Según pudo saber este portal de noticias, de la totalidad de promotores -que han presentado un total de 243 conceptos equivalentes a una capacidad de 56 GW- muchos aún no han recibido notificaciones sobre su estado de asignación de capacidad en la red. Cabe destacar que apenas se adjudicaría una sexta parte: alrededor de 9 GW.

Uno de los conocedores de cómo está avanzando este procedimiento es Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, quien está asesorando a empresas participantes.

En una entrevista para Energía Estratégica, el abogado especialista analiza la situación.

¿Qué está sucediendo con la entrega de informes de concepto de conexión con asignación de capacidad?

Se están notificando gradualmente. Se esperaba que todas las solicitudes fueran notificadas el martes 28 de febrero, pero desde el domingo, y poco a poco, algunos promotores han ido recibiendo respuestas de la UPME.

Con la reciente Circular 19 de 2023 la UPME (VER AL PIE DEL ARTÍCULO) apaciguó las ansias que tenemos todos los que estamos viviendo el procedimiento de asignación de capacidad.

¿En qué sentido se están notificando las respuestas? 

Hemos visto casos en los que se activó la figura del desistimiento, la cual se aplica cuando el solicitante no atendió requerimientos de aclaración por parte de la UPME.

Por otro lado, se han notificado conceptos sin asignación de capacidad. Puede ser que algunos recibieron conceptos con asignación, lo cual es positivo.

Sin embargo, desde nuestro rol de abogados especialistas en regulación de energéticos es más probable que conozcamos primero los casos en los que aplican desistimientos o niegan la asignación, que aquellos casos en los que sí asignan capacidad. Por aquello de la oportunidad de presentar el recurso de reposición.

¿En OGE qué han visto de nuevo en estos conceptos de conexión 2023?

Respuestas acompañadas de un Anexo de “Análisis Técnico” como parte integral de la decisión.

¿Qué esperar de todo este proceso y de las adjudicaciones?

Esperemos que no cambien las reglas. En las respuestas que hemos podido revisar observamos puntos que nos han llamado la atención y extrañamos otros que pensamos iban a ser considerados por la UPME. Ojalá todo salga adecuadamente este jueves 02 de marzo, que es la nueva fecha en que finalizará la notificación de los conceptos.

¿Será necesario que la UPME finalmente prorrogue los plazos del 31 de marzo para la recepción de solicitudes para el 2023?

Sí, definitivamente, lo contrario es forzar a que se presenten solicitudes de asignación con estudios bastantes débiles.

Lo digo porque una vez culminen las notificaciones de los conceptos de conexión, con o sin asignación, se tendría una reconfiguración de la disponibilidad de capacidad, y esa información es vital procesarla con pausa para así elaborar un buen estudio de Conexión. Y, según nos han dicho nuestros amigos ingenieros, 29 días no es el plazo adecuado para elaborar un buen Estudio de Conexión.

¿Qué recomienda tener en cuenta a los promotores que no reciban asignación?

Realizar una revisión desde dos perspectivas, una exclusivamente técnica y otra jurídico-regulatoria. En otras palabras, no quedarse con una sola visión de las decisiones.

– ¿Cuáles son las perspectivas y objetivos para este 2023? 

Actualmente están en construcción 3 grandes parques donde EPSE participa en cooperación con Genneia en Ullum (78 MW) y Tocota (60 MW); también con YPF Luz (100 MW) donde proveemos la conexión al Sistema Interconectado mediante la línea AT de Tocota a Bauchaceta. Además EPSE acaba de firmar un contrato con IMPSA para la construcción de un nuevo parque propio en Ullum (50 MW).

Sin embargo, San Juan ve un techo en las inversiones en grandes plantas solares debido a que se está completando la capacidad de transporte para la evacuación de energía al mercado nacional. 

Si bien es un tema complejo, puesto en palabras simples nuestra agenda considera necesaria una obra muy relevante para San Juan, pero también para Argentina. La conexión Rodeo (San Juan) – La Rioja en 500 kV expandiría las posibilidades de producción a partir de renovables en valores muy significativos. Esto produciría un ciclo de crecimiento de instalaciones de grandes parques de generación como así también de la demanda de los grandes proyectos mineros. Somos muy optimistas respecto del inicio de esta obra.

Una vez iniciada su construcción se debería pensar en el siguiente gran vinculo (en al menos 500kV) el cual parece estar apuntando hacia nodos en el eje San Luis, Córdoba y/o Mendoza ya pensando en la siguiente década.

¿Qué rol puede tomar el almacenamiento de energía?

Como la mayor parte de la generación en la provincia es de origen solar, el poder contar con storage provee claras ventajas respecto de aprovechar más las costosas líneas eléctricas y mejorar la dinámica de la red (sobre todo en cuanto a estabilidad y confiabilidad), un aspecto crucial de los sistemas eléctricos que operan cerca del límite de la capacidad de transporte. 

En cuanto a almacenamiento se ha decidido trabajar con proyectos demostrativos, de pequeña escala, y hacer una base de conocimiento ya que aún no llega al breakeven el retorno de la inversión de un proyecto de escala utility.

El plan dentro de EPSE es estar preparados para lo que viene en materia de almacenamiento de energía con pequeñas aplicaciones dentro de nuestras instalaciones, entender los procesos y ayudar a identificar formas de remunerar la misma. 

– ¿Cómo avanza la construcción de la fábrica de paneles solares? 

Un equipo técnico de Alemania estuvo en la provincia a fines de 2022 y se se definió la modalidad de la instalación y pruebas a realizar para la puesta a punto de la línea de módulos fotovoltaicos, la primera a poner en funcionamiento. 

Se completó el 95% las primeras naves de fabricación que suman 7.800 m2 de instalaciones de alta calidad. Durante 2023 estamos adquiriendo 2 nuevas máquinas para la línea de módulos que nos permitirá pasar desde la puesta en marcha (3er trimestre de 2023) de 71 MWp a 115 MWp de producción anual de paneles. 

– ¿Cómo se mantiene el vínculo con las empresas mineras para que éstas instalen proyectos renovables? ¿Es posible ver proyectos híbridos de esa índole?

El sector minero es muy pujante por estos días y, afortunadamente, es muy relevante el mineral proveniente de yacimientos con exigencias de producción “verde”. Esto ha provocado que los inversores y desarrolladores trabajen con cuidado en el origen de la energía que utilizan para tener una huella inicial de carbono acotada y con planes de descarbonización. 

Habitualmente, EPSE asiste de manera activa en el asesoramiento de los proyectos mineros que requieran soluciones energéticas. 

Actualmente estamos participando en asesoramiento técnico en materia energética y en convocatorias y solicitudes de presupuestos, para la factibilidad de instalaciones del tipo híbrido (grupos electrógenos + paneles solares + almacenamiento en baterías) sobre todo en aquellos proyectos que operan off-grid, como así también en llamados para la provisión mediante PPA de grandes bloques de energía a largo plazo a partir de los parques de EPSE existentes y de nuevos a construirse en función de la demanda.

La Coalición RD 100% Renovable ha notado algunas barreras qué enfrentar para lograr el éxito de su Plan para la instalación masiva de sistemas solares en techos y reducción del subsidio eléctrico en la República Dominicana.

En el documento al que tuvo acceso Energía Estratégica se explica que, para dar lugar a la instalación de unos 600 MWp de capacidad solar sobre techos de viviendas y pequeños comercios, deberían ser resueltas tres principales problemáticas: suministro de medidores eléctricos bidireccionales, complejidad de los requisitos para la aprobación de instalaciones de medición neta por parte de las empresas distribuidoras y las políticas de distribuidoras para la penetración de potencia solar a nivel de circuitos de distribución.

Ahora bien, también plantea ejes de acción para resolver aquello que se advierte. Por el lado del suministro de medidores eléctricos bidireccionales señalan que, de ser necesario, la Coalición RD 100% renovable trabajará con las empresas distribuidoras para importar e incluir en el precio de los sistemas el suministro de medidores bidireccionales.

En el caso de la reducción de los requisitos para la aprobación de instalaciones y de medición neta por parte de las empresas distribuidoras, proponen trabajar con las empresas distribuidoras para preaprobar los diseños de las instalaciones típicas de los sistemas que serán instalados y a partir de allí optimizar la tramitología.

Por otro lado, plantean la necesidad de que las empresas distribuidoras deben flexibilizar sus políticas de penetración de potencia solar a nivel de circuitos de distribución.

Concluyendo, señalan que para que la masificación de energías renovables se dé oportunamente, se requeriría además una intensa estrategia de capacitación, una agresiva estrategia de comunicación, educación y publicidad; así como encontrar estrategias para que todos los usuarios puedan acceder a este tipo de alternativas de generación.

