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Chile cerró el 2022 con poco más de 20 GW de capacidad instalada renovable, lo que representó un aumento de más de 2,5 GW durante el año, principalmente gracias a la incorporación de 1508 MW de potencia solar y 636 MW eólico. 

Año que también fue récord de generación renovable no convencional, con un 33% de participación en la generación de energía eléctrica,  aumentando 6 puntos porcentuales con respecto al 2021. 

Sin embargo, a lo largo del año se presentaron una serie de dificultades a atravesar para seguir desarrollando y construyendo centrales renovables en el futuro, tales como los desacoples de precios, vertimientos de energía y costos marginales cero. 

Bajo ese contexto, Claudio Seebach, presidente ejecutivo de la Asociación Gremial de Generadoras de Chile, brindó una entrevista exclusiva para Energía Estratégica en la que aportó su mirada y propuestas a considerar para solucionar la problemática actual. 

“En el corto plazo seguiremos expuestos a situaciones de desacople porque las líneas de transmisión no se producen de una noche a la mañana. Pero se pueden lograr, y se esperan que se generen, optimizaciones de la gestión para hacer mejor uso de la red. Pero discutimos cómo avanzamos en las modernizaciones del mercado eléctrico que tienen bastante tiempo de retraso”, aseguró. 

“Vemos cómo proponer mejoras del mercado a corto plazo, como por ejemplo tener un mejor mercado del día anterior, que haya un mercado intradiario para despacho o más regularidad temporal que permitan de alguna manera a las empresas hacer un eficaz manejo en el tiempo”, agregó. 

Asimismo, la implementación de la ya promulgada Ley de Almacenamiento y Electromovilidad (falta la reglamentación) también resultará de gran utilidad para administrar la energía entregada, minimizar los recortes y arbitrar las variaciones de precios en el Sistema Eléctrico Nacional. 

Chile cuenta con más de 65 proyectos renovables en distintas fases de construcción

Pero para ello, y lograr que a futuro se concrete la cartera de inversión potencial 100% renovable de USD 23.000.000.000 que Generadoras de Chile informó en agosto del 2022, se requiere tanto una planificación eficiente de la infraestructura eléctrica de transporte como también de la aceleración de la aprobación de los estudios de impacto ambiental o que las distintas regulaciones y reglamentos posean “un principio de coherencia regulatoria”. 

“No tiene sentido seguir invirtiendo en renovables si a la par no tenemos un avance en la red de transmisión o que las perspectivas de desarrollo sean oportunas, resilientes, robustas y holgadas”, sostuvo Claudio Seebach.

“Y a su vez trabajamos en que la industria tenga un diálogo permanente con lugares donde se desarrollan los parques, para que las comunidades sientan que un proyecto de generación también es un beneficio para el lugar. Es decir, hacer que la energía también sea una buena noticia para las zonas donde se desarrollan los proyectos”, continuó.

La Rioja declaró al litio y a sus derivados como recursos naturales estratégicos por sus contribuciones a la transición energética y aportes al desarrollo socioeconómico de la provincia, como también determinó de interés público al estudio, investigación, prospección, exploración, explotación e industrialización de dicho mineral. sus derivados y el agregado de valor a los productos obtenidos.

Además, la normativa ya publicada en el Boletín Oficial riojano suspende por el término de 120 días los permisos de cateo, prospección, exploración y concesiones mineras en todo el territorio de La Rioja y le otorga la facultad al Gobernador de prorrogar el plazo por única vez. 

Y sumado al avance por la puesta en marcha de la primera Planta Nacional de Desarrollo Tecnológico de Celdas y Baterías de Litio, creada por la Universidad Nacional de La Plata e Y-TEC, estas medidas hacen pensar que, a largo plazo, Argentina posicionarse como un gran jugador en ese mercado. 

Dante Sica, cofundador de ABECEB y ex Ministro de Producción y Trabajo de la Nación, conversó con Energía Estratégica sobre tal situación y reconoció que Argentina tiene potencial en la materia y a “los dos grandes minerales que serán el soporte de la nueva movilidad a nivel mundial” (litio y cobre), pero planteó que la apuesta por el primer mineral mencionado será difícil, dada el contexto macroeconómico que atraviesa el país. 

“Hay que bajar la presión de la idea de que Argentina puede ser un fabricante de baterías sólo por tener el litio. Por ejemplo, hoy en día, una inversión para una factoría de baterías está en el orden de casi 800 millones de euros, es decir, son inversiones fuertes en la que participan varios jugadores en un sector donde la tecnología de las baterías todavía no está totalmente definida”, sostuvo. 

“Y es una apuesta riesgosa pensar que, en el marco de la inestabilidad macro, puede existir una inversión de la envergadura cuando todos los años hay nuevos avances que, de alguna manera, dejan fuera de competencia a alguna otra tecnología en vigencia”, agregó.

