea todo lo que sea consolidar y estructurar una infraestructura viable y accesible para las energías renovables, con independencia de las cuestiones coyunturales. Pero a esta altura no hay dudas de que el sector renovable tiene interés en llevar adelante los proyectos de transmisión”, añadió.

Dicha Comisión en cuestión está conformada por especialistas de la propia Sec. de Energía, la Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la REPÚBLICA ARGENTINA (ATEERA), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF) y la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE).

Y la misma analizó el Sistema Argentino de Interconexión y que existen zonas que ya se encuentran saturadas o próximas a estarlo, sin la posibilidad de vincular las regiones con potencial para las renovables con los grandes nodos de demanda.

La generación de energía eólica generará un ahorro de USD1.838 millones en 2023

Mientras que por el lado de la CEA, ya fueron convocados por las autoridades nacionales en algunas oportunidades para dialogar sobre las alternativas y vinculaciones público-privadas para resolver los cuellos de botella que existen actualmente. 

“Los generadores del sector eólico están dispuestos a participar de la inversión de estas líneas. ¿Cuánto y cómo? Habrá que discutirlo, pero la decisión de la expansión del transporte se materializa a través de la voluntad de los generadores”, afirmó Ruiz Moreno 

Un ejemplo de ello fue la inclusión en el plan nacional de línea de transmisión Vivoratá – Plomer, correspondiente al proyecto AMBA I. Obra prioritaria en 500 kV de más de 500 kilómetros que se mantuvo trabada por más de un año y que el sector pedía con urgencia para despachar más generación renovable en Buenos Aires, provincia que suma 1272 MW eólicos instalados. 

“Hay una cuestión vinculada con el marco regulatorio en términos de participación privada que requiere una definición específica, pero ya estamos en charlas e intercambios y entendemos que deberían aparecer resoluciones más puntuales que abran la puerta al inicio de estas obras, con el mecanismo que fuere”, apuntó el gerente general de la CEA.

Incluso, no descartó que sea a través de la convocatoria para presentar manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión. 

Llamado que ya es estudiado por la Subsecretaría de Energía Eléctrica y que sería muy similar a aquel realizado en 2022 que fue destinado a emprendimientos renovables y de almacenamiento de energía, según adelantó este portal de noticias hace poco más de una semana. Y que Ruiz Moreno consideró como una “buena alternativa como metodología complementaria u ordenadora”. 

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El ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira, anunció que el gobierno ya planifica nuevas políticas públicas para combatir la pobreza energética y mantener al país como uno de los grandes protagonistas mundiales en cuanto a energía limpia y renovable. 

“Brasil tiene todas las cualidades, fuerza y ​​características para ser el gran protagonista de la transición energética en el mundo. Durante estos primeros seis meses de gobierno nos enfocamos en hacer una planificación estratégica, sólida y consistente para que esto suceda”, manifestó el ministro durante un evento. 

Tal es así que Silveira anticipó que en julio se lanzará un programa de descarbonización para la Amazonia, la selva tropical más extensa del mundo, donde se prevé seguir instalando más generación verde como también acabar totalmente con su deforestación. 

“Será el mayor programa de descarbonización del mundo y de sustentabilidad, ya que se invertirán cerca de R$ 5000 millones en esta iniciativa (equivale a poco más de USD 1000 millones). Y con ese programa reemplazaremos la generación diésel por energías limpias y renovables en más de 200 sistemas aislados de la Amazonia”, aseguró.  

Con ello, el objetivo es reducir el uso de los combustibles líquidos y contaminantes en la producción de energía en la región y, en consecuencia, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un área que ya emite más dióxido de carbono del que puede almacenar debido a los incendios fuera de control y la tala desmedida registradas en el último tiempo. 

“Nuestro gobierno tiene un ojo en la falta de la sostenbilidad en todos sus conceptos, ambiental, social y económico. Esta combinación de valores nos guía hacia nuestro principal propósito de mejorar la vida de todas las personas”, sostuvo el titular de la cartera energética de Brasil. 

Y cabe recordar que la victoria electoral de Luiz Inácio Lula da Silva puso altas expectativas en Brasil para la protección del bosque tropical del Amazonas, ya que el presidente electo ratificó su compromiso de resguardar la región. Incluso, durante su primer mandato, la deforestación alcanzó su punto más bajo en dos décadas.

Por otro lado, el ministro de Minas y Energía del país también hizo hincapié en las Subastas de Transmisión del corriente año. La primera de ellas se llevará a cabo este viernes 30 de junio en la ciudad de San Pablo y allí se licitará la construcción, operación y mantenimiento de 6.184 kilómetros de líneas de transmisión y subestaciones con una capacidad de transformación de 400 megavoltios-amperios (MVA).

Mientras que en marzo entró a consulta pública la que podría ser la convocatoria de transmisión más grande de su historia en términos de proyectos y montos de inversión, dado que en total se licitarán 4471 kilómetros en líneas y 9.840 MW de capacidad, por aproximadamente R$ 19,7 mil millones.

“Estas subastas desbloquearán obras de generación renovable (se esperan más de R$ 200,000 millones en inversiones), que formarán parte de la política nacional de transición energética, la cual también será apreciada en julio en la próxima reunión del Consejo Nacional de Política Energética”, concluyó Alexandre Silveira.

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SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones de energía fotovoltaica (PV) y sistemas de almacenamiento de energía (ESS, por sus siglas en inglés), llevó a cabo el lanzamiento de nuevos productos «Avanzando» donde su última innovación tecnológica, el sistema de microinversores SOFAR PowerNano, tuvo un impresionante debut.

Diseñado para el hogar digital de energía del futuro, PowerNano es adecuado para aplicaciones en todos los escenarios a través de la combinación de microinversores, centro inteligente para el hogar y batería de corriente alterna (AC), brindando una solución fácil de distribuir, instalar y utilizar que maximiza el retorno de la inversión (ROI) al instalar paneles solares en el hogar.

Una fusión de PV y ESS Los sistemas de microinversores SOFAR PowerNano constan de tres soluciones que cubren una amplia serie de modelos 1 en 1 (MR500), 2 en 1 (MR600, MR800, MR1000) y 4 en 1 (MR1600, MR2000, MR2400).

Gracias a la integración de energía solar y sistemas de almacenamiento de energía, se adapta perfectamente a varios escenarios, incluyendo sistemas solares conectados a la red, sistemas residenciales conectados a la red y sistemas de almacenamiento de energía residenciales.

Combinado con los sistemas de almacenamiento de energía, PowerNano proporciona energía de respaldo estable en caso de cortes de energía que pueden ocasionar pérdidas económicas significativas, contribuyendo a mejorar la tasa de autoconsumo y reducir las facturas de electricidad.

Mayor seguridad Una de las características destacadas de PowerNano es su garantía de medidas de seguridad. El microinversor garantiza un voltaje de CC <60V sin arco eléctrico de CC, lo que lo hace seguro para hogares con mascotas y niños. Equipado con cierre rápido de seguridad (RSD) e IP67, la vida útil de PowerNano se ha mejorado a 25 años.

Rendimientos optimizados En cuanto a los módulos fotovoltaicos de múltiples orientaciones, la falta de coincidencia es un punto crítico.

Sobre la base de la entrada de MPPT a nivel de módulo, los módulos funcionan de forma independiente sin discrepancias en el sistema de microinversores. Además, PowerNano es perfectamente compatible con módulos fotovoltaicos de alta potencia de 182/210 mm, lo que permite un aumento de hasta el 5% en el rendimiento energético.

Mantenimiento sin complicaciones Adecuado para instalaciones en balcones y azoteas, PowerNano es increíblemente fácil de instalar con características de «conectar y usar», lo que simplifica aún más el procedimiento de instalación y operación. Al mismo tiempo, los usuarios pueden implementar una gestión inteligente de la energía a través del monitoreo remoto con un teléfono móvil.

Con base en la competitividad demostrada de PowerNano, SOFAR también firmó memorandos de entendimiento con PowR Group, Elicity, PV Selected y Vögelin GmbH, expandiendo significativamente su influencia en el sector de microinversores residenciales y marcando un capítulo crucial en el viaje de la compañía hacia la facilitación de un estilo de vida asequible y de emisiones netas cero para todos.

Guy Rong, Vicepresidente Senior de SOFAR, cree que SOFAR PowerNano representa un paso importante hacia los objetivos globales de emisiones netas cero a través de un estilo de vida más verde para individuos y familias.

«El lanzamiento de PowerNano demuestra nuestro compromiso de acelerar la adopción de energía solar y apoyar a los propietarios de viviendas a obtener una independencia energética limpia. Aprovechando nuestra capacidad de I+D, esperamos seguir innovando y ofrecer soluciones para construir un futuro sostenible para todos», señaló.

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder mundial de soluciones de energía fotovoltaica (PV) y sistemas de almacenamiento de energía (ESS) y se compromete a ser líder en soluciones de energía digital con una cartera integral que incluye inversores fotovoltaicos, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de baterías, almacenamiento de energía central y soluciones de gestión de energía inteligente para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales a gran escala.

Para 2021, SOFAR ingresó en el TOP5 de los principales proveedores de inversores híbridos a nivel mundial, estableció una red global de I+D con tres centros de I+D y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10 GW para inversores PV y de almacenamiento y 1 GWh para baterías. Hasta 2022, SOFAR ha enviado más de 18 GW de inversores a más de 100 países y regiones de todo el mundo.

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“Estamos planteando la creación de un espacio para que todos los países hidrogeneros de Latinoamérica y resto del mundo puedan conversar claramente sobre las reglas de juego”, declaró Rosilena Lindo Riggs, subsecretaria Nacional de Energía de Panamá. 

El Hydrogen International Trade Organisation llegaría para determinar estándares para la comercialización de hidrógeno verde, sus precios, certificaciones válidas y metodologías de cálculo de carbono para acercarnos hacia un clima más saludable y estable. 

Durante su participación en un conversatorio de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA), Rosilena Lindo Riggs adelantó que el lanzamiento de esta organización intergubernamental podría darse este mismo año. 

La expectativa es que suceda en la 28ª Conferencia de las Partes (COP28), donde se reunirán las Partes en la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) y donde podrán aliarse países de Latinoamérica y resto del mundo. 