En esa línea, en el caso de indisponibilidad de techos de los usuarios que demandan de 0-400 kWh, proponen trabajar en un proyecto de granjas solares comunitarias en paralelo al plan para la instalación masiva en techos y así garantizar una mayor penetración renovable.

Y finalmente, en el caso de financiamiento aseguran que el proyecto de instalación de sistemas solares en techos es prácticamente autosuficiente. Sin embargo, para poder llevarlo a cabo, se requerirá el pago por adelantado de fondos que por ejemplo normalmente se utilizan para el subsidio a la electricidad y otras partidas.

Así es el plan de la «Coalición RD 100% Renovable» para la instalación masiva de energía solar

Los proyectos tecnológicos impulsados por las energías renovables se han convertido en la meta de muchas empresas innovadoras con base en México.

Nordex, uno de los mayores fabricantes de aerogeneradores a nivel global, lleva más de 15 años en el mercado mexicano, y cuenta con 1.95 GW de capacidad instalada en diferentes estados del país, como Nuevo León, Coahuila, Jalisco, Zacatecas, Oaxaca, Quintana Roo y Tamaulipas, donde posee una planta de fabricación de palas de aerogeneradores que surten no solamente México, sino Estados Unidos y otros mercados de Latinoamérica.

En este marco, el director general de Nordex México, Albert Sunyer Folch, habló con Energía Estratégica y mencionó cuáles son sus objetivos en el corto plazo.

¿Cuál es el balance del 2022 y cuáles son los desafíos y retos para este año?

El 2022 fue difícil porque no ha habido actividad con nuevas subastas o licitaciones, ni oportunidades del sector privado que hayan permitido ofertar nuestros equipos. Sin duda hubo un freno en los últimos años en el mercado, principalmente por los diferentes amparos sometidos a los Tribunales que marcaron en gran medida el foco de atención de las empresas generadoras privadas en el país.

No obstante, iniciamos el 2023 viendo señales positivas, donde varios de nuestros clientes están retomando actividades de desarrollo, lo cual sin duda son las semillas que necesita la industria para proyectar que en 2024 se puedan construir nuevos parques eólicos en el país por parte de privados, más allá de las iniciativas que el gobierno está promoviendo para nuevos parques con la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Por otro lado, el Gobierno recientemente anunció un acuerdo bilateral con Estados Unidos que plantea la instalación de cuatro nuevos parques eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec, en Oaxaca, en el marco de las nuevas inversiones anunciadas para la construcción de 10 parques industriales en esa zona del país.

A su vez, el gobierno deberá definir la estrategia para lograr los compromisos adquiridos en la pasada COP 27 celebrada a finales de 2022 en Egipto. Allí, México se comprometió a metas muy agresivas de reducción de emisiones del 22 al 35% lo cual marca un objetivo de incrementar en 25GW la capacidad instalada de renovables en el país, durante los próximos 8 años. Ambos aspectos, deben marcar una hoja de ruta clara para visualizar un plan hasta 2030, cuyas primeras acciones deben empezar a tomarse este año.

¿Cómo se encuentran en la actualidad en el mercado eólico?

Hoy el mercado no tiene más proyectos en construcción. Nordex está terminando con la última fase para la entrada en operación de un proyecto que finalizó construcción en 2022 en el Estado de Coahuila, de 96 MW, y el mercado mexicano no cuenta con nuevos proyectos con actividad constructiva en este 2023.

De todas formas, lo que sí esperamos ver este año es la entrada en vigencia de algunos parques eólicos ya construidos que no pudieron entrar en operación comercial durante 2022, lo que supondrá un incremento en el porcentaje de energía eólica en el país durante este año.

¿Cómo crece el nivel productivo de sus fábricas en México?

Pocos meses después que inauguramos nuestra planta de fabricación de palas de aerogeneradores en Tamaulipas, debimos realizar obras para la ampliación de las instalaciones por la alta demanda que tuvimos de nuestros productos.

Desde 2019, año en que iniciamos operación, instalamos moldes para fabricación principalmente de palas de aerogeneradores en el segmento de los 3 MW. En la actualidad, ya solamente nos centramos en las palas para productos de nuestra tecnología Delta 4000.

Lo que ha cambiado desde 2019 a la fecha es el destino de nuestras palas. Inicialmente, los productos se destinaban principalmente para el mercado mexicano y norteamericano, pero en la actualidad también fabricamos palas para otros mercados, como por ejemplo, en Latinoamérica, para atender la gran demanda de nuevos proyectos en esa región geográfica.

¿Cuáles son las expectativas en el corto plazo?

Este año tenemos la meta de consolidar nuestra actividad y cartera de proyectos en servicio en México, para asegurar tener una rentabilidad que nos permita gestionar nuestra operación de manera más eficiente.

Adicionalmente, desde México estamos ampliando nuestro alcance geográfico para no solamente llevar las actividades en Centroamérica y el Caribe, sino también en Colombia, donde contamos actualmente con más de 574 MW contratados, y en fase de construcción.

Todo ello, sumado a las señales que hemos visto en el mercado mexicano que pueden suponer el inicio de actividades de venta en este año, marcan nuestro futuro inmediato en el corto plazo en el país y en nuestra región.

¿Cuáles son las novedades de Nordex?

A finales del 2022 anunciamos el nuevo rotor en el segmento de los 6 MW: la N175. Se trata del rotor más grande hasta la fecha lanzado por la compañía, para vientos medios. Este viene a complementar los otros rotores ya lanzados con anterioridad ( la N149, N155 y N163).

De esta forma, se amplía el abanico de alternativas de la empresa para atender y maximizar la generación en cualquier sitio, dependiendo de las condiciones de viento, desde las más bajas hasta las más extremas condiciones que se encuentran en zonas como La Guajira colombiana.

Adicionalmente, tenemos una cartera de torres cada vez más altas, tanto con soluciones de acero u hormigón como híbridas, que nos permiten llegar a alturas de buje de hasta 164 metros.

Andrés Rebolledo, el economista chileno y ex ministro de Energía durante el Gobierno de Chile de Michelle Bachelet (2016-2018), asumió como nuevo secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) para el período 2023-2025.

El ex funcionario del país trasandino sucederá al uruguayo Alfonso Blanco Bonilla, quien deja el puesto en la Organización Latinoamericana de Energía tras dos períodos consecutivos, y aseguró que su gestión estará marcada por “la solidaridad, la justicia y la integración regional” 

“El contexto actual internacional lleno de acechanzas presenta también oportunidades para América Latina y el Caribe. Es una región enormemente privilegiada por su riqueza de recursos naturales, líder en la incorporación de fuentes de energía renovable, con una alta complementariedad entre nuestros países, y una dotación apreciable de capital humano y capacidades institucionales”, sostuvo el nuevo secretario ejecutivo.

Además, dio a conocer su plan de gestión con el cual prevé apoyar aún más la integración regional de forma “pragmática y concreta”, impulsar la seguridad energética, reforzar la agenda energético-climática de la región, promover la innovación y cambio tecnológico y acompañar las propias transiciones hacia fuentes más sustentables. 

Para ello, Rebolledo planteó que será “imprescindible” que se multiplique el diálogo y la cooperación entre los países de Latinoamérica y el Caribe, como también que se renueve el activismo para concretar acuerdos y convenios que permitan mitigar los riesgos y potenciar las posibilidades que surjan en el futuro. 

“Buscaremos apoyar los proyectos de integración energética en la región, establecer un diálogo institucional con el sector privado y fortalecer la estructura de la organización”, manifestó. Y de igual manera, expuso la necesidad de contar con una “decidida” participación de Olade en el debate global energético como portadora de “una voz clara y fuerte de América Latina y el Caribe”. 

Durante los próximos tres años, se trabajará en ejes estratégicos como Complementariedad Energética e Integración Regional; Cooperación Técnica; Seguridad, Acceso y Equidad Energética; Transiciones Energéticas, Carbono Neutralidad, Innovación, Cambios Tecnológicos y Nuevos Energéticos, entre otros.

Más de Rebolledo

El nuevo secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía posee una relevante trayectoria profesional de más de 30 años donde destaca su desempeño como ministro de Energía de Chile en el período 2016-2018 y Presidente de la Empresa Nacional de Petróleo de Chile, Viceministro de Relaciones Económicas Internacionales de Chile, Embajador en Uruguay, Representante ante la ALADI y consultor del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Cabe destacar, que, durante su gestión como ministro de Energía en Chile, implementó una transformación del sector energético chileno con la incorporación masiva de energías renovables no convencionales, lo que además permitió desarrollar un marco regulatorio para promover la electromovilidad e introducir tecnologías y fuentes energéticas no exploradas en el país como el hidrógeno verde.

