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Javier Rebollar, jefe de ventas para México, Centroamérica & Colombia de Nordex, brindó una entrevista exclusiva durante el evento de Future Energy Summit en Colombia.

Allí, reveló que la empresa se encuentra cotizando a proyectos en distintas regiones del mercado colombiano, mientras profundiza sus negocios en La Guajira, zona que se destaca por el notable recurso para parques eólicos.

“En Colombia, estamos ejecutando actualmente alrededor de 570 MW en cuatro proyectos”, introdujo el referente de Nordex. 

El eólico Windpeshi de 200 MW sería el proyecto en el que Nordex viene registrando un mayor grado de avance, al contar ya con todas las turbinas en puerto Brisa desde el año pasado.

Según precisó el ejecutivo de Nordex, a inicios de este 2023 empezarán con el transporte de sus componentes hacia el sitio del proyecto Windpeshi y esta sería la primera de muchas buenas noticias de la empresa para el año en curso.

En los proyectos restantes, Nordex ya se prepara para la entrega de cerca de 330 MW correspondientes a 2 aerogeneradores x N155/4.X en el parque eólico Carreto, 16 x N155/5.X en Acacia II y 45 x N155/5.X en Camelias.

Aquello no sería todo. Desde la empresa se preparan para la inauguración de una fábrica de torres de hormigón propia en esta zona de Colombia para suplir la demanda local y garantizar una oferta más competitiva para este componente.

“Tener una solución local es muy bueno. Nos permite ser muy competitivos en cuanto a producto; y, por otro lado, reafirma la puesta de Nordex en Colombia, pues termina siendo el primer tecnólogo con fabricación local en el país y generando alrededor de 350 empleos entre directos e indirectos”, consideró Rebollar quien además reveló que las primeras torres estarían listas para Nordex a inicios de este 2023 pero tendrían una capacidad de producir unas 110 unidades anuales, lo que equivaldría a unos 800 MW.

¿Qué retos existen para el transporte de equipos a proyectos en La Guajira? Fue una de las preguntas eje de la entrevista que guió el periodista de Energía Estratégica, Guido Gubinelli. 

En contestación a aquello, Javier Rebollar, jefe de ventas para México, Centroamérica & Colombia de Nordex, profundizó sobre tres grandes rubros: gestión social, transporte eficiente y montaje. Y la clave para afrontar a todos ellos sería “coordinación” entre todos los players.

“Todos estos primeros proyectos son la punta de lanza. Hay que mostrar a las comunidades y a las entidades gubernamentales que los proyectos se van a hacer, que va a haber una muy buena coordinación. Y, conforme se vayan ejecutando, estoy seguro de que algunos temas más delicados se van a ir afinando”, confió el empresario.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit.

El departamento de Cortés, además de ser uno de los más poblados del país, concentra la mayor cantidad de actividad industrial. Lo que lleva a que este motor productivo de Honduras sea responsable de un 65% del consumo energético nacional.

Aquello ocupa especialmente a la Cámara de Comercio e Industria de Cortés (CCIC) cuya actual administración a cargo del ingeniero Eduardo Facusse, presidente del CCIC, y Kevin Rodríguez Castillo, director ejecutivo del CCIC, está comprometida con la sostenibilidad de sus agremiados.

Desde el CCIC advierten que la competitividad de las empresas estaría en riesgo este año debido a nuevos incrementos tarifarios para los usuarios de mayor consumo. Y es que, a partir de este mes de enero de 2023, la estructura tarifaria que aplica la ENEE para la facturación daría un salto en el cargo fijo del servicio.

Esto repercutiría principalmente sobre industrias altamente dependientes del insumo eléctrico, como lo es la industria textil o la de transformación de plásticos.

Al respecto, Eduardo Facusse, presidente del CCIC, consideró que los continuos incrementos junto a una baja calidad del servicio eléctrico está motivado a las empresas a apostar por autogeneración renovable.

Ahora bien, también identificó algunas barreras para que industriales puedan contratar energías renovable a empresas privadas o instalar sistemas de autoconsumo.

“La entidad reguladora ha limitado a que no puedan haber transacciones entre privados si no es de 5 MW para arriba. Entonces, lógicamente esto excluye a la inmensa mayoría de todos los que tienen una gran necesidad eléctrica y quisieran mudarse a un consumo privado”, advirtió Facusse. 

Ante este gran impedimento, desde la CCIC están solicitando a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) que evalúen eliminar el requerimiento mínimo para contratos de suministro o se reduzca de 5 MW a 300 kW como estaba anteriormente para que exista más apertura a que las empresas puedan optar por ser más sostenibles contratando energías renovables de generadoras privadas.

Las últimas declaraciones sobre “Sur”, la moneda común entre Argentina y Brasil que funcionaría en paralelo al peso argentino y el real brasileño, y el posible vínculo comercial que se pueda generar o reforzar en la región, abrió las puertas al debate sobre el avance de los proyectos de interconexión para el intercambio bidireccional y sostenido de energía eléctrica entre países vecinos. 

Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), conversó con Energía Estratégica y planteó la idea de que se debe mirar al sistema eléctrico no sólo como un país sino también como región.

“Se debe insistir con interconexiones eléctricas en alta tensión con países limítrofes. Y si se tiene en cuenta que hay una la necesidad de ampliar el sistema de transporte, estas interconexiones también formarían parte de ello”, manifestó. 

El director ejecutivo de CADER no sólo apuntó a tener más lazos con Brasil a raíz de la idea de moneda común, sino también a ampliar las redes ya existentes y generar nuevas líneas con Chile, Uruguay, Paraguay y Bolivia. 

“Tenemos una interconexión importante con Brasil de 2100 MW que se utiliza para traer energía de emergencia, pero podría explotarse mucho mejor. Mientras que con Uruguay tenemos el cuadrilátero de Salto Grande que ya funciona muy bien; en tanto que la interconexión Argentina – Paraguay habría que revisarla, ya que está fuera de servicio por seguridad debido a que una de las torres fue golpeada por una barcaza”, detalló.

“Asimismo, la interconexión de 345 kV entre el norte argentino y chileno se utiliza pero de forma limitada y spot, de poco largo plazo. Y faltaría una interconexión más importante de 500 kV entre ambos países hacia la altura de Mendoza y Santiago”, agregó.

De ese modo, bajo la mirada del especialista, se tendrían cerca de 500 MW para despachar, no se congestionarían las redes cercanas al centro del país ni otros sistemas con capacidad limitada y se liberaría una parte del sistema, que si bien no solucionaría toda, sí sería un paso adelante en seguridad de la red, mejores precios y mayor desarrollo de las energías renovables.

“Sobre todo teniendo en cuenta la ubicación estratégica de las interconexiones, considerando los desarrollos que podrían darse, como por ejemplo en el sector minero. Sería darle seguridad y calidad al abastecimiento de los futuros proyectos”, sostuvo Alfonsín. 

¿Cuánto sería el monto de inversión necesario? De acuerdo a información que comentó el director ejecutivo, rondaría los USD 300.000.000, pero para ello podrían influir diversos mecanismos público-privados o mismo la línea de crédito condicional que aprobó el Banco Interamericano de Desarrollo, la cual tiene el objetivo de promover la descarbonización del sector energético en Argentina. 

Más iniciativas del sector

A mediados de noviembre del 2022, AES Andes anunció un nuevo proyecto de interconexión para el intercambio bidireccional y sostenido de energía eléctrica entre Argentina y Chile mediante la rehabilitación de la línea de transmisión de 345 kV InterAndes.  

La red de transmisión tendrá 409 kilómetros de longitud, entre las subestaciones de Andes en Chile y de Cobos en Argentina, permitirá acelerar la transición energética reemplazando entre 80 y 200 MW de generación diésel por fuentes más limpias durante el día para Argentina y la noche para Chile.

Mientras que a comienzos de esta semana, el ministro de Economía, Sergio Massa, destacó la decisión de los Gobiernos de la Argentina y el Brasil de avanzar juntos en un proceso creciente de integración energética, que considere las renovables, entre otros recursos, con la meta de potenciar el crecimiento industrial y el abastecimiento de proyectos que beneficien a ambos países.

Por lo que, en este contexto, coincidió en fortalecer el Subgrupo de Trabajo de Energía del Mercosur (SGT-9 ) con el fin de promover sinergias con el Sistema de Integración Energética del SUR (SIESUR) e impulsar otras iniciativas relativas a las nuevas tecnologías, «que podrían apoyar al SGT-9 con elementos relativos al diseño de políticas de intercambio de energía en el corto y largo plazo”. 