En el marco del evento del ECPA, Rosilena Lindo Riggs además socializó la estrategia nacional de hidrógeno verde y derivados que impulsa la Secretaría de Energía como la columna vertebral de la transformación del sector de hidrocarburos.

Y es que Panamá se posiciona no sólo como un mercado estratégico para el transporte y almacenaje de hidrógeno verde y sus derivados, sino también como un país productor. 

“Estamos previendo poder producir en Panamá hidrógeno verde, amoniaco verde, e-metanol y e-queroseno”, adelantó Lindo Riggs. 

Con un paquete de medidas contempladas desde su estrategia de hidrógeno verde, se persigue  crear una industria para reducir sustancialmente los impactos negativos de las emisiones en el sector de transporte con h2v. 

Existe un gran potencial. Y es que sólo en el canal de Panamá se despacha energía para alrededor de 5000 barcos anualmente que resulta en una venta de hidrocarburos superior al consumo doméstico. 

“Hemos puesto unas metas donde esperamos que de aquí al 2030 poder despachar por lo menos el 5% de ese bunkering que sea verde que sea con amoniaco verde con e-metanol. Pero también hemos puesto metas al 2040 y al 2050, donde al 2040 esperamos que el 30% del despacho como mínimo sean energéticos limpios y al 2050 por lo menos el 40%”, precisó la subsecretaria de Energía. Y aquello no sería todo. 

Sus planes van más allá del sector marítimo. También están fijando metas para el sector de la aviación. Según comentó Lindo Riggs, al 2050 propusieron que por lo menos el 30% de combustible que se despache sea queroseno sintético y otros Sustainable Aviation Fuels que puedan participar del proceso.

“Queremos ser productores, esperamos estar produciendo 500,000 toneladas de hidrógeno verde y derivados al 2030”, subrayó. 

Ahora bien, entendiendo que la demanda podría ser mayor en la próxima década, consideró necesario no sólo crecer en las capacidades locales de producción sino también que otros países productores potenciales como Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica y Uruguay elijan destinar sus energéticos a Panamá para ser despachado al sector marítimo y al sector de la aviación. 

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Por las fuertes olas de calor que atraviesa el país, el pasado 20 de junio se alcanzó un pico histórico de demanda bruta de electricidad, alcanzando los 52,823 MW. Esta cifra fue un 9% superior al máximo registrado en el año 2022, lo cual preocupa el sector teniendo en cuenta que el verano apenas comienza.

En diálogo con Energía Estratégica, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, explica que este pico en la demanda es el “efecto dominó” de un conjunto de malas decisiones sobre la cual se ha estructurado la política energética del Gobierno actual.

Según el especialista, esta crisis energética se explica por 3 razones claves:

 La cancelación de mecanismos de inversión para el desarrollo de proyectos de generación de energía

Entre 2019 y 2022 la inversión en el sector energético nacional disminuyó en un 72% durante este sexenio acumulando apenas $2,800 millones de dólares, mientras que entre 2014-2018 los montos de inversión en el sector alcanzaron los $10,000 millones de dólares.

Según Guzmán, esta reducción se vincula con la cancelación de las subastas de largo plazo, las cuales funcionaban como instrumentos para el desarrollo de proyectos de generación principalmente de energías renovables.

Estas limitaciones en materia de generación eléctrica muestran una tendencia que ha comenzado a rebasar el margen de reserva de energía que de acuerdo con el Código de Red debe ser del 13% como mínimo. En efecto, el pasado 20 junio el estado de emergencia reportado por el CENACE fue porque el margen de reserva operativa era menor al 6%.

«En condiciones operativas y de demanda normales, México cuenta con la electricidad suficiente para dar cobertura, el problema está, en que actualmente las ondas de calor que han azotado al país no son condiciones normales, lo que ha provocado un mayor consumo de energía. En regiones como la Zona Metropolitana del Valle de México, por ejemplo, se han registrado temperaturas superiores a los 35 ºC y ha provocado que se adquieran equipos de aire acondicionado para tener un mayor confort térmico.  Esto es uno de los principales factores del incremento desmesurado de la demanda de electricidad actual», destaca el experto de Ethos.

«Desafortunadamente el gobierno jamás se imagino que ocurriría y no se tomaron las precauciones pertinentes para hacerle frente en caso de que sucediera, aunado a que el verano apenas comienza y esta tendencia tanto de aumento en la temperatura como de demanda de electricidad, podría mantenerse e incluso incrementarse. Es ahí donde está la gravedad de este problema y la gran responsabilidad del gobierno», agrega.

2. Cambio metodológico injustificado en el diseño de documentos de planeación estratégica del sector energético

El PRODESEN 2023-2037 fue muy criticado por modificar los criterios metodológicos de participación de generación de energías limpias, donde se “alteraron” datos para “inflar” las cifras y alcanzar las metas de descarbonización.

Además, Guzmán explica: «El PRODESEN reveló las deficiencias en el desarrollo de la Red Nacional de Transmisión y Distribución, en donde, se había definido la necesidad de desarrollar aproximadamente 318 proyectos para estos dos sectores –los cuales hay que recordar son competencia única del sector público, es decir de la CFE,– y de esos 318 únicamente se han construido 30 para 2023″. 

Para el experto, este fenómeno ha generado “cuellos de botella” en 3 principales regiones del país, en donde la reserva operativa de energía se ve limitada. Estas regiones son el: Noroeste (principalmente estados como Sonora y Chihuahua), la península de Yucatán (principalmente estados como Yucatán y Tabasco) y finalmente, la región de Baja California tanto Norte como Sur.

Cabe destacar que ninguna de estas zonas forman parte del Sistema Interconectado Nacional (SIN), por lo que tienen aún más limitaciones en cuanto a su disponibilidad de electricidad.

Si bien el presidente Andrés Manuel López Obrador en la mañanera del lunes pasado descartó que se puedan producir apagones, Guzmán advierte que «ya se ha reportado este tipo de eventos en estas regiones y son muy factibles que puedan continuar presentándose».

3. La cancelación del Horario de Verano y sus verdaderas consecuencias sociales.

Históricamente la razón de la creación del Horario de Verano había sido la de aprovechar más la luz del sol para utilizar menos la energía eléctrica en los hogares y edificios de trabajo. Dicho programa fue creado por el ex-presidente Ernesto Zedillo Ponce de León, uno de los principales detractores de las medidas de política económica emprendidas por el actual gobierno.

Por estos motivos, de acuerdo a Guzmán, bajo «una evaluación más de percepción social que técnico-económica» AMLO argumentó que no se han producido los ahorros en energía que se prometieron cuando entró en vigor en 1996.

«Las estimaciones de ahorro de electricidad reportadas por el Horario de Verano oscilaban entre el 1 y 3% anual y su variación dependía de la región del país –ya que la demanda de energía eléctrica no es homogénea– por lo que su efectividad era mayor en algunas regiones del país, pero en lo general, cumplía su propósito de mejorar la gestión de la demanda energética durante esa época del año», explica.

«Bajo la situación actual de estrés del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) por el incremento en la demanda y teniendo en cuenta que la temporada de verano apenas comienza y con ello, se suma un incremento adicional en la demanda de entre un 8-5%, la aportación que el Horario de Verano hubiera representado una ayuda importante para mejorar las condiciones alarmantes en las cuales se encuentra el sector energético nacional», añade.

En tanto a las consecuencias sociales, el especialista explica: “Si empieza a haber apagones las zonas que se van a priorizar para revertir la situación son las zonas urbanas o turísticas, y se van a desanter las zonas más alejadas de la urbe donde viven la población más vulnerable. Estas son cuestiones que nunca se visualizaron cuando el actual gobierno diseñó la política energética actual».

La entrada Ethos advierte tres aspectos claves que explican la crisis energética en México se publicó primero en Energía Estratégica.

La agrovoltaica está creciendo a pasos agigantados en México principalmente por su potencial para aprovechar de manera más eficiente el suelo y promover la sostenibilidad en el sector agrícola. Inclusive, comunidades originarias en regiones como Sonora están empezando a implementar estos sistemas para producir sus propias hortalizas.

Bajo esta premisa, el Instituto de Energías Renovables (IER – UNAM) en colaboración con Solarever, empresa mexicana líder en la fabricación de productos solares, desarrolló un sistema agrovoltaico único en su tipo que permite dosificar la radiación solar que reciben los cultivos para que puedan desarrollarse de manera plena y saludable.

Se trata de la instalación de sistemas solares convencionales sobre estructuras elevadas para aprovechar el espacio que queda debajo para cultivar alimentos. Actualmente, en esta práctica se emplean módulos fotovoltaicos tradicionales que, al ser opacos, no permiten el paso de la luz solar, lo que perjudica el crecimiento de los cultivos, disminuyendo la producción hasta en un 30%.

En este sentido, Agrivoltaics, la nueva tendencia de investigación que se está impulsando en el Instituto de Energías Renovables (IER-UNAM), hace un aporte importante para los sectores solar y agrario, al diseñar un Módulo Fotovoltaico (MFV) específico para integrar Sistemas Agrovoltaicos (SAV).

Este, a diferencia de otros paneles, toma la salud del cultivo como prioridad y deja pasar suficiente radiación solar para que los cultivos ubicados debajo del generador fotovoltaico puedan desarrollarse de manera plena.

Según pudo saber Energía Estratégica, el Dr. Aaron Sánchez, responsable técnico del proyecto realizado entre IER-UNAM y Solarever destaca: “En este sistema proponemos emplear un módulo de 144 celdas recortadas y retirar el 50% de ellas de forma escalonada para obtener un panel que asemeja un tablero de ajedrez”.

“Ya hemos comprobado, a través de simulaciones computacionales, que de esta forma la cantidad de radiación que recibe el suelo de cultivo es mucho más abundante y uniforme que la del sistema agrovoltaico convencional, por lo que, es una solución que ayudará a mitigar los efectos negativos en la calidad del cultivo derivados del sombreamiento.”, agrega

Desde sus inicios, Solarever ha reconocido la importancia de apoyar proyectos que impulsen la innovación en el campo de la energía solar, por eso no ha dudado en tomar la iniciativa para transferir tecnología de vanguardia, producir los nuevos módulos y donar los recursos materiales necesarios para que el proyecto agrovoltaico continúe con su etapa de pruebas dentro de las instalaciones del IER – UNAM en Temixco, Morelos.