En el marco de una visita coordinada por ACESOL, Asociación Chilena de Energía Solar, y con miras a sumar la tecnología solar a su matriz energética, una delegación de la Asociación Paraguaya de Energía Solar (APES) visitó Chile para conocer su mercado eléctrico y el proceso de transición energética que está viviendo el país, sus características y avances, como también tuvo la posibilidad de visitar la central fotovoltaica Quilapilún, de Atlas Renewable Energy, para conocer en terreno la primera central de gran escala que opera en la Región Metropolitana de Chile.

Durante su visita en Colina, donde se ubica Quilapilún, se destacó el gran potencial solar que tiene Chile, siendo el segundo país con mayor participación de energía solar del mundo y permitió a la delegación paraguaya conocer, recorrer, y tener más antecedentes de la operación y mantenimiento de una central de estas características.

Pablo Zuccolillo, presidente y co-fundador de la Asociación Paraguaya de Energía Solar comentó tras la visita a Chile que “es impresionante el avance que ha tenido el país en términos de desarrollo renovable, los esfuerzos que han llevado adelante y también sus resultados, lo que pudimos conocer de primera fuente con la visita a Quilapilún. Volvemos a nuestro país con mucha información para poder enfrentar con más experiencia y conocimiento el desafío de diversificar la matriz energética de Paraguay y mantenernos como un país líder en energías limpias”.

La planta solar Quilapilún genera 243 GWh al año, abasteciendo alrededor de 110.000 hogares, evitando 100.000 toneladas de CO2 al año, adicionalmente, esta central cuenta con un centro de prueba de nuevas tecnologías, donde actualmente se están poniendo a prueba sistemas de inteligencia artificial. Este laboratorio integrado en la planta, permite probar y monitorear nuevas tecnologías y validar sus reales rendimientos, lo que ha permitido en la actualidad -entre otras cosas- testear más de siete módulos bifaciales de variadas características, con diferentes condiciones de albedo y posiciones de montaje.

Hay que recordar que Paraguay se convirtió recientemente (comienzos de 2022) en el único país del mundo con generación eléctrica 100% renovable, tras la desconexión de su última central térmica, cubriendo en la actualidad, toda su demanda eléctrica con energía hidroeléctrica. El desafío ahora es seguir aprovechando sus recursos y diversificar la matriz energética paraguaya con más tecnologías limpias, como lo es la solar.

República Dominicana recibe este 29 y 30 de marzo un nuevo megaevento de Future Energy Summit (FES), una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

En esta ocasión, los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo, albergarán un debate de alto nivel donde autoridades del sector público participarán activamente.

Este mercado resulta de gran atractivo para el desarrollo de las energías renovables, no sólo por las concesiones definitivas otorgadas durante el año 2022 a 14 proyectos que totalizan 645,3 MWn de capacidad a instalar, sino también por las nuevas inversiones que se apalancarían a partir del lanzamiento de licitaciones para estas alternativas de generación.

Para brindar mayor claridad sobre las oportunidades de negocios en este mercado, Alfonso Rodriguez, viceministro de Ahorro, Eficiencia Energética y Energía Nuclear, confirmó su participación en el megaevento de Future Energy Summit. Así mismo, lo hizo Biviana Riveiro, directora ejecutiva del Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana).

En estos momentos, el país evalúa algunos cambios profundos en el subsector eléctrico (ver más) para que se propicien nuevas convocatorias abiertas e internacionales para energías renovables y se fortalezca al Ministerio de Energía y Minas (MEM).

Pero aquello no sería todo. Desde los órganos reguladores ya preparan modelos de remuneración e incentivos para almacenamiento energético, de modo que este sea complemento perfecto para nuevas inversiones renovables.

Por un lado, desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitieron dos resoluciones (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023) destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS.

Por su parte, desde la Superintendencia de Electricidad (SIE) estarían analizando cuál sería el modelo de compensación para los bancos de almacenamiento mediante las empresas de transmisión y distribución, cuáles serían los incentivos para brindar a los proyectos y si es preciso exigir un porcentaje de almacenamiento mínimo a nueva capacidad renovable a instalar.

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De allí que, será clave la participación de las máximas autoridades de la CNE y SIE en el megaevento de Future Energy Summit. Mientras que Andrés Astacio, superintendente de Electricidad en República Dominicana brindará una entrevista destacada a Gastón Fenés, director de contenido de FES, destinada a abordar los nuevos reglamentos de Baterías, Servicios Auxiliares y mecanismos de licitación de renovable; Edward Veras, director ejecutivo de la CNE estará participando en el panel denominado “La apuesta renovable de República Dominicana: Visión de Actores Clave”.

La apuesta del gobierno de República Dominicana por la sostenibilidad es cada vez más acentuada y resulta transversal a las distintas actividades productivas y de gobierno. Es por ello, que además desde el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Dirección General de Contrataciones Públicas publicaron su Política de Compras Verdes que integra a las energías renovables dentro de los criterios de sostenibilidad bajo los que se evaluarán nuevas contrataciones.

Sobre este y otros temas se explayará Milagros De Camps, viceministra de Cambio Climático y Sostenibilidad del Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MMARN), quien será otra de las altas figuras del sector público que participarán del megaevento denominado “Latam Future Energy: Mexico, Central America And The Caribbean Renewable Energy Summit”.

ASISTIR

A principios de febrero del corriente año, Darío Morales Figueroa se convirtió en el primer director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar AG. (ACESOL). Y tras casi un mes de iniciar sus funciones, el especialista con más de 15 años en la industria energética dialogó con Energía Estratégica y dio a conocer los objetivos y retos a afrontar que tendrá en su nuevo cargo. 

– ¿Qué representa para el primer director ejecutivo de ACESOL? 

Sin duda es una gran responsabilidad que asumo con mucho entusiasmo y energía. ACESOL ya tiene 16 años trabajando por el desarrollo de la energía solar en Chile y cuenta con más de 140 socios que día a día buscan aprovechar el tremendo potencial energético que el sol ofrece a lo largo de todo el país. 

Representarlos a ellos y sobre todo, trabajar junto a esta comunidad para que la energía solar sea vista como una herramienta central para mejorar la calidad de vida las personas, es sin duda un gran desafío profesional.

– ¿Qué retos y oportunidades observa en el mercado fotovoltaico y de las renovables en Chile? 

No tenemos que perder de vista que la meta de una economía de cero emisiones es tremendamente ambiciosa y para ello, no sólo debemos avanzar decididamente en tener una matriz eléctrica completamente renovable, que representa el 22% de los usos secundarios de la energía, sino que también debemos tomar acción en el otro 78% de aplicaciones que aún siguen quemando distintos tipos de combustibles. 

Siendo Chile el país con la mejor radiación solar del mundo y teniendo un potencial que nos permite cubrir varias veces nuestras necesidades energéticas, no nos cabe ninguna duda de que la energía solar deberá jugar un rol fundamental.

Desde la perspectiva del sector eléctrico, hasta el momento Chile ha sido capaz de cosechar los frutos tempranos de la transición energética. En pocos años las ERNC pasaron de ser un aporte minoritario a ser la principal fuente de producción de energía eléctrica. 

– ¿Qué se necesita para consolidar y profundizar tales avances? 

Es absolutamente necesario avanzar paralelamente en dos frentes regulatorios: por un lado, debemos pensar una reforma al mercado mayorista de la electricidad para sacarlo de la lógica tradicional hidrotérmica para adaptarlo al sistema eléctrico del futuro que será sin duda 100% renovable. 

Por otro lado, no se puede seguir postergando la reforma al segmento de la distribución que habilite nuevas formas de interacción entre todos los actores. No hay que olvidar que al final del día, el segmento de distribución es el que finalmente lleva la energía eléctrica a las personas y empresas. Sin un segmento de distribución con una regulación moderna, no seremos capaces de traspasar al usuario de manera eficiente lo que se haga aguas arriba en la cadena de valor.

¿Y en qué se enfocará usted y ACESOL a lo largo de este 2023?

Lo más importante es desarrollar una base sólida de miembros de nuestra asociación. Para esto iniciaremos un trabajo muy fuerte que permita entender de mejor manera qué valor estamos entregando a nuestros asociados y a partir de ahí desarrollar nuevas formas para potenciar ese valor agregado. 

Lo segundo, es comenzar un proceso de planificación estratégica que nos permita adaptar a la organización a los nuevos desafíos que enfrentará el sector energía en su conjunto en los próximos años, que no son pocos, tanto desde la perspectiva del sector eléctrico, como desde las oportunidades que ofrece el frío y calor solar. 