Enertis Applus+, empresa global de consultoría, ingeniería y control de calidad, referente en los sectores de energías renovables y soluciones de almacenamiento, ha prestado servicios de control de calidad a los módulos solares fotovoltaicos y a los otros componentes principales de la planta solar fotovoltaica Serra do Mel, en Brasil.

Esta instalación, situada entre los municipios de Areia Branca y Serra do Mel, forma parte del clúster Serra Branca, un complejo híbrido desarrollado íntegramente por Voltalia compuesto por seis parques eólicos con potencial para alcanzar hasta 2,4 GW, lo que lo convierte en el más grande del mundo.

Enertis Applus+ ha asistido a Voltalia durante las fases de pre-producción, producción y pre-embarque. Como parte de las labores realizadas, Enertis Applus+ ha llevado a cabo inspecciones en origen – en fábrica – en China para supervisar y controlar las materias primas de los módulos solares fotovoltaicos.

La firma ha valorado la conformidad de los procesos de fabricación con los estándares de calidad establecidos y sus inspectores cualificados ha supervisado en situ todas las fases de estos procesos. Además, se han llevado a cabo ensayos de aceptación en fábrica (factory acceptance tests, FAT, por sus siglas en inglés) pre-embarque.

El servicio incluía, asimismo, la realización de ensayos en el laboratorio externo acreditado (ISO/IEC 17025, ISO/IEC 17020 y CBTL/IECEE) de Enertis Applus+. A este respecto, se han llevado a cabo pruebas adicionales y específicas a los módulos, como la determinación de la potencia máxima en condiciones estándar, test de electroluminiscencia (EL), las pruebas del índice de degradación inducida por la luz (LID) e inducida por potencial (PID) y las pruebas del índice de degradación inducida por la luz y la temperatura elevada (LeTID). Estos análisis son necesarios para certificar la calidad y el óptimo rendimiento de los módulos. Del mismo modo, se han llevado a cabo test específicos en inversores y seguidores solares con el fin de verificar su conformidad con los requerimientos técnicos.

En palabras del Dr. Vicente Parra, Head of Quality and Technology en Enertis Applus+: “La industria solar fotovoltaica está en auge en Brasil y estamos orgullosos de poner nuestra experiencia global y profundo conocimiento técnico en control de calidad a disposición de Voltalia para su planta Serra do Mel. Este nuevo proyecto se enmarca dentro de la larga y exitosa colaboración que mantenemos con Voltalia para asegurar que sus proyectos fotovoltaicos en todo el mundo cumplan con los más altos estándares de calidad, un elemento fundamental para asegurar su rendimiento a largo plazo”.

Esta nueva colaboración es un ejemplo de la creciente actividad de Enertis Applus+ en Brasil, un mercado en el que, en los últimos dos años, la empresa ha prestado servicios de ingeniería, consultoría, testing y control de calidad a los principales actores del mercado, y donde sigue incrementando su actividad con el apoyo de la estructura local de Applus+.

En Chile, más del 38% del consumo de energía es utilizada por el sector de industria y minería. En ese sentido, entendiendo que las energías renovables y la eficiencia energética son pilares fundamentales para incorporar en estos sectores, el Ministerio de Energía abrió la convocatoria para postular al concurso “Ponle Energía a tu Empresa”.

Esta iniciativa cuenta con un fondo nacional de $1.200 millones de pesos, y entrega un cofinanciamiento de hasta $60.000.000 para implementar proyectos de autoconsumo a través de energías renovables, dirigido a micro, pequeñas, medianas y grandes empresas.

Esta iniciativa, del Ministerio de Energía y la Unión Europea busca beneficiar directamente a más de 100 empresas a nivel nacional.

Al respecto el Seremi de Energía de Aysén, Carlos Díaz, destacó que “hoy tenemos como desafío acelerar nuestras acciones para reducir las emisiones de CO2 y alcanzar la carbono neutralidad en Chile. Es por eso que desde el Ministerio de Energía estamos incentivando la incorporación de energías renovables en los sectores productivos del país, para que de esta manera puedan sumarse a la transición energética renovable, con tecnologías que les permitan reducir los costos asociado a sus procesos productivos y también, de manera muy importante, reducir su huella de carbono”.

“Ponle Energía a tu Empresa” se encuentra enmarcado en el proyecto «Energías renovables para el autoconsumo en Chile», de NAMA Facility, implementado por KFW y GIZ, por encargo del Ministerio de Asuntos Económicos y Acción Climática (BMWK) de Alemania, el Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial (BEIS) de Reino Unido, el Ministerio de Clima Energía y Servicios Públicos (KEFM) de Dinamarca, el Ministerio de Asuntos Exteriores (MFA) de Dinamarca, la Unión Europea y la Fundación Childrens Investment Fund (CIFF), a través de la KfW.

A través de esta iniciativa se podrán cofinanciar proyectos de energías renovables para energía eléctrica, térmica o cogeneración, a través de cualquier tecnología renovable para autoconsumo. El cofinanciamiento no reembolsable, será diferenciado según medio de generación renovable del proyecto y el tamaño de la empresa postulante.

Además, los postulantes podrán optar a una bonificación sobre el porcentaje de cofinanciamiento de un 5% adicional para los proyectos que se localicen en zonas extremas o en comunas en transición justa en energía, y también a los proyectos donde el postulante o el jefe de proyecto del proveedor, sea una mujer o una persona que pertenezca a alguno de los pueblos originarios de Chile, los que pueden ser acumulativos.

El concurso estará abierto hasta el 31 de marzo de 2023. El Seremi Díaz detalló que “es importante destacar que la postulación debe realizarse junto a un proveedor de servicios energéticos, por lo que  implica también un impulso al ecosistema de proveedores y consultores del sector. El llamado entonces es a todas las empresas de la región de Aysén a postular y a sumarse a las energías limpias”.

“Estoy seguro que vamos a adelantar nuestras metas de energías renovables en los próximos años”, confió el gobernador de Puerto Rico, Pedro Pierluisi, durante el seminario “PR100 One-Year Progress Update” del que participó junto a la secretaria de Energía de Estados Unidos, Jennifer Granholm, y la administradora de la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA), Deanne Criswell.

Entre las medidas que están impulsando las entidades públicas para maximizar los activos de energía limpia, el gobernador mencionó el avance de las convocatorias a Solicitudes de Propuestas (RFP) para renovables y almacenamiento, el apoyo energético para PyMEs, el ingreso de más fondos destinados a instalaciones de autoconsumo para residentes de bajos y medianos ingresos, así como pilotos de microrredes para distintas comunidades.  

Estas iniciativas estarían alineadas a la política del gobierno federal y por ello continuarán recibiendo su apoyo a través de recursos técnicos y financieros de la administración Biden-Harris.

“Tengo confianza de que la colaboración de FEMA, con nuestros colegas de la administración federal y el gobierno de Puerto Rico va continuar jugando un rol clave en los esfuerzos para que Puerto Rico sea 100% renovable”, expresó la administradora Criswell, quien además confirmó que FEMA continúa proporcionando financiamiento a PREPA/AEE para la reconstrucción de la red y las facilidades que fueron afectadas por el huracán María y luego el huracán Fiona, con el fin de colaborar a la resiliencia del sistema eléctrico.  

La hoja de ruta para determinar el camino más apropiado para acelerar la transición energética de Puerto Rico aún se está delineando. Sin embargo, a través del estudio “PR100”, autoridades locales y federales están dando con los primeros hallazgos sobre cómo lograr la resiliencia y autonomía energética. Ahora bien, el paso siguiente sería adecuar aquellas primeras conclusiones a la realidad que atraviesan los puertorriqueños. 

“La única manera de que tengamos éxito con esta transición es siguiendo un camino que funcione para Puerto Rico y sus residentes”, advirtió la secretaria Granholm. 

Es por ello, que como parte de la actividad oficial del Departamento de Energía (DOE) de los Estados Unidos, Granholm y su equipo llevarán a cabo una gira por distintas comunidades de Puerto Rico que les permitan socializar la iniciativa “PR100” y recibir comentarios de partes interesadas, para luego reflejar las necesidades particulares de los puertorriqueños en la política energética a implementar. 