En tanto, Rosa Trillo, subgerente de proyectos tecnológicos de Solarever, destaca: “Nos enorgullece ser parte de este proyecto en el que aceptamos el desafío de diseñar módulos bajo las especificaciones descritas en el proyecto del IER. Actualmente, este proyecto reporta un nivel 3 de maduración tecnológica, lo que indica que, a la fecha, ya se han llevado a cabo estudios analíticos y estudios en entornos simulados que validan la tecnología”.

“Sin duda, nos alegra saber que nuestro aporte hará posible que el proyecto pase al cuarto nivel de madurez, donde las pruebas se llevarán a cabo ya en entornos reales”, añade.

De esta forma, la compañía fabricó y donó 25 módulos fotovoltaicos tipo tablero con una potencia pico resultante de 200W y suministró los materiales estructurales necesarios para integrar e instalar las bases elevadas que darán soporte al nuevo Sistema Agrovoiltaco. Este tendrá una extensión de 30 m2 e iniciará pruebas durante el mes de junio.

Miguel Guevara Nieto, especialista en sistemas fotovoltaicos del IER de la UNAM fue quien formuló y desarrolló este proyecto de investigación para aspirar al grado de Doctor en Ingeniería.

“Para mí, que vengo de una comunidad de campesinos Xochimilcas, participar con una compañía con años de experiencia como Solarever, representa una oportunidad única para poder vincular esta propuesta académica agrícola-fotovoltaica con la realidad comercial, dándonos la oportunidad de evaluar un sistema agrovoltaico de prueba y obtener datos confiables de funcionamiento, manufactura y venta de tecnología fotovoltaica que no suelen estar disponibles para el público en general, destacó Nieto.

“Tengo fe en que esta colaboración nos ayudará a definir las vías para que la tecnología propuesta realmente represente un beneficio para el sector agroalimentario de mi comunidad agrícola chinampera y de México en general, brindándole al agricultor el acceso a la electricidad sin: disminuir su producción de alimentos, quitarle espacio de cultivo ni interferir con sus actividades agrícolas de rigor”, insiste.

La entrada IER-UNAM y Solarever presentan un nuevo proyecto para aplicar energía agrovoltaica en México se publicó primero en Energía Estratégica.

Concluyó el taller de cierre del proyecto Redes de Aprendizaje (RdA) en Sistemas de Gestión de  Energía en empresas del sector industrial del Ecuador, organizado por los Ministerios de Energía y  Minas, de Ambiente, Agua y Transición Ecológica, Cooperación Alemana para el Desarrollo (GIZ), la  Unión Europea y Ergon Plus, mismo que se ejecutó en el marco del Programa Euroclima+ y contó con  la participación de 15 empresas ecuatorianas. 

El acto de clausura se desarrolló este 23 de junio en Quito y contó con la presencia del Viceministro  de Electricidad y Energía Renovable, Marcelo Jaramillo, representantes de la Unión Europea en  Ecuador, funcionarios de la Embajada de la República Federal de Alemania y los equipos técnicos que  participaron en la coordinación y ejecución del proyecto. 

La iniciativa tuvo entre sus objetivos: implementar Sistemas de Gestión de Energía con base a la ISO  50001 en las organizaciones participantes, promover la adopción de una cultura de eficiencia  energética en la industria para mejorar su desempeño energético y minimizar impactos ambientales  dentro de los procesos productivos. 

Como parte del proceso de la RdA se llevaron a cabo ocho talleres de implementación y cuatro  webinarios, mismos que fueron diseñados para atender las necesidades específicas de la red. En el  marco de los talleres se realizaron exposiciones técnicas y actividades grupales que permitieron aplicar  lo aprendido e intercambiar experiencias entre los participantes, así como también, fortalecer sus  conocimientos sobre la ISO 50001. 

En total se identificaron 77 medidas de mejora del desempeño energético, 43 en energía eléctrica y 34  en energía térmica. Actualmente las industrias están ejecutando sus planes de acción. 

Durante su intervención el Viceministro de Electricidad y Energía Renovable Marcelo Jaramillo, indicó:  “Con base en la experiencia obtenida durante el desarrollo del proyecto, esperamos que sus empresas  se conviertan en voceros de los beneficios de la aplicación de la gestión de energía, con el fin de que  más industrias y prestadores de servicio se sientan motivados a la adopción de estos principios y  buenas prácticas que conlleven a una cultura de eficiencia energética” 

Con la aplicación de los planes de acción que surgieron en el proceso de RdA, el objetivo es alcanzar  a diciembre de 2024 una reducción de: 6.817.201 KWh / año de energía eléctrica, 88.442 GJ/año de  energía térmica, lo que representa un ahorro económico de 2.267.931 USD/año y 7.086 tCO2/año de  emisiones de gases de efecto invernadero evitadas. 

Las ramas industriales que participaron dentro del proyecto de RdA se enmarcan en los sectores de  alimentos y bebidas, metalmecánica, plástico, automotriz, industria cementera, manufactura y  fabricación de baterías, papelera, servicio de bombeo de agua así como de petróleo y gas, mismas  que arrancaron su capacitación en el mes de julio de 2022. 

Con la aplicación del proceso de RdA, Ecuador ratifica su compromiso de apoyar el combate al cambio  climático por medio de la implementación de sus Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC,  por sus siglas en inglés), lo que implica la ejecución de diversas acciones dirigidas a la reducción de  emisiones de gases de efecto invernadero y que están alineadas a las políticas nacionales y sectoriales  relacionadas con eficiencia energética y mitigación del cambio climático. 

El Ministerio de Energía y Minas trabaja permanentemente en cumplir con las metas del Plan Nacional  de Eficiencia Energética y en fomentar la optimización del consumo energético en todos los sectores  productivos, dando cumplimiento de esta manera a la política pública desarrollada para el efecto.

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El proceso de descarbonización de la economía es uno de los más grandes desafíos impuestos últimamente a nivel mundial por la agenda de prevención del cambio climático. En este sentido, la generación de hidrógeno verde puede acelerar la transición energética permitiendo almacenar y transportar a largas distancias energía limpia.

Para avanzar hacia este objetivo, en 2017 se formó el Hydrogen Council, iniciativa mundial liderada por directores generales de 132 empresas líderes en energía, transporte, industria e inversión con una visión unida y a largo plazo para desarrollar la economía del hidrógeno, del cual Black & Veatch es miembro desde 2021.

El organismo publicó recientemente un último reporte titulado “Hydrogen Insights 2022”, desarrollado en colaboración con McKinsey, donde expertos analizaron la actual situación del hidrógeno a nivel mundial y sus desafíos, concluyendo que para alcanzar las cero emisiones mundiales al 2050 se requiere una inversión aproximada de USD 700 mil millones en hidrógeno para 2030, sin embargo hoy sólo el 3% de este capital está comprometido.

Otra de las conclusiones a las que llegó el grupo de expertos es que los gobiernos regionales e industrias deben impulsar hojas de ruta estratégicas que permitan establecer los pasos a seguir para hacer realidad este objetivo. Las aplicaciones más importantes a corto y mediano plazo de la descarbonización basadas en hidrógeno son:

Almacenamiento de energía, donde el hidrógeno va a ser una de las principales opciones para almacenar energía renovable.
Movilidad, ya que funciona como combustible directo en automóviles y autobuses con celdas de combustible
La transición de hidrógeno limpio mediante electrólisis o captura de carbono para uso industrial, como la industria cementera, de producción de amonio verde o producción de combustibles sintéticos para la aviación o navegación
La mezcla de hidrógeno en redes de gas natural existentes para la producción de energía y calor, que será la última tecnología en entrar dentro de los usos del hidrógeno del futuro cercano.

Ante este diagnóstico, el establecimiento de Hojas de Ruta hacia la descarbonización de procesos en el sector privado será la clave del éxito para una transición efectiva y que reditúe en beneficios para las empresas y sociedades. Es importante priorizar las tecnologías a implementar en función del costo, riesgo, disponibilidad y oportunidades de escalar para alcanzar los objetivos de eficiencia energética, que es desde donde Black & Veatch busca contribuir con know how global en la industria, apoyando a los actores públicos y privados de la industria a establecer planes congruentes con sus propias necesidades.

Los roadmaps estratégicos y multidimensionales deben identificar lo que es posible y rentable en el corto y mediano plazo, considerando también el costo de oportunidad de no implementar las actualizaciones tecnológicas que están desarrollándose en la economía mundial. Desde el lado gubernamental, uno de los factores más importantes en los próximos años será facilitar el comercio mundial de hidrógeno, desde iniciativas multilaterales.

En el corto y mediano plazo se espera que la generación a través de estas tecnologías siga teniendo avances importantes, donde el hidrógeno será una de las principales opciones para almacenar energía renovable. Además, en los próximos cinco o seis años será factible el uso del hidrógeno y amoniaco en plantas de energía convencional para aumentar la flexibilidad del sistema de energía, lo cual puede ser especialmente relevante para contribuir a la seguridad del suministro de energía, en un contexto en el que la red eléctrica tradicional está siendo rebasada en algunos países.

Es importante mencionar que existe un reto importante en el transporte del hidrógeno, por lo que se están explorando soluciones de transporte en forma de amoniaco o bien la mezcla de hidrógeno en redes de gas natural existentes.

La transición hacia el ‘hidrógeno limpio’ mediante electrólisis o captura de carbono para uso industrial sigue avanzando, un rubro en el que Black & Veatch ha dedicado esfuerzos en experiencias internacionales relevantes en los últimos años. De hecho, actualmente estamos desarrollando en la modalidad de EPC tres proyectos de producción de hidrógeno verde, entre ellos, uno de los centros de hidrógeno más grandes del mundo en Delta, Utah, USA (ACES-Advanced Clean Energy Storage). Este hub de hidrógeno convertirá diariamente aproximadamente 220 MW de energía renovable en 100 toneladas de hidrógeno verde, el cual será almacenado en dos cavernas de sal, almacenando hasta 300 GWh.