Finalmente, queremos establecer una relación de profunda colaboración con todo el ecosistema de la energía en Chile, esto incluye a las autoridades de Gobierno, el Parlamento, la academia y otras asociaciones y organizaciones de la sociedad civil. El desafío que enfrentamos como país en esta materia es demasiado grande como para pensar que solo desde un sector se podrán encontrar todas las soluciones. 

Crecen las expectativas por el proyecto de ley del Poder Ejecutivo de la Nación por el cual se prevé actualizar la vieja Ley N° 26123 (promulgada en 2006) y establecer un régimen de economía del hidrógeno de bajas emisiones en Argentina. 

Tal es así que Gerardo Morales, gobernador de Jujuy, pidió acelerar la entrada de dicha iniciativa en el Congreso y el posterior proceso legislativo correspondiente, en pos de apalancar las inversiones en el país. 

“Estamos parados con la normativa del hidrógeno verde, pero tenemos que tener una buena ley, que genere incentivos. En los próximos diez años, el mundo demandará 100 millones de toneladas de H2V y hay pocos lugares donde se puede producir a costo competitivo y justo Argentina es uno de ellos”, manifestó durante un evento. 

“Argentina puede ser la Arabia Saudita de la producción de hidrógeno verde en toda la Patagonia y generar el kilogramo de H2 a USD 3 cuando cuesta en el mundo USD 9, pero necesitamos la ley”, agregó quien deslizó que será precandidato a presidente de la Nación. 

Y a pesar que ya hay algunos proyectos presentados en las diferentes cámaras del Congreso, la iniciativa que llevan adelante el Ministerio de Economía y la Secretaría de Asuntos Estratégicos fue anunciada hace más de un año, pero hasta el momento no vio la luz en el Poder Legislativo. 

Es decir que existen inversiones en el mencionado vector energético que se encuentran trabadas por la falta de un marco regulatorio, como por ejemplo la de la empresa australiana Fortescue, que en 2021 anunció la construcción de una planta productora de H2V en la localidad de Sierra Grande, provincia de Río Negro, por un total de USD 8400 millones. 

Jujuy analiza el marco normativo para impulsar el hidrógeno verde

Sin embargo, según pudo averiguar Energía Estratégica, el gobierno ultima detalles de su iniciativa y está cerca de presentar un régimen de promoción para el hidrógeno verde, azul y rosa, por un período de 30 años y con foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional de hasta el 50% de los proyectos. 

Asimismo, se plantean beneficios concretos tales como la devolución anticipada del IVA, amortización acelerada del impuesto de las ganancias, compensación de quebranto de ganancias, deducción de la carga financiera del pasivo de cada una de las iniciativas y la exención de impuestos sobre la distribución de dividendos y utilidades. 

La central de H2V que propone Jujuy 

Por otro lado, Morales también dio a conocer que la provincia del norte del país trabaja en un proyecto de hidrógeno verde de aproximadamente 10 GW de capacidad, que “ empezará con 1 GW y, si se da según lo previsto, estará a mitad del corriente este año”.

Ecoener, grupo multinacional de energías renovables, obtuvo en 2022 un beneficio neto de 20,2 millones de euros, lo que supone 3,6 veces más en comparación con los 5,6 millones de euros obtenidos en 2021.

La compañía alcanzó en el pasado ejercicio unos ingresos de 72,9 millones de euros, un 83% más que los 39,9 millones de 2021. El EBITDA ajustado, concepto que mide la calidad de la gestión, se elevó hasta los 44,1 millones de euros, duplicando los 22 millones de euros del ejercicio anterior.

El cash flow operativo fue de 52,5 millones de euros, lo que supone un aumento del 246% respecto a los 15,2 millones de 2021. La inversión en activos superó los 121,4 millones de euros, un 116% más respecto a los 56,2 millones de 2021.

El fundador y presidente de Ecoener, Luis de Valdivia, señaló que, “estos resultados demuestran una buena ejecución del modelo de negocio y consolidan nuestra capacidad de respuesta en un entorno muy exigente”. Y añadió, “Ecoener cierra así un ejercicio récord en el que ha crecido en todos los parámetros de su estrategia de gestión y afronta 2023 con una sólida planificación de desarrollo en mercados diversificados de alta rentabilidad”.

Incremento de la producción

El grupo cerró el pasado ejercicio con una producción de 382 GWh, un 11% más que en 2021. Esta cifra equivale al consumo de una población de más de 95.000 familias y ha evitado la emisión de 200.000 toneladas de Co2 a la atmósfera.

La capacidad de los activos en operación y construcción de Ecoener ha alcanzado los 420 MW. De estos, el 45% se encuentran localizados en España y el 55% en el continente americano. Los activos en producción se componen de 7 centrales hidroeléctricas, 15 parques eólicos y 13 plantas fotovoltaicas. La compañía ronda los 1,5 GW en fase de desarrollo en este momento.

Compromiso ESG

El grupo Ecoener ha reforzado su compromiso social, ambiental y de buen gobierno (ESG) durante 2022. Además de la adhesión del Pacto Mundial de Naciones Unidas, publicó su primera memoria anual de sostenibilidad, que ha sido auditada por la certificadora internacional TÜV SÜD, quien ha verificado que se ha elaborado conforme a las exigencias establecidas en los estándares GRI (Global Reporting Initiative).

En el área de medio ambiente, Ecoener ha sido clave en la estrategia La Gomera 100% Sostenible para la descarbonización de la isla y es pionera en Canarias gracias a la revegetación de 32.000 metros cuadrados de terreno en los que se han plantado casi 3.000 plantas autóctonas del archipiélago.

Dentro de su programa de acción social, durante el último año, la compañía ha impulsado diversos proyectos destinados a fomentar el deporte y las actividades educativas en España, Honduras, República Dominicana o Colombia.

Más sobre Ecoener

Ecoener es el resultado de un proyecto empresarial iniciado hace más de 30 años por Luis de Valdivia, presidente y fundador, con el objetivo de promocionar y desarrollar las energías renovables en España y en otros países del mundo. El 30% del capital de Ecoener cotiza en Bolsa desde el 4 de mayo de 2021.

La salida a Bolsa supuso el respaldo de importantes grupos inversores españoles e internacionales a la estrategia de crecimiento y a la gestión de la empresa.

República Dominicana publicó su Política de Compras Verdes con la intención de promover un gobierno más sostenible. El documento y anexos ya se encuentran disponibles en la web oficial https://comprasverdes.gob.do/

Esta iniciativa encabezada por el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Dirección General de Contrataciones Públicas, persigue el objetivo de instaurar las bases de las compras verdes en el Sistema Nacional de Contrataciones Públicas y permitir la inclusión de mejores prácticas de adquisiciones, herramientas e instrumentos de gestión de las compras públicas.

En el listado de bienes priorizados por la Política de Compras Verdes se citan especialmente equipos de generación de energía. Así mismo, entre los 13 criterios de sostenibilidad medioambiental que deberán ser aplicados por las instituciones contratantes se mencionan las energías renovables encuentran su lugar entre las primeras consideraciones.

«Reducir el consumo energético o aumentar la eficiencia energética y el uso de energía renovable», reza el sexto criterio de sostenibilidad mencionado.

De esta manera, las contrataciones públicas que se realicen de ahora en más en República Dominicana darán lugar a un mayor consumo de bienes, obras y servicios con menor impacto ambiental por parte de las instituciones del Estado.

“Esta política es una forma concreta en la que el Estado Dominicano puede cumplir su responsabilidad, no sólo con un medio ambiente sano, sino también con una nueva cultura de producción y consumo sostenible que reduzca las externalidades negativas ambientales de los bienes, servicios y obras que contrata”, expresó el director general de Contrataciones Públicas, Carlos Pimentel Florenzán.

Además, se prevé que su implementación genere la dinamización de la producción responsable por parte de los proveedores del Gobierno. En tal sentido, las empresas del sector energético renovable podrán ganar mercado ofreciendo sus soluciones no solo directamente a entidades de gobierno sino también a proveedores del mismo que quieran cumplir con más criterios de sostenibilidad incorporando renovables a la fabricación de sus propios productos o cubriendo energéticamente actividades vinculadas a sus servicios.

El sector privado tendrá gran participación en la antesala de las nuevas convocatorias a contrataciones públicas. La nueva política recomienda que, ante la necesidad de contrataciones complejas como equipos sofisticados, se recurra a la publicación de «Prepliegos» permitiendo que los posibles interesados, del sector renovable o no, puedan realizar aportes y presentar innovaciones en el mercado.

Entre hoy y mañana, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicaría una actualización de los proyectos con concepto de conexión con asignación de capacidad del ciclo correspondiente al 2022; “y lo debe hacer ya que recordemos que esta información debe incluirse dentro de los estudios de conexión de las solicitudes que vienen”, indica una fuente experta del sector, consultada por Energía Estratégica.