“Vamos a estar en Puerto Rico en persona la próxima semana”, añadió Granholm, quien además precisó que la gira iniciará con la visita a cuatro comunidades durante este mes y se ampliará en nuevos territorios con el correr del año. 

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) publicó su informe anual 2022 con las principales variables del sector energético entre enero y diciembre, desde la demanda, el precio monómico y la participación de las distintas fuentes de generación del país. 

Entre las principales novedades con respecto a las energías renovables, CAMMESA dio a conocer que la oferta de tales fuentes fue 19340 GWh durante el 2022, es decir un 10,9% más a comparación del año pasado (17437 GWh), debido a la capacidad instalada adicional que se incorporó. 

Para ser precisos, la potencia renovable operativa solamente subió 61 MW (18 MW eólicos, 26 MW fotovoltaicos, 13 MW de mini hidroeléctricas y 4 MW de bioenergías) y alcanzó los 5062 MW, que se reparten de la siguiente manera:

3309 MW eólico (14164 GWh – 1.226 GWh más que en 2021)
1086 MW solares (2928 GWh – 732 GWh más que en 2021
524 MW mini hidro (1060 GWh – 115 GWh menos que en 2021)
143 MW bioenergéticos (1187 GWh – 59 GWh más que en 2021)

Mientras que dicho crecimiento también permitió el aumento de la participación en el cubrimiento de la demanda, pasando de 13% en el 2021 a un 13.9% en el año 2022, donde en este último período se alcanzó en forma puntual casi a un 18% de participación mensual. 

“Siguiendo el comportamiento de la demanda en este año 2022 (local + exportación), con una menor generación térmica y nuclear (menor disponibilidad en especial en el segundo semestre), el incremento en la demanda fue cubierto por mayor generación hidro (desde mitad de año mayores caudales especialmente en Yacyreta y Salto Grande), mayor generación renovable (nueva potencia, crecimiento medio alrededor de 200 MW medios), y el aumento de la importación de energía, totalizando casi 5500 GWh (630 MW medios) en relación al año 2021”, detalla el documento.

Aunque cabe mencionar que, de mantenerse el porcentaje de participación previamente, Argentina no cumplirá con los objetivos planteados en la Ley Nacional N° 27191, la cual señala que al 31 de diciembre del 2023, se deberá alcanzar como mínimo el 18% del total del consumo propio de energía eléctrica. En tanto que al 2025, la meta está fijada en 20%. 

Crecimiento en el último quindenio 

Durante los últimos 15 años, la capacidad renovable se incrementó 4681 MW (ya había cerca de 380 MW de pequeñas centrales hidroeléctricas a mediados de la primera década del actual milenio), de acuerdo a la base de datos de CAMMESA. 

A su vez, la oferta de generación renovable subió 17.433 GWh, es decir que hoy en día la oferta es diez veces más que hace casi dos décadas atrás (2006 es el año base del estudio) y la cobertura de la demanda creció 11,9% a comparación de dicha fecha. 

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) amplió el periodo para la consulta pública CP-01-2023 destinada a la “Modificación a la Norma Técnica de Potencia Firme”.

La fecha límite se había cumplido el pasado viernes 20 de enero. Sin embargo, la CREE extendió el plazo hasta el viernes 03 de febrero 2023 a las 12:00 horas del mediodía.

Antes de esta prórroga sólo una empresa había emitido sus comentarios y ahora ya son cinco los actores del mercado en contribuir con una mirada diversa; ellos son: la empresa eléctrica estatal, el administrador del mercado mayorista, una consultora independiente, una empresa generadora renovable y una generadoras no renovables.

Entre todos ellos publicaron 34 comentarios vinculados principalmente al alcance de la modificación, los requerimientos de potencia firme, las bases para el cálculo de potencia firme y la determinación del período crítico del sistema.

En el caso de la empresa renovable, Generación De Energía Renovable S.A. De C.V. (GERSA) compartió su parecer el pasado viernes 13 de enero respecto al alcance de la modificación, la obligación de contratación de potencia firme por parte de agentes compradores, la definición de causas de indisponibilidad de capacidad y el cálculo mensual de la potencia firme disponible.

Por el lado de la empresa no renovable, Comercial Laeisz emitió comentarios sobre los Informes de Potencia Firme y de Requerimientos de Potencia Firme, las Bases para el cálculo de potencia firme del informe y, coincidentemente con su par renovable, sobre el Cálculo mensual de la potencia firme disponible.

Por su parte, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) sumó a los títulos antes mencionados consideraciones sobre los derechos de las centrales generadoras y la definición del período de máximo requerimiento térmico.

El Operador del Sistema (ODS) fue la entidad que mayor cantidad de comentarios por artículo emitió y fue la única que agregó sugerencias para la Determinación de la potencia firme de centrales térmicas, geotérmicas y biomasa no estacional; la Determinación de información para el cálculo de la potencia firme de centrales hidroeléctricas; la Determinación de la potencia firme de hidroeléctricas con regulación diaria, semanal o mensual; y, el Suministro al Operador del Sistema de aportes de fuentes de energía primaria.

Concluyendo, un consultor independiente se refirió a la determinación del período crítico del sistema; la determinación de la potencia firme de hidroeléctricas con regulación diaria, semanal o mensual; y, al suministro al Operador del Sistema de aportes de fuentes de energía primaria.

A la fecha, sobre la “determinación de la potencia firme de centrales eólicas y solares” no se recibieron comentarios algunos. Las partes interesadas podrán realizar consideraciones finales durante esta semana y la próxima de manera online mediante el formulario de la consulta pública CP-01-2023.

Enel Green Power Chile, filial de Enel Chile y líder a nivel nacional en el desarrollo de energías renovables, inauguró el parque fotovoltaico La Colonia, su primer PMGD dentro de la Región Metropolitana. La planta ubicada en la comuna de Buin, viene a reforzar la estrategia de la compañía, para acercar este tipo de plantas de generación renovable a los grandes centros de consumo y junto con ello, seguir potenciando y liderando el proceso de Transición Energética hacia una matriz basada en la utilización de fuentes limpias.

“Acercar la energía renovable a los grandes centros de consumo y con ello a las personas de manera eficiente y equitativa, es uno de los motivos principales que nos impulsaron a entrar en el segmento de Pequeños Medios de Generación Distribuida. Este formato entrega mayor flexibilidad en términos de construcción, conexión a las redes de distribución y también en términos de espacio, ya que, al ser más pequeños, consideran la utilización de áreas más acotadas. Estamos felices de poder inaugurar esta nueva planta, que junto con marcar un hito en lo que respecta a nuestra presencia con este tipo de proyectos dentro de la Región Metropolitana, nos permite seguir impulsando y liderando el proceso de Transición Energética en el cual se encuentra Chile”, indicó Fabrizio Barderi, gerente general de Enel Chile.

Esta nueva central de generación de energía 100% limpia consideró una inversión de 7.7 millones de dólares y cuenta con una capacidad instalada de 10,8 MW. A través de este nuevo parque solar, Enel Green Power, pretende generar anualmente 23,550 MWh, energía con la que se podría abastecer alrededor de 10.000 hogares chilenos.

“Las energías renovables reflejan el potencial que tiene Chile en cuanto a la alta radiación y los beneficios que trae para el desarrollo de energía solar fotovoltaica. Como Im2 Solar, estamos muy felices del trabajo en conjunto que hemos realizado con nuestro socio estratégico Enel, donde hemos podido complementarnos en cuanto a la experiencia de ambos sectores siempre en dirección al crecimiento de las ERNC principalmente en el segmento PMGD. Este gran hito en el Parque La Colonia refleja la dedicación entregada no solo a este proyecto, sino también a los otros que ya hemos construido y hoy están inyectando a la red eléctrica. Seguiremos entregando nuestros conocimientos en los próximos parques solares, siendo aún más ambicioso, desafiante y a largo plazo”, afirmó Pablo Maestri, CEO de Im2 Solar Chile.

Para el desarrollo y construcción de La Colonia, se instalaron 23.490 paneles fotovoltaicos de 460 Wp cada uno. Los módulos fotovoltaicos utilizados corresponden al tipo bifacial, tecnología de vanguardia en generación solar, que permite mayor eficiencia en la captación de la radiación solar, al utilizar ambas caras del panel.