Por ahora, hay 3 formas que pudieran parecer más viables en el contexto mexicano   para ir reduciendo las emisiones de carbono a través del uso del hidrógeno: generación de energía de hidrógeno verde en instalaciones de gas; el combustible del hidrógeno para transporte pesado y de uso comercial (donde hay avances importantes en programas pilotos de la minería); y el uso del amoniaco verde como medio de transporte del hidrógeno y para la producción de energía y otras sustancias químicas más ecológicas.

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La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, visitó el Centro de Innovación y Tecnología (ICP), de Ecopetrol, ubicado en Piedecuesta, Santander, el más importante de Colombia y Latinoamérica para el sector energético.

La jefe de la cartera conoció de primera mano las capacidades tecnológicas y científicas que se volverán un aliado fundamental para el Gobierno del Cambio en su esfuerzo por avanzar hacia la transición energética y la generación de energías limpias.

“Entre los proyectos que conocimos, las líneas de investigación responden al compromiso de consolidar una matriz energética más diversificada de nuestra economía. Se están trabajando en iniciativas asociadas a temas estratégicos como transición energética y descarbonización, sostenibilidad y economía circular, gestión del agua y soluciones del cambio climático”, señaló la ministra desde Santander.

Y agregó que “el ICP también se podrá convertir en el epicentro de la innovación abierta para consolidar las comunidades energéticas, porque desde acá se están trabajando con universidades, comunidades, centros de investigación y empresas para madurar nuevas ideas y convertirlas en soluciones tecnológicas tanto para el sector energético como para los mismos territorios”.

El vicepresidente de Ciencia, Tecnología e Innovación de Ecopetrol, Ernesto José Gutiérrez de Piñeres, manifestó la importancia de estrechar alianzas con el Gobierno Nacional para seguir fortaleciendo las capacidades científicas y tecnológicas de la compañía, que permitan afrontar los retos del sector y el país.

“Logramos un entendimiento de necesidades para seguir aportando al Gobierno Nacional y a los planes de desarrollo desde las capacidades tecnológicas del ICP y su talento humano. Tenemos conocimiento, capacidades de innovación, generación de empleabilidad y soluciones apalancadas en la tecnología, que le apuntan a los objetivos de avanzar hacia una transición energética justa”, aseguró Piñeres.

Desde el Gobierno del Cambio se da prioridad a esta transferencia de conocimiento, ya que es vital para consolidar la generación de energías limpias provenientes del sol y el viento.

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Accion Group, coordinador independiente (CI) de la segunda y tercera edición de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energía en Puerto Rico, actualizó la plataforma de su última convocatoria. 

Allí, es posible consultar el borrador de los pliegos de la “RFP Tranche 3” y los modelos de contratos vinculados al: Acuerdo de Compra y Operación de Energía (PPOA), Acuerdo de Servicios de Almacenamiento de Energía (ESSA) y al Acuerdo de Servicios de Red (GSA).  

Existen muchas expectativas sobre esta tercera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP). De hecho, una de las novedades es que se duplicó el alcance del suministro de esta RFP. 

Ahora, a través del «RFP tranche 3» se tiene la intención de adquirir 1000 MW de capacidad de Recursos de Energía Renovable y 500 MW (2,000 MWh) de capacidad de Recursos de Almacenamiento de Energía con una duración efectiva de dos a seis horas, así como todos sus créditos ambientales asociados en los términos y condiciones establecidos en los contratos.

Al respecto, se aclara que el CI aceptará propuestas para la totalidad de los requerimientos o una parte de dicha capacidad que sea superior a los 10 MW en el caso de los proyectos de generación utility scale, en tanto que los VPP deben tener una capacidad agregada mínima de 1 MW durante dos a seis horas y los recursos de almacenamiento de energía nominalmente deberán proporcionar energía de descarga de no más de un 1 ciclo por día durante los períodos pico vespertinos de la AEE, que normalmente se extienden desde las 4 pm hasta las 10 pm, pero también pueden proporcionar capacidad de servicio auxiliar, como respuesta de frecuencia, capacidad de regulación o reservas.

Sobre duración del suministro y contratos se indica además que los proponentes podrán proponer duraciones de suministro entre veinte a veinticinco años, con excepción de los VPP cuya duración de suministro deberá ser de tres a cinco años.

Se insta a todas las partes interesadas a consultar los pliegos y contratos “proforma” que ya están disponibles para revisión y a utilizar la función Comentarios en la barra de herramientas de la plataforma del tranche 3 para cargar los cambios propuestos.

El interés existe y se ve expresado en las 37 preguntas respondidas por el CI, siendo este mes el que más publicaciones registra tanto del lado del coordinador como de stakeholders atentos a esta licitación. 

La fecha límite para comentarios es el mediodía del miércoles 28 de junio. Una vez finalizados los contratos, Accion Group aclara que los términos no serán negociables ya que privilegiarán mantener los mismos términos para todos los desarrolladores.

Para obtener más claridad sobre el proceso, todos los interesados podrán acceder a una sesión informativa este viernes 23 de junio a las 11:00 AM EST que será liderada por parte del equipo de Accion Group y Luma Energy para responder a particularidades y generalidades de esta convocatoria.   

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Los precios de todas las ofertas presentadas en la licitación RenMDI fueron anunciados días atrás y allí la diversidad de las propuestas se hizo evidente, ya sea por diferencias significativas entre las mismas tecnologías o porque algunos valores alcanzaron el límite adjudicable. 

Con un promedio de USD 106,738 por megavatio hora (MWh) entre todas las fuentes de generación (incluyendo los proyectos con almacenamiento de energía), las 65 empresas participantes aguardan la adjudicación final. 

Bajo ese contexto, el ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Paulo Farina, conversó con Energía Estratégica y analizó las ofertas económicas de los 201 proyectos que suman 2.069,94 MW de capacidad y que compiten por los 620 MW asignables. 

“Son precios caros para el mercado eléctrico mayorista, pero si cumplen la función de ahorrar el uso del sistema de transporte y redes, se lo debe comparar con otros valores más elevados”, apuntó. 

“Por ende, no son terriblemente malos precios, pero esperaba montos por debajo de los USD 70 MWh. Aunque estos valores están en licitaciones que uno ve de distribuida de Europa y se puede especular con la incertidumbre existente para importar equipamiento y el costo financiero en Argentina”, agregó. 

Y cabe recordar que, de acuerdo a un relevamiento de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), el promedio que se tomó para aquellas centrales de generación ingresadas en 2022 fue de aproximadamente USD 50 MWh. 

Incluso, en la región de Latinoamérica se vieron precios récord hace menos de dos años, siendo el de Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA el más emblemático, por USD 13,32 MWh durante la Licitación de Suministro 2021/01 de Chile. 

Por el lado del almacenamiento de energía, Farina consideró que los USD 30 MWh de diferencia existente entre los valores que manejan a nivel internacional (hubo variaciones entre USD 80,757 MWh hasta USD 135 MWh) no le parece caro como primera experiencia, pero sí reconoció que “normalmente el diferencial es más barato”. 

“Debemos compararlo con expandir el transporte, que es más caro que esa diferencia de USD 30 MWh, por lo que tomo como algo auspicioso y esperaría que se adjudique algo de los proyectos de storage”, afirmó. 

¿Cómo sigue el proceso? CAMMESA dispondrá de aproximadamente 15 días más para realizar la adjudicación oficial; en tanto que la firma de los contratos de compra-venta de energía (PPA) se ha programado entre el 11 de julio y el 2 de noviembre de este mismo año.

Pero bajo la mirada del ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, “no son precios que a ojos cerrados se deberían adjudicar”, sino que se debería comparar con el ahorro que se benefician las distribuidoras por reemplazar generación forzada con energías renovables y almacenamiento. 

“Hace falta incorporar potencia, no está mal adjudicar algo, pero no asignaría más de lo disponible en la licitación, sino que esperaría para volver a hacer una convocatoria corta y que peleen los proyectos que quedaron fuera por mejorar precio, pero es una decisión que sólo CAMMESA en el tema técnico tiene claro qué hacer para ahorrar otros costos”, aclaró. 

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De acuerdo a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), el segundo semestre del 2022 registró niveles récord en generación distribuida de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares, tanto a nivel residencial como comercial e industrial.

No obstante, especialistas afirman que estas cifras aún pueden crecer mucho más a nivel industrial, considerando la cantidad de pequeñas y medianas empresas que existen en el país que aún no han optado por estos sistemas fotovoltaicos de energías renovables.

En conversaciones con Energía Estratégica, Rodolfo Alanis, desarrollador de proyectos renovables destaca el potencial que tiene este segmento para seguir creciendo en la región.

 “Si bien en los últimos 10 años, la generación distribuida ha dado un salto importante en México, todavía falta alrededor de 92% por desarrollar. Solo el 8% de las industrias en México cuentan con paneles solares y tecnologías renovables in situ”, explica.

“Hay una gran oportunidad en proyectos de generación distribuida para el sector industrial. Estamos hablando de casi 400 mil entes activos que están bajo una tarifa horaria industrial donde pueden hacer uso de este tipo de energía y ahorrar de manera significativa dinero mensual”, agrega.

Según el experto, muchos clientes y usuarios finales podrían generar ahorros de manera inmediata que les podría redituar en periodos de 3.5 a 7 años, con vidas útiles de 20 a 25 años. 

Por ello, es importante impulsar la generación distribuida en todas las ramas del sector industrial desde la industria automotriz y metalúrgica, hasta la gastronomía y hotelería. 

Estos sistemas no solo sirven para ahorrar en costos sino también, para tener una seguridad en el suministro energético de las instalaciones.

“Cada vez más se está viendo ese impulso para las energías renovables en el ámbito de integrar nuevas tecnologías como la inteligencia artificial, almacenamiento de energía y soluciones de eficiencia energética”, insiste.

Por el impulso de estas tendencias tecnológicas, el especialista sugiere cambios en el marco regulatorio para impulsar la actividad: “La regulación de generación distribuida no permite instalar en México más de 500kW pero se está buscando para que se aumente a 1 MW, lo cual potenciará fuertemente esta industria”.

“Esto se tendría que dar en los próximos meses para poder aprovechar todas las inversiones que se están dando en México”, concluye.

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Javier Milei, precandidato a presidente por La Libertad Avanza presentó a su asesor energético, Eduardo Rodríguez Chirillo, y sus propuestas de gobierno para el sector, en el marco de su política económica en caso de ser electo a partir del 10 de diciembre próximo.