Cabe recordar que el propio Carlos Correa-Florez, Director General de la UPME, realizó un posteo en su cuenta de LinkedIn informando que hoy vence el plazo para la emisión de conceptos de conexión de proyectos de usuarios finales al STN o STR, y de conexión de generación, cogeneración o autogeneración al SIN. Y que no se moverán los plazos.

Este medio pudo corroborar con dos fuentes del sector que efectivamente el Gobierno está entregando respuestas a los promotores. Pero aquí aparecen algunas quejas (sobre todo de los proyectos rechazados). Señalan que los conceptos están siendo escuetos en las justificaciones.

No obstante, se debe aclarar que la propia UPME advirtió en los talleres de socialización que las respuestas a los conceptos serán estándar y que no expedirán el tipo de justificaciones con la que se emitieron anteriores conceptos.

Esto se debe a que la Subdirección de Energía Eléctrica de la entidad de planeación minero energética ha estado analizando más de 800 solicitudes por más de 56.000 MW. De ellos, se presupone la asignación de una sexta parte: unos 9.000 MW.

“Ya están entregando los conceptos. Definitivamente van a cumplir porque ya lo estuvieron haciendo”, indica un empresario de las renovables consultado por este medio.

Sin embargo, la fuente comenta que se viene un nuevo desafío que será la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de proyectos. Algunos sectores están solicitando flexibilidad en cronogramas y entregas de garantías alegando que será tal la cantidad de emprendimientos que van a avanzar en construcción que se requerirá de algo más de tiempo.

Sin embargo desde el Gobierno están dispuestos a mantenerse estrictos, como cumplimiento del proceso de la Resolución 075.

¿Cómo sigue el proceso?

Con la definición de este hito del 28 de febrero, se espera la postergación de la fecha del 31 de marzo para la recepción de solicitudes para el 2023.

Analistas proponen que la UPME extienda por dos meses más esa fecha (hacia fines de mayo) para que los promotores cuenten con información certera sobre cómo quedará el espectro eléctrico luego de la asignación de puntos de conexión correspondiente al 2022.

El gobierno de Río Grande do Sul publicó su estrategia estatal de hidrógeno verde con el cual prevé incrementar su PIB en aproximadamente 62000 millones de reales y más de 40000 nuevos puestos de trabajo. 

De acuerdo al estudio elaborado por la consultora McKinsey & Co, los costos de producción del H2V en Río Grande do Sul varían de 2,1 a 3,4 USD/kg, incluso considerando la entrega para el consumo; en tanto que la demanda doméstica llegaría a las 600.000 toneladas al año hacia el 2040 y el consumo máximo podría alcanzar 2.800.000 de toneladas en dicho año. 

Y entre las principales aplicaciones, se espera que dicho vector sea “clave” en el uso de las refinerías, calefacción industrial, producción de fertilizantes y el transporte por carretera, con foco en la movilidad pesada. 

“El potencial eólico y solar es más estable a lo largo del año que en otros estados del noreste, por lo que la combinación entre ambas fuentes dan una fuente de alimentación más estable que permite tener inversiones en plantas de menor capacidad con un suministro de energía más constante”, sostuvo Sergio Canova, responsable de la región sur de McKinsey & Co. 

“Cuando vemos todas las ubicaciones potenciales, se ve que el número más bajo en el estado se da mediante la configuración mixta entre proyectos on-grid y off-grid”, agregó. 

Por su parte, el gobernador de Río Grande do Sul, Eduardo Leite, manifestó que este estudio técnico permitirá que los inversionistas apuesten por el estado como una de las grandes sedes para instalar planta de generación de hidrógeno verde. 

“Este recurso abre una nueva oportunidad económica. Con el potencial de energía eólica y solar, tenemos una nueva oportunidad de generar riqueza en el estado, además de cumplir con el compromiso ambiental”, continuó. 

Y cabe recordar que de acuerdo a los últimos informes locales, el estado cuenta una matriz eléctrica renovable superior al 80% (sumó 27,6 MW durante el 2022) y se posiciona como la tercera entidad federativa con mayor capacidad instalada en generación distribuida, con 1.950,7 MW, de los cuales 1,9 GW corresponden a sistemas fotovoltaicos, seguido de las mini y micro centrales termoeléctricas (15,8 MW) y plantas hidroeléctricas (3,1 MW). 

Pero a ello se debe agregar que desde el gobierno estatal plantearon que existen “cerca de 100 GW de capacidad renovable mapeada” y locaciones “favorables” para el desarrollo de la cadena productiva del hidrógeno verde, como por ejemplo el Puerto de Río Grande, que cuenta con infraestructura y logística “aptas para su comercialización”. 

Asimismo, el reporte realizado por la consultora internacional destaca que la capacidad solar onshore teórica total instalable es de aproximadamente 100 GW. Mientras que la capacidad total eólica en tierra es de 103 GW y 108 GW en aguas jurisdiccionales del país. 

Ayer se celebró en Barcelona la Cumbre Green ICT de Huawei. Peng Song, presidente de Estrategia y Marketing TIC de Huawei, pronunció un discurso de apertura titulado «Green & Development, Choosing Not to Choose».

En ella, Peng Song señaló que se está produciendo un Big Bang de la inteligencia artificial (IA) y que esta aporta nuevas ventajas y oportunidades a los operadores.

Sin embargo, también recalcó que requiere una mejor infraestructura de TIC, debido a que el mayor ancho de banda y la mayor potencia de cálculo provocan un rápido aumento del consumo de energía de la red.

«El sector de las TIC parece enfrentarse a la difícil disyuntiva de ser ecológico o desarrollarse. Sin embargo, creemos que el sector puede optar por no elegir y, en su lugar, ser ecológico y desarrollarse simultáneamente», declaró Peng Song.

Peng Song aclaró que el desarrollo simultáneo de TIC verdes y TIC es posible si se logra el equilibrio adecuado entre eficiencia energética, utilización de energías renovables y experiencia del usuario. De hecho, en el MWC Barcelona 2023, Huawei presentará soluciones que incorporan este enfoque para allanar el camino hacia el desarrollo ecológico de las redes de infraestructuras TIC.

En términos de eficiencia energética, Huawei aboga por ampliar el enfoque de la mejora de la eficiencia energética de la red a la reducción del consumo absoluto de energía. En escenarios de carga ligera, puede emplearse tecnología de apagado multidimensional para permitir el apagado inteligente en diferentes dimensiones, como frecuencia, tiempo, canal y potencia.

Mientras tanto, en escenarios de carga ultraligera, los equipos pueden entrar en un modo de inactividad profunda. Por ejemplo, se pueden utilizar nuevos materiales y procesos para resolver los problemas de condensación y baja temperatura cuando se apaga el hardware AAU. Esto permite que el módulo de alimentación permanezca de forma independiente en modo de espera, lo que significa que el consumo de energía de la AAU durante cargas extremadamente ligeras puede reducirse de 300 W a menos de 10 W.

En cuanto a la energía renovable, la empresa aboga por una ampliación del enfoque, desde la escala de despliegue de energía verde hasta el uso eficiente de la energía renovable. Se puede pasar de políticas específicas de red a políticas específicas de emplazamiento para mejorar la precisión del despliegue de energías renovables.

Además, el tiempo necesario para la programación inteligente puede reducirse de días a minutos, maximizando así los beneficios económicos y medioambientales de las energías renovables.

Se puede obtener información multidimensional del emplazamiento, como la meteorología, el precio de la electricidad, el estado de la batería y el volumen de servicio, y los algoritmos de programación inteligente pueden maximizar la eficiencia de la generación de energía y la disponibilidad de energía en función de la carga, minimizando al mismo tiempo el coste total de la energía.

Respecto a la experiencia del usuario, Huawei propone que la atención ya no se centre únicamente en el ahorro energético de la red y la garantía de los KPI, sino que se amplíe a la garantía de la experiencia del usuario.

Se pueden adoptar políticas óptimas de ahorro de energía en función de los distintos escenarios de red. En escenarios de bajo tráfico, los KPI básicos de la red se garantizan para maximizar el ahorro de energía, mientras que la experiencia del usuario se garantiza en escenarios de alto tráfico.

Los enfoques basados en la experiencia se están convirtiendo en enfoques basados en los datos, lo que permite generar políticas de ahorro energético en cuestión de minutos y ofrecer políticas de optimización en milisegundos.

En este sentido, Peng Song subrayó que Huawei actualiza iterativamente sus soluciones ecológicas de acuerdo con su convicción en el potencial de las tres áreas mencionadas, y ha lanzado la solución Huawei Green 1-2-3.