Junto con lo anterior y también en línea con buscar mayor eficiencia, el proyecto consideró la instalación de sistemas “trackers”, tecnología de seguimiento, que permite mayor generación, durante periodos más extensos, gracias a que siguen el sol durante el día.

Growatt, proveedor líder mundial de soluciones de energía distribuida, ha ganado recientemente el Premio 2022 de “pv magazine” con su última e innovadora batería APX HV. Este premio reconoce el novedoso producto como un pionero en el sector del almacenamiento de energía que ayudará a los hogares de todo el mundo a mejorar su experiencia de almacenamiento solar a un nivel más fuerte, seguro y fácil.

«Growatt se dedica a construir el mayor ecosistema energético sostenible inteligente del mundo, y las soluciones inteligentes para el hogar han sido históricamente el punto dulce de la empresa.
Esto también se puede ver con la batería APX HV, que cuenta con un optimizador de energía a nivel modular, tecnología de sistema de gestión de baterías en la nube (BMS) y, por último pero no menos importante, cinco niveles de protección para proporcionar tranquilidad a las personas que viven en el hogar inteligente», comentó Eckhart K. Gouras, editor y director general de pv magazine.

Esta nueva batería APX HV se lanzó al mercado el pasado mes de diciembre, aplicando una importante revolución denominada tecnología de conexión en paralelo Soft-switching. Esta solución de batería elimina el efecto de desajuste energético entre módulos de batería, y permite que cada módulo se cargue y descargue completamente de forma independiente, admitiendo así módulos de diferente SoC (estado de carga) en un mismo sistema. Esto supone una gestión de inventario y distribución más sencilla para los distribuidores y una mayor flexibilidad de instalación y ampliación para los instaladores.

En concreto, elimina el paso previo a la carga que es necesario para las soluciones convencionales de almacenamiento de energía y, junto con su función plug-and-play, reduce los esfuerzos y el tiempo necesarios en la instalación, la ampliación del sistema y el mantenimiento para instaladores e integradores. También cuenta con un diseño redundante que evita la parada del sistema por un módulo defectuoso.

El sistema APX HV mejora al máximo sus prestaciones de seguridad, integrando una protección de cinco niveles que incluye el BMS activo a nivel de célula, el optimizador de energía a nivel de módulo y la protección contra incendios con aerosoles, junto con una protección rápida contra fallos de arco y un fusible reemplazable para proteger el sistema.

«Growatt ha recorrido un largo camino desde sus humildes comienzos en Shenzhen hace poco más de doce años. Ha enviado sus productos a casi todos los países del planeta y se está
convirtiendo en un motor clave de la transición de un mundo construido sobre combustibles fósiles a otro alimentado por energías limpias», concluyó Gouras.

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile avanza en una nueva licitación de potencia de cortocircuito adicional como una herramienta para seguir fortaleciendo el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) del país. 

Así lo confirmó Víctor Velar, jefe del departamento de estudios eléctricos del CEN, durante un evento organizado por la propia entidad en los que se abordaron los desafíos de la carbono neutralidad en los sistema eléctricos. 

““Desde el 2019 el CEN comenzó a hacer estudios, preocupado por los escenarios de alta penetración de renovables. Y mientras estemos construyendo, ya está avanzada la base de datos de MT del Sistema Eléctrico Nacional, decidimos usar otras herramientas para fortalecer la red. Adoptamos el criterio del índice de la razón de cortocircuito equivalente y, en consecuencia, hubo un estudio que diseñó requerimientos al 2025 de cumplir un nivel mínimo, tal de que las renovables que requieren una onda de tensión estable, puedan operar de forma estable”, sostuvo. 

“Hay una licitación que se está preparando de potencia de cortocircuito adicional. Con esta licitación estamos garantizando, en ciertas barras del SEN, un SCR mínimo, pero también se requiere un esfuerzo por parte de los dueños de las renovables basadas en inversores para estudiar si pueden operar en estas redes débiles y si es necesario adaptar sus controles para lograrlo”, aseguró. 

Para ello, el especialista también planteó que se requieren cambios normativos, ya que, bajo su mirada, resultará la mejor forma para impulsarlo y consideró que es “fundamental” que así sea para que las renovables participen de esa iniciativa continúen teniendo más participación en el mercado. 

Y cabe recordar que durante el 2022, Chile contó con poco más de 20 GW de capacidad instalada renovable, lo que representó un aumento de más de 2,5 GW durante el año. Mientras que la participación de la solar y eólica combinada alcanzó 28%, pero si se suman también las energías renovables no convencionales, como las centrales minihidroeléctricas y bioenergéticas, la participación fue cercana al 32-33%. 

Por otro lado, Víctor Velar vaticinó que se trabaja en la realización de proyecto piloto de modelación, simulación y testeo de un grid-forming tipo sistémico, que pueda simular una máquina síncrona virtual en lugar de uno orientado a un sistema aislado o de microrredes.

“Si logramos coordinar esos objetivos y alinearlos, podemos avanzar en tener un sistema eléctrico seguro, porque vemos al grid-forming como una de las muchas tecnologías habilitantes para lograr una penetración renovable 100% al 2030, por su capacidad para emular una máquina síncrona o mejor. 

La Secretaria Regional Ministerial de Energía de Magallanes y la Antártica Chilena inició el diseño de Estrategias Energéticas Locales para siete comunas de la región, en la que cada una de ellas presentará una planificación para su implementación y uso en los próximos años. 

Y uno de los focos en esta oportunidad será el desarrollo de proyectos de eficiencia energética, energías renovables e hidrógeno verde mediante procesos participativos, en pos de fomentar esta industria sustentable en la región. 

“Hay un énfasis en completar  este instrumento en todas las comunas de Magallanes. Parte el proceso en enero, con diagnósticos de cada comuna y habrá un foco especial en aquellas donde se piensa desarrollar el H2”, sostuvo María Luisa Ojeda, seremi de Energía de Magallanes y la Antártica Chilena, en conversación con Energía Estratégica.

“Se hace un diagnóstico de la demanda y oferta de energía de la comuna, y se levantan los potenciales de renovables y eficiencia energética que se pueda trabajar. Y a partir de ello, se elabora un plan de acción de aproximadamente cinco años que se actualiza en la medida que aparecen nuevas normativas”, agregó. 

Asimismo desde la entidad buscarán trabajar el avance del hidrógeno mediante talleres de información ciudadana con aquellos actores públicos y organizaciones civiles que tengan injerencia en dicho vector energético, entendiéndolo no sólo como un combustible a exportar, sino también por los beneficios directos del H2V o sus derivados que se puedan tener lugar en el país y la región.

Y de igual manera, se establecieron varios ejes para el desarrollo del sector, desde el aspecto socioeconómico ambiental, la formación de capital humano, modelos innovadores, infraestructura urbana en las comunas e industrial necesaria (ejemplo inversiones conjuntas), hasta la regulación ambiental y de carga sobredimensionada para el movimiento de los insumos requeridos. 

Tales ejes se vinculan con la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde de Chile, y como se le dará un “mayor énfasis” a los aspectos socioeconómicos ambientales. Por lo que, en lugar de modificar dicha hoja de ruta, «se hará un plan de acción nacional 2023-2030 para realizar diferentes iniciativas vinculadas con el H2V», según vaticinó la seremi de Energía de Magallanes y la Antártica Chilena. 

“Partimos un estudio preliminar de línea base de recursos hidrobiológicos, principalmente de cetáceos y, por lo tanto, queremos prevenir los impactos hacia la fauna. También se levantará un estudio sobre el estado de suelos, ya que tenemos emergencia agrícola en ciertas comunas. Queremos ver y medir la pérdida de biodiversidad y cómo se podría mejorar o no impactar con la llegada de las plantas de hidrógeno verde y eólicas que ocupan un espacio territorial importante”, informó María Luisa Ojeda.

“Tenemos como meta terminar estas líneas base y levantar información de un año, que nos permitirá desarrollar metodologías para avanzar con reglas claras para las empresas. Queremos que las empresas que lleguen se involucren con el desarrollo local. No queremos que sean compañías extractivistas y no se vinculen con la localidad donde se insertarán”, concluyó.

¿Quiénes pueden acceder a su fondo de financiamiento?

Realmente cualquier empresa que busque tener un ahorro en el pago de su factura eléctrica y al mismo tiempo reducir el impacto ambiental de sus procesos productivos.

