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Si bien México se encuentra más atrasado que otros países latinoamericanos por no contar con una Estratégica Nacional de Hidrógeno, el sector público y el privado trabajan fuertemente en impulsar la actividad.

En una nueva edición del ciclo Protagonistas de Energía Estratégica, Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible, explica los lineamientos de la Hoja de Ruta presentada, los avances que han tenido con autoridades gubernamentales y los desafíos que tiene por delante para detonar la industria.

¿Podrías explicar cuáles son los principales ejes de la Hoja de Ruta presentada por la Asociación?

Principalmente, planteamos la sustitución de tecnologías contaminantes en vehículos, como por ejemplo, utilizar celdas de combustible de hidrógeno para vehículos de transporte pesado. 

También sugerimos la mezcla del hidrógeno con el gas natural, que se le conoce como blending. Creemos que este cambio podría tener un impacto positivo en algunas de las industrias como acerera, vidriera y cementera, entre otras. 

Afortunadamente en cada uno de esos ejes ya están avanzando algunos proyectos en México. La hoja de ruta nos ha llevado a poner más el tema sobre la mesa en México.

¿Qué tipo de acercamiento han tenido con el gobierno? ¿Se puede utilizar esa hoja de ruta para el desarrollo de un marco regulatorio? 

Sí, claro. Hemos tenido tres grandes acercamientos. Primero con la Cámara de Diputados, a principios de este año, donde establecimos una mesa de trabajo para ver qué temas regulatorios se necesitan modificar o actualizar.

Por otro lado, tuvimos otro encuentro importante con la Cámara de Senadores, donde nos manifestaron que les gustaría mucho sumarse a la mesa de trabajo que hicimos con la Cámara de Diputados. Entonces podríamos tener una mesa tripartita, Cámara de Diputados, Cámara de Senadores y la Asociación Mexicana de Hidrógeno. 

Y el otro acercamiento importante fue con la Secretaría de Economía. Ellos nos comentaron que en agosto de este año, ya en unos meses por ahí, van a presentar un documento relacionado con el Avanzo de Hidrógeno.

¿Cuál fue el rol del sector privado en estas acciones que están tomando desde la asociación con el gobierno?

H2 México ya cuenta con alrededor de 60 con empresas que tienen operaciones con presencia mundial. Es muy importante contar con su know how, experiencia y las tecnologías que puedan aportar. Estas alianzas son como un atajo o una vía más rápida para llegar hacia la producción de hidrógeno verde en México a nivel industrial, ya que ellos, no lo están haciendo en México pero sí en otras partes del mundo.

Con el desarrollo de la industria del hidrógeno verde, en los próximos años se podrían generar alrededor de 3 millones de empleos en México y también inversiones de alrededor de 60 mil millones de dólares. Con esas cifras, los beneficios ambientales, sociales y económicos están muy claros. Creemos en lo que estamos haciendo y vamos en la ruta correcta para detonar la industria.

¿México podría ser un potencial exportador de hidrógeno verde y de qué depende esa posibilidad? 

Bajo el Tratado de Libre Comercio, México puede exportar hidrógeno, tanto a Estados Unidos como Canadá. Incluso tenemos ductos transfronterizos y hay inversiones de empresas canadienses para transporte de gas. Esa misma infraestructura se puede utilizar para exportar hidrógeno. 

Este año se reunieron los tres presidentes de México, Estados Unidos y Canadá, y acordaron el impulso y la creación de un mercado de hidrógeno de América del Norte, bajo el Tratado de Libre Comercio. Esto nos da una perspectiva muy buena para producir hidrógeno verde, consumirlo y exportarlo. Somos optimistas de que podamos hacerlo rápido.

¿Qué tan importante es aprovechar el tiempo para avanzar en ese sentido teniendo en cuenta que hay una carrera internacional por producir y exportar hidrógeno verde?

México empezó más tarde que otros países. De hecho, no tenemos una estrategia nacional de hidrógeno.  Nos hubiera gustado empezar hace 10 años, pero no fue así. 

Aunque el potencial renovable, el trato libre de comercio, la frontera con Estados Unidos, los ductos, el acceso a los dos océanos, compensan un poco nuestro retraso, no hay que perder más tiempo.

Los grandes desafíos son avanzar en materia de regulación y empezar a producir la primera molécula de hidrógeno verde.  Debemos impulsar más las energías renovables para tener más insumos para producir hidrógeno verde.

La entrada La estrategia que están trabajando los privados en hidrógeno verde para seducir al Gobierno mexicano se publicó primero en Energía Estratégica.

Por la competitividad de los precios de la energía solar y el alto potencial renovable del país, la generación distribuida en Ecuador no se detiene y cada vez más industrias y hogares optan por estas soluciones fotovoltaicas.

Para dar respuesta a esa creciente demanda, Chint Electrics, multinacional proveedora de soluciones de energía inteligente de renombre a nivel mundial sigue creciendo en Ecuador y tiene una ambiciosa apuesta al futuro en el país.

En conversaciones con Energía Estratégica, Xavier Ortiz, Gerente de Proyectos de la división Energía Renovables de Chint Electrics en Ecuador, comenta las novedades de la firma y sugiere cambios en el marco regulatorio que detonarán aún más la industria.

¿En qué proyectos están trabajando y cuáles son las expectativas para este 2023?

Actualmente nos encontramos desarrollando, para una de las más grandes corporaciones del país, el proyecto de autoconsumo más grande de todo el país el cual beneficia a más de 12 locales comerciales ubicados en más de 6 ciudades del Ecuador.

Nos han confiado la enorme responsabilidad de la ejecución de dicho proyecto cuya capacidad instalada es de 9,65MW y esperamos culminarlo a finales de junio de este año. 

En cuanto a las expectativas de venta de la firma, se prevé un incremento mayor al 100% respecto al año anterior. En 2022, se instalaron 7,75MW y ya en este primer semestre cerramos en 9,65MW. En lo que va del 2023, se superó toda la instalación del año pasado.

¿En cuánto tiempo el ahorro de energía permite la amortización de los equipos?

En promedio, 3 años para el sector residencial y 6 años para el sector comercial e industrial lo cual representa menos del 25% del tiempo de la garantía de producción de los paneles solares.

¿Cómo crece el ritmo de cotizaciones para proyectos de autoconsumo en Ecuador?

Desde el 2016 hasta el momento existe un incremento interanual del 150% en promedio, en parte motivado a que el balance neto se realiza con relación 1:1 y existen beneficios tributarios que permite contar con recuperaciones de inversión atractivas a pesar de contar con una de las tarifas eléctricas más bajas de la región.

Además, con la entrada en vigencia de la eliminación de aranceles para la importación de baterías en marzo, se ha incrementado la demanda de sistemas híbridos solares en el autoconsumo.

¿Cómo se encuentra el marco regulatorio en Ecuador y que cambios deberían hacerse para impulsar el mercado de las renovables?

El marco regulatorio ha venido en evolución desde noviembre de 2018 cuando se establecieron por primera vez las reglas para autoconsumo para participación de plantas solares hasta 1 MW. 

Luego de ello se establece regulación para instalación de plantas hasta 100 MW bajo la figura de autogeneración, sin embargo, no se ha logrado establecer reglas claras y actualmente fue retirada y se encuentra en revisión.

Actualmente, un 90% de los proyectos que se desarrollan están enmarcados en plantas para autoconsumo de hasta 1MW.

Las últimas plantas solares a gran escala se han cerrado a través de llamados a licitación bajo la figura PPS, mediante procesos denominados bloques de energía, en donde se beneficia a aquellas empresas que ofertan menor valor de energía. 

Este año, se prevé que el Estado firme el contrato de 6 proyectos que conforman un bloque de más de 500 MW bajo la figura de PPS y estamos a la expectativa del lanzamiento de la regulación para plantas hasta 100 MW.

No obstante, la incertidumbre política que atraviesa el país está deteniendo el impulso de inversiones en renovables que se venía dando con el proceso de licitaciones y los llamados bloques de ERNC.

Por ello, Ecuador debe fortalecer las regulaciones y establecer las reglas financieras claras para lograr atraer la enorme inversión extranjera en el desarrollo de ERNC.  

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El hidrógeno verde se plantea para Perú como un vector descarbonizante de sectores estratégicos para la economía y para el desarrollo social del país como son la minería, la industria química, el transporte de carga pesada y el transporte público de pasajeros.

Si bien aún se presentan grandes desafíos regulatorios para promover esta industria, el gerente general en la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ), Fernando Maceda, revela el potencial del vector energético y proyecta las ventajas que traería aparejada la producción y comercialización de este gas, a través de rigurosos estudios, en conversaciones con Energía Estratégica. 

En concreto, ¿cuáles son los principales ejes de la propuesta de hoja de ruta presentada?

La hoja de ruta presentada por H2 Perú durante el año 2022 presenta cuatro diferentes momentos temporales: hacía 2025 se le llamó “pavimentar el camino», rumbo al 2030 “sentar bases del mercado local”, al 2040 “fomento a la innovación industrial en hidrógeno verde y pasos para la exportación” y de cara al 2050 “despliegue a gran escala”.

En cada uno de los horizontes temporales se abordan diferentes temáticas que serán necesarias para habilitar este mercado en Perú: empezando con trabajo multisectorial y aspectos regulatorios, posteriormente, el desarrollo de proyectos piloto y, entre 2040 y 2050, el escalamiento de proyectos de producción y adopción acelerada de los medios de demanda.

Por mencionar algunos hitos de la hoja de ruta: hacia 2030 se ha vislumbrado que Perú podría desarrollar hasta 1 GW de capacidad instalada de electrólisis mediante el despliegue de 3000 millones de dólares hoy en inversión privada y al menos 20 millones de dólares de financiamiento para apalancar proyectos escalables y replicables.

Hacia 2050, la ambición crece y se vislumbra que Perú podría desplegar hasta 12 GW de electrólisis con un costo meta de 1 USD/kg de hidrógeno y con una sustitución del 100% de combustibles fósiles por hidrógeno verde en industrias como la del acero y el cemento.

Es importante señalar que nuestra propuesta de hoja de ruta se realizó bajo un escenario muy conservador, ya que se trataba de la primera aproximación que el ecosistema del Perú produjo a partir del único estudio existente que acabábamos de recibir por parte de nuestro socio estratégico Engie Impact. Esto quiere decir que con nuevos estudios podríamos ser más ambiciosos.

Es en ese sentido que el BID está apoyando al MINEM en el desarrollo de la hoja de ruta y estrategia nacional del H2V, con lo que estiman finalizar el estudio en julio de este año.

Además, el MINEM está realizando un necesario trabajo de análisis técnico, al cual H2 Perú colabora plenamente, en el marco del Convenio de Cooperación firmado en febrero de 2022, es en este contexto, es que nos encontramos desarrollando una Programación Tentativa Sectorial que describa los usos del hidrógeno que serán reconocidos como Medida de Mitigación del Cambio Climático en Perú.

¿En base a qué criterios han propuesto estos objetivos: han dialogado con el sector privado?

Nuestra hoja de ruta plasma la visión de los socios corporativos, aliados estratégicos y socios profesionales que integran la Asociación Peruana de Hidrógeno. El documento fue desarrollado por especialistas de cada una de las empresas e instituciones con experiencia en el pronóstico de mercados, planificación de demanda y experiencia en el sector energético.