Es decir que, bajo la mirada del especialista, Argentina todavía necesita fortalecerse en la producción de litio y avanzar en etapas de agregado de valor, a la par que las tecnologías se desarrollan, para que, a futuro, se capten inversiones en la industria de las baterías. 

Aunque ello no implica modificar los complejizar los marcos normativos sino más bien que sea una regulación “sencilla y transparente” y, por ende, no avanzar con imposiciones que generen riesgo o compliquen el negocio. 

“Debemos dar las posibilidades para que se dé una mejora en términos de agregación de valor, procesamientos y más, pero todavía estamos lejos de ser un mercado atrayente para la instalación de una fábrica de baterías”, concluyó el cofundador de ABECEB y ex Ministro de Producción y Trabajo de la Nación. 

A inicios de esta semana, el Ministerio de Minas y Energía publicó a consulta el proyecto de resolución «Por la cual se deroga la Resolución 40715 de 2019 y la Resolución 40060 de 2021 y, se reglamenta el artículo 296 de la Ley 1955 de 2019» –VER-, por la cual obligará a los comercializadores a consumir como mínimo un 10% de energías renovables –ver documento al pie-.

Para conocer detalles, Energía Estratégica conversó con Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services.

¿Cuáles son los principales aspectos a advertir de este proyecto de resolución y cuándo podría quedar firme?

Se pueden advertir cuatro aspectos:

Claridad en la forma que se cumple el porcentaje del 10% cuando el comercializador atiende usuarios regulados y usuarios no regulados;
Que para los usuarios no regulados son válidos todos los contratos de largo plazo derivados de convocatorias públicas realizadas por los comercializadores. No se refiere a contratos derivados de las subastas.
Que los excedentes de los autogeneradores con FNCER suman para cumplir con el porcentaje del 10%
La claridad en la posibilidad de ceder los contratos para cumplir con el porcentaje del 10%.

¿Qué oportunidades evidencia con esta propuesta?

Por un lado, un aceleramiento al cumplimiento de las metas en la reducción de emisiones contaminantes. Aquí gana el País.

Por otro, un impulso relevante para que los comercializadores cierren contratos con usuarios industriales. Aquí ganan los comercializadores y los industriales.

Además, un apalancamiento enorme para que los desarrolladores de proyectos con FNCER cierren contratos con comercializadores. Aquí gana los promotores de proyectos.

En conclusión: ¡Todos ganamos!

¿Bajo qué mecanismos los comercializadores podrán obtener energías renovables para alcanzar ese 10%?

Los mecanismos del mercado, entre ellos:

subastas del Contrato de Largo Plazo;
Mecanismo Anónimo Estandarizado en donde Derivex ha mostrado su buena participación y,
el mecanismo definido a través del SICEP.

¿A partir de cuándo se deberá consumir ese volumen de energía y cuáles son los usuarios alcanzados?

La anterior obligación inicia a partir de enero del año 2022, para la demanda regulada y cuando esté en firme la resolución aplicará para la demanda regulada y no regulada.

¿Se establecerán penalidades para aquellos que no cumplan con el cupo?

Sí. En la propuesta se reitera la verificación y control por parte de la Superservicios.

Lo que se incluye son dos condiciones que facilitan la verificación. Una es vía registro de contratos ante el ASIC; y, la otra, es a través de reportes del ASIC a la Superservicios.

¿Será necesaria una subasta de energías renovables para que comercializadores alcancen ese cupo?

Sí. Es indiscutible la necesidad de subastas en la medida que Colombia tiene como objetivo incrementar la atención de la demanda con FNCER.

¿Qué oportunidades se les abre a los generadores a partir de este proyecto de resolución?

Incremento en el porcentaje de participación en la actividad de generación de energía. Viabilidad financiera para que adquieran o construyan más proyectos con FNCER.

En mi opinión, otra señal que envía esta propuesta es para los generadores a carbón, ellos tendrán que seguir implementando plantas con FNCER porque día a día veremos un mayor desplazamiento de su energía. La matriz energética que está en la ley 1955 de 2019 es la mejor prueba de ello.

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

La CP busca socializar las propuestas de la CREE para el cálculo del factor de disponibilidad utilizado en la metodología para la determinación de la potencia firme, determinación del factor de disponibilidad para cálculo de la potencia firme disponible mensual y cálculo de la potencia firme que tuvo disponible una central en el mes.

Además, visibiliza algunas modificaciones que podrán tener los procedimientos de determinación del período de máximo requerimiento térmico del sistema, así como agrega consideraciones adicionales para el cálculo de los desvíos de potencia firme que realizará el Operador del Sistema para nuevos agentes productores y agentes compradores.