Gracias a las modalidades Power Purchase Agreement (PPA) para proyectos fotovoltaicos y Storage as a Service (SaaS) para proyectos de almacenamiento de energía, las empresas que busquen reducir su impacto ambiental y optimizar sus gastos energéticos pueden utilizar energía limpia a un precio estable y predecible hasta por 20 años.

¿Qué los motiva a generar esta apertura? 

Apostamos por la descarbonización de diversas cadenas productivas basadas en el país con un consumo energético alto, con el fin de apoyar al cumplimiento de metas nacionales e internacionales en materia ambiental, así como incentivar una economía verde y un uso energético eficiente.

¿Qué principales características tiene este instrumento?

Los esquemas de aplicación del fondo están divididos en dos secciones: Power Purchase Agreement (PPA) y Storage as a Service (SaaS).

En el caso del almacenamiento con Storage as a Service (SaaS) el sector industrial pagará un servicio de almacenamiento con el cual tiene un respaldo de energía ante intermitencias o cortes completos en la red, mientras asegura continuidad operativa y evita que se dañen los equipos por cambios de voltaje u horas no productivas, sin importar su tarifa de operación.

En el caso de las industrias que operan con tarifa horaria, también pueden almacenar y consumir eficientemente la energía sin una inversión inicial y ahorrando en la factura eléctrica al reducir picos de demanda y realizar desplazamiento de carga.

Ahora, el esquema PPA está enfocado para proyectos fotovoltaicos instalados en los techos de las industrias y de 499 kW de capacidad. Este contrato de compraventa de energía a largo plazo significa que el cliente no comprará el sistema fotovoltaico, sino la energía solar que este genera, y en un futuro, puede tener la posibilidad de hacerse del sistema si esto le hace sentido.

¿De dónde provienen los fondos? ¿De qué capacidad es?

Net Zero Fund no depende de intermediarios. Inicialmente contará con un fondo de 50 mdd, con el cual se busca llegar a empresas con alta demanda energética mensual. Pues, debido a la gran cantidad de energía que consumen, los ahorros que tengan con este fondo serán mucho más palpables.

La capacidad energética dependerá de cada empresa, un ejemplo que podemos dar es una empresa líder en el suministro automotriz con la que ya tenemos un contrato para suministrar energía por 10 años bajo el esquema PPA, el sistema fotovoltaico tendrá más de 400 kilowatts- pico de potencia y será capaz de suministrar más de 700 Megawatts-hora de energía limpia al año y con el cual la empresa tendrá ahorros de más de 26 mil dólares anuales. El sistema en operación cubre el 80% del consumo de la empresa en horario intermedio, pues la empresa opera en tarifa horaria.

¿Fijaron una meta anual de cuántos fondos brindar en este año 2023?

No realmente, el objetivo de este fondo es que se ocupe en su totalidad para así habilitar más financiamiento y poder brindar la tecnología necesaria para que las industrias alcancen la eficiencia energética en sus procesos mientras ahorran en gastos operativos e impulsan al planeta hacia la sustentabilidad.

Con Net Zero Fund sumamos esfuerzos para alcanzar las metas de producción de energía limpia nacionales e internacionales y crear una industria más sustentable.

Empresas Públicas de Medellín (EPM) es una de las empresas energéticas más importantes de Colombia, llegando a 123 municipios de Antioquia. En Medellín y el Área Metropolitana del Valle de Aburrá atiende a 3,6 millones de habitantes.

En generación, su apuesta sobre las renovables es muy importante. Para conocer sobre ella, Energía Estratégica entrevistó a voceros de la compañía.

¿Cuáles han sido los hitos más salientes en este 2022 en materia de energía en lo respectivo a EPM?

En materia de energías renovables no convencionales se destacan los siguientes hitos:

Se iniciaron obras para la construcción del proyecto solar fotovoltaico TEPUY en la Dorada Caldas de una capacidad de 83 MW.
Se obtuvo la licencia ambiental, de la autoridad Nacional de licencia Ambientales (ANLA) del parque eólico en la Guajira EO200i, de 200 MW.
Se radicó ante la Corporación Autónoma de Santander, la solicitud de licencia ambiental para el proyecto solar fotovoltaico Puerto Wilches de 15 MW.
Se instalaron 10MWp en soluciones distribuidas solares para 17 proyectos.
Se avanzó en los estudios y trámites para otros proyectos ERNC del portafolio de EPM.

¿Qué expectativa tiene EPM para el 2023 en materia de inauguración de proyectos renovables?

Para el año 2023 tenemos las siguientes expectativas:

Entrar en operación comercial el proyecto solar fotovoltaico TEPUY, de 83 MW.
Obtener la licencia ambiental del proyecto solar fotovoltaico Puerto Wilches, de 15 MW.
Instalar 20MWp en soluciones distribuidas solares para 20 proyectos.

Vemos que EPM, al igual que otras importantes generadoras de Colombia, cuentan con varios MW de renovables en carpeta, pero cuesta volcarlos al terreno. ¿Cuáles son los principales ejes que debiera facilitar el Gobierno para que toda esa masa de proyectos se pudiera concretar?

Los principales ejes de debería facilitar el gobierno para los proyectos ERNC son:

Acelerar la expansión del sistema de transmisión Nacional (STN) y las subestaciones asociadas.
La agilidad en los trámites de las instituciones del gobierno y el compromiso de las instituciones de no aumentar los trámites y requisitos
La participación y compromiso de las comunidades para que honren lo acordado con las empresas
Garantizar el desarrollo de la infraestructura requerida bajo responsabilidad del estado
Garantizar estabilidad Juridica y Tributaria a los inversionistas nacionales y extranjeros.

¿Qué opina de la Resolución 075 y de la cantidad de proyectos renovables que avanzan sobre esa vía?

Desde la mirada del generador EPM, la resolución CREG-075/21 se necesitaba en el país, para evitar especulación con la solicitud de puntos de conexión frente a una red tan limitada para conectar proyectos de generación energía.

Todavía hay muchas cosas por ajustarle pero contrario a lo que muchos agentes esperábamos, que se disminuyeran las solicitudes de puntos de conexión.

El año pasado ocurrió todo lo contrario, esto es algo casi inexplicable, pero la única razón es precisamente que la red es tan limitada que es fundamental contar con la aprobación del punto de conexión para poder avanzar de manera más segura con los proyectos.

Adicionalmente la UPME, cuando recibe tantas solicitudes, puede identificar que en Colombia necesitamos una red que avance más rápido y al ritmo del mercado.

Sigue siendo un valor estratégico tener aprobado el punto de conexión para los proyectos. El cumplimiento de los hitos con los cuáles se construye la curva S de la resolución 075 hace que los agentes generadores inviertan recursos aun con el riesgo de perder el punto de conexión si no se logran en el tiempo estimado.

¿Sería oportuna una nueva subasta de renovables para el año que viene?

Todo depende de los análisis, la política y las metas del gobierno.

Si bien no está formalizada para este año 2023, ya se tienen señales del gobierno de adelantar una subasta de expansión del Cargo por Confiabilidad en los próximos meses, la cual sería oportuna para cubrir necesidades de energía firme en el mediano plazo.

De acuerdo con las últimas proyecciones de demanda y oferta de la UPME, esta subasta permitiría la participación de proyectos renovables con su respectiva energía firme, lo cual les ayudaría a su cierre financiero.

¿Podrán ingresar dos nuevas turbinas más en operaciones durante 2023 de Hidroituango?

EPM avanza satisfactoriamente en los trabajos de la unidades 3 y 4 para ponerlas en funcionamiento y cumplir con las fechas establecidas ante la CREG.

Guatemala cuenta con 32 comercializadores inscritos ante el Ministerio de Energía y Minas que se encuentran habilitados comercialmente ante el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) para poder realizar transacciones en el Mercado Mayorista.

De aquel total, la Asociación de Comercializadores de Energía Eléctrica (ASCEE) tiene 18 asociados vigentes a los cuales representa y protege, además de promover el desarrollo, expansión y mejoramiento de la comercialización de energía eléctrica en Guatemala.

Es por ello que desde la ASCEE están trabajando en una serie de sugerencias de cambios normativos sobre comercialización eléctrica para presentar al AMM y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. 

Ernesto Solares, gerente general de la Comercializadora de Energía Eléctrica Econoenergía y nuevo presidente de la ASCEE, señaló a Energía Estratégica que sus propuestas tienen como fin lograr una mayor competitividad, certeza y liquidez para los comercializadores de energía eléctrica.