Es importante señalar que, si bien los socios corporativos son empresas del sector privado, también hacen parte de la Asociación instituciones y personal académico, así como otras asociaciones y grupos gremiales del sector de la energía renovable e hidrógeno en la región de América Latina, quienes han contribuido con sus opiniones y visión desde la experiencia y trabajo que han desarrollado en sus latitudes.

Esta misma dinámica es la que ha seguido H2 Perú en todas las publicaciones que ha emitido, desde artículos técnicos de divulgación del conocimiento alrededor de hidrógeno, hasta documentos de posicionamiento y recomendaciones para la creación de la política pública alrededor de hidrógeno en el país. 

Por citar un par de ejemplos de esos documentos, durante el 2022, la Asociación Peruana de Hidrógeno cuál publicó el documento llamado Bases y recomendaciones para la elaboración de la Estrategia de Hidrógeno Verde en el Perú, en el qué cuantificó el tamaño de la oportunidad que tiene el hidrógeno verde en distintos sectores de la economía peruana e identificó los principales puntos que debería cubrir una estrategia de hidrógeno para ser exitosa en el país.

En el mismo año, también se publicó una “Propuesta de proyecto de ley de promoción al hidrógeno verde”, en dónde identificó algunos de los puntos legislativos más urgentes de observar y atender para crear las condiciones regulatorias propicias para el hidrógeno en esos primeros años de desarrollo.

¿De cumplir la hoja de ruta, cuánto del hidrógeno verde se quedaría en Perú y cuánto sería exportado?

Naturalmente, el país buscará aprovechar al máximo su potencial renovable para mantenerse como el exportador de energía que históricamente ha sido, moviendo sus operaciones de la industria del petróleo y gas, hacia los vectores energéticos como es el hidrógeno verde o podrían ser los biocombustibles.

Es difícil predecir cuál será la proporción de hidrógeno consumido nacionalmente frente al hidrógeno o sus derivados que serán exportados, sin embargo, el Diagnóstico del potencial del hidrógeno verde en el Perú ha identificado que el potencial de generación renovable viable para la producción de hidrógeno en Perú es al menos 2 veces más grande de lo que podría ser la demanda nacional de esta sustancia en 2050 (+50 GW de potencial instalable frente a una potencial demanda en 2040 de 24 GW de potencia para la generación de electricidad que se alimentará a electrolizadores), por lo que no será difícil pensar en que el país pueda desarrollar proyectos de gran escala (GW) que sirvan tanto para el consumo local como para la exportación.

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El grupo de energía solar SOLEK logró cerrar un financiamiento de USD $379 millones para su cartera de proyectos en Chile, compuesta por parques solares fotovoltaicos utility-scale así como PMGD, ubicados en la zona central y norte del país. La empresa de rápido crecimiento del sector de las energías renovables y solar, posee una cartera de aproximadamente 284MWdc en Chile y tiene más de 400MW de proyectos en distintas etapas de desarrollo en América Latina.

Este financiamiento global comprende los siguientes instrumentos: Colocación privada de bonos senior por USD $178 millones, un crédito mezzanine de USD $75 millones, un crédito puente para PMGD por USD $55 millones, un crédito puente para utility-scale por USD $37 millones, una línea de cartas de crédito por USD $19 millones y una línea de crédito IVA por USD $15 millones.

BNP Paribas y Natixis, New York Branch, actuaron como agentes de colocación, organizadores y financistas. BCI y Scotiabank Chile actuaron como agentes y financistas a nivel local, mientras que White & Case y Guerrero Olivos, respectivamente, actuaron como asesores legales internacionales y locales de la compañía.

Ingreso al mercado de bonos privados de EE. UU. con una emisión de USD $178 millones

Recientemente, SOLEK ingresó al principal mercado de Colocación Privada de Estados Unidos (USPP, por sus siglas en inglés). La empresa ha confirmado su atractivo para los inversionistas y ha obtenido un acceso flexible a más financiamiento. SOLEK ingresa a este nuevo mercado con una emisión de bonos a 20 años por un valor aproximado de USD $178 millones. La transacción tuvo una fuerte demanda por parte de los inversionistas, lo que confirma el atractivo de los activos de SOLEK y la confianza del mercado en sus planes a largo plazo.

El USPP es uno de los mercados de bonos más grandes y sofisticados del mundo. Está disponible tanto para empresas estadounidenses como internacionales. Los inversionistas activos en el mercado de USPP están representados por los mayores fondos de inversión internacionales y compañías de seguros del mundo.

«Gracias a las grandes oportunidades que hoy ofrece el sector de las energías renovables, SOLEK ha estado experimentando un período de crecimiento dinámico que implica requisitos de financiamiento. Tuvimos que cumplir con estrictos criterios de acreditación para acceder al mercado de USPP. Este financiamiento flexible nos permitirá centrarnos en nuestros proyectos fotovoltaicos y un mayor desarrollo», afirmó Zdeněk Sobotka, fundador y CEO de Solek Group.

Las empresas que ingresan al mercado de USPP generalmente emiten bonos a largo plazo. De acuerdo con la práctica del mercado, los bonos USPP de SOLEK tienen un calendario de amortización con un vencimiento de 20 años, lo que alinea el perfil de la deuda con la vida de la inversión subyacente. Los recursos de los bonos USPP se utilizarán principalmente para financiar los planes de expansión de la empresa y para refinanciar la deuda existente, lo que marca un hito importante para el crecimiento continuo de SOLEK.

Desde 2010, SOLEK ha conectado un total de 53 proyectos solares fotovoltaicos, 18 en Europa y 35 en Chile. La compañía tiene actualmente más de 38 proyectos a construirse en nuestro país durante 2023 y 2024.

La capacidad instalada total prevista para fines de 2023 es de 400 MW en todo el mundo, la mayoría de ellos en América Latina. En Europa, los proyectos de energía solar fotovoltaica con una capacidad total de 1,4 GW están en trámite. Los proyectos en Rumania y Grecia se encuentran en la etapa más avanzada de desarrollo. Está previsto que las primeras plantas se conecten en 2024.

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“La UPME informa a todos los interesados que en los próximos días se estará publicando la convocatoria UPME 01-2022 Huila 230 kV”, anticipó la entidad de planificación minero-energética.

De este modo, se comenzaría a poner en juego lo que actualmente es la prelicitación –VER– para el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Huila 230 kV y líneas de trasmisión asociadas.

El emprendimiento eléctrico está definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2020-2034”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40279 del 26 de agosto de 2021.

Según indica Pliego (que se encuentra en estado de borrador), la obra eléctrica debe entrar en operación a más tardar el 31 de agosto de 2026.

Entre los proyectos previstos para enlazarse a la línea, se contempla la instalación de una bahía y su corte central a 230 kV, en la subestación Huila 230 kV, para la conexión del proyecto Solar Villavieja de 200 MW.

Cabe destacar que este sería la tercera obra eléctrica que licitaría la gestión de Gustavo Petro (ver artículo), ya que meses atrás se lanzó la licitación de la Subestación Primavera 500 kV –VER-.

Durante la presentación del proyecto -VER TRANSMISIÓN-, Javier Martínez, Subdirector de Energía Eléctrica de la UPME, precisó que se trata de “un transformador de 500 a 230 kV, de 450 MVA por unidades monofásicas”, que habilitará proyectos por 564 MW solares que habían sido seleccionados pero que, por cuestiones regulatorias y de incumplimientos, la obra terminará beneficiando a alrededor de 450 MW, dejando capacidad disponible para otros emprendimientos.

Días después, la UPME publicó los pliegos para la obra “Cuarto Transformador Sogamoso 500/230 kV” –VER-.

La tercera obra eléctrica

La subestación Huila 230 kV, como proyecto integral, comprende:

Construcción de subestación Huila 230 kV en configuración interruptor y medio, con cuatro (4) bahías de línea y dos (2) bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos (2) diámetros completos a 230 kV y 2 (dos) diámetros incompletos, a ubicarse en inmediaciones de la ciudad de Neiva en el departamento del Huila.
Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 6 km desde la nueva subestación Huila 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea existente Betania – Mirolindo 230 kV, para reconfigurarla en Betania – Huila – Mirolindo 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 6 km desde la nueva subestación Huila 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea Betania – Tuluní 230 kV, para reconfigurarla en Betania – Huila – Tuluní 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

Se deben incluir todos los elementos y adecuaciones tanto eléctricas como físicas necesarias para cumplir con el objeto de la presente Convocatoria durante la construcción, operación y mantenimiento de las obras, garantizando siempre su compatibilidad con la infraestructura existente.

Estas acciones incluyen sistemas de control, protecciones, medida, comunicaciones e infraestructura asociada, etc, sin limitarse a estos.

La entrada La UPME anticipa el lanzamiento de la tercera obra eléctrica de la gestión de Petro: la subestación Huila 230 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

Las bases preliminares de la licitación de suministro 2023 en Chile acarrearon diversos cambios a comparación de las convocatorias similares realizadas años atrás, como por ejemplo la incorporación del concepto de “medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables”.

Término que, sumado a ciertos incentivos económicos para tales fuentes, le abre las puertas a algunas tecnologías para competir en igualdad de condiciones en la licitación de suministro que, en este caso, se dividirá en dos bloques de 1.800 GWh y 3.600 GWh, respectivamente. 

Sin embargo, a pesar que ese concepto integre a los proyectos con capacidad de regulación, aquellos plantas con generación sujeta a variabilidad hidrológica quedan exceptuados de dicha definición. 

Es decir que las centrales hidroeléctricas tendrán cierta limitación para presentar sus propuestas y no contarán con el beneficio de 0,15 US$/MWh por cada GWh de energía generable por dichos medios (máximo de 15 US$/MWh) para las ofertas que se presenten en los bloques horarios A o C.

“No es que las bases establezcan una exclusión completa para las centrales hidroeléctricas, pero sí hay una discriminación arbitraria, como también en un contrasentido de lo que buscan esas bases, que es darle cabida a más energía renovable que pueda operar 24×7”, señaló Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC), en conversación con Energía Estratégica. 

“Por lo tanto, quitan un estímulo para que la hidroelectricidad participe en igualdad de condiciones en la licitación y se adjudiquen ese tipo de proyectos renovables. Tenemos muchos proyectos que se pueden desarrollar, aunque no vislumbramos que se hagan nuevos embalses ya que es complejo, pero sí muchos de pasada que con esto quedan relegados”, agregó. 

Ante ello, desde APEMEC ya pidieron reunión con Diego Pardow, ministro de Energía de Chile, como también lo hará con la Comisión Nacional de Energía, con el objetivo de esclarecer la situación, mientras aguardan que las distribuidoras realicen sus observaciones y le soliciten al gobierno que exista la mayor cantidad de competencia dentro de la licitación. 

Asimismo, esperan que el gobierno comprenda que la hidroelectricidad “es una de las bases para la descarbonización”, perfeccione ese punto dentro de las bases y en el plazo correspondiente y que, por ende, no se haga la “discriminación arbitraria” mencionada. 

De todos modos, Loyola reconoció que con esta convocatoria hay una orientación “correcta” respecto a la estabilidad del mercado y del sistema eléctrico nacional y una “potente señal” de la autoridad para entender tal necesidad y plasmarla en las bases. 

“Ahora bien, esa necesidad debe tener en vista no discriminar arbitrariamente a las tecnologías, teniendo en cuenta que la hidroeléctrica es la principal fuente de energía renovable del mundo (supuso 59% de la generación renovable total a nivel mundial de acuerdo a un estudio de IRENA),  que representa el 20% de toda la matriz eléctrica chilena y es la principal fuente de almacenamiento”, apuntó el director ejecutivo de APEMEC. 