Allí, el actual diputado acentuó la necesidad de introducir reglas “claras y estables” para el funcionamiento de los mercados, en pos de otorgar las señales adecuadas para la inversión a riesgo y lograr un “régimen común de ejecución de infraestructura energética”. 

«Se busca que el sector opere en el mercado competitivo, que la multiplicidad de actores esté en la oferta y la demanda», señalaron Milei y Rodríguez Chirillo durante un encuentro del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales.

¿Qué se abordó sobre transición energética? La presentación hizo foco en la potencialidad del gas natural y las divisas que pudieran entrar al país, aunque sin tanta importancia sobre el rol que podrían tomar las energías renovables.

«No hay que copiar el mecanismo europeo. Tenemos la posibilidad de complementar renovables con gas natural y tenemos que cumplir con las Contribuciones Nacionales Determinadas», aseguró el asesor en Energía de Milei.

Sin embargo, se hizo hincapié en la importancia de resolver el cuello de botella dado en las redes de transmisión y los desafíos para la introducción de tecnología y digitalización en el sistema de distribución, principalmente a partir de un mayor auge de la generación distribuida y la electromovilidad.

Por lo que, entre los cambios previstos, se plantea establecer un régimen común de obras de infraestructura energética, donde la iniciativa privada le sugiera al estado un proyecto de una infraestructura determinada para que el estado lo declare de interés público y luego se licite.

«Existe el  Plan Federal de Transporte Eléctrico III bien elaborado, pero no se ejecuta o el Estado no puede hacerlo. Por ende, las redes se encuentran al límite y no se consiguió que las ampliaciones fluyan como deberían», apuntó Eduardo Rodríguez Chirillo.

«El sistema que proponemos es viable e incluso hay otros esquemas como financiación por parte de China o de agencias multilaterales de crédito. Pero el nudo es el tema central, destrabar para que comience a fluir de una manera más eficiente», manifestó.

Cabe recordar que, recientemente la Secretaría de Energía de la Nación aprobó una serie de expansiones del sistema de transporte y modernización de cientos de estaciones transformadoras (Resolución SE 507/2023).

Y a ello se debe agregar que la Subsecretaría de Energía Eléctrica prepara una convocatoria para presentar manifestaciones de interés (MDI) para gestionar y financiar ampliaciones de redes de transmisión de energía eléctrica en alta tensión, similar al llamado para renovables y almacenamiento realizado en 2022 que luego derivó en la licitación RenMDI.

Medidas en generación eléctrica urgentes
La propuesta de La Libertad Avanza también incluye que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) vuelva a “su rol original de operador del sistema” y que no compre más el combustible requerido para todos los generadores sino que éstos lo adquieran por motus propia. 

“También se necesita resolver el pago al MEM del abastecimiento que requieren las distribuidoras, ya que los mecanismos alcanzados hasta ahora no son viables en materia de jurisdicción federal. Sumado a que ENARSA podría actuar como comprador del abastecimiento para consumidores finales (e incluso podría contar con su propia electricidad)”, amplió Rodríguez Chirillo. 

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Brasil ya mira a la producción de hidrógeno verde a partir de diversas fuentes de generación, no sólo por la solar y eólica, que ocupan el segundo y tercer lugar en la matriz eléctrica con 14,3% y 12% respectivamente, sino también mediante las bioenergías (7,8%). 

Tal es así que la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil lanzó un estudio en el que determina el potencial técnico del hidrógeno y urea mediante biogás de residuos agrícolas, agroindustriales y sólidos y efluentes urbanos, con un horizonte hacia los próximos diez años. 

“Para un país que es un gran productor de alimentos, pero dependiente de las importaciones de fertilizantes, la producción de fertilizantes nitrogenados es una oportunidad estratégica para el desarrollo de la cadena del hidrógeno. También en el transporte y el sistema eléctrico, el hidrógeno puede jugar un papel importante”, destaca la hoja informativa. 

Puntualmente, ya existen plantas de digestión anaerobia en operación en el país, y su potencial asciende de 5,7 Mt H2, en 2021 a 5,9 Mt H2 en 2031, para aquellos casos donde los residuos se concentren en un sólo lugar o que los productos a utilizar se manejen en confinamiento o semi-confinamiento y, por ende, la obtención del biogás se vuelva «relativamente simple». 

“Ello determina que el potencial técnico del hidrógeno residual de la biomasa hacia el 2030 corresponde al 23% del consumo mundial; mientras que para la urea agrícola es superior a 30 veces la demanda en Brasil.”, detalla el documento. 

Asimismo, el biogás residual local podría superar los 80 Mtep y los 97 mil millones de Nm³/a, de acuerdo a estudios complementarios que ya publicó la propia EPE. Hecho que podría captar un mayor volumen de proyectos de dicha índole. 

Aunque se aclara que la decisión de invertir en este recurso energético dependerá de la escala del proyecto y las condiciones del mercado, además de aquellas políticas públicas que se implementen con el fin de eliminar las barreras actuales.

Cabe recordar que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica del país adjudicó cuatro centrales termoeléctricas a biomasa y una de residuos sólidos urbanos, por más de 475 MW de potencia, durante las Subastas de Energía Nueva realizadas el año pasado. 

En la LEN A-4 ganaron los proyectos denominados Suzano RRP1 (384 MW) e Iripanga Bioenergía Mococa (25 MW) a un precio promedio de R$ 314,82 MWh (aproximadamente USD 65,95 MWh a tipo de cambio oficial).

Mientras que en la LEN A-5 los hicieron los emprendimientos de biomasa Lasa Lago Azul (21,7 MW) y Nardini Agroindustrial (25 MW), ambos a partir de bagazo de caña de azúcar, a valor medio de R$ 211,65 MWh (USD 44,34 MWh), y la RSU Barueri (20 MW) a R$ 603,5 MWh (USD 126,40 MWh). 

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Para satisfacer la demanda interna, Argentina debe importar combustibles desde diferentes mercados, y en este contexto, la apuesta por las energías renovables resulta ampliamente beneficiosa para disminuir la necesidad de divisas del país. La generación renovable eólica reduce de manera directa la dependencia y el consumo del gas, el GNL y combustibles líquidos importados.

Durante 2023, según la CEA, la generación producida por el viento generará un ahorro en divisas por 1.838 millones de dólares, menores costos fiscales en subsidios por 896 millones de dólares y una reducción del costo de generación de 6,1 dólares por MWh.

Estos números se basan en la generación eólica estimada para este año y su costo promedio, en comparación con el precio actual de los combustibles fósiles y las necesidades de consumo del sistema. Este estudio se lleva a cabo por tercer año consecutivo.

“La generación de energía eólica demuestra una vez más que no sólo es clave para cumplir con los objetivos de reducción de emisiones de carbono asumidos por Argentina a nivel internacional, para acompañar la descarbonización de la industria y promover la lucha contra el cambio climático, sino que también se transforma en un actor clave para reducir la dependencia externa de energía y para generar un ahorro concreto de divisas” afirmó Bernardo Andrews, Presidente de la CEA.

Es así, que entre 2016 y 2023, gracias al desplazamiento del consumo de combustibles fósiles por la mayor oferta eólica, el ahorro de divisas para nuestro país supera los 7.000 millones de dólares. Ya que este mismo estudio estimó que la generación eólica permitió evitar pagos al exterior por 3.250 millones en 2022, 800 millones en 2021 y 1.300 millones entre 2016 y 2020.

Acerca de CEA

La Cámara Eólica Argentina (CEA) agrupa a los principales generadores, tecnólogos y proveedores de la industria eólica del país. Nació con el fin de favorecer el desarrollo y potenciación del sector eólico argentino.

A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, la CEA busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía eólica. Las empresas asociadas a la CEA son responsables del 80% de la generación eólica del país.

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Como Asociación de Generadoras de Chile estamos muy contentos de anunciar que a partir de hoy Repsol se suma como empresa asociada. Repsol es una compañía energética líder a nivel global que orienta su estrategia a garantizar la sostenibilidad y avanzar hacia un futuro de bajas emisiones y de descarbonización de la economía.

Repsol es una multinacional energética española, con sede social en Madrid, que fue fundada en octubre de 1987. En Chile, Repsol tiene una capacidad instalada atribuible de energías renovables de 217 MW que corresponden a 179 MW de energía eólica, distribuidos en las Centrales Cabo Leones III y Parque Eólico Atacama, y 38,4MW de energía solar en Proyecto Fotovoltaico Elena.

“La asociación de Repsol con Generadoras de Chile refuerza nuestro compromiso compartido de impulsar el bienestar presente y futuro de Chile a través de la promoción de una generación y uso confiable y sostenible de energía. Juntos, buscaremos contribuir activamente a la estrategia de transición energética del país, fomentando iniciativas de descarbonización responsable y la adopción de energía renovable”, señaló el presidente ejecutivo de Generadoras de Chile Claudio Seebach.

“Nuestra incorporación a Generadoras de Chile refrenda nuestra apuesta por un país en el que queremos ser un actor protagonista en su transición energética ya que presenta un mercado estable, con un presente consolidado en el sector de las renovables y en el que se prevé un destacado crecimiento gracias a la existencia de amplias zonas con abundante recurso de sol y viento”, indicó Pablo Gómez-Acebo, Country Manager de Repsol Chile.

Con la incorporación de Repsol a Generadoras de Chile, el gremio suma 16 empresas asociadas.

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Portavoces de bancos multilaterales y administradores de fondos de inversión participaron del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, realizado en República Dominicana y destacaron las oportunidades que ofrece la región en cuanto a proyectos renovables. 

En este marco, Angie Salom, Manager Energy LAC de FMO (Netherlands Development Finance Company), dialogó con Energía Estratégica sobre cómo viene trabajando el banco de desarrollo holandés para financiar proyectos privados de largo plazo en Latinoamérica y cuáles son los países más atractivos para invertir.

“Dentro del área de energías renovables, en FMO tenemos un portafolio de aproximadamente 600 millones de dólares en proyectos solares, eólicos y energía hídrica en Latinoamérica y el Caribe”, reveló.