“Realmente por ser un mercado dinámico y que trae muchos cambios tecnológicos, adicional a sus limitantes y vacíos legales que se tiene en algunos ámbitos del marco regulatorio nacional y regional, tenemos mucho trabajo por delante que hay que realizar”, señaló el presidente de ASCEE a este medio.

Y agregó: “Para lograr generar seguridad y certeza jurídica en las inversiones privadas, para el desarrollo de proyectos que logren mejorar las condiciones económicas de Guatemala, en cuanto a cobertura eléctrica, calidad del servicio, precios competitivos en las tarifas, incrementar las exportaciones de energía, entre otras, es necesario el involucramiento de todos, desde el sector público y privado, logrando consensos en los cambios normativos que beneficien en el desarrollo del mercado eléctrico”.

¿Qué propuestas están trabajando? El referente empresario se refirió a reducir el límite del Gran Usuario, nuevas normas que regulen la operación de transacciones internacionales y ampliar normas técnicas de distribución NTSD y comercialización de generación distribuida renovable NTGDR. Una a una estas son:

Límite del Gran Usuario: reducir el límite del Gran Usuario de acuerdo al artículo 19 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, para que el Ministerio pueda en algún futuro reducir el límite de 100 Kilovatios (kW) para contratar el suministro con Generadores o Comercializadores, pudiendo incluso llevarlo a cero, para incrementar la cartera de clientes que se puedan conseguir en el Mercado Mayorista, pero también para darle la oportunidad a las pequeñas o medianas industrias de pactar libremente los precios y condiciones tarifarias, logrando que con esto puedan incrementar su competitividad en el mercado y competir en igualdad de condiciones con las grandes industrias, para crear condiciones óptimas de crecimiento e inversión extranjera al país.

Transacciones internacionales: Guatemala el 12 julio del 2020 denunció el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional y sus Protocolos, debido a que Guatemala considero Extralimitación regional al inmiscuirse en asuntos bilaterales de Guatemala-México, Insubordinación de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica y el Ente Operador Regional a la jurisdicción de la Corte Centroamericana de Justicia, Creación de un marco institucional contrario al establecido por el tratado fundacional del SICA. La denuncia hecha surtirá efectos transcurridos 10 años de la notificación. Por lo que es importante determinar cómo se manejarán las relaciones bilaterales en el año 2030 para realizar transacciones de importación y exportación de energía, cuáles serás las nuevas normas que regulen la operación de estas transacciones, alcance de los operadores del sistemas y de los agentes del Mercado Mayorista, como se garantiza la liquidez del mercado, también las obras de transmisión para interconectar los países con los que se suscriban los tratados bilaterales, entre otros.

Normas Técnicas del Servicio de Distribución (NTSD): la cual Establece los derechos y obligaciones de los prestatarios y usuarios del servicio de distribución, así como los índices e indicadores de referencia para calificar la calidad del servicio de distribución. Para que se haga cumplir la norma pero también determinar si es necesario analizar los indicadores que regula para poderlos ajustar para mejorar la Calidad de Servicio que se recibe a los usuarios finales.

Normas Técnicas para la Conexión, Operación, Control y Comercialización de la Generación Distribuida Renovable (NTGDR) y Usuarios Autoproductores con Excedentes de Energía: la cual establece las disposiciones generales que deben cumplir los Generadores Distribuidos Renovables y los Distribuidores para la conexión, operación, control y comercialización de energía eléctrica producida con fuentes renovables. En esta norma no existe un mecanismo para reconocer los excedentes de energía que inyecta los Grandes Usuarios que han invertido en generación para autoconsumo, por lo cual es necesario contemplar y ampliar la normativa para generar certeza de esta inversión.

El pasado 25 y 26 de octubre, Latam Future Energy (ahora denominado Future Energy Summit) desarrolló su evento físico en Bogotá, Colombia, denominado Andean Renewable Summit, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables. Allí, Navarrete recordó que Jinko Solar está en Colombia hace más de 6 años y que la experiencia más la tecnología que se ofrece hace que sean lideres en ventas.

Tecnología

Una de las claves que resaltó Navarrete a la hora explicar el liderazgo de Jinko, es la tecnología que ofrece.

Indicó que en los últimos dos años la tecnología ha cambiado sustancialmente. “El módulo de mayor potencia era de 380/390 W, ahora estamos por encima de los 600 W por módulo, y el portafolio se continúa ampliando”, observó.

Y dio paso a su producto insignia: “Nos hemos enfocado en tamaños de celdas de 182 mm, en donde hemos dado un siguiente paso en el dopaje de la celda y este es un breack point para Jinko”.

“Nuestros clientes, al simular sus diseños, nos dicen que este es un módulo que está cambiando todo el sistema financiero porque está permitiendo incrementar la tasa interna de retorno de los proyectos; está disminuyendo el pay back; mejorando el LCOE de los proyectos”, destacó el Gerente de Ventas para Colombia de la compañía.

Jinko Solar alcanzó una cuota de mercado por encima del 50% durante el 2021 en Colombia, indicó Juan Camilo Navarrete, Gerente de Ventas para Latinoamérica de la compañía.

Y confió que en 2022, año de expansión y de desafíos, signado por la devaluación, la inflación y el aumento de la tasa de interés, además del retraso de algunos proyectos, la compañía se mantuvo en el orden del 35% del market share.

El pasado 25 y 26 de octubre, Latam Future Energy (ahora denominado Future Energy Summit) desarrolló su evento físico en Bogotá, Colombia, denominado Andean Renewable Summit, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables. Allí, Navarrete recordó que Jinko Solar está en Colombia hace más de 6 años y que la experiencia más la tecnología que se ofrece hace que sean los N°1 en ventas.

Consultado por expectativas para este año, el ejecutivo señaló: “Para Jinko 2023 es un año que prácticamente está acabando, y vamos pensando en 2024, 2025; pero nuestra expectativa para el año es estar cerrando entre 800 MW y 1 GW de tamaño de mercado; pero nuestra expectativa realista es de 1,4 a 1,6 GW en tamaño de mercado (donde se contabiliza el producto sea importado o exportado, no lo instalado)”.

Tecnología

Una de las claves que resaltó Navarrete a la hora explicar el liderazgo de Jinko, es la tecnología que ofrece.

Indicó que en los últimos dos años la tecnología ha cambiado sustancialmente. “El módulo de mayor potencia era de 380/390 W, ahora estamos por encima de los 600 W por módulo, y el portafolio se continúa ampliando”, observó.

Y dio paso a su producto insignia: “Nos hemos enfocado en tamaños de celdas de 182 mm, en donde hemos dado un siguiente paso en el dopaje de la celda y este es un breack point para Jinko”.

“Nuestros clientes, al simular sus diseños, nos dicen que este es un módulo que está cambiando todo el sistema financiero porque está permitiendo incrementar la tasa interna de retorno de los proyectos; está disminuyendo el pay back; mejorando el LCOE de los proyectos”, destacó el Gerente de Ventas para Latinoamérica de la compañía.

“No podemos seguir bajo el modelo de importación que tenemos. Hoy en día, se importa más de la mitad de la energía a través de los productos derivados del petróleo y no queremos seguir con este modelo”, introdujo Eduardo Facusse, presidente de la Cámara de Comercio e Industrias de Cortés (CCIC).

Durante un Space del CCIC sobre “Autonomía energética y democratización de las inversiones”, este referente empresario advirtió una disyuntiva entre las promesas de soberanía energética anunciadas por autoridades en campaña y la política de gobierno actual.

Junto a él, distintos participantes del mercado eléctrico se pronunciaron a favor de abrir el mercado a nuevos proyectos de generación renovable para garantizar aquella soberanía que no necesariamente debería pasar por la empresa estatal que actualmente puso bajo revisión nuevos contratos generando incertidumbre en el sector eléctrico.

“Si hubiéramos liberado el mercado y los altos consumidores industriales hubieran podido comprar directamente su energía [a generadores privados], la habrían comprado más barata”, consideró Samuel Rodriguez, agente generador del mercado eléctrico hondureño.

Entre las alternativas de generación disponibles en el mercado, Kevin Rodriguez Castillo, director ejecutivo del CCIC, señaló que fuentes como las renovables se destacan por su triple impacto social, ambiental y económico favorable.