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Puede existir la percepción de que existe una versión «correcta» de una transición energética, que todos los países deben cumplir. Pero para los países individuales de todo el mundo, especialmente aquellos con economías en desarrollo, no existe una solución única para todos. Para algunos países significa avanzar hacia una matriz energética basada en renovables. Para otros, significa garantizar que sus comunidades tengan acceso a energía limpia y asequible.

En el panel ‘Cómo los estados están abordando el trilema energético: Globalización vs Localización’ en la Cumbre Internacional de Energía AIEN, representantes de Brasil y Argentina explicaron lo que significa la transición para ellos y abordaron las tensiones entre la visión global (ya menudo del G8) y la perspectiva de los países individuales, en particular los del hemisferio sur.

Heloisa Borges Esteves, directora de Estudios de Petróleo, Gas Natural y Biocombustible de la Oficina de Investigación de Energía de Brasil, explicó cómo la transición energética ya ocurrió en dicho país. “Tenemos una de las matrices energéticas más limpias del mundo. El 90% de nuestra producción eléctrica ya proviene de energías renovables. Para continuar con este buen trabajo, debemos resolver el trilema básico: seguro, limpio y asequible.

“Los países en desarrollo tienen un desafío mayor que las economías desarrolladas. Estamos tratando de mejorar nuestra oferta. Esperamos que la demanda crezca un 30% para finales de la década. Será un gran logro agregar esto a nuestra matriz y mantenerla en un 90 % de renovabilidad», agregó.

“Estamos basando nuestra transición energética en cuatro pilares principales:

1 -Equilibrar impactos ambientales.

2- Desarrollo social y económico.

3 – Seguridad energética.

4- Mantener la competitividad del país.

Cecilia Garibotti, subsecretaria de Planificación Energética de Argentina, destacó otro problema que enfrentan algunos países latinoamericanos que no tienen el mismo problema en lugares como Europa: “¡Somos realmente grandes! Somos el octavo país más grande en términos de territorio y, por lo tanto, tenemos muchos climas y condiciones diferentes. En toda la región, tenemos una matriz más limpia que muchas otras partes del mundo. No hay una sola política de transición; hay muchos que necesitan adaptarse a la singularidad de cada país y diferentes zonas de un país en nuestro caso».

“Cuando pensamos en la transición, pensamos en diferentes recursos y necesidades del país y en la mejor manera de apoyar a las comunidades. En el norte, tenemos solar; en el sur, tenemos algunos de los mejores vientos del mundo. En el centro, tenemos la bioenergía. También tenemos una de las mayores producciones de petróleo y gas no convencional del mundo. No dejaremos de usar esto, ya que jugará un papel muy importante en la descarbonización de otros países, y tampoco podemos depender de otros países con conflictos geopolíticos de los que no formamos parte”, comentó.

Ambos panelistas coincidieron en que los desafíos financieros impuestos por la transición energética generarán diferentes pruebas para diferentes economías, pero cada uno enfrentará esto a su manera. “La transición es un conjunto de herramientas para que las empresas elijan piezas; no todos tenemos que enfrentarlo de la misma manera”, concluyó Garibotti.

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El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Marco Antonio Mancilla Ayancán, dio a conocer la Cuenta Pública Participativa 2023 del organismo, mostrando los principales procesos y acciones desarrolladas durante el año pasado, como el avance en el proceso de descarbonización del Sistema Eléctrico Nacional, las medidas tomadas para garantizar el suministro eléctrico ante la sequía que vive el país y las propuestas realizadas en torno a la situación de empresas suministradoras que habían declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones derivadas del Mercado de Corto Plazo, entre otras iniciativas.

“Entre los hitos relevantes asociados a transmisión, por ejemplo, tenemos la incorporación del Proyecto de Almacenamiento con Baterías BESS “Nuevo sistema de control de flujo mediante almacenamiento Parinas–Seccionadora Lo Aguirre”, que se incorporó en el Plan de Expansión de la Transmisión 2021 y , además, la emisión del Informe Técnico Definitivo del proceso de valorización de instalaciones de transmisión, correspondiente al cuatrienio 2020-2023, en que se logró una disminución promedio del 13% respecto del valor vigente”, indicó Mancilla.

También señaló que en 2022 se actualizó el informe técnico que permitió al Ministerio de Energía extender el Decreto Preventivo de Racionamiento hasta el 30 de septiembre de 2023.

Otros hitos 2022

Durante su presentación, la autoridad sectorial también mencionó los progresos registrados en el Plan Normativo 2022, en que se destaca la finalización de los comités consultivos para la Modificación Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD y de la Elaboración de la Norma Técnica de Ciberseguridad y Seguridad de la información.

Otro punto abordado en el contexto del Plan de Retiro de las centrales a Carbón del Sistema Eléctrico Nacional fue la dictación por parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE), de dos resoluciones exentas en que se informó sobre la salida del sistema eléctrico nacional de tres unidades generadores, que totalizaron 382 MW de capacidad retirada.

Mancilla también destacó el trabajo que se está realizando durante el presente año, a partir de los hitos iniciados en 2022, como la actualización de la plataforma “Bencina en Línea”, con el propósito de “incorporar nuevas funcionalidades para los operadores de las estaciones de servicios y la ciudadanía, permitiendo así mejorar la experiencia de millones usuarios”.

Además, el personero abordó la licitación de suministro para clientes regulados, efectuada el año pasado, donde se adjudicaron 777 GWh-año a dos empresas generadoras con proyectos ERNC de tipo solar, eólico y almacenamiento, agregando que para las licitaciones que se realizarán este año habrá novedades que permitirán reducir los riesgos de los suministradores.

“Según nuestros análisis, se deberá implementar una nueva licitación que complete las necesidades de suministro no cubiertos del año 2027, así como las nuevas necesidades de suministro de 2028, la que se realizarán este año y que contemplará cambios que reduzcan el riesgo para los inversionistas, además de fomentar la participación de distintos tipos de energías para lograr precios que beneficien a los clientes regulados del país”, afirmó.

La Cuenta Pública Participativa de la CNE terminó resaltando el trabajo realizado en la institución para avanzar en materia de inclusión y equidad de género, donde se efectuó “un diagnóstico de la gestión y cultura con enfoque de género en la CNE, para la elaboración de un plan de acción, eficiente y eficaz, que contribuya a transitar hacia una cultura institucional más diversa e inclusiva, con miras en la certificación de la Norma NCh 3262:2021”.

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A principios de este mes, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, confirmó que Colombia será uno de los pocos países del mundo en lanzar una subasta eólica marina.

Según aseveró la funcionaria, en agosto se lanzarían los pliegos. Y se acotaría el área a subastar dentro del Atlántico, donde cabrían “entre cuatro y seis proyectos de generación eólica”, indicó Vélez.

En diálogo con Energía Estratégica, Armando Politi, Country Manager de BlueFloat para Colombia, una de las compañías más destacadas a nivel mundial en materia de energía eólica marina, comenta que, si bien aun se desconoce a ciencia cierta cómo serán los pliegos, frente al anuncio de la ministra considera que sería un error limitar el ratio para esta primera convocatoria.

“Si las mejores áreas, en términos de viento, están hacia el norte de Colombia, del Atlántico hacia La Guajira, no sería estratégico considerar sólo la zona del Atlántico”, observa.

Pero el Gobierno argumenta que, por temas de conectividad, es preferible que la convocatoria se centre sobre el Departamento del Atlántico, sobre todo porque la Dirección General Marítima (Dimar) no había terminado de hacer el ejercicio completo de restricciones para este tipo de proyectos hacia el norte.

Pero Politi argumenta que “el tema de la conectividad realmente no es una barrera porque estos proyectos los estamos proyectando a ocho y diez años vista: al menos al 2030, 2032; por lo menos; entonces, el tema de la conectividad se podrá solucionar con unos planes estructurados del gobierno y de expansión de líneas y subestaciones”.

De lo contrario, para el ejecutivo ceñirse al Atlántico limitará el número de participantes, lo que se traducirá en menos ofertas y, en efecto, menos competitividad de precios.

“Poner en juego solamente el área que el Gobierno adelantó que pretende, donde se podrán montar entre cuatro y seis proyectos, va a limitar la llegada de compañías, porque si bien es una zona buena, no es la mejor; además, compañías como la nuestra en el mundo, cuando entramos a licitaciones, vamos siempre por tres o cuatro áreas importantes para poder hacer la inversión a riesgo inicial y poder llevar a cabo al menos un proyecto adelante que recupere la inversión”, explica Politi.

Potencia a licitar

Cabe destacar que BlueFloat avanzó inicialmente en Colombia con siete áreas: tres de ellas se adecúan a la licitación del Atlántico, dos en la zona de Santa Marta y dos más en la zona de La Guajira. De esos siete proyectos, la compañía presentó todos los trámites para obtener las prefactividades correspondientes ante Dimar, pero sólo tres de ellos la obtuvieron.

Los proyectos que avanzan son: Vientos Alisios, de 500 MW pero con conexión aprobada de 200 MW por parte de la UPME, y dos proyectos más denominados Goleta y Bergantín, cada uno de 825 MW, que también obtuvieron prefactibilidad de la Dimar.

Si bien Vientos Alisios tiene fecha de entrada en operación comercial para el 8 de diciembre del 2025 ante la UPME, Politi aclara que el FPO fue modificado ante el Dimar, para el 2032, al igual que Goleta y Bergantín.

Consultado sobre cuál sería el volumen a subastar ideal para atraer proyectos, Politi opina que se deberían poner en juego 4 GW y que, si las condiciones son realmente propicias, se recibirían ofertas por 5 veces la capacidad que se oferte. En ese caso, se presentarían propuestas por 20 GW.

“Nosotros creemos que podemos ofertar alrededor de 2 GW en este momento en Colombia. BlueFloat tiene 24,6 GW a nivel mundial. Podríamos hacerlo pero para ello necesitamos más previsibilidad; por lo que 4 GW en la licitación es una cifra razonable”, asevera el ejecutivo.

Plazo de PPA

Liliana Alemán, quien fuera directiva de EDP R y ahora es consultora, confió oportunamente en una entrevista para Energía Estratégica que el plazo de los PPA no debiera ser a 20 años, como se estructura, por ejemplo, la subasta de Cargo por Confiabilidad, sino a 30 años, teniendo en cuenta la envergadura de estos proyectos.

“Estoy totalmente de acuerdo con Liliana. El retorno (de la inversión) de los PPA de esos proyectos tienen que ser de alrededor de 30 años. De hecho, en los pliegos, o en la resolución, se llega a hablar de la concesión marina, que es de 25 años, más 15. Los PPA deben ser de la longitud que la concesión marina lo permita; estamos hablando entre 30 y 40 años”, considera.

Tiempos justos

De acuerdo a la hoja de ruta eólica costa afuera (ver), Colombia debería llegar al 2030 con 1 GW y al 2040 con 3 GW operativos.

Luego, para 2050, el objetivo que fija el documento, que contempla 280 recomendaciones y fue elaborado con el apoyo del Banco Mundial y del Gobierno británico a través de la consultora británica Renewables Consulting Group, aumenta a entre 6 GW y 9 GW en total.

“Tenemos un potencial de instalación de casi 100 gigavatios de potencia en el Caribe, pero yo creo que actualmente, pensando al 2030, los plazos son apretado para llegar al primer objetivo”, observa Politi.