“Estamos interesados en financiar el amplio espectro de tecnologías del sector tanto a nivel utility como en generación distribuida. Inclusive, estamos apoyando el desarrollo de redes de transmisión y distribución que son necesarias para apoyar el crecimiento de nuevas tecnologías de la matriz de generación”, agregó

En proyectos a nivel utility scale, Salom explicó que acompañan los PPAs de largo plazo que son periodos mayores a 15 años. En términos de deuda y equity, este rondaría entre el 60 y el 80%, dependiendo de las especificaciones del proyecto.

Países más atractivos

Si bien la ejecutiva destacó que FMO está abierto a apoyar el desarrollo de energías renovables en toda Latinoamérica, crece el apetito en determinados países por sus condiciones regulatorias.

“Los países como República Dominicana, Ecuador y Guatemala donde se están dando procesos de subastas de PPAs, apoyos gubernamentales y donde existe un marco regulatorio clave para el desarrollo de nuevas tecnologías es donde estamos viendo mayores oportunidades”, afirmó.

El propósito de FMO

Según Salom, están avanzando en project finance: hacen financiamiento corporativo con empresas muy consolidadas del sector y balancean lo que ofrece la banca comercial en el mediano plazo.

“Como banca de desarrollo nuestro enfoque es ver cómo podemos llevar nuevas tecnologías a un punto donde sean financiables por la banca comercial tradicional también. Eso lo hemos visto en el sector solar y eólico cuando empezamos a financiar tecnologías que antes eran riesgosas”, aseveró.

“Hoy estamos agregando valor desde el punto de vista de la experiencia que tenemos en el sector y porque sabemos hacia dónde va. Por ello, estamos siguiendo muy de cerca cada uno de sus desarrollos”, afirmó.

De esta forma, reveló el gran interés de la compañía en financiar proyectos del hidrógeno verde porque abriría las puertas para explotar el recurso solar y eólico que tienen los países latinoamericanos y se podría exportar a todo el mundo. 

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ACCIONA Energía, empresa con operaciones en 16 países y actividades de desarrollo en más de 30 mercados, supera los 11,2 GW instalados. República Dominicana no es la excepción. 

La multinacional española acumula grandes hitos en el mercado dominicano desde hace más de diez años a través de distintas unidades de negocios y filiales como ACCIONA Agua o ACCIONA Airport Services, pero no fue hasta el 2022 que confirmó participación en sus primeros activos renovables mediante ACCIONA Energía. 

Tal es el caso de los parques fotovoltaicos Solar Calabaza I de 58.16 MWp y Cotoperí I, II y III de 54.20 MWp cada uno, que suman 220,76 MWp.

“Hace dos años nosotros no teníamos presencia en energía en República Dominicana, hoy es una realidad y es uno de los países más importantes en nuestra expansión regional”, consideró Luzoraida “Lucy” Peralta, directora de Desarrollo de Negocios para México y Centroamérica de ACCIONA Energía, durante su participación en el evento “Integración de las energías limpias para un futuro sostenible” de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA).

A propósito de que República Dominicana será anfitrión en la reunión ministerial del ECPA a celebrarse en Punta Cana el próximo año, Lucy Peralta resaltó que en este mercado se han producido cambios positivos en materia de transparencia, eficiencia en los procesos de permisos y apertura a nuevos jugadores en el sector eléctrico. 

“Hoy República Dominicana puede ostentar -en el sentido humilde de la palabra- que ha conseguido atraer gran inversión en fuentes renovables a través de buenas prácticas”, declaró. 

Y agregó: “Para nosotros como inversionistas es importante promover que los países, que los gobiernos, tengan un claro objetivo de reducción de emisiones y que a partir de eso puedan establecer y gestionar sus políticas energéticas. Algunos países incluso hablan de objetivos de neutralidad de emisiones, lo cual es todavía más atractivo para nosotros. También es importante que los gobiernos apoyen estos objetivos con proyectos -ya sean públicos o privados- y que ese apoyo sea sólido. Y es importante además que la normativa sea clara y que se adapte de manera transparente a los constantes cambios que están teniendo estas matrices”. 

En tal sentido, se refirió a la importancia de incentivar la diversificación con energías renovables, la promoción de la integración regional e innovación tecnológica para la descarbonización. 

«En ACCIONA Energía somos defensores de que la mayor penetración de renovables genera competitividad porque creemos firmemente en que hoy en día el menor precio de energía es el que se obtiene a partir de renovables», aseguró.   

Y más allá de ser prorenovables, reconoció que desde la empresa ven con «buenos ojos» fomentar la discusión en torno a la integración energética regional, sobre todo para que los países puedan optimizar en tiempos y costos el proceso de transición energética.

Ahora bien, entendiendo que “la interconexión regionales es lo ideal, pero no siempre es posible” la directora de Desarrollo de Negocios para México y Centroamérica de ACCIONA Energía llamó a valorar la cooperación internacional y el intercambio de conocimiento a través de las experiencias locales, los cambios de regulación y buenas prácticas. 

En lo que respecta a avances concretos sobre nuevas soluciones de descarbonización en Centroamérica y el Caribe, hizo mención al caso de Panamá destacando las estrategias para el impulso de una cadena de valor del hidrógeno verde que podría extenderse a nivel regional. Y, en el caso de República Dominicana destacó la inclusión de almacenamiento en baterías para nuevos proyectos renovables, electrificación del transporte y otras soluciones que acompañan la transición energética.

“Desde el sector privado nosotros podemos colaborar con inversión, investigación y desarrollo de nuevas tecnologías y que esta inversión no sea exclusivamente en países avanzados. Evidentemente la regulación en países avanzados ayuda bastante a fomentar esta inversión en nuevas tecnologías para reducir sobre todo el riesgo de implementación, pero eso no quiere decir que nosotros no estemos explorando este tipo de soluciones, como como almacenamiento o como hidrógeno, en países en vía de desarrollo”, concluyó.

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Mainstream Renewable Power atraviesa una serie de horas complejas en el último tiempo, dado que el pasado fin de semana sufrió un ataque en su parque eólico Caman (148,5 MW de capacidad), ubicado en la Región de Los Ríos y actualmente en etapa de construcción. 

Según informó la empresa un grupo de encapuchados llevó a cabo un atentado en el que quemaron más de 10 camiones y retuvieron al personal presente en el lapso del ataque (posteriormente fueron liberados sin lesiones). 

La Coordinadora de Comunidades en Conflicto Arauco-Malleco (más conocida como Coordinadora Arauco-Malleco o CAM), a través del Órgano de Resistencia Territorial (ORT) Williche Millalikan se adjudicó el sabotaje con motivo de protesta porque “el parque se está construyéndose en territorio williche”.

Y cabe recordar que el año pasado, el PE Caman fue víctima de otro atentado incendiario a uno de los camiones de propiedad de una de las empresas contratistas que prestan servicios al proyecto.

En tanto que, semanas atrás, Mainstream le solicitó al Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) la suspensión temporal del mercado de la central en cuestión, ya que el proyecto aún no entró en operación comercial debido a una serie de factores “inimputables” a la compañía y que “escapan de su esfera de control”. 

Hecho que generó el retraso en la construcción y que la entidad no pueda cumplir con sus obligaciones de pago de las transferencias económicas determinadas por el CEN, resultantes de los balances de los meses de marzo y abril del corriente año. 

PyMEs de Chile aún aguardan por la ley que las proteja de fraudes en la construcción de centrales renovables

Además, desde septiembre de 2022 hasta la fecha, también se registraron tres incidentes contra redes de transmisión eléctrica mediante el uso de explosivos, en las regiones de Biobío y Valparaíso. 

Ante esta seguidilla de actos, distintos gremios del sector energético renovable de Chile se hicieron eco de la situación y levantaron públicamente la voz, condenando el ataque al parque eólico de Mainstream. 

“Vemos con profunda inquietud como estos ataques se vuelven a repetir, poniendo en riesgo el desarrollo y ejecución de proyectos de energía renovables en nuestro país, por lo tanto, hacemos un llamado a las autoridades a tomar acciones urgentes para dar seguridad a estas iniciativas. No podemos permitir que la violencia paralice nuestra industria y la libertad de emprender en Chile”, señalaron desde la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA). 

“Para lograr la meta de descarbonización que nos hemos propuesto como país, es fundamental implementar medidas que ofrezcan la seguridad necesaria para seguir avanzando con proyectos de generación de energías limpias que nos ayuden a alcanzar la carbono neutralidad”, agregaron

Mientras que por el lado de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) remarcaron que “este tipo de violencia inaceptable también representa un ataque directo a la búsqueda colectiva de una matriz energética más limpia, segura y que esté al servicio de todos los ciudadanos.” 

“Queremos hacer un llamado a que, más allá de nuestras legítimas diferencias, trabajemos juntos por generar el clima de paz y entendimiento que debe primar en nuestro país”, complementaron a través de un comunicado. 

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El sistema de transmisión eléctrica en Perú ha experimentado un proceso de expansión y mejora en los últimos años para garantizar una mayor confiabilidad y capacidad de transporte. 

Se han construido nuevas líneas de transmisión y subestaciones, además de llevar a cabo la modernización y ampliación de las instalaciones existentes.

En efecto, este año la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN) informó que prevé adjudicar 28 proyectos de líneas de transmisión eléctrica y subestaciones por un monto cercano a US$ 2,200 millones en el periodo 2023 – 2024, fortaleciendo el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

Se trata del principal organismo encargado de la transmisión de energía eléctrica en Perú que permite la integración de las diferentes fuentes de generación y la distribución eficiente de la energía eléctrica en todo el país.

En lo que va del año, la entidad ya adjudicó dos proyectos eléctricos: Enlace 220 kV Ica – Poroma, ampliaciones y subestaciones asociadas e ITC Enlace 220 kV Cáclic – Jaén Norte, ampliaciones y subestaciones asociadas, con un costo de inversión total de US$ 73 millones. Ambos desarrollos permitirán atender con eficiencia y calidad el continuo aumento de la demanda de energía eléctrica en los departamentos de Ica, Amazonas y Cajamarca.