Dentro de esta solución, «1» se refiere a un índice para la construcción de redes ecológicas; «2» se refiere al enfoque en dos escenarios: alta eficiencia energética y consumo de energía ultrabajo; y «3» se refiere a una solución sistemática de tres capas que abarca emplazamientos, redes y operaciones. Así, concluyó su discurso destacando la voluntad de Huawei de trabajar con operadores de todo el mundo para lograr un equilibrio entre la ecología y el desarrollo, con el fin de acelerar el desarrollo de las TIC ecológicas.

El MWC Barcelona 2023 se celebrará del 27 de febrero al 2 de marzo en Barcelona, España. Huawei mostrará sus productos y soluciones en el stand 1H50 del pabellón 1 de Fira Gran Via. Junto con operadores globales, profesionales de la industria y líderes de opinión, profundizaremos en temas como el éxito empresarial de la 5G, las oportunidades de la 5.5G, el desarrollo verde, la transformación digital y nuestra visión de utilizar el modelo empresarial GUIDE para sentar las bases de la 5.5G y aprovechar el éxito de la 5G para lograr una prosperidad aún mayor. Para más información, visite: https://carrier.huawei.com/en/events/mwc2023.

El balance de resultados de Enel Colombia del año 2022, permitió que la Compañía ejecutara un plan de inversiones por más de $2.89 billones de pesos, concentrado en tres pilares estratégicos: la descarbonización de la economía, la electrificación de la demanda y el consumo, así como la mejora de la confiabilidad y la calidad del servicio.

El enfoque estuvo encaminado al desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, al fortalecimiento de la infraestructura eléctrica en Bogotá y Cundinamarca mediante la construcción de más subestaciones, y la apuesta por el desarrollo de productos y servicios para nuevos usos de la energía como la movilidad eléctrica.

Asimismo, la consolidación de la operación de cuatro países: Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica, tras cerrar la fusión en marzo de 2022, favoreció los resultados que le permitieron alcanzar a Enel Colombia un EBITDA consolidado de 6.3 billones de pesos y una utilidad neta consolidada de 3 billones[1] de pesos.

La Compañía también fue declarada por el Grupo Enel como uno de los seis países pilar para el desarrollo de su plan de inversión entre 2023-2025; debido a esto, Enel Américas realizó en 2022 una inyección de capital de 1.5 billones de pesos.

“2022 fue un año muy positivo en el que tuvimos la oportunidad de robustecer y consolidar la nueva Enel Colombia, con la que establecimos una visión y estrategia de largo plazo hacia la transición energética para impulsar la electrificación, la descarbonización y la sostenibilidad del sector, aumentando la apuesta por el desarrollo de las energías renovables no convencionales. Hoy, los resultados financieros nos permiten fortalecer el compromiso con el sector y el país”, aseguró Lucio Rubio Díaz, director general de Enel Colombia y Centroamérica.

Además, el ejecutivo aseguró que “Nuestro propósito como compañía seguirá enfocado en la ejecución de inversiones para construir proyectos de generación de energía con fuentes no convencionales; desarrollar, modernizar y mantener la infraestructura eléctrica de distribución de energía, promover soluciones que apalanquen ciudades más sostenibles al mismo tiempo que aportamos a las comunidades y al entorno, , y al desarrollo de la transición energética de los países, a través de proyectos de valor compartido en las regiones donde tenemos presencia, la generación de empleo y la inyección de recursos a los territorios a  través de impuestos, transferencias de ley y dividendos a los accionistas, principalmente al Distrito Capital”.

La Compañía pagó dividendos a sus accionistas por un total de 3.5 billones de pesos, el más alto en su historia. Asimismo, contribuyó con el pago de impuestos por $2.1 billones de pesos y tiene proyectado pagar en 2023 $1.38 billones de pesos de impuesto de renta.

Conscientes de la importancia de impulsar más proyectos sostenibles, se cerraron financiaciones por más de un billón de pesos en distintas líneas de crédito sostenible, una de ellas vinculada a indicadores de sostenibilidad, donde Enel Colombia asumió dos compromisos: i. llevar energía a más de 3.000 nuevos clientes rurales veredales, enmarcados en el programa Cundinamarca al 100%, y ii. aumentar la capacidad instalada de generación de energía renovable y disminuir la de generación térmica.

Así mismo, en 2022, Enel Colombia se acogió a las medidas regulatorias voluntarias expedidas por el Gobierno Nacional, en el  marco del desarrollo del Pacto por la Justicia Tarifaria, que involucró la aplicación de un nuevo mecanismo de indexación, así como la renegociación de contratos de compra venta de energía entre otros,  para el período 2022 – 2023 que permitieron encontrar alivios para los usuarios de este servicio público esencial, al mismo tiempo que continuar con los planes de inversión. Es importante destacar que, pese al comportamiento inflacionario y las disposiciones de Ley como la integración de las áreas de distribución de Tolima al área de distribución Oriente a la que pertenece Bogotá y Cundinamarca, las tarifas de Enel Colombia siguen siendo unas de las más competitivas del mercado en Colombia, y unas de las más bajas a nivel nacional.

“El cambio climático y la transición energética son un gran reto para el país y requieren de un trabajo arduo y constante. Para que todos los proyectos de la cadena de valor de la energía eléctrica sean una realidad, debemos trabajar articuladamente con los gobiernos Nacional, Regional y local para sortear los distintos desafíos que tenemos en el desarrollo de infraestructura eléctrica como los atrasos en el transporte de la energía, no solo en La Guajira sino por ejemplo en la Sabana Norte de Bogotá. Tenemos que construir más sinergias con todas las comunidades donde estamos presentes para garantizar que podamos convivir, siendo actores fundamentales para fortalecer su progreso, bajo principios de respeto cultural, cumplimiento normativo y diálogo constante haciendo ver el valor de nuestra presencia en los territorios” aseguró Rubio Díaz.

Resultados financieros 2022

Los resultados financieros que se presentan a continuación tienen como fecha de cierre el mes de diciembre de 2022 y corresponden a las cifras consolidadas de Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica luego de la materialización de la fusión de Emgesa S.A. E.S.P., Codensa S.A. E.S.P., Enel Green Power Colombia S.A.S. E.S.P. y Essa2 SpA[2], que se dio el 1 de marzo de 2022.

Es importante destacar que se presentan variaciones representativas en las cifras comparativas entre 2021 y 2022, ya que la información de 2021 corresponde solo a los estados financieros consolidados de Emgesa.

 
2022**
2021*
VARIACIÓN %

Millones de pesos (COP)
 
 
 

INGRESOS OPERACIONALES
12.223.883
4.726.682
+158,6%

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN
7.254.187
3.196.618
+126,9%

EBITDA
6.327.708
2.956.015
+114,1%

EBIT
5.087.101
2.703.888
+88,1%

UTILIDAD NETA
2.960.779
1.712.321
+72,9%

DEUDA FINANCIERA NETA (1)
6.184.718
2.149.816
+187,7%

INVERSIONES
2.896.777
228.694
+1.166,6%

* 2021 corresponde a los resultados Consolidados de Emgesa antes de la fusión, (enero a diciembre de 2021).
** 2022 corresponde a los resultados de doce meses (enero-diciembre) del negocio de generación y diez meses (marzo – diciembre) del negocio de distribución (Codensa), Enel Green Power Colombia, y las filiales de Centroamérica.

Deuda financiera corto plazo + Deuda financiera Largo Plazo – Efectivo y otros activos financieros (consolidada)

Al cierre de diciembre de 2022, el EBITDA consolidado alcanzó $6.3 billones de pesos, explicado principalmente por el comportamiento positivo del margen de contribución teniendo en cuenta la consolidación de las actividades de distribución y energías renovables, producto de la fusión. Adicionalmente, se suman factores como:

Incremento en la demanda de energía en el área de influencia que reportó un crecimiento del 2,9% durante 2022 respecto a 2021, como resultado de la recuperación económica principalmente en el segmento industrial y comercial.
Indexación de la tarifa de energía siguiendo los lineamientos de la regulación vigente y las medidas regulatorias voluntarias expedidas por el Gobierno Nacional (“Pacto por la Justicia Tarifaria”).
Mayores ingresos por remuneración de la actividad de distribución, como resultado de la ejecución del plan de inversiones, con el que se incorporaron nuevos activos a la base regulatoria, enfocados al mantenimiento de la infraestructura para mejorar la calidad del servicio, atender la demanda y generar nuevos desarrollos para tener una red eléctrica más resiliente y confiable.
Durante el año 2022, se presentaron altos aportes hídricos, que permitieron una mayor generación durante el año. Adicionalmente, hubo un mayor volumen de contratos, especialmente en el mercado no regulado.
Mayores ingresos en productos de valor agregado, con la consolidación de seis patios de recarga para buses eléctricos respecto a cuatro que se tenían el año anterior, aportando a la movilidad eléctrica y a la transición energética del País.