Como se comentó, BlueFloat alcanzó prefactibilidad en tres proyectos; para Politi, estos emprendimientos tendrían que haberlos adecuado a la resolución actual del Dimar. “Con ello nos hubieran permitido seguir trabajando, haciendo las inversiones”, asegura.

Y justifica: “hoy por hoy, cualquier compañía que llegue a plantear un proyecto en la subasta, va, al menos, tres o cuatro años detrás de nosotros”. Por lo que hay hitos burocráticos de dificil cumplimiento.

En sus proyectos, Politi indica que BlueFloat realizó estudios oceanográficos, preingenierías, tomaron datos marinos, pliegos de los términos de referencia para los asuntos ambientales y alcanzaron a comenzar la fase 1 de la licencia ambiental de Goleta y Bergantín.

Por tanto, para el ejecutivo el objetivo al 2030 “no es muy factible”, y no sólo por el proceso de la subasta sino por la adecuación de los puertos e infraestructura eléctrica necesaria, inversiones que deberán realizarse en los próximos “6 a 8 años para poder soportar todo el despliegue de estos proyectos”.

Dólares, hidrógeno verde y sus derivados

Politi, por otra parte, está de acuerdo con la observación de Alemán de que los contratos deberán ser indexados al dólar, como ocurre en las subastas de Cargo por Confiabilidad.

El ejecutivo asegura que una tarifa “en dólares” bajará los precios de las ofertas y ello será clave para la producción de hidrógeno verde y sus derivados.

Observa que, al momento que estos parques eólicos marinos estén en funcionamiento, será también el momento del hidrógeno. Por lo que sería más adecuado pensar la energía que generen centrales no tanto para la mera inyección al Sistema Interconectado Nacional (SIN) sino para la producción de este vector energético.

“Pero si los proyectos se destinan para producir hidrógeno o amoníaco, que son productos de consumo interno pero también de exportación, y con un offtake en dólares, la energía inmediatamente baja a la mitad, o sea, es totalmente viable”, concluye el especialista.

La entrada BlueFloat se prepara para la subasta eólica marina de Colombia: proponen que se licite 4 GW y no restringir por áreas se publicó primero en Energía Estratégica.

MPC Energy Solutions da pasos firmes en la región norte de Latinoamérica. Cuenta con una participación activa en Colombia, pasando por países de Centroamérica, incluyendo islas del Caribe y llegando hasta México. 

Algunos de sus proyectos de generación renovable más emblemáticos se encuentran en Colombia, Costa Rica, El Salvador, México, Jamaica, República Dominicana y Saint Kitts. En estos mercados su equipo ha sabido aplicar su expertise principalmente en energía fotovoltaica y almacenamiento en baterías. 

Para seguir ganando mercado, desde la empresa ya se preparan para dar lugar a nuevos proyectos en los próximos procesos competitivos en la región. Tal es el caso de los que están en agenda en Colombia. 

“En nuestro pipeline vienen más de 300 megavatios. Ahora vamos para la subasta de cargo por confiabilidad”, adelantó Nestor Gutierrez, director Comercial de MPC Energy Solutions. 

Durante su participación en Future Energy Summit, el referente de MPC Energy Solutions señaló que han adquirido expertise en proyectos principalmente entre los 10 a los 50 MW en los que participan desde la etapa de desarrollo hasta el momento en el que el proyecto está ready to build, pero adicionalmente cuentan con un departamento que acompaña todo el proceso de construcción, así como la operación y mantenimiento.  

Ahora bien, se han enfocado no sólo en impulsar proyectos propios sino además en comprar de activos de generación en mercados estratégicos de la región. 

“Desde nuestra área de M&A evaluamos adquisiciones tanto de proyectos que están en desarrollo -preferiblemente muy cerca al ready to build- pero también lo hacemos en cualquier fase, en la medida en que vayamos viendo que el proyecto obtiene interés y que es viable desarrollarlo. Lo podemos hacer inclusive cuando están en operación”, aclaró Nestor Gutierrez. 

Para posicionarse como líderes indiscutibles del sector energético renovable en la región, en su estrategia prevén dar un salto significativo. Por lo que, se han fijado objetivos ambiciosos, pero alcanzables, para los próximos años. 

Según indicó Nestor Gutierrez, director Comercial de MPC Energy Solutions, la meta es “llegar a 2025 con 800 megavatios”. 

“Ya hemos empezado, acabamos de firmar nuestro primer PPA (65 MW) en Guatemala, que es un mercado en el que queríamos entrar (…) con una expectativa de crecimiento allí importante”, indicó. 

Además de avanzar en Guatemala, dentro de esos 800 MW ya contemplan más de 200 MW en Colombia, 200 MW en México y el resto distribuido en mercados estratégicos de Sudamérica.

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El pasado mes de abril, Grupo Mega, tecnológica argentina líder del sector agroindustrial, puso en marcha en su planta industrial de la ciudad de Lincoln un parque fotovoltaico capaz de sustituir entre el 40% a 45% del consumo eléctrico diario de la fábrica durante el horario de generación. El proyecto y la instalación fueron realizados por Mega Energías, una de las empresas del Grupo.

La energía solar disminuye costos operativos y asegura provisión energética desde el momento de su instalación -rápida y sencilla-, y continúa generando valor durante muchos años más luego de haber recuperado el capital inicial. Por eso esta solución es de especial interés para las Pymes y grandes empresas que requieren un uso intensivo de energía, como es el caso de las organizaciones que pertenecen al sector agroindustrial.

“Sustituir energías tradicionales por renovables es una decisión estratégica. Esta inversión significa mayor independencia de las fluctuaciones del mercado, políticas públicas y variables macroeconómicas, y un aporte al cuidado del medioambiente”, opinan los ingenieros Marcelo Valfiorani y Marcelo Lombardo, socios fundadores de Mega.

La empresa planea duplicar la provisión de energía renovable en los próximos meses, aprovechando la adaptabilidad modular de estos parques, que permite la implementación por etapas y sólo requiere espacio inutilizado.

Grupo Mega lleva más de 25 años de innovación tecnológica, operando en el mercado local e internacional. Se especializa en el desarrollo de soluciones de secado para la cadena de valor de la post cosecha, exportando a más de 35 países, y la creación e implementación de soluciones de energías renovables y gas para los ámbitos público y privado, en Argentina. Asimismo, cuenta con un área interna especializada en comercio exterior que asegura la provisión de materiales críticos para la instalación y mantenimiento de parques fotovoltaicos.

Como parte de su participación en la reciente edición de la feria Expoagro, Mega expuso una solución modular de energía fotovoltaica y brindó asesoramiento especializado e información sobre líneas de financiación para PyMEs, que ofrece el Banco Provincia, a tasas competitivas.

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El costo nivelado del hidrógeno puede variar considerablemente en diferentes países de la región debido a diversos factores, como la disponibilidad de recursos energéticos, la infraestructura existente y los incentivos gubernamentales.

Durante el Foro Global de Hidrógeno Verde Bariloche 2023, realizado en Argentina (ver transmisión), Ernesto Coutsiers, socio en Calden,  Consultora Especializada en Regulación de Servicios Públicos, Energía e Investigación y Desarrollo con presencia en Argentina, España, Brasil y Perú comparó el costo nivelado del Hidrógeno  (LCOH por sus siglas en inglés) en dos ciudades de estos últimos mercados.

“En Ceará, Brasil, tenemos un costo nivelado de hidrógeno de entre 3,4 y 7,8 ocho dólares el kilo. El componente más importante es el costo de capital seguido por el costo de energía eléctrica y los mejores valores se obtienen para la energía eólica y los peores para la biomasa”, explicó.

Por su parte, aseguró que en Lima, Perú, el LCOH está entre 5,5 y 9 dólares el kilo. El componente mayor importancia en este caso es el costo de la energía eléctrica seguido por el costo de capital y los mejores valores se obtienen también para la energía eólica y los peores también para biomasa.

Para alcanzar esa cifra, el estudio tuvo en cuenta: el año y vida útil del proyecto; tasa de costo de oportunidad de la inversión; inversión (CAPEX) del período; costo de operar y mantener (OPEX) del periodo; y producción de hidrógeno en el período.

CAPEX

Para calcular la inversión se utilizó una base de datos de 8 electrolizadores de potencia entre 100 kW y 10 MW. 

Se consideraron otros componentes como: equipamiento; flete; sistema de purificación de agua y refrigeración; piping; housing; ingeniería y otros. La vida útil del activo fue provista por el fabricante.

“Elegimos estos dos países porque tienen diferencias. El costo del capital en el Perú es más barato que en Brasil. Entonces, el capex en Brasil implica un mayor impacto sobre el costo total. Sin embargo, la energía eléctrica en Brasil con un mercado más desarrollado tiene un menor impacto y no es el caso del Perú”, argumentó Coutsiers.

“Esta producción en pequeña y mediana escala es en parte intensiva en capital y es más intensiva en capital cuando mayor es la tasa de remuneración que se analice. Los otros costos pasan a un segundo plano”, agregó.

Por último, el experto admitió que si bien el costo nivelado del hidrógeno hoy se presenta como una limitante, en el mediano plazo los precios irán mejorando y la industria se desplegará.

“Al 2050 la contribución más importante que tendremos del hidrógeno es la descarbonización de sectores difíciles de identificar. El hidrógeno es lo que nos va a permitir utilizar energías renovables en casi todas las aplicaciones que actualmente existen en tecnologías convencionales”, concluyó el especialista.

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Las “Horas Punta” son aquellas en las que el sistema eléctrico presenta sus mayores niveles de consumo. Históricamente estas han correspondido al período comprendido entre las 18 a 22 horas, entre los meses de abril y septiembre.

Por tal motivo, “el control de demanda en esas horas entrega una señal de precio en períodos de mayor exigencia del sistema, para que los clientes racionalicen su consumo eléctrico”, explica Pablo Demarco, gerente Comercial del marketplace Plataforma Energía.

Ahora bien, ante estos mayores costos las empresas e industrias optan por distintos caminos para disminuir el impacto. Usualmente, si es imposible dejar de operar durante las “horas punta” lo que se hace es recurrir a equipos de generación electrógenos, lo que en teoría debería ser más conveniente en términos económicos que continuar funcionando con el suministro de la compañía suministradora.

“Sin embargo, lo cierto es que la falta de información por parte de muchos clientes eléctricos, los ha llevado a adquirir o arrendar equipos electrógenos a diesel para hacerlos operar en los períodos de ‘horas punta’ y la evidencia indica que para ciertos clientes se termina pagando más caro que sin dicha gestión, y para peor, muy contaminante”, sostiene Demarco.

Agrega que existen otras maneras de gestionar el consumo. “Es posible programar turnos de trabajo o funcionamiento de maquinaria de alta potencia, con el fin de disminuir la potencia máxima leída en el horario de control. En esos casos, es importante evaluar además el costo de oportunidad del funcionamiento normal de la instalación”.

Para enfrentar este período, el marketplace Plataforma Energía entrega algunas recomendaciones:

Revisar y comprobar automatismos

Es necesario revisar el equipamiento que se deja programado para que se desconecte en las horas de punta. Eso sí, se debe considerar dejar una breve “revancha”, antes y después, de la operación del automatismo y tener precaución que esté sensible respecto de los cambios horarios, lo que podría provocar error en los períodos en los cuales debiera hacer gestión.