El siguiente proyecto que se adjudicará, en julio, será la Línea de Transmisión 500 kV Subestación Piura Nueva – Frontera, una iniciativa de US$ 220 millones de inversión estimada que brindará seguridad de suministro de energía para Perú y Ecuador, incrementando la confiabilidad y la capacidad de transporte de electricidad.  El proceso ya cuenta con cuatro postores con gran experiencia en el desarrollo de proyectos eléctricos en la región Latinoamericana.

Para el tercer trimestre de 2023 la entidad tiene previsto adjudicar dos grupos de proyectos que incluyen siete proyectos eléctricos en total.  

En el primer grupo están los proyectos: Enlace 500 kV Huánuco-Tocache-Celendín-Trujillo y Enlace 500 kV Celendín-Piura, que comprenden líneas en 500 kV cuyas longitudes suman aproximadamente 1,044 km y requieren un monto de inversión total estimado de US$ 830 millones.

El segundo grupo está integrado por cinco proyectos por US$ 180 millones de inversión estimada, que conforman Enlace 220 kV Belaunde Terry – Tarapoto Norte; Enlace 500 kV San José –  Yarabamba; Enlace ITC 220 kV Piura Nueva – Colán; ITC SE Lambayeque Norte 220 kV con seccionamiento; y Subestación Piura Este. Estos proyectos permitirán atender la demanda de energía en la zona sur, norte y noreste del país.

De esta forma, en el 2023, PROINVERSIÓN adjudicará 10 proyectos por aproximadamente US$ 1,300 millones, en beneficio de más de 10 millones de peruanos.

En tanto al próximo año, la Agencia de Promoción de la Inversión Privada cuenta con una cartera de 18 proyectos de líneas de transmisión eléctrica y subestaciones, cuyas licitaciones están agrupadas en cuatro procesos, por un monto total cercano a los US$ 900 millones.

Estos son los proyectos que el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) encargó a la agencia en febrero del presente año en el marco del Plan de Transmisión 2023 – 2032.

Entre los proyectos a adjudicarse en 2024 están:

Nueva Subestación “Hub” Poroma (Primera Etapa) y Enlace 500 kV “Hub” Poroma – Colectora, ampliaciones y subestaciones asociadas.
Nueva Subestación “Hub” San José – Primera Etapa y Enlace 220 kV “Hub” San José – Repartición (Arequipa), ampliaciones y subestaciones asociadas (Proyecto ITC).
Nueva SE Marcona II y Enlace 138 kV Marcona II – San Isidro (Bella Unión) – Pampa (Chala), ampliaciones y subestaciones asociadas (Proyecto ITC)
Enlace 500 kV Chilca CTM-Carabayllo, Ampliación de Transformación y Reactor de Núcleo de aire en SE Chilca CTM.
Enlace 220 kV Aguaytía – Pucallpa, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas.
Reconfiguración Enlace 220 kV Chavarría – Santa Rosa – Carapongo, líneas, ampliaciones y subestaciones asociadas.
Enlace 220 kV Planicie – Industriales, ampliación a 3er circuito.
Enlace 138 kV Abancay Nueva – Andahuaylas, ampliaciones y subestaciones asociadas.
Nueva Subestación Muyurina 220 kV, Nueva Subestación Ayacucho, LT 220 kV Muyurina-Ayacucho, ampliaciones y Subestaciones asociadas.
Nueva Subestación Palca 220 kV, LT 220 kV Palca-La Pascana, ampliaciones y Subestaciones asociadas (Arequipa).
Enlace 138 kV San Román – Yocara – Maravilla (Juliaca), ampliaciones y subestaciones asociadas.

La ejecución y puesta en operación de los proyectos que se adjudicarán este año y el próximo permitirá incrementar la confiabilidad y capacidad del sistema eléctrico nacional que hoy cuenta con aproximadamente 30,000 kilómetros de línea de transmisión.

De esa longitud, más de 16,000 kilómetros son redes en alta tensión (destacando 3,500 kilómetros de líneas de 500 kV) necesarias para minimizar las pérdidas de energía eléctrica y llevar energía de bajo costo a las zonas con menor disponibilidad de energía barata en el país.

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En el marco de la VIII edición de la Feria Internacional del Medio Ambiente (FIMA), la ministra de Ambiente y Desarrollo Sostenible (Minambiente), Susana Muhamad González, y el director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), Rodrigo Negrete Montes, presentaron los avances de la estrategia de licenciamiento ambiental para proyectos de energías renovables en Colombia.

Esta iniciativa hace parte del compromiso del sector ambiente para contribuir al cumplimiento de la meta del Gobierno Nacional de alcanzar una generación de 6GW de energía proveniente de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables (FNCER).

Desde el sector ambiente se señalaron una serie de acciones dirigidas a impulsar la transición energética del país e incidir en el aumento de la capacidad de generación de energía a partir de fuentes renovables; para ello, se establecieron cuatro líneas de acción que orientarán la estrategia para aportar a la transición energética en Colombia:

Preparar al sector ambiente para atender el proceso de licenciamiento ambiental de proyectos de generación y transmisión asociados con la transición energética, mediante el diseño de instrumentos previos al licenciamiento ambiental y alistamiento del sector.
Cambios normativos para facilitar y agilizar los procesos de evaluación para proyectos de energías renovables.
Avanzar en la formulación ambiental estratégica -EAE- de carácter territorial que permita definir la base ambiental, los límites ambientales, y el qué, el cómo y el cuándo para el desarrollo de este tipo de proyectos.
Fortalecimiento de capacidades y acciones de coordinación institucional y sectorial.

Desde 2018 a la fecha, la ANLA ha dado trámite a 44 licencias ambientales relacionadas con proyectos de energías renovables, cuyo estado es el siguiente: 34 licencias ambientales otorgadas (6 energía eólica, 16 energía solar y 12 líneas de transmisión), 3 desistimientos, 3 archivados, 4 en trámites de evaluación dentro de los términos legales). La capacidad actual de generación de energías renovables de los proyectos licenciados, es de 4,5 GW.

Según datos de la UPME, para el periodo 2023-2026 entrarán en operación 38 proyectos, cuya licencia ambiental sería tramitada ante la ANLA.

Leer también: «Los retos que espera la Autoridad de Licencias Ambientales ante el mandato de Petro de alcanzar 6 GW de renovables»

Dichos proyectos, tendrán un potencial de generación de 7,3 GW, los cuales representan una oportunidad para lograr el cumplimiento de la meta del Gobierno Nacional de alcanzar una capacidad instalada para la generación de 6 GW.

La ANLA ha demostrado ser una entidad eficiente y oportuna en la respuesta frente a las solicitudes de licencias ambientales, en especial frente a este tipo de proyectos. Igualmente, fortalecerá sus capacidades para hacer frente a los retos que se avecinan.

Desde el sector ambiente, se reitera el compromiso para contribuir con la transición energética justa del país y alcanzar la apuesta del Gobierno Nacional, articulando estrategias y fortaleciendo los equipos técnicos de sus entidades, para garantizar la calidad en la evaluación y seguimiento de los trámites de licenciamiento ambiental, de una manera transparente, oportuna y cercana al territorio.

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Por su alto nivel de radiación solar, Nuevo León se convierte en un estado propicio para la instalación de sistemas de energía solar fotovoltaica tanto a pequeña como gran escala.

Ante la cancelación de subastas de la administración actual, los proyectos de utility scale se vieron frenados, pero se ha dado un gran salto en los últimos años en generación distribuida en dicho estado.

En conversaciones con Energía Estratégica, Eduardo Sánchez, Director General de la Agencia de Energías Renovables del Gobierno del Estado de Nuevo León, explica: “Hay una apuesta muy fuerte en la generación distribuida. Cada vez más empresas pequeñas y medianas están apostando en esos esquemas y por eso hay que promover esta industria”. 

“Con más de 300 MW instalados, somos el segundo estado a nivel nacional con mayor generación. Confiamos que en los próximos años podamos ser el número uno tanto en capacidad instalada como en la cantidad de contratos. Con un crecimiento arriba del 25 o 30% anual seremos en 5 años el número uno a nivel nacional y desplazaremos a Jalisco”, proyecta.

De esta forma, este año se espera un crecimiento de 100 MW de capacidad, apostando en proyectos de abasto aislado para satisfacer la demanda de determinados usuarios.

Desafíos y plan de acción

Para Sánchez, la falta de infraestructura puede ser un obstáculo. Por ello, asegura que ese crecimiento debe ser ordenado y bajo una estrategia integral.

Bajo esta premisa, desde la Agencia han llevado adelante un canal de comunicación con parques industriales y desarrolladores, en donde han definido una estructura con polígonos energéticos en la zona metropolitana. 

Allí, están proyectando la demanda energética que se va a tener en los próximos años derivado del efecto del nearshoring y la llegada de nuevas empresas.

El objetivo es estabilizar la demanda de energía en el corto plazo con el cumplimiento del código de red y la implementación de proyectos de eficiencia energética. 

“Bajo este esquema de polígonos energéticos tenemos mapeados más de 20 zonas o clúster industriales. Así nos acercamos a las empresas dentro de sus parques industriales para que tengan en agenda estas proyecciones de cómo están consumiendo la energía y que oportunidades hay en materia de eficiencia energética para realizar un diagnóstico y proponerles alternativas”, explica.

“Tenemos una meta de 100 proyectos que planeamos incentivar en la industria mediana y grande. Hay una oportunidad muy grande de permear estos desarrollos. También brindamos programas enfocado a micro y pequeñas empresas en financiamiento”, señala . 

Marco regulatorio

Ante la posibilidad de aumentar el límite de capacidad instalada para la generación distribuida a 1 MW, Sánchez afirma: “Aunque podría ser bueno para muchas empresas, hay muchos otros temas que debemos cuidar previo a ello, como ser más eficientes en los procesos de solicitudes para la evaluación de los proyectos y la verificación de los mismos y en la instalación de los medidores”. 

Para el experto si bien se ha trabajado en optimizar los tiempos, los procesos de gestoría han sido un “cuello de botella” porque la demanda de conexión de nuevos proyectos superan la capacidad de quienes realizan esta operación para la instalación de medidores. 

“Ese sería un primer área de oportunidad muy importante. Agilizar y ser más eficientes en esos procesos para poder conectar nuevos proyectos”, agrega.

Además asegura que si bien ampliar la capacidad a un MW o más si puede aumentar el apetito de las empresas, también tiene ciertas implicaciones en el despacho de energía en materia de distribución. 