“Hoy la energía renovable ha bajado tanto los costos que se vuelven competitivas y baratas para nosotros. Ese argumento de decidir irse por una tecnología como el carbón porque es la más barata ya no es tal porque las tecnologías renovables también se han vuelto muy competitivas”.

En el marco de la Licitación Abierta de 450 MW que se convocaría este año, estos referentes empresarios procuraron además analizar el trasfondo que podría asegurar el éxito o fracaso de la misma.

Según indicaron durante el Space, la estatal aún adeudaría unos 15 mil millones de lempiras a generadoras privadas poniendo en duda la certidumbre financiera que pueda ofrecer a otras empresas, elevando el riesgo crediticio para eventuales competidores de la licitación.

¿Qué tecnologías participarán? Los Términos de Referencia que se trabajaron durante la administración de gobierno pasada adelantaban que se iba a contemplar a todas las fuentes de generación a excepción del carbón. 

Según indicaron a Energía Estratégica delegados de la Secretaría de Energía de Honduras ante la COP26 (Glasgow, 2019) se pronunciaron en contra de la participación de esta fuente contaminante para la próxima convocatoria por el compromiso que asumió el país ante la Powering Past Coal Alliance (PPCA) donde se comprometieron a eliminar el carbón de la matriz eléctrica para el 2050.

“La única restricción será para el carbón. Estas centrales serían las de la única tecnología que no entrarían en la licitación”, indicó a este medio Sindy Arely Salgado Ferrufino, en aquel entonces directora de política y planificación energética de la Secretaría de Energía de Honduras, durante una entrevista exclusiva.

A finales del año 2022 la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) coincidió con aquello en los Términos de Referencia para la Elaboración de las Bases de esta Licitación.

“La licitación deberá permitir la participación de distintas tecnologías de generación de energía eléctrica que puedan garantizar potencia firme, a excepción de aquellas que utilicen carbón mineral”, indica el inciso 7º de los Términos de Referencia.

Ahora bien, este nuevo documento da a entender que la compra de Capacidad Firme y Energía para los usuarios de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) debería ser a centrales nuevas que puedan ofrecer ambos productos energéticos y bajo contratos BOT (Build, Operate and Transfer) para que luego se pase la tecnología a la eléctrica estatal.

Aquello desmotivaría la participación de agentes generadores con proyectos a partir de tecnologías renovables variables.

“¿Qué incentivos van a tener las empresas que van a querer participar en esos 450MW cuando lo que se le quiere solicitar es potencia?”, cuestionó Samuel Rodriguez, agente generador del mercado eléctrico hondureño, durante el Space del CCIC.

En estos momentos, la CREE está cerrando la consulta pública CP-01-2023 para la “Modificación a la Norma Técnica de Potencia Firme”, a partir de la cual se aplicarían cambios al cálculo de la potencia firme de las centrales hidroeléctricas con capacidad de almacenamiento y regulación, a la vez que se determinarían nuevos conceptos de potencia firme para centrales renovables variables, entre otras modificaciones.

Restará analizar en los próximos días si la nueva determinación de potencia firme para centrales eólicas y solares da lugar a que estas fuentes de generación variable puedan participar de la licitación de 450 MW y demostrar su competitividad frente a otras tecnologías.

Honduras prepara nueva determinación de potencia firme para centrales eólicas y solares

Tras confirmar que la provincia de Neuquén está cerca de firmar el PPA con Nación para construir el parque eólico Picún Leufú, desde la Agencia de Inversiones también ponen la mira en el desarrollo de otras disciplinas de energías renovables. 

José Brillo, presidente de la entidad, dialogó con Energía Estratégica e informó que la provincia avanza en distintos proyectos vinculados con pequeñas centrales hidroeléctricas, las bioenergías y la geotermia. 

“Tenemos en construcción la central hidroeléctrica Nahueve, a la que, en marzo, pensamos darle las turbinas que se fabrican en Austria y, a mediados de año, ya ponerla en operación”, aseguró haciendo mención al emprendimiento de 4,6 MW de capacidad que representa una inversión cercana a los USD 21.000.000. 

“A la vez, estamos con el inicio de los estudios sociales y ambientales de Domuyo, que reúne un área vulcanológica y vapores endógenos importantes. Ya decidimos avanzar con el Banco Interamericano de Desarrollo en la diagramación de una perforación para una turbina modular de 5 MW”, complementó Brillo.

Más allá del BID, desde la Agencia de Inversiones también esperan tener algún adicional de inversión que permita tener la primera usina a partir de vapores endógenos que produzca energía para dicha zona, considerando que el costo para el proyecto piloto y la línea eléctrica necesaria, rondará los USD 35.000.000. 

Y si bien siempre se imaginó que esta central geotérmica pudiera ser escalable a casi 100 MW, el presidente de la ADI reconoció que “primeramente se instalará la turbina de 5 MW para analizar la factibilidad del proyecto con mayor tranquilidad y tenerlo para usos locales, tales como ocurre en Centroamérica y el Caribe”. 

Por otro lado, la entidad neuquina planifica la nueva planta de biomasa Eco Parque Centenario, para la cual a mediados del año pasado se abrió un llamado a manifestaciones de interés para para la construcción y explotación del proyecto, que incluirá un sistema de gestión integral de tratamientos de residuos sólidos urbanos y la producción de energía a través de la biomasa. 

Debido a diversos factores, la convocatoria tuvo una serie de prórrogas y finalmente las ofertas para la primera etapa de la planta se darán a conocer en los primeros días del próximo mes. 

“El Eco Parque Centenario será de USD 60.000.000 y tenemos un aval soberano en el presupuesto nacional para poder desarrollarlo. Estamos haciendo las invitaciones a tecnologías y financiamiento complementario y hasta ahora tenemos 4 propuestas presentadas, pensando en una potencia de 14/15 MW”, detalló José Brillo en conversación con este portal de noticias. 

Guatemala cerró el año 2022 con 3385,13 MW de potencia efectiva interconectada en el Sistema Eléctrico Nacional, siendo la mayoría proveniente de centrales de generación a partir de recursos energéticos renovables.

Las más de 50 hidroeléctricas operativas en el país por un total de 1512,56 MW representaron el 44,68% de la capacidad instalada, la energía eólica el 3,17% a partir de tres parques que suman 107,40 MW, la tecnología fotovoltaica aportó el 2,82% a través de 10 plantas solares entre utility scale y distribuidas que totalizan 95,50 MW.

El 49,33% restante corresponde a 1.669,67 MW de capacidad térmica renovable y no renovable, entre las que se encuentran turbinas de vapor, turbinas de gas, turbinas de gas natural, motores de combustión interna, ingenios azucareros, geotérmicas y bioenergías.

Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) destacaron no sólo el avance de las energías renovables en la matriz eléctrica, sino también su mayor participación en la cobertura de la demanda.

“Contar con una matriz eléctrica diversificada y con un mayor aporte proveniente de la generación de energía con fuentes renovables permite a Guatemala contar con un suministro estable en cuanto a su despacho, calidad y costo”, aseguran desde AGER.

Aquello no es menor y conduce al país al cumplimiento de sus objetivos fijados por Política Energética y que mandatan alcanzar el 80% de la generación de energía con fuentes renovables.

Valiéndose de datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), desde AGER subrayaron que las renovables térmicas y no térmicas alcanzaron en el cierre del 2021 un 78% del total de energía generada, superando el porcentaje alcanzado durante el año 2021.

Además, analizando el monitoreo quincenal del Mercado Eléctrico Guatemalteco para el periodo del 1 al 15 de enero del 2023, AGER concluyó que en el inicio de este año las renovables volvieron a ser mayoría en la matriz de generación por tecnología sumando un total de 54,28% por delante de otras alternativas no renovables como la cogeneración, carbón, bunker y diésel.

Hace unas semanas la agencia de cooperación alemana GIZ y el consorcio europeo-chileno formado por las empresas Soventix Chile SpA, SI Solar Investments GmbH y Pabettin GmbH firmaron un contrato para ejecutar el proyecto de Cooperación Público-Privada (PPP) “SolarNH3-Pool Chile: Optimized green ammonia production pool in Antofogasta for export», en el marco del Programa Internacional H2Uppp implementado en Chile por el Programa Energías Renovables de GIZ.