En este punto es crucial chequear los aspectos que podrían resultar más obvios. Por ejemplo, que la verificación de sus backup ante eventualidades, como cortes de luz, se produzca de manera periódica, debiendo adoptarse esto como una “cultura” dentro de la empresa.

Leer y analizar los datos de consumo

La mayoría de los clientes de menor tamaño, siendo clientes libres, no saben cuánto consumen, excepto cuando les llega la factura. Estos consumidores, en su calidad de libres, pueden obtener la data de sus mediciones cada 15 minutos de parte de la empresa distribuidora, la que debe proporcionarla. Estos datos enriquecen el análisis para comprender el funcionamiento de su equipamiento.

Encendido de equipos al mismo tiempo

Cuando se produce la partida simultánea de varios equipos se tiende a generar una punta de consumo que puede ser sumamente excesiva pero por períodos muy cortos. Para que esto no ocurra lo que habitualmente se hace es ir distanciando las partidas en lapsos de 15 minutos.

La recomendación general para las empresas o industrias es hacerse asesorar por especialistas que puedan entregar un análisis de la manera en que se está gestionando el consumo eléctrico, de modo de ser lo más eficiente posible, especialmente en el actual período en que rigen las “horas punta”.

En tanto a la plataforma, esta integra más del 90% de la oferta de energía en el país, y tiene por propósito, acercar a consumidores y generadores asegurando precios competitivos en todas sus licitaciones y avanzada gestión de riesgos. La compañía, fundada en 2016, cuenta con presencia activa en Chile y Perú.

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Pylon Technologies Co., Ltd. anuncia su plan de construir su primera fábrica en el extranjero en Italia en una conferencia de prensa en Véneto el 18 de mayo.

Pylon LiFeEU S.r.l., la empresa conjunta con sede en Sant’Angelo di Piove di Sacco (PD), resultará en la primera fábrica en el extranjero de Pylontech en producir y ofrecer soluciones de almacenamiento de energía de una manera más estable y segura para los clientes de Europa.

Es propiedad conjunta de Pylon Technologies Europe Holding B.V. («Pylontech UE»), una empresa constituida en virtud de la ley holandesa de propiedad absoluta de Pylontech, y Energy S.p.A. («Energy»), que han estado en cooperación durante diez años con compromisos compartidos para promover iniciativas de energía renovable y descarbonización.

Esta fábrica utilizará recursos y experiencia de ambas partes para desarrollar y comercializar productos de almacenamiento de energía en Europa, lo que genera una nueva base para soluciones innovadoras de almacenamiento de energía.

Pylontech se ha asegurado la posición número uno en el mercado global de energía de baterías residenciales en 2022, con más de un millón de sistemas de almacenamiento de energía encargados en más de 80 países y regiones a partir de su primera entrega en 2013. En la actualidad, el establecimiento de la nueva fábrica será otro hito importante para esta empresa de rápido crecimiento, que sigue desempeñando un papel pionero y líder en la industria.

«Es un paso importante para Pylontech establecer una producción localizada, ya que nuestros socios, especialmente en Europa, están ansiosos por tener una cadena de suministro más segura y estable».

Geoffrey Song, vicepresidente de Pylontech, expresó: «Elegimos Véneto como un punto de partida, ya que goza tanto de la sabiduría de larga data de Galilei como de la nueva amistad de Energy. Creo en el futuro superbrillante de la industria de la energía renovable en la Unión Europea al aprovechar la sabiduría global y los recursos locales».

Acerca de Pylontech 

Pylontech (SHSE: 688063) es un proveedor de sistemas exclusivos de almacenamiento de energía en baterías (SEAEB) que consolida su experiencia en electroquímica, electrónica de potencia e integración de sistemas para ofrecer soluciones confiables de almacenamiento de energía a nivel mundial. Con un crecimiento continuo y rápido, se ha convertido en un proveedor líder de sistemas de almacenamiento de energía en todo el mundo.

Acerca de Energy S.p.A. 

Energy S.p.A. que se fundó en 2013 y cotiza en el mercado Euronext Growth Milan de la Bolsa de valores italiana, es líder en sistemas de almacenamiento de energía tanto para el sector de aplicaciones residenciales como a gran escala. Ha vendido e instalado más de 53.000 sistemas en todo el país, con un enfoque en los mercados residenciales, comerciales, industriales, de servicios públicos y de movilidad eléctrica.

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La directiva de la Asociación de Mujeres en Energía Chile (AME) fue invitada a reunirse con el subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, y con la jefa de la Oficina de Género y Derechos Humanos de la cartera, Francisca Valenzuela, con el objetivo de presentar los lineamientos de trabajo de la asociación, así como identificar colaboraciones conjuntas para la promoción de  la equidad de género y la mayor participación de mujeres en la industria energética del país.

En dicha instancia, la autoridad celebró la creación de la asociación, comprometiendo el apoyo del Ministerio para trabajar y conseguir el total desarrollo de las mujeres en el área. “Las transformaciones en el sector no sólo se deben dar desde el punto de vista energético, sino también desde el humano. Los hombres, en cualquier posición en el sector energía, debemos ser agentes de cambio para contribuir a establecer las condiciones para la equidad de género”, afirmó el Subsecretario.

La presidenta de la asociación de mujeres en energía, Ana Lía Rojas, valoró el apoyo expresado, agradeciendo la buena acogida y reafirmando el compromiso con el trabajo del programa “Energía Más Mujeres” que promueve el Ministerio: “Una de nuestras primeras acciones como gremio será adherir a este importante programa, que ha contribuido y visibilizado con cifras y políticas para afianzar la realidad laboral de las mujeres en el sector energía en Chile. Estamos convencidas de que en esta misión de conseguir más y mejores espacios para las mujeres en la  industria, hay que sumar todos los esfuerzos y participaciones: las individuales y las colectivas, bajo las orientaciones de políticas públicas que impulsa el Ejecutivo, las acciones y compromisos del sector privado, y los aportes desde la academia”.

En línea con lo anterior, enfatizó en que la asociación es una iniciativa abierta, transversal y descentralizada, que busca reclutar a un amplio número de mujeres profesionales y técnicas, con una visión multidisciplinaria “lo que apunta a enriquecer el diálogo sectorial. Por ello, la tarea más inmediata de la directiva es concretar la incorporación de socias, para así iniciar la conformación de comités de trabajo en base a los levantamientos que estamos realizando».

Durante la reunión se abordó cómo la recientemente conformada asociación puede aportar, desde la vereda de la sociedad civil, a la implementación de medidas concretas para crear un entorno laboral más inclusivo y equitativo. En Chile, el sector energía ha sido históricamente un entorno masculinizado, en el cual las mujeres ocupan sólo el 23% de la fuerza laboral, según un diagnóstico elaborado por el Ministerio de Energía en 2019. En los espacios de toma de decisiones este número se reduce a un 18%, mientras que la brecha salarial asciende al 24%.

La reunión fue la primera actividad oficial de la directiva de la asociación, conformada, además de la economista Ana Lía Rojas, por la abogada Daniela González como 1ra vicepresidenta; la diseñadora Anais Scapini, 2da vicepresidenta; la abogada Pamela Barros, tesorera; y la periodista Pía Suárez, como secretaria ejecutiva de la asociación.

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SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones en energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía, presentó varias innovaciones competitivas a nivel global en SNEC 2023, impulsando una transición limpia acelerada hacia la neutralidad de carbono.

Optimizado para plantas de almacenamiento de energía a gran escala, SOFAR exhibe su último buque insignia, PowerMaster, una solución integral líder en la industria que incorpora tecnologías de vanguardia.

PowerMaster, una solución segura, confiable y sostenible para garantizar la resiliencia de la red en condiciones operativas exigentes del mercado, combina un innovador sistema de refrigeración híbrido de aire y líquido, sistemas de seguridad 3+2, diseño modular, un menor costo nivelado de la electricidad (LCOS) y control inteligente.

Después de diez años de investigación y desarrollo independiente, el PowerMaster de SOFAR ha recibido reconocimiento por parte de socios de la industria desde su lanzamiento. Durante el lanzamiento de nuevos productos Powering Forward, SOFAR firmó memorandos de entendimiento con Hongyuan New Energy, Huaqing New Energy y Xiaoju New Energy, consolidando aún más su presencia dominante en el mercado de almacenamiento de energía.

Al mismo tiempo, SOFAR presentó otro nuevo producto, el inversor de cadena PowerMega de 320 kW, diseñado específicamente para sistemas fotovoltaicos a gran escala. Este inversor de alta corriente tuvo un impresionante debut en SNEC al solucionar los puntos débiles tradicionales y combinar eficiencia, seguridad y facilidad de uso en un solo dispositivo.

Con una eficiencia máxima de hasta el 99.05% y una corriente de entrada de 20A por MPPT, el inversor es compatible con módulos de 210/182 mm y permite obtener mayores rendimientos de energía.

Con clasificación IP66 y resistencia a la corrosión C5-M, logra resistir entornos adversos con un amplio rango de temperatura de trabajo desde -30℃ hasta 60℃. Además, admite escaneo I-V que permite identificar cadenas defectuosas y mantener un funcionamiento estable las 24 horas del día.

Gracias a la comprobada competitividad de PowerMega, SOFAR también firmó memorandos de entendimiento con Guohong Energy Group, Sichuan Shangwei y Tianlun New Energy, destacando su fortaleza e influencia en el sector de servicios públicos y marcando un capítulo crucial en el camino de la compañía hacia su ambición de emisiones netas cero.

«A medida que los países de todo el mundo descarbonizan gradualmente sus fuentes de energía y eliminan la dependencia de la energía a base de carbón, vemos un gran potencial en la energía renovable, ya que tiene un impacto positivo en la construcción de un planeta más sostenible y con bajas emisiones de carbono. SOFAR trabajará incansablemente para ofrecer soluciones integrales para satisfacer la creciente demanda, haciendo que las energías renovables sean accesibles y disponibles para más países», afirmó Guy Rong, Vicepresidente Senior de SOFAR.

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En el marco del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, diferentes players de la industria fotovoltaica de envergadura presentaron las principales soluciones solares que son tendencia en Latinoamérica.

A su turno, Eduardo Ventura, gerente de ventas de Risen Energy para México, Centroamérica y el Caribe, uno de los mayores fabricantes de módulos fotovoltaicos del mundo, detalló los productos más vendidos en la región, en conversaciones con Energía Estratégica.

Principales productos

De acuerdo al experto, la empresa china redobla sus esfuerzos y está promoviendo dos tipos de módulos por su tecnología y ventajas comparativas:

El módulo Risen de 144 celdas, de 166 mm, con potencia de salida de hasta 555 W, con una eficiencia de hasta el 21.5% ya que “su bajo amperaje permite una mayor compatibilidad con los inversores del mercado”.
El modelo de alta potencia de salida de 670 W con 132 celdas de 210 mm, que alcanza una eficiencia de hasta 21.6%, el cual es “ ideal para generación a gran escala”.

También aseguró que están promoviendo la tecnología tipo N, -tanto en modelo Topcon como HJT-; con mayor eficiencia en cuanto a temperatura lo cual les permite alargar la garantía.

“Logrando esa mezcla de factores podemos atender al mercado caribeño, centroamericano y mexicano con un producto acorde. Ajustamos los materiales en nuestros módulos para poder tener un precio competitivo a pesar de la alta tecnología que requiere”, aseveró Ventura.