Por otro lado, los costos fijos ascendieron a $926.479 millones de pesos, efecto de la incorporación de las líneas de distribución y energías renovables a partir de la fusión, así como el incremento de los gastos de personal, consecuencia del aumento en el salario mínimo y en el Índice de Precios al Consumidor respecto al mismo periodo de 2021.

Las depreciaciones y amortizaciones cerraron en $859.900 millones de pesos, por efecto de la fusión y el robusto plan de inversiones que desarrolla la Compañía y sus filiales. Adicionalmente, las pérdidas por deterioro alcanzaron $380.707 millones de pesos, explicado principalmente por la provisión por deterioro asociada con la Central de generación térmica Cartagena por $283.000 millones de pesos en línea con la estrategia de transición energética definida por la Compañía.

La utilidad neta consolidada de Enel Colombia se ubicó en $2.96 billones de pesos. El resultado refleja la dinámica positiva de las actividades de generación y distribución, efecto que es compensado por:

El aumento del gasto financiero, resultado de un mayor saldo promedio de la deuda frente al 2021, producto de las mayores necesidades de financiación que apalancan el ambicioso plan de inversiones de la Compañía, y el incremento en los índices de referencia IBR e IPC, a los cuales se encuentran indexados el 45% y el 32% de la deuda respectivamente.
Mayor gasto por efecto del incremento de la tarifa nominal sobre el impuesto de renta en cuatro puntos porcentuales al 35% frente al 2021.

Por su parte, las filiales de Centroamérica alcanzaron una utilidad neta de $414 mil millones de pesos, equivalente a un 13,9% de la utilidad neta total de la Compañía.

Durante 2022, Enel Colombia realizó inversiones por $2.89 billones de pesos enfocadas principalmente en:

Darle continuidad a la construcción de seis proyectos de energías renovables, de los cuales cuatro están en Colombia: La Loma (César), Windpeshi (La Guajira), Guayepo (Atlántico) y Fundación (Magdalena) y dos proyectos en Panamá: Madre Vieja y Baco, que suministrarán más de 1000 MW al sistema y contribuirán a la descarbonización de la matriz energética en la región.
Robustecer las redes de distribución orientadas a garantizar la atención de la demanda, integrar las fuentes de generación renovable y soportar la masificación de la movilidad eléctrica en el marco de la transición energética. Se destaca el inicio de operación por primera vez en un mismo año de cuatro subestaciones: Terminal, Barzalosa, Calle Primera y Rio, hito que marca un récord histórico en materia de construcción y que aportará a la calidad del servicio, atención a la demanda y apalancará proyectos que masifiquen la movilidad eléctrica.
Realizar mantenimientos programados de las centrales hidráulicas y térmicas para asegurar la continuidad en la generación de energía y garantizar la confiabilidad del parque generador a futuro.
Implementar un plan de mantenimiento y modernización de la red de distribución enfocado en la reposición de los activos que cumplen su vida útil, así como en el mejoramiento de los sistemas técnicos y la implementación de nuevas tecnologías.
Brindar confort y tecnología de vanguardia al equipo de trabajo al remodelar y adecuar las oficinas corporativas en Colombia y Centroamérica.

Con corte al mes de diciembre de 2022 la Compañía ha contribuido con el pago de impuestos por valor de $2.1 billones de pesos, de los cuales $1.8 billones corresponden a impuestos soportados y $315.233 millones de pesos a impuestos recaudados de terceros. Por otro lado, se tiene proyectado y provisionado el pago del impuesto de renta para 2023 que asciende a $1.38 billones de pesos.

Al cierre de diciembre de 2022, la Deuda Financiera Neta consolidada alcanzó los $6.2 billones de pesos, por efecto de la fusión y nuevas tomas destinadas a la ejecución del plan de inversiones de la Compañía.

Adicionalmente, de acuerdo con los compromisos establecidos en el nuevo Acuerdo Marco de Inversión entre Enel Américas y Grupo Energía Bogotá, en 2022 Enel Américas inyectó capital por $1.5 billones de pesos en pagos de cuatro cuotas iguales de $378.500 millones de pesos, en los meses de enero, abril, agosto y diciembre. El pago de enero fue entregado a Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, previo al perfeccionamiento del acuerdo de la fusión.

Asimismo, durante el cuarto trimestre de 2022, la Superintendencia Financiera aprobó la Adenda Integral al prospecto del Programa de Emisión y Colocación de Enel Colombia, que incluye la habilitación de instrumentos sostenibles que permitirán movilizar recursos hacia actividades que incorporan criterios ESG (Environmental, Social, Governance, por sus siglas en inglés) impulsando la estrategia de descarbonización y electrificación.

Finalmente, durante 2022 Enel Colombia realizó el pago histórico de dividendos a sus accionistas por $3.5 billones de pesos, de los cuales $1.0 billón corresponde a utilidades retenidas del periodo 2016-2020, y $2.5 billones corresponden a utilidades del ejercicio 2021, en línea con lo aprobado por la Asamblea General de Accionistas celebrada en el mes de marzo de 2022.

Asimismo, Enel Colombia recibió dividendos desde Guatemala y Panamá por $226.000 millones de pesos y $209.000 millones de pesos, respectivamente.

[1] La Utilidad Neta reportada a lo largo del informe incluye participaciones de sociedades no controladas

[2] Los resultados incluyen el desempeño de la antigua Emgesa, sociedad absorbente, para el período enero-diciembre junto con el resultado de su filial directa Sociedad Portuaria Central Cartagena y a partir de marzo se integran los resultados de Distribución (antes Codensa), Enel Green Power (antes EGP Colombia S.A.S) y las sociedades de Costa Rica, Panamá y Guatemala.

El resultado de enero y febrero acumulado de Codensa, EGP Colombia y ESSA2 se registró en el patrimonio.

Con una destacada trayectoria profesional de más de 30 años, Andrés Rebolledo Smitmans ejerció diversos cargos técnicos de liderazgo y responsabilidad política en ámbitos del sector energético, de las relaciones económicas internacionales y organismos multilaterales.

Fue elegido como Secretario Ejecutivo de Olade para el período 2023-2025, cargo electo en la LII Reunión de Ministros de Energía de América Latina y el Caribe, realizada en diciembre de 2022, y en cumplimiento de lo establecido en el Convenio de Lima.

Sucederá en el cargo al ingeniero uruguayo Alfonso Blanco, quien se desempeñó como Secretario Ejecutivo por dos períodos consecutivos.

Principales tareas

Las principales tareas de la nueva gestión estarán centradas en multiplicar la cooperación entre los países de América Latina y el Caribe, apoyar los proyectos de integración energética en la región, establecer un diálogo institucional con el sector privado y fortalecer la estructura de la organización, entre otras.

En la visión del nuevo Secretario Ejecutivo, Olade está llamada a desempeñar un rol clave en impulsar y articular el diálogo regional sobre transiciones energéticas, al mismo tiempo que es portadora de la voz de la región en el debate global sobre las materias energéticas.

La próxima gestión de la Secretaría de OLADE conducirá al organismo a través del 50 aniversario de su creación, redoblando las tareas de acompañamiento técnico a los Países Miembros para explorar líneas de gestión que avancen en la complementariedad y generación de eficiencias.

Se trabajará en ejes estratégicos como Complementariedad Energética e Integración Regional; Cooperación Técnica; Seguridad, Acceso y Equidad Energética; Transiciones Energéticas, Carbono Neutralidad, Innovación, Cambios Tecnológicos y Nuevos Energéticos, entre otros.

Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo (2023-2025)

Economista de la Universidad de Chile, Andrés Rebolledo Smitmans se desempeñó como Ministro de Energía de Chile en el período 2016-2018 y como Presidente de la Empresa Nacional de Petróleo de Chile.

También ejerció el cargo de Viceministro de Relaciones Económicas Internacionales de Chile, Embajador en Uruguay, Representante ante la ALADI y consultor en el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y otros organismos.

Durante su gestión como Ministro implementó una importante transformación del sector energético chileno con la incorporación masiva de energías renovables no convencionales que impulsaron una matriz energética más limpia y un sector más eficiente y competitivo.

Esta transformación se realizó en el marco de un proceso de participación de todos los actores relevantes del sector, lo que además permitió desarrollar un marco regulatorio para promover la electromovilidad e introducir tecnologías y energéticos nuevos como el hidrógeno verde.

En el ámbito académico ha desarrollado labores de docencia en diversas Universidades de su país, especialmente en programas de postgrado y ejerció como Decano de la Facultad de Administración y Negocios de la Universidad SEK de Chile durante el período 2020-2022.