Un detalle no menor es que a partir de la modificación de la norma técnica también 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 las propuestas de cambios, se plantea que en el artículo 10 la potencia disponible de cada central se determine en función de su tecnología, de modo que:

Para las centrales hidroeléctricas con capacidad de regulación y almacenamiento considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, los mantenimientos programados, el factor de indisponibilidad forzada proyectado basado en información estadística entregada por el agente productor y el nivel del embalse.
Para las centrales hidroeléctricas sin capacidad de almacenamiento ni regulación considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, disponibilidad del recurso primario, los mantenimientos programados y factor de indisponibilidad forzada proyectado basado en información estadística entregada por el agente productor.
Para las centrales térmicas que utilizan combustibles fósiles, o centrales que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año, y centrales geotérmicas considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, mantenimientos programados y un factor que represente la indisponibilidad forzada proyectado basado en información estadística entregada por el agente productor.
Para las centrales eólicas y solares considerará únicamente la capacidad instalada y la disponibilidad del recurso primario para el año en estudio.

Ahora bien, sobre las tecnologías variables se hace una salvedad adicional el nuevo artículo 16 sobre «Determinación de la potencia firme de centrales eólicas y solares» y es que para determinar la potencia firme de la central solar o eólica, el CND procederá a determinar las potencias horarias generadas de forma sintética a lo largo del período de máximo requerimiento térmico ante el escenario que es excedido el 95 % de probabilidad de ser excedido:

“Para las centrales eólicas y solares fotovoltaicas, el Operador del Sistema determinará la cantidad de energía generada por cada central durante el período de máximo requerimiento térmico, ante cada uno de los 100 escenarios representados. Posteriormente, identificará entre las 100 cantidades de energía resultantes, el valor que es excedido en el 95 % de los casos y el escenario al cual corresponde dicho valor. Enseguida, procederá a determinar para cada central eólica y solar las potencias horarias generadas de forma sintética a lo largo del período de máximo requerimiento térmico ante el escenario identificado. Luego, el Operador del Sistema calculará para cada central el valor promedio de las potencias horarias generadas únicamente en las horas del período crítico. El valor resultante será la potencia firme de la central”.

Los interesados en realizar comentarios y observaciones a estos y otros cambios a la norma técnica de potencia firme, deberán ingresarlos a través de la plataforma de consulta pública establecida por la CREE en su página web: https://bit.ly/CREE-CP-01-2023

Hasta el momento, de acuerdo a lo publicado por la CREE, sólo una empresa habría enviado comentarios. Se trata de Generación De Energía Renovable S.A. De C.V. (GERSA), quien habría compartido su parecer sobre un artículo en específico el pasado viernes 13 de enero.

La República Cooperativa de Guyana impulsa el Programa de energía solar fotovoltaica a gran escala de Guyana (GUYSOL). A partir del mismo, licitará la Adquisición y Construcción de 8 plantas solares fotovoltaicas de 33MWp en total y sistemas de almacenamiento de energía en baterías para acumular hasta 34MWh de energía.

Para tal fin, se dispusieron tres Lotes en Berbice, Linden y Essequibo, lugares donde en este mismo mes se llevaron a cabo las visitas a los sitios de obra y se efectuó una primera reunión previa a la oferta.

Los interesados en participar de este procedimiento de Licitación Pública Internacional (LPI) podrán hacerlo hasta el martes 07 de marzo de 2023, día en el que los proponentes deberán entregar sus ofertas en sobres físicos a la Administración Nacional de Compras y Licitaciones del Ministerio de Finanzas (49 Main and Urquhart Streets Georgetown, Guyana).

De acuerdo con el documento de llamado a licitación, los requisitos generales de calificación incluyen (pero no se limitan a) documentos de registro/incorporación comercial, certificados válidos de conformidad con el sistema nacional de seguros y la autoridad tributaria de Guyana, certificado de registro de IVA (solo para licitadores registrados en Guyana) y demostraciones de experiencia, capacidad técnica y financiera.

En estos momentos, la Unidad Ejecutora del Programa GUYSOL está respondiendo consultas sobre esta licitación a aquellos stakeholders que envíen correos electrónicos directos a: adillawar@gplinc.com con copia a sogle@gplinc.com

A esas mismas direcciones de correo electrónico se podrá contactar para adquirir los pliegos de licitación disponibles en inglés previo pago de una tarifa no reembolsable de veinte mil dólares guyaneses (20.000,00 GYD).

Respecto al costo total de presentarse en esta licitación además de el pago de los pliegos, se deberá acompañar las ofertas con una Garantía de Mantenimiento de la Oferta cuyo valor dependerá del lote en el que se participe:

Lote 1- USD 120.000,00

Lote 2- USD 250.000,00

Lote 3- USD 150.000,00

Incentivos 

Si bien la legislación actual otorga a la empresa estatal Guyana Power and Light Inc (GPL) el monopolio de la generación de energía, el Gobierno ha dado pasos a favor de promover la inversión extranjera en energías renovables con el programa GUYSOL y otros beneficios fiscales para la nueva tecnología que ingresa al país.

Las señales son claras al ofrecer incentivos como exenciones de derechos de aduana e impuestos al valor agregado