Los mercados latinoamericanos con mayor presencia

Para el ejecutivo, Risen Energy decidió trabajar en Centroamérica y Caribe mostrando especial interés en México, Panamá y Dominicana.

“De la región México es nuestro mercado más maduro. Contamos con canales estratégicos para distribución. El utility scale en México hoy por hoy está teniendo un movimiento más despacio pero esperamos que la situación se revierta con el tiempo”, afirmó.

“En México, tenemos un desarrollo propio en Durango que consiste en una huerta fotovoltaica de 125 MW. Esa es parte de la fuerza que tenemos para el mercado mexicano. Debemos replicar esta experiencia en el resto de los países de Centroamérica”, agregó.

A su vez, según el experto, Panamá y Dominicana son mercados que tienen mayor apertura para los proyectos de generación distribuida para comerciantes industriales por lo que ya  tienen “canales abiertos para atender esos mercados tan integradores”.

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Unigel, empresa química de América Latina y fabricante de fertilizantes nitrogenados de Brasil, avanza en la construcción de la primera planta de hidrógeno verde a gran escala del país, para la cual destinará USD 120 millones, y ya planifica su expansión. 

La primera etapa del proyecto comprende una fábrica con tres electrolizadores (adquiridos de la siderúrgica thyssenkrupp) de aproximadamente 65 MW de potencia, con los que la compañía tendrá la capacidad para producir 10000 toneladas de H2V por año, que serán convertidas en 60000 t/año de amoníaco verde. 

Y se espera que la central, que estará ubicada en el Polo Industrial de Camaçari del estado de Bahía (centro oeste de Brasil), entre en operación comercial durante diciembre del corriente año y cree, al menos, 500 empleos directos e indirectos, según estimaciones.

Mientras que la fase 2 prevé cuadruplicar la producción del mencionado vector energético y su derivado, en tanto que con la etapa N° 3 del emprendimiento se alcanzaría un potencial diez veces superior. 

“Buscamos inversores que nos acompañen. Hablamos de la producción de 100.000 toneladas de H2V y 600.000 de amoníaco verde por año, gracias a una potencia de electrolizadores de 650 MW”, explicó Marcelo Natal, director comercial de Unigel. 

“Esta inversión rondará los USD 1380 millones y nuestra expectativa es que ese proyecto esté funcionando a finales del año 2027, dentro del polo petroquímico donde opera UNIGEL, por lo que la localización es muy conveniente”, agregó durante un evento virtual. 

Cabe recordar que la producción de hidrógeno verde y amoníaco ya es una rama de otras acciones que la Unigel ha emprendido, como la asociación para la producción de energía eólica, valorada en más de R$ 1 mil millones, con Casa dos Ventos, una de las mayores generadoras de energía de fuentes renovables en el país.

Y el proceso como el propio H2V generado será certificado por el organismo internacional ISCC (International Sustainability & Carbon Certification), que certifica una serie de productos químicos y usinas alrededor del mundo.

“Existen decenas empresas que nos buscaron interesadas en el proyecto ya que el amoníaco verde será uno de los combustibles del futuro para cumplir la meta de descarbonización. Por lo tanto, también les pedimos a los socios de nuestra cadena que certifiquen sus productos bajo la misma modalidad”, aludió Marcelo Natal. 

Aunque para que ello ocurra en la práctica, el especialista planteó que existen diversos desafíos, principalmente económicos, que “deben ser superados” para viabilizar la comercialización y el transporte hacia los centros demandantes del mundo. 

“Precisamos de energía limpia a precios competitivos, entendemos que aproximadamente 20 USD/MWh sería uno de los drivers para que el proyecto sea óptimo, como también la eficiencia de los electrolizadores”, señaló el director comercial de Unigel. 

La entrada Unigel busca financiamiento para expandir la primera planta hidrógeno verde a gran escala de Brasil se publicó primero en Energía Estratégica.

El Centro Mexicano de Derecho Ambiental A.C. (CEMDA), Greenpeace México A.C.; Iniciativa Climática de México A.C. (ICM) y Nuestro Futuro A.C. expresan su preocupación por la publicación en el Diario Oficial de la Federación del Acuerdo aprobado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) para la regulación de la energía libre de combustibles el 24 de mayo de 2023.

A través de este acuerdo la CRE modifica la regulación y las definiciones de lo que se considera energía limpia para incluir en esta categoría procesos y combustibles que producen contaminantes, los cuales no solo representan riesgos para la salud de la población mexicana, sino que también contribuyen al calentamiento global. Las preocupaciones de las organizaciones sociales se resumen a continuación:

Información equivocada sobre el progreso real de las energías renovables en el país:  con los cambios propuestos se estaría haciendo creer al mundo que el país incrementa el porcentaje de energías renovables en la matriz energética cuando en realidad no lo hace.
Impedimentos para alcanzar los objetivos de transición energética: la Ley de Transición Energética obliga a alcanzar un objetivo del 35% de energías renovables para 2024 y la Ley General de Cambio Climático –en su artículo 3 transitorio, inciso e)– hace mención al 35% de energía limpia para 2024. Sin embargo, la suspensión de las subastas a largo plazo en 2018 y las modificaciones de las normas de despacho que favorecen a los combustibles fósiles en vez de favorecer a las energías renovables, han obstaculizado la consecución de este objetivo.
Ineficacia del acuerdo: no añadirá ni un solo MW de capacidad de energías renovables a la matriz eléctrica ni reducirá ni una sola tonelada de bióxido de carbono adicionales a las medidas que se habían ya considerado para avanzar con el cumplimiento de las metas prometidas por México en la última COP.
Consideraciones reputacionales: las acciones tomadas por la CRE en este asunto dejan, una vez más, muy mal parado al Presidente de México y al país.
Con la aplicación de este acuerdo se frena (aún más) la transición energética en el sector eléctrico en México y con esto se viola el derecho humano a un medio ambiente sano en su vertiente de clima seguro, habitable y sostenible, así como diversos derechos fundamentales como a la salud, alimentación, agua, vida digna.
Aceptar que se aplique este decreto significa comprometer los derechos de las generaciones presentes y también de las futuras.

A la luz de estas preocupaciones, las organizaciones firmantes hacen un llamado respetuoso al Presidente López Obrador para que ordene que no se publique este Acuerdo y solicite mayores aclaraciones e información a los equipos de la SENER, la CFE y la CRE.

Las instituciones creen que es esencial asegurar la transparencia y la alineación con el compromiso de México hacia una transición energética justa, responsable y sostenible, preservando nuestras alianzas internacionales.

La entrada ONGs alertan que el acuerdo de la CRE frena la transición energética en México se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) hacen un llamado a fortalecer los mecanismos de descarbonización del suministro eléctrico y respetar los instrumentos que el marco jurídico contempla para estos efectos.

Según ambas asociaciones, el acuerdo aprobado el 24 de mayo por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), y publicado el día de hoy en el DOF, incrementa artificialmente la cantidad de energía limpia en el sistema eléctrico, al considerar parte de la generación con gas natural en centrales de ciclo combinado como energía libre de combustible y la hace acreedora a Certificados de Energías Limpias (CELs).

Los CELs fueron incorporados en la legislación nacional en 2014, como un mecanismo para incentivar la descarbonización de la matriz energética e incrementar el porcentaje de electricidad con fuentes no fósiles del 20% en 2018 al 35% en 2024.

Para garantizar su función como indicador del avance en este proceso, la legislación dispuso requerimientos incrementales anuales para los consumidores de energía y no consideró a la generación con ciclos combinados de gas natural entre las tecnologías que ayudan a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

«La decisión de la CRE cambia por completo los supuestos y mecanismos previstos para conducir la transición energética y vulnera el andamiaje institucional que organiza y conduce los esfuerzos de mitigación de emisiones, ambos orientados a que el Estado mexicano habilite la garantía de un medio ambiente sano para sus ciudadanos», manifiestan las organizaciones a través de un comunicado.

«Esta medida deteriora drásticamente el valor económico de los CELs y anula su función como indicador del avance en la descarbonización de la matriz energética», agregan.

La entrada Amdee y Asolmex denuncian que el acuerdo de la CRE desvirtúa los mecanismos previstos para lograr la descarbonización se publicó primero en Energía Estratégica.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) celebra este año su 50 aniversario. Por este motivo, impulsará en los próximos meses una serie de iniciativas especiales en conmemoración de este gran hito. 

Entre ellos, su evento anual denominado Semana de la Energía, que en este 2023 cursará su VIII edición en Montevideo del 6 y el 10 de noviembre, plantea contar con una citación sin precedentes de autoridades provenientes de sus países miembro. 

Según reveló Andrés Rebolledo Smitmans, nuevo secretario ejecutivo de OLADE, además de contar con la presencia de autoridades de la cartera energética proveniente de los 27 países miembro, este año se espera “una cantidad relevante” de presidentes. 

“Hoy día, a propósito de los temas de integración, me parece que hay un momento político en la región que permite imaginar algún avance en materia de integración y ese va a ser el vector fundamental que van a impulsar los presidentes que participen”, adelantó. 

Desde la perspectiva del referente de OLADE la diversidad de recursos con las que cuenta la región abre las puertas a la complementariedad, cooperación e integración regional, por lo que también se ha invitado a otras organizaciones intergubernamentales como la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) y observadores de Estados Unidos y la Unión Europea, para evaluar oportunidades adicionales de cooperación internacional.  

Además de debatir sobre retos y oportunidades de transiciones energéticas justas en cada uno de los países miembro, se plantea un diálogo de alto nivel sobre los beneficios comunes de la integración energética, infraestructura necesaria, cartera de proyectos y búsqueda de financiamiento para aterrizar en una visión regional. 

Y es que, siguiendo las declaraciones de Rebolledo durante el conversatorio “Panorama Energético Regional”, se podría fortalecer la complementariedad energética, aprovechando y maximizando la diversidad de recursos en la región.

«Si uno hace el ejercicio conceptual y económico, probablemente nuestra región en un contexto global sea la región con más capacidad para integrarse a priori, dejando de lado regímenes y ciclos políticos», observó Andrés Rebolledo. 

En tal sentido, resultarían claves para lograrlo las iniciativas de integración energéticas subregionales como SIEPAC, ARCO NORTE, SINEA y SIESUR.

Las energías renovables, el gas y el hidrógeno serán otros temas que estarán sobre la mesa de debate de la VIII edición de la Semana de la Energía, evento de OLADE que será co-organizado con el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay (MIEM) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). 

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La Seremi de Energía, Arife Mansur, junto a parte de su equipo, se embarcaron en el Buque Aquiles de la Armada de Chile el pasado jueves 25 de mayo con destino a la Isla Robinson Crusoe. Esta visita tiene como objetivo principal conocer de cerca la realidad energética de la isla y establecer una colaboración estrecha con las autoridades y la comunidad local para impulsar su desarrollo.

«En el marco de nuestro compromiso por impulsar el desarrollo energético y mejorar la calidad de vida de las comunidades, me complace anunciar nuestra visita a la Isla Robinson Crusoe. Este viaje representa una oportunidad invaluable para conocer de primera mano la realidad energética de la isla y establecer una colaboración estrecha con las autoridades y la comunidad local”, señaló la seremi Arife Mansur.

Durante el sábado 27 y domingo 28 de mayo, se llevaron a cabo diversas actividades en la comuna de Juan Fernández, en línea con el Programa Comuna Energética y otras iniciativas de la Seremi de Energía. Algunas de las acciones programadas son las siguientes:

Reunión con el alcalde Pablo Manríquez Angulo, su equipo municipal y otros servicios públicos para abordar temas relacionados con el suministro eléctrico y el desarrollo energético de la comuna.