Transmisión en vivo

Invitamos a nuestra audiencia a seguir en vivo este importante evento de posesión del Secretario Ejecutivo de Olade en nuestro canal de YouTube  CLICK AQUÍ

A raíz de un artículo publicado por Energía Estratégica del pasado 24 de febrero, titulado: “ANES ve con buenos ojos el Plan Sonora, pero advierte muchos asegunes” (ya rectificado), en el cual un exintegrante de la Asociación fue entrevistado y acreditado como miembro del Consejo Directivo de nuestra asociación.

Nos gustaría dejar en claro que esta persona ya no es miembro de nuestro consejo, por lo tanto, cualquier declaración hecha en la entrevista no representa la posición oficial de ANES.

Queremos enfatizar que ANES se toma muy en serio la precisión y la transparencia en todas nuestras comunicaciones con los medios de comunicación y el público en general. Por lo tanto, esperamos que en el futuro se tenga en cuenta esta información y se eviten malentendidos similares.

Agradeceremos que esta aclaración sea publicada como respuesta a nuestro derecho de réplica y
esperamos seguir trabajando juntos en el futuro.

Atentamente
XXII Consejo Directivo

Asociación Nacional de Energía Solar (ANES)

2022-2024

La Superintendencia de Electricidad anunció que este año darán un gran salto en la regulación para la incorporación de almacenamiento energético que complemente el despliegue de nuevos proyectos de energías renovables.

“Estamos estudiando los modelos de compensación para servicios auxiliares que el almacenamiento podría dar en la red, llámese regulación de frecuencia, regulación de armónicos y demás”, adelantó Andrés Astacio, superintendente de electricidad de la República Dominicana.

A la par, desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitieron dos resoluciones el pasado lunes 20 de febrero destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS. (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023)

Aquello no sería todo. Además desde la Superintendencia estarían analizando cuál sería el modelo de compensación para los bancos de almacenamiento mediante las empresas de transmisión y distribución, cuáles serían los incentivos para brindar a los proyectos y si es preciso exigir un porcentaje de almacenamiento mínimo a nueva capacidad renovable a instalar.

“A través de estos modelos competitivos estaríamos viendo cuáles serían las mejores formulaciones que el mercado nos da para el almacenamiento horario asociado a parques renovables”, indicó el superintendente Astacio. 

Y es que, siguiendo con el análisis de Astacio, no depender de combustibles fósiles sería crucial.

“Nuestro gran interés de impulsar la instalación de nuevas centrales renovables y de introducir nuevas tecnologías que nos permitan complementar esta avalancha de renovables es compatibilizarlas con un sistema insular resiliente”, justificó.

De allí valoró como necesario el despliegue de proyectos “híbridos” que garanticen la resiliencia del sistema y una mayor autonomía energética al aumentar renovables y almacenamiento, mientras se disminuye su dependencia a la importación de combustibles fósiles.

Tomando como ejemplo el mercado puertorriqueño, el regulador estaría advirtiendo como necesario que las nuevas generadoras renovables vengan asociadas a determinada capacidad de almacenamiento que permita al operador del sistema tener más holgura en el arbitraje de inyecciones a la red y decidir cuándo aportar a los picos de demanda firme.

Un punto adicional que se analiza junto a empresas de distribución y transmisión es  la incorporación de almacenamiento para la sustitución de obras eléctricas y mejoras en la calidad del servicio.

“Una de las cosas que estamos analizando es qué es mejor en determinados momentos, si hacer la repotenciación de una subestación que presenta esporádicas sobrecargas, o simplemente anexar un componente de almacenamiento que sirva de descargo de la sobrecarga y de reinyección a la red, que a su vez serviría como elemento de compensación ante cualquier fluctuación en el sistema”.

El quehacer de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) vinculado a la aplicación de la Ley de Energía Eléctrica 404/2013 se ha mantenido tras la aprobación de la Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social.

Entre las competencias de la CREE, el crear normativas para la maduración del sector continúa siendo estandarte para esta entidad pública y, en el último tiempo, sus comisionados han trabajado en nuevas propuestas.

Tal es el caso de la norma de autoproductores -recientemente publicada-, la normativa para potencia firme -que ya ha superado la instancia de consulta pública- y otras adicionales que ya están planificadas para este año.

Entre ellas, el Dr. Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, dijo que se centrarán en las necesidades del mercado para brindar mayor confiabilidad al sistema y evitar pérdidas.

“Este año vamos a redactar la normativa para proyectos de energía intermitente con baterías”, reveló el comisionado Flores.

Y continuó: “el país tiene mucho vacío regulatorio que nosotros estamos tratando de llenar (…) y tenemos que rehacer muchas cosas para poder darle estabilidad desde el punto operativo a la red”.

Una de las variables que condiciona la apuesta por determinada alternativa de generación y almacenamiento energético a implementar es la parte económica. Al respecto, declaró que están estudiando los costos de estas tecnologías para tomar las mejores decisiones desde la normativa.

“Se le han dado muchos incentivos a la oferta, como por ejemplo 10 años de exoneraciones fiscales a lo renovables, más el sobreprecio que se le ha dado por ser limpias. Entonces hay incentivos, que si bien es cierto nos han proporcionado más energía renovable, han sido renovables caras”.

En tal sentido valoró que la renegociación de contratos que ha impulsado la actual administración permitiría un sinceramiento de precios en el sector energético que podría repercutir en mejores precios para nuevos proyectos.

“Desde el punto de vista económico nos ha salido una mala inversión. Pero en cuanto a la renegociación de los contratos, han habido solares que han pasado de los 15 centavos a los 11 centavos y eso va a impactar en la tarifa y en el resto del sector”.

“Desde el punto de vista operativo como bien sabes esta tecnología es intermitente. Aquí, en Honduras ha generado problemas de huecos de tensión que incluso han arrastrado problemas de colapso de la red al resto de Centroamérica, porque estamos interconectados con otros países de la región. Entonces estos problemas de operación e inestabilidad en la red deben ser atendidos a la brevedad y se pueden resolver con potencia firme que se contratará en la nueva licitación de 450 MW y/o con la incorporación de almacenamiento energético bien regulado”.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) actualizó el cronograma de la licitación nacional e internacional de renovables y almacenamiento de energía, denominada RenMDI. 

Tras las solicitudes de diversos actores del sector energético de Argentina, dado que la convocatoria se publicó casi 10 días hábiles después de la fecha prevista, CAMMESA brindó una prórroga para todo el proceso y finalmente la presentación de ofertas ya no será el 15 de marzo sino que los interesados tendrán tiempo hasta el 27 de abril. 

“El cronograma salió vencido, lo que generó inquietud y preocupación entre los posibles oferentes de la licitación, sobre todo teniendo en cuenta que hay muchas PyMEs interesadas en participar porque son proyectos pequeños a lo largo de todo el país”, sostuvo Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), en conversación con Energía Estratégica.

“Celebramos que hayan contestado positivamente. De hecho desde CADER pedimos al menos 22 días hábiles y las autoridades dieron 45 días. Se dieron cuenta que salió con muy poco tiempo para la cantidad de documentación que hay que presentar y es valorable y razonable esta decisión”, complementó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar fotovoltaica de CADER. 

El período de consultas estará abierto hasta el 9 de marzo, en tanto que la apertura de sobres A se llevará a cabo el mismo 27 de abril y los mismos estarán en evaluación hasta el 14 de junio. 

Además, la publicación por parte de CAMMESA de calificación de ofertas sobre A se realizará el martes 20 de junio y la apertura y evaluación de ofertas sobre “B” se hará dos días más tarde, el 22 de junio. Mientras que la adjudicación se concretará el jueves 6 de julio y la firma de contratos está prevista entre el 11 de julio y el 2 de noviembre. 

Las inquietudes del sector

Desde la Cámara Argentina de Energías Renovables plantearon una serie de cuestiones a tener en cuenta y resolver en el corto plazo. Desde la necesidad de precisar el formato de la nota de conformidad de los transportistas o distribuidores, “que es una de las dos causas de exclusión de oferta” según explicó Álvarez; hasta la el tope existente para la potencia asignable. 

“Está muy limitados el número para la bioenergía, con todo lo que significa la economía circular. Por lo que es un tema a comunicar a las autoridades, ya que el país está condiciones de hacer más de 10 proyectos bioenergéticos detallados en el pliego”, manifestó Alfonsín. 

“Y de igual manera me pregunto qué pasa si una empresa desea hacer 15 MW en otra zona, como Ushuaia. Hay mucha más necesidad que los 650 MW estipulados, por lo que, si no se escapa el precio, creo que esto puede abrir las puertas a más licitaciones y sí será importante para seguir tras los pasos de los objetivos planteados Ley N° 27191”, concluyó.