“Para llegar a eso necesitamos una regulación específica en los sistemas de almacenamiento. Se está trabajando mucho para poder implementar esta regulación. Si se da una solución a esa intermitencia con estos sistemas de almacenamiento podríamos estar cumpliendo el punto”, agrega.

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Vivimos en un mundo en el cual la penetración de las energías renovables en los sistemas eléctricos de los países es cada vez más importante.

Chile no está ajeno a estos cambios, pero toda transición también conlleva desafíos, en especial para aquellas aplicaciones de difícil electrificación o alto consumo energético, en las cuales el uso de combustibles fósiles es hasta hoy lo que ha dictado el desarrollo económico de los países, pero que, sin embargo, sus emisiones han sido el daño colateral que el medio ambiente y el planeta ha debido pagar.

Es aquí donde el uso del hidrógeno renovable como combustible se presenta como unas de las soluciones que dan respuesta a este desafío.

De hecho, el grupo Air Liquide adquirió el compromiso de convertirse, en 2050, en una empresa carbono neutral, y es esta transición energética hacia 2050 en la que el hidrógeno renovable ha cobrado relevancia por el potencial que existe en el territorio nacional para su producción.

Es en este contexto que Air Liquide participa activamente con su expertise, tecnología e innovación en el desarrollo e implementación de proyectos que promueven los usos del hidrógeno renovable para descarbonizar aplicaciones locales de industria y movilidad.

“La reducción de las emisiones, en especial las asociadas al transporte pesado, como camiones de carga de alto tonelaje y en un futuro los camiones mineros, son uno de los desafíos que hemos asumido. Creemos fuertemente que el hidrógeno renovable puede hacer frente a la emergencia del calentamiento global, no sólo en la descarbonización de aplicaciones industriales, sino también, en el de acompañar la transición colectivamente hacia un transporte más limpio y justo¨, afirmó Guido López Albanell, gerente comercial LI & H2E (Large Industries & Hydrogen Energy) de Air Liquide Chile.

SE DESPLIEGAN LAS HIDROLINERAS EN EL MUNDO

A la fecha Air Liquide ha montado y entregado más de 200 unidades de repostaje de hidrógeno (hidrolineras) para movilidad en todo el mundo, destacando países cómo Francia, Japón, Corea del Sur, Alemania, Estados Unidos, China entre muchos otros. Es en este último país donde el 2021 en la ciudad de Daxing, se inauguró la estación con mayor capacidad de hidrógeno del mundo, equipada con tecnología Air Liquide y que puede suministrar casi 5 toneladas de hidrógeno al día.

En Europa para movilidad pesada destacan los siguientes proyectos:

HyAMMED, primera estación de hidrógeno de alta presión (700 bar) para camiones de largo recorrido (hasta 800 kms.) en Europa.
La asociación entre Air Liquide y la Autoridad Portuaria de Rotterdam que busca que 1000 camiones de alto tonelaje -cero emisiones-, impulsados por hidrógeno, circulen en las carreteras que conectan los Países Bajos, Bélgica y el oeste de Alemania.
El reciente anuncio de alianza entre TotalEnergies y Air Liquide para desplegar una red de 100 hidrolineras para camiones de alto tonelaje en Europa de aquí a 2030.

“Hoy, Air Liquide pone a disposición su experiencia para transitar la transición energética, y en Chile estamos fuertemente comprometidos para replicar las experiencias exitosas del grupo en conjunto con nuestros socios estratégicos para hacer del hidrógeno como combustible, una realidad en Chile¨, aseguró López Albanell de Air Liquide Chile.

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El sector eléctrico dominicano se encuentra en un proceso de actualización normativa que busca fomentar el desarrollo de las energías renovables y promover una mayor dinámica de mercado.

Según el ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte, se está trabajando arduamente para que las energías provenientes de fuentes renovables sean una parte significativa de la oferta energética del país.

Una de las principales medidas que estarán impulsando es la obligatoriedad de llevar a cabo concursos o licitaciones públicas competitivas para lograr nuevos acuerdos de compra de energía. Hasta ahora, estos acuerdos se simulaban mediante un análisis exhaustivo con precios de referencia, pero – de acuerdo con Almonte- “no se lograba una verdadera competencia”. 

Es por ello que el ministro señaló que “cualquier nuevo contrato PPA tiene que ser el fruto de una licitación competitiva”. De allí, se espera poder garantizar mejores precios e incorporación de tecnología avanzada.

Estos cambios normativos se implementarían a lo largo de este año, con el objetivo de que a partir del próximo año los nuevos proyectos se rijan por la nueva normativa de licitaciones. Pero aquello no sería todo, también se está diseñando cómo será la remuneración al almacenamiento energético, entre otras iniciativas.

Otras de las medidas adoptadas este año es la aprobación de una resolución que establece que todas las solicitudes de concesiones definitivas y acuerdos de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) deben incluir propuestas de al menos un 30% almacenamiento de baterías, siempre y cuando superen los 50 MW. Esta nueva exigencia tiene como objetivo respaldar el aumento en la penetración de la energía fotovoltaica variable complementándola con sistemas de almacenamiento.

Además, se ha trabajado en un decreto reglamentario que establece los criterios de remuneración para el almacenamiento y los servicios derivados del mismo. La Superintendencia de Electricidad ya está avanzando en la nueva normativa, y se espera que los trabajos de creación del marco se realicen a lo largo de este año. 

“Por lo que resta este año los trabajos que vamos a hacer básicamente van a estar relacionados con crear el marco normativo y darlo a conocer para dar lugar a la nueva fase de las energías renovables”, declaró Almonte. 

Esas declaraciones fueron realizadas por el ministro de energía durante un diálogo de alto nivel junto a otros líderes del sector público y privado convocado por la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA). 

En el marco de ese encuentro, que se transmitió en vivo el día de ayer 15 de junio, el titular de la cartera energética dominicana además compartió algunas de las claves que, desde su óptica, le permitieron en su gestión estimular la llegada de nuevas inversiones renovables.  

Entre “las claves del éxito” para la llegada de inversiones de energías renovables mencionó avances en la aceleración de tramitología, transparencia en la gestión de requerimientos, otorgamiento de PPA a largo plazo, comunicación estratégica para legitimar el despliegue de nuevos proyectos. 

De acuerdo con Almonte, el año actual será crucial para establecer las actualizaciones normativas en el sector eléctrico dominicano. Con la implementación de licitaciones competitivas y la inclusión de almacenamiento de baterías en los proyectos de energía renovable, se espera una mayor dinámica de mercado y una mayor penetración de las fuentes renovables en la oferta energética del país. Estas medidas proporcionarán un marco normativo sólido y fomentarán la competencia, lo que llevará a un sector eléctrico más eficiente y sostenible en el futuro.

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Días atrás, el acuerdo de la CRE modificó las definiciones y consideró a parte de la generación con gas natural en centrales de ciclo combinado como energía limpia, convirtiendo a esas tecnologías en acreedoras a Certificados de Energías Limpias (CELs).

Como ya venía anticipando Energía Estratégica, especialistas aseguran que esta medida es contraproducente para el sector renovable ya que no adiciona más energía limpia y generará una sobreoferta que podría disminuir los precios de las CELs.

Teniendo en cuenta que en México alrededor de un 50% de la generación está basada en ciclos combinados, se estima que el gobierno mexicano tomó esta decisión para alcanzar sus metas de descarbonización para el 2024. No obstante, será un cumplimiento “artificial” ya que no se está adicionando ni un solo MW limpio, solo se están cambiando las definiciones.

En el marco del webinar: “Acelerando la Revolución de la Energía Renovable en México: Renewable E Index Mx”, organizado por Grupo de BritChaM GPG (Green Power Group),  Juan Manuel Ávila Hernández -CEO en Top Energy México, marcó las diferencias entre los IRECs (Certificado de Energía Renovable Internacional) y los CELs y recomendó inclinarse por la primera opción para no quedar sujetos a medidas gubernamentales.

“Los CELs son un producto financiero de transición energética que da la propia ley mexicana de la industria eléctrica. Era la intención junto con la ley del cambio climático de que México llegará a las metas de transición energética que estaban previstas por el Acuerdo de París. Metas que hoy por hoy se ven lejanas”, destacó.

De esta forma, explicó que estos instrumentos locales mexicanos para lograr esas metas de transición energética tienen cierto valor. Son títulos que acreditan que una central eléctrica tiene determinada cantidad de energía limpia y se pueden comercializar.

“Se empezaron a colocar dentro de las propias subastas y esto generaba un ingreso adicional para el proyecto de modo que el certificado tenía un valor y con el marco de obligatoriedad en este contexto de que teníamos que llegar a estas metas, los participantes del mercado estaban obligados a comprar estos CELs”, señaló Ávila Hernández.

“Un IREC es un CEL pero internacional. No está sujeto a la ley de transición energética, ni a la del cambio climático ni a la industria eléctrica. Es un certificado sujeto a un estándar que es el de la IREC foundation a nivel global que busca que de manera voluntaria las empresas lleguen a sus metas”, resaltó.

Según el experto, el objetivo es que las empresas hagan claims en favor de la descarbonización de su actividad. Al ser una transacción global permite a estas empresas internacionales que están en la tendencia de volverse carbono neutral, adquirir estos certificados y conseguir estas metas que están buscando.

Estos certificados al ser internacionales se pueden promover de cualquier fuente que se esté generando en cualquier parte del mundo siempre y cuando cumpla las condiciones de energía limpia.

Ávila Hernández reconoció que estos cuentan con métricas y monitoreos constantes a nivel global y tienen una verificación bastante puntual per sé.

En este sentido, el especialista recomendó la decisión de tomar IRECs debido a que las últimas modificaciones de la ley mexicana que considera a los ciclos combinados como energías limpias podrían impactar negativamente en su valor y no incentivan a la generación renovable.

“El CEL se encuentra vulnerado por los cambios a las metodologías de la regulación mexicana porque no ha habido actualización en la obligatoriedad de los participantes del mercado en adquirirlos. Esto evidentemente nos lleva a pensar que la mejor manera de que sí haya un instrumento con validez internacional de generación renovable es el IREC”, argumentó.

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