Se llevará a cabo el programa «Con Buena Energía» en el Restaurant Bahía, el cual beneficiará a más de 100 familias de la Isla, proporcionando capacitación sobre el buen uso de la energía y entregando un kit eficiente para el hogar.

Además, se hizo entrega del reconocimiento a los ganadores del Fondo de Acceso a la Energía 2022 vinculados al desarrollo de sistemas fotovoltaicos para la Casa del Adulto Mayor y el Municipio de Juan Fernández.

También la seremi y su equipo visitaron a la central eléctrica y la estación de servicios para realizar una revisión del sistema eléctrico y de combustibles. El objetivo fue incorporar fuentes de energía renovable en la matriz eléctrica de la isla, lo cual requiere mejoras en la red eléctrica existente. Conjuntamente, se contempló el levantamiento de las luminarias de alumbrado público.

Finalmente, la seremi destacó que “esta visita representará una valiosa oportunidad para fortalecer la colaboración entre la Seremi de Energía y la comuna de Juan Fernández, así como para comprender de manera directa las necesidades y desafíos en materia energética de la Isla Robinson Crusoe. Invito a la comunidad a participar activamente en las actividades programadas y a compartir sus ideas y sugerencias, ya que juntos podemos construir un futuro energético sostenible y próspero para todos.”

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Latinoamérica mantiene su atractivo para invertir en energías renovables. Además de la calidad de sus recursos naturales que resulta oportuna para la generación eléctrica, mecanismos de fomento y promoción vigentes posibilitan el despliegue de nuevos proyectos en distintos mercados. 

“El potencial en solar y eólica es evidente en América Latina y creemos que tiene mucho para jugar un papel predominante en la coyuntura energética mundial”, indicó Daniel Barandalla, líder de asesoría solar para Europa y América Latina en UL Solutions. 

Desde la óptica de Daniel Barandalla, si bien el mercado entre privados puede resultar maduro en muchos países, las convocatorias a licitaciones públicas son parte importante del impulso a nuevos proyectos utility scale principalmente de solar y eólica. 

“Con certeza este tipo de acciones por parte de los gobiernos dan cierta seguridad en que la continuidad y el desarrollo de las renovables vayan adelante”, declaró. 

Incluso señaló que medidas de política pública y marco regulatorio que acompañen el desenvolvimiento de la iniciativa privada puede potenciar a la industria local y una mejora en las ofertas de licitaciones. 

“El caso en Brasil genera una industria y una serie de servicios asociados a estas licitaciones que son interesantes para todas las partes y lo menciono por ejemplo como un caso de éxito”. 

Ahora bien, el especialista también advirtió que algunos riesgos macroeconómicos y coyunturales de cada país podrían repercutir desfavorablemente en la ejecución efectiva de nuevos proyectos a costos competitivos. 

“En el caso de México ahora la actividad pues eso a pesar de que hubo una subastas iniciales también todos lo miramos con cierta expectativa de que se reactive el mercado porque desde luego el potencial al menos hablando en solar y desde luego que también eólica es evidente en América Latina”

En tal sentido, en su calidad de líder de asesoría solar para Europa y América Latina en UL Solutions, mecionó algunos riesgos comunes a los que se enfrentan dueños o fondos de inversión en un continente u otro. 

“Uno de los puntos que vemos ahora graves como un cuello de botella sería el suministro de grandes transformadores que tiene unos lead times bastante elevados y que pueden hacer que los proyectos se demoren respecto a lo previsto”, ejemplificó. 

Con la intención de lograr cerrar proyectos viables no sólo económica y financieramente sino también técnicamente, es que el experto además identificó una tendencia creciente en desarrollos híbridos. 

“Vemos cierta apertura en algunos mercados a la hibridación de tecnologías que también consideramos que es clave. Principalmente, eólica y solar, (…) pero hay una gran variedad de otras tecnologías que han de tener un papel importante en las futuras licitaciones (…) como el almacenamiento e hidrógeno verde. Y creemos que desde luego fomentar estas tecnologías mediante licitaciones va a ayudar a que estas despeguen en el mercado”, consideró. 

¿Qué mercados latinoamericanos ve más maduros para los mecanismos de licitación en la región? ¿El foco hoy es solar o está ganando terreno la tendencia en solar y almacenamiento? ¿Qué soluciones ofrecen para fondos de inversión e IPP desde su unidad de negocios? Fueron otras de las preguntas que respondió el referente de UL Solutions a Energía Estratégica. 

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Chile atraviesa el proceso denominado “Segundo Tiempo de la Transición Energética”, en el que el gobierno planteó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para lograr una descarbonización acelerada del sector eléctrico. 

Sin embargo, hay un tema que aún preocupa dentro del rubro energético nacional: el cierre de centrales termoeléctricas a carbón y la sustitución de su capacidad con tecnologías limpias. 

Pamela Poo, directora y coordinadora de incidencia política de Fundación Ecosur, conversó con Energía Estratégica y señaló que el escenario resulta “bastante complejo” para seguir avanzando en la descarbonización. 

Tal es así que, a pesar que ya hay 1189 MW de plantas cerradas y 2369 MW comprometidos con una fecha de cierre hacia el 2025, todavía existen casi 2000 MW de potencia termoeléctrica a carbón que aún no no confirmó cuándo pondrán fin a sus actividades, pero que deberán hacerlo al 2040. 

“Tenemos comprometidas el cierre de por lo menos 14 termoeléctricas y 10 sin fecha, la mayoría correspondiente a AES Gener en distintos lugares del país, que vendió ciertos activos y planteó comunicacionalmente que va hacia energías limpias, pero se deshacen de sus activos y no se hacen responsables de los mismos”, manifestó. 

A ello se debe agregar que los problemas con la saturación de las líneas de transmisión eléctrica y vertimientos de energía. Hechos que impiden el avance de la generación renovable, ya sea de nuevos parques o de los ya operativos, y que desde hace tiempo produce demandas del sector para tener nueva capacidad de transporte disponible. 

“Por lo tanto, hay muchas fallas que se dan en el sistema, principalmente por la transmisión eléctrica, pero también porque en Chile hay una especie de subsidios a los fósiles que en el fondo pretenden seguir potenciándolos y no hubo correcciones en materia de política pública”, apuntó Pamela Poo. . 

“También se necesita avanzar en el pilar ciudadano de generación distribuida, que siempre estuvo incipiente, pero nadie tomó el rol preponderante que se requiere para un mayor impulso. Es decir que, a nivel general, necesitamos una política pública que no se ha hecho, que ha sido una piedra de todos los gobiernos, pero principalmente del pasado y actual, y están muy atrasados en cómo se abordan estas materias legislativas o normativas para destrabar tales problemas”, agregó. 

Con ello hizo referencia a que la descarbonización no sólo debe ser entendida y medida desde una lógica de cierre de centrales termoeléctricas, sino que se deben tener en cuenta otros mecanismos e iniciativas complementarias que no impliquen únicamente la instalación de renovables, sino más bien que “el recambio tecnológico sea pensado, con ordenamiento territorial”. 

¿Qué rol puede tomar el almacenamiento? A principios de este año, el presidente de Chile, Gabriel Boric, remarcó que la ley de almacenamiento permitirá el retiro de centrales a carbón “sin comprometer la operación segura” del Sistema Eléctrico Nacional. 

Y si bien ña directora y coordinadora de incidencia política de Fundación Ecosur coincidió en que es necesario el storage porque actualmente se vierte energía renovable que se podría inyectar al SEN, insistió en que se aborde de manera amplia:

“En el caso de otros combustibles, a veces no se requeriría tener un amplio storage para todos los proyectos, por lo que se debe gestionar y coordinar mejor qué energías entran y cuáles salen del sistema con respecto a que las renovables no pueden inyectar”.

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Días atrás, la Secretaría de Energía de la Nación reconoció que el proyecto de ley hidrógeno de bajas emisiones está “técnicamente terminado” y listo para ser enviado a Presidencia y presentar al Congreso. 

Propuesta de régimen de promoción que generó mayor expectativa dentro del sector energético local por la importancia de tener un marco regulatorio que brinde estabilidad a las inversiones previstas en la materia. 

Bajo ese contexto, desde Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) presentaron un reporte preliminar sobre la factibilidad de la generación renovable, la disponibilidad de agua y la demanda de amoníaco, en pos de conocer la factibilidad para producir hidrógeno verde en su territorio. 

“Podríamos tener un electrolizador de 100 MW y para eso deberíamos instalar un módulo de potencia eólico de 165 MW, 40 MW fotovoltaicos y un almacenamiento de hidrógeno de aproximadamente 100 toneladas”, detalló Claudio Puértolas, gerente general de EPEC. 

“Con ello podríamos tener una producción de 61600 toneladas de amoníaco verde y 11165 toneladas de H2V, con una generación de energía de 750000 MWh/año para satisfacer la demanda, tanto como vector energético como materia prima para otros elementos que son importantes para Córdoba”, agregó durante un evento organizado en la sede provincial de la Universidad Técnica Nacional. 

Y cabe recordar que en octubre del año pasado, Investigadores de la Universidad Nacional de Córdoba (UNC) presentaron el primer electrolizador de mediana potencia fabricado íntegramente en el país para producir hidrógeno verde. 

Desarrollo que fue realizado en conjunto por UNC, la Universidad Nacional de Catamarca y el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET), con el apoyo del Ministerio de Ciencia y Tecnología de Córdoba, el gobierno nacional y la empresa Fluorita Córdoba.

De todos modos, desde el instituto Fraunhofer-Gesellschaft vaticinaron que el estudio de prefactibilidad estaría completo hacia fines del corriente año y así se puedan identificar las oportunidades y proyectos de demostración, como también los candidatos y nuevos establecimientos vinculados al H2V y sus derivados. 

“Para continuar con ello, hay muchos aspectos que debemos abordar, como por ejemplo las legislaciones y regulaciones, desarrollar planes para desarrollar la infraestructura necesaria, pero principalmente construir las capacidades educativas y de formación de las personas que estarán a cargo de los proyectos”, Jochen Bard, director de División Tecnología de Procesos Energéticos en Fraunhofer IEE. 

“Además estamos colaborando con ENARSA para producir amoníaco verde y establecer una planta en Bahía Blanca, no sólo para consumo doméstico sino también para su exportación hacia Europa, donde ya se han firmado acuerdos”, concluyó. 

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Durante el Foro Global de Hidrógeno Verde Bariloche 2023, realizado en Argentina (ver transmisión), actores del sector público y privado, la industria y la comunidad científica analizaron los grandes avances del sector a nivel mundial, las potencialidades de Latinoamérica como escenario de oportunidades para recibir más y nuevas inversiones, y los proyectos planteados en la región y el resto del mundo.

Uno de ellos fue Gabriel Jorge Terres Cruz , jefe de cancillería de la embajada de México en la República Argentina, quien destacó las acciones que se vienen realizando en el país para detonar la industria del hidrógeno verde.

“Tenemos un mercado en funcionamiento pero el reto es avanzar a la transición de hidrógeno verde y la participación de las energías renovables. Hay mucho que trabajar todavía. Pese a que estamos aun un poco atrasados con el marco regulatorio, contamos con una visión clara y vamos a impulsar el vector energético”, destacó.