Actualmente el amoníaco verde es el derivado del hidrógeno que ofrece las mejores oportunidades en el mercado chileno y de exportación, debido a las ventajas energéticas y logísticas.  Por otra parte, la región de Antofagasta busca posicionarse como uno de los centros de desarrollo más importantes para la producción y exportación de hidrógeno verde y sus derivados, aprovechando su enorme potencial de generación de energías renovables.

En este contexto, el proyecto contempla la elaboración de una serie de estudios para el desarrollo de un parque (pool) de plantas de hidrógeno sostenible en la región de Antofagasta, basado en el aprovechamiento de sinergias y el uso compartido de la infraestructura regional optimizada para la producción y el suministro de hidrógeno a una planta de producción de amoníaco verde de gran escala, incluyendo un análisis técnico-económico y ambiental para el diseño de los diferentes elementos de la cadena de valor del proyecto.

Con ello, el proyecto será una contribución para el desarrollo del Hub de Hidrógeno Verde en Antofagasta y para el logro de los objetivos nacionales de descarbonización y protección del clima.

En sus distintas fases, el proyecto contribuirá de forma diversa al desarrollo de la industria del hidrógeno verde y del Power-to-X (PtX) en Chile. Durante las fases de estudio y planificación, el proyecto contribuirá a la optimización de la infraestructura regional para la logística de transporte y almacenamiento, el suministro de agua y de energía, generando así condiciones para optimizar la sostenibilidad medioambiental de diversos proyectos de hidrógeno que se desarrollen en la región.

El Ministerio Federal de Economía y Acción por el Clima (BMWK) de Alemania ha encargado a la GIZ a través del Programa Internacional H2Uppp que apoye el desarrollo temprano del mercado de tecnologías y aplicaciones de hidrógeno verde en países en desarrollo y economías emergentes, mediante asociaciones con empresas privadas.

H2Uppp apoya la identificación y el desarrollo de proyectos, así como la búsqueda de socios entre empresas alemanas y europeas, estando abierta la convocatoria para postulación de proyectos público-privados hasta el 31 de marzo de 2023 en 4echile.cl.

Enlight, empresa mexicana con 12 años en el mercado, líder en la comercialización, diseño, instalación y mantenimiento de sistemas de paneles solares fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía en México, presentó su nuevo vehículo de financiamiento para proyectos fotovoltaicos en generación distribuida y de almacenamiento de energía, llamado Net Zero Fund, dirigido al sector industrial del país.

Dicho fondo de financiamiento alberga una bolsa inicial de 50 millones de dólares para financiar proyectos de energía renovable de entre 10 a 20 años para clientes industriales, lo que representa un agregado para quienes buscan un ahorro en la factura eléctrica y la reducción de su impacto ambiental atribuido a sus procesos industriales.

Con Net Zero Fund, el sector industrial podrá generar y almacenar energía limpia en un mismo sitio sin necesidad de hacer una inversión inicial robusta y, debido a que el fondo es propiedad de Enlight, no habrá financieras intermediarias, agilizando el proceso de financiamiento y facilitando la transición energética del sector que más consume energía en el país.

Los esquemas de operación serán dos:

El primero, para los proyectos fotovoltaicos en generación distribuida y con 499 kW de capacidad, a través de un Power Purchase Agreement (PPA) Onsite, un acuerdo de compraventa de energía a largo plazo entre un productor de energía renovable y un consumidor. Esto significa que el cliente no comprará el sistema fotovoltaico instalado en su inmueble, sino la energía solar que este genera. Es al final del contrato cuando el sistema puede pasar a ser propiedad de la empresa. Este esquema permite un ahorro de hasta el 30% en la factura eléctrica sin inversión inicial, gracias a la energía que la empresa autoconsume y adquiere a un precio inferior a la que paga de la red eléctrica.
El primero, para los proyectos fotovoltaicos en generación distribuida y con 499 kW de capacidad, a través de un Power Purchase Agreement (PPA) Onsite, un acuerdo de compraventa de energía a largo plazo entre un productor de energía renovable y un consumidor. Esto significa que el cliente no comprará el sistema fotovoltaico instalado en su inmueble, sino la energía solar que este genera. Es al final del contrato cuando el sistema puede pasar a ser propiedad de la empresa. Este esquema permite un ahorro de hasta el 30% en la factura eléctrica sin inversión inicial, gracias a la energía que la empresa autoconsume y adquiere a un precio inferior a la que paga de la red eléctrica.

«Estos esquemas ofrecen más seguridad y ventajas como la conexión eléctrica, la mejor planificación de los gastos operativos a largo plazo y el cumplimiento de las metas de sustentabilidad de las empresas, así como la transición energética en general para el sector industrial. Esto a su vez, permite a los países cumplir con las metas y objetivos de energía renovable establecidos en acuerdos internacionales vinculantes en sus políticas y planes energéticos nacionales”, destacó en el evento Julian Willenbrock, cofundador y director general de Enlight.

Una de las grandes ventajas de los esquemas de Net Zero Fund es que el consumidor industrial podrá comenzar a ahorrar en los costos de la electricidad desde el inicio del contrato y a coste cero, ya que el proyecto será financiado por el fondo de financiamiento y Enlight será el responsable de la instalación del sistema y de su operación y mantenimiento (O&M) durante el plazo del contrato.

Esto es importante ya que en un proyecto instalado bajo el esquema PPA o SaaS, toda la responsabilidad operativa recae en Enlight y, debido a que se cobra sobre energía generada, es de interés compartido que los mantenimientos garanticen el óptimo funcionamiento del sistema en todo momento. Enlight, con 20 MWh de capacidad de almacenamiento instalados y 36 MWh más en construcción, apuesta por un mercado mexicano tecnológico, sustentable y encaminado hacia la electrificación económica.

“Estos esquemas de financiamiento son un elemento importante de las inversiones industriales en energías renovables, su crecimiento refleja el compromiso del sector de acelerar la transición energética, pero es necesario aumentar el ritmo de progreso para garantizar el despliegue de energía renovable y su uso eficiente”, destacó Manuel Ahumada, director comercial de Enlight.

La generación y uso de energía eléctrica a partir de fuentes renovables representan una solución viable para contrarrestar las emisiones mundiales de dióxido de carbono relacionadas con la energía, las cuales alcanzaron su nivel más alto en 2021 al aumentar un 6%, hasta alcanzar las 36,300 millones de toneladas, según la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Por esto, los esquemas de financiamiento que ofrece Net Zero Fund para los sistemas de paneles solares y el almacenamiento de energía son una solución que permitirá que las grandes industrias puedan generar y almacenar su propia electricidad, aprovechando la energía solar.

El desarrollador latinoamericano de energía renovable Verano Energy dio inicio a la construcción de ocho proyectos solares en Chile con una capacidad de 76 MWdc (59 MWac). Dichos proyectos se llevan a cabo a través de contratos EPC y O&M con Fontus Renewables, subsidiaria de EnfraGen.

Fontus Renewables, posee y opera proyectos de energía renovable en Chile y América Latina. Sus activos de energía solar fotovoltaica amplían su cartera de energía renovable existente, apoyando la transición energética de Chile como líder regional en la adopción de energía renovable.

Fundada en 2012, Verano Energy tiene una amplia experiencia en diversos aspectos del desarrollo de proyectos renovables en América Latina, incluidos el diseño, el financiamiento, la construcción y la gestión de activos. En los últimos años, la empresa también ha comprado proyectos solares para aumentar su cartera.

El contrato EPC es el más grande que Verano Energy realiza hasta hoy con terceros. Fontus confía en los servicios EPC de Verano Energy para construir estos proyectos solares a tiempo, dentro del presupuesto y con los más altos estándares.

«Hemos acumulado una experiencia interna sustancial en el desarrollo y ejecución de nuestros propios proyectos y hemos decidido aprovechar nuestro equipo interno de clase mundial para entregar contratos EPC de terceros. Estamos muy entusiasmados de expandir nuestros servicios para construir estos proyectos para Fontus”, dijo Dylan Rudney, director ejecutivo de Verano Energy.

Los ocho de estos programas participarán Proyectos PMG/PMGD de ChileProporciona acceso automático a la red y un plan de precio fijo.

La primavera pasada, Verano Energy adquirió 116 MWp de proyectos PMGD en Chile ubicados en 5 regiones de Chile y con un tamaño de entre 2,5 y 11 MWp. La cartera de proyectos de la compañía estadounidense en el país supera los 1,5 GWp.