“Al igual que en otros países, las tecnologías en torno al hidrógeno verde están avanzando mucho más rápido que los marcos regulatorios. No obstante, estamos construyendo el nuestro”, agregó.

Los esfuerzos públicos y privados por impulsar la industria

Terres Cruz aseguró que están elaborando en una mención de hidrógeno para fijar los lineamientos, disposiciones y criterios adicionales en los reglamentos en torno al mercado eléctrico.

“Aunque la creación de una Estrategia Nacional de Hidrógeno y el desarrollo de legislación específica en la materia aún están pendientes, estamos trabajando en ello. México ve al hidrógeno verde como un vector energético descarbonizante y tiene gran interés por aumentar las inversiones de proyectos”, destacó. 

En efecto, reveló que en el Senado se presentó una iniciativa para modificar la ley de transición energética y mandatar a la Secretaría de Energía para que instrumente y promueva un Programa Nacional de uso de hidrógeno verde limitando la producción de hidrógeno gris con el objetivo de reducir el uso de combustibles fósiles.

Según el diplomático, la Comisión Federal de Energía (CFE) está trabajando en un gran proyecto para que a través de hidrógeno y plantas fotovoltaicas se pueda reducir el 20% del consumo del gas. 

Bajo esta premisa, mencionó que se elaboró un documento estratégico denominado “Hacia una política Industrial” en el que el Gobierno de México se ha propuesto encaminar los esfuerzos de todos los actores económicos para que se genere crecimiento económico en el sector industrial y este sea “más incluyente y sustentable”. 

El documento busca fomentar la competitividad y la capacidad de la industria apoyando la innovación y las tendencias tecnológicas científicas. 

“En este contexto, se prevé impulsar la producción de vehículos cero emisiones tanto eléctricos como de hidrógeno y apoyar la formación de capital humano para promover las industrias sostenibles y sustentables”, explicó.

“Para impulsar la electromovilidad, se contemplan incentivos fiscales para nuevas inversiones y el incremento al financiamiento de programas para la mejora tecnológica de empresas mexicanas”, agregó.

Además, citó el reporte de GIZ llamado “El hidrógeno verde en México el potencial de la transformación” en donde la agencia de desarrollo alemana identifica el impacto que puede tener la economía del hidrógeno en México.

“El informe posiciona a México como un país con gran potencial para ser competitivo en la fabricación de turbinas de generación eléctrica de hidrógeno, equipos de acondicionamiento transporte y almacenamiento y la producción de vehículos con trenes motrices de hidrógeno, siendo México uno de los principales exportadores de vehículos, sin duda esta esta matriz”, aseveró.

De hecho, en los próximos 25 años GIZ estima que más de 90000 personas podrían trabajar en actividades relacionadas al hidrógeno verde. 

Por último, hizo hincapié en el trabajo que está realizando la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible al promover foros en el poder legislativo con el objetivo de mostrar las grandes ventajas competitivas de México como exportador de hidrógeno dada su posición geográfica y su la pertenencia a diferentes tratados comerciales”.

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Top Brand PV 2023 refuerza aún más el estatus líder de Growatt en la industria, con una presencia dominante en el sector residencial y un destacado posicionamiento entre los tres principales actores globales en el mercado comercial e industrial (C&I).

«Estamos encantados de otorgar a Growatt Top Brand PV 2023 para varios mercados clave, lo que refleja el continuo rendimiento de la compañía y su dedicación a impulsar la transición energética a nivel internacional», comentó Daniel Fuchs, Vicepresidente de EUPD Research en la ceremonia de entrega de premios.

Soluciones listas para baterías de gama completa

Uno de los aspectos más destacados de la exposición de Growatt fue la completa gama de soluciones listas para baterías. Con capacidades de 2.5 a 30 kW, las soluciones permiten a los hogares de todo el mundo adoptar estilos de vida de bajo carbono al proporcionar la flexibilidad para integrar sistemas de baterías en un momento posterior.

Al combinar los inversores listos para baterías con la última batería APX HV, los propietarios obtienen un mayor control sobre su gestión energética, aumentando el autoconsumo solar y mejorando la seguridad general del sistema.

Soluciones de Energía Solar para Empresas

Los avances de la marca en los sistemas de almacenamiento de energía C&I también se mostraron, presentando los inversores WIT y las baterías comerciales APX.

Los inversores de almacenamiento de la serie WIT de 50-100kW, que cuentan con funciones avanzadas como UPS integrado, capacidad de arranque en negro, salida desequilibrada del 100% y sobrecarga continua de CA del 110%, trabajan en conjunto con la batería comercial APX. Esta poderosa combinación permite a las empresas alcanzar la independencia energética mientras optimizan la eficiencia operativa.

Innovaciones para Amplios Escenarios de Aplicación

Para abordar diversas necesidades energéticas, Growatt impresionó a los asistentes con su revolucionario NEO 2000M-X, un microinversor flexible y escalable que no solo prioriza altos rendimientos con cuatro rastreadores MPP y una eficiencia máxima del 96.5%, sino que también soporta una larga distancia de transmisión de señal con la comunicación LoRa.

Además, la innovadora cartera de productos fuera de la red, cargadores de vehículos eléctricos THOR y estaciones de energía portátiles ejemplifican los continuos esfuerzos del fabricante por proporcionar soluciones de energía sostenible en diversos escenarios de aplicación.

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SOFAR, el proveedor líder a nivel global de soluciones de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía (ESS), presenta su última innovación en ESS para servicio público, SOFAR PowerMaster, que incorpora avances tecnológicos de vanguardia en SNEC 2023.

El lanzamiento de PowerMaster, completamente desarrollado internamente, marca un hito en la gama integral de soluciones de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía de la empresa para todos los escenarios.

Se puede considerar como una cartera de 5 avances revolucionarios clave pioneros en el sector de ESS para servicio público, capaz de abordar los puntos críticos al aumentar los rendimientos de energía a un menor costo y garantizar una operación segura las 24 horas.

Sistema de Refrigeración Híbrido líder en la industria

La innovadora combinación de sistemas de refrigeración por aire y líquido proporciona un monitoreo inteligente que puede reducir la pérdida de disipación de calor en aproximadamente un 30% y evitar la condensación en los compartimentos de la batería, logrando así una refrigeración eficiente y constante.

Además, el sistema mantiene una diferencia de temperatura de la batería inferior o igual a 2.5℃, lo que permite mantener las células de la batería dentro del rango de temperatura óptimo y ayuda a prolongar la vida útil de la batería en un 14%.

Seguridad Última Comprobada Priorizando estrictamente la seguridad, SOFAR PowerMaster está equipado con 3+2 sistemas de seguridad que incluyen un sistema triple FFS (supresión de incendios), diseño a prueba de emisión de gases inflamables y explosión para prevenir la combustión secundaria.

Al mismo tiempo, el diseño de seguridad incorporado protege eficazmente las células contra cortocircuitos de alta tensión o corriente, asegurando una operación estable las 24 horas.

Expansión Flexible El diseño modular es altamente adaptable y capaz de expandir la capacidad de almacenamiento de una sola cámara de hasta 3.93 MWh, lo cual es ideal para satisfacer las necesidades flexibles de expansión de capacidad.

Además, la gestión inteligente a nivel de bastidor aumenta la capacidad de descarga del sistema en un 7%. Gracias a la topología de tres niveles y una eficiencia máxima de conversión del 99%, el sistema mantiene menores pérdidas y un rendimiento óptimo de energía.

Costos Optimizados con un LCOS más bajo El diseño altamente integrado y la gestión refinada mejoran aún más los rendimientos de energía y ofrecen un LCOS más bajo para los inversionistas en comparación con los sistemas tradicionales de almacenamiento de energía.

Compatible con celdas de 320Ah, minimiza el costo de inversión inicial y permite una mayor densidad de energía. Por lo tanto, se espera que SOFAR PowerMaster sea una de las opciones más prudentes para el almacenamiento de energía en el sector de servicios públicos.

Control Inteligente

Con el fin de simplificar el proceso de gestión, SOFAR PowerMaster adopta el control coordinado automático en tiempo real, lo que garantiza que el PCS opere a plena potencia. Además, los algoritmos de control inteligente permiten una capacidad de sistema flexible y ajustable.

Yu Feng, Vicepresidente de SOFAR, señala que se espera que SOFAR PowerMaster inspire una revolución tecnológica en el sector de ESS para servicio público, al ser desarrollado internamente sobre la base de diez años de acumulación de fortaleza en I+D.

«Como actor líder en el mercado global de almacenamiento de energía, SOFAR ha sido reconocido por clientes en todo el mundo. Además, en colaboración con TÜVRheinland, hemos emprendido el desarrollo de un documento blanco sobre ESS para servicio público. Estamos entusiasmados por lo que está por venir, mientras nos enfocamos en ofrecer avances tecnológicos avanzados para construir una sociedad más sostenible para todos», agregó.

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Grenergy, la compañía cotizada española productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento, inauguró hoy la primera planta solar que ha construido en Arica, dentro de un plan más amplio que contempla la puesta en marcha de otros parques fotovoltaicos en esta región del norte de Chile.

Grenergy ha elaborado este plan para impulsar las energías renovables en la región de Arica y Parinacota tras constatar la apuesta del Gobierno chileno por este sector. Esta colaboración se concretará en la agilización de los trámites administrativos necesarios, entre los cuales figuran la gestión de suelo público, la conexión a la red del sistema eléctrico nacional (SEN), los permisos, etc. 

Ambas partes comparten el interés por las energías renovables y apuestan por una estrategia de lucha contra el cambio climático y de transición energética a través del fomento de estas energías limpias. A este hecho suman además el aliciente de invertir en una región escasamente poblada del país, con solo unos 260.000 habitantes, y muy necesitada de inversiones que ayuden a crear riqueza y empleo en la zona.

Primer PMGD 

Anita Flores Vásquez,  Seremi de Energía de Arica y Parinacota, acompañada por el Director General de Sudamérica  de Grenergy, Felipe Pezo, así como de otras autoridades nacionales, regionales y locales, han inaugurado la planta solar de Arica de 9 MW, el primer PMGD con precio estabilizado que se construye en la región. 

El parque se ha levantado sobre una superficie de 25 hectáreas y cuenta con 20.088 paneles solares de 540 vatios de potencia cada uno. Su puesta en marcha llevará energía verde a 7.913 hogares chilenos y supondrá el ahorro de 8.504 toneladas de CO2 anuales a la atmósfera 

Grenergy refuerza con Arica su liderazgo en Chile, donde es el operador con más plantas conectadas con más de 60. En este país tiene instalado su centro de operaciones para toda Sudamérica, donde construye en la actualidad 500 MW y donde desarrolla 2.8 GW entre solar y eólico y 2,6 GWh de proyectos de baterías.

La  titular de Energía, Anita Flores Vásquez, afirmó que  “este PMGD es un  proyecto  pionero en la región que permitirá  avanzar a nuestro país en dos ejes: Matriz energética limpia y Descentralización energética en concordancia con la Agenda de energía 2022 – 2026 del ministerio de Energía del Gobierno del presidente Gabriel Boric Font”.

Por su parte, el Director General de Sudamérica de Grenergy, Felipe Pezo, aseguró que “esta planta de Arica demuestra el compromiso de la compañía con una región que le hacen muy bien noticias como esta y que refuerza la apuesta que Grenergy ha hecho por Chile, y que nos ha permitido convertirnos en líderes en plantas conectadas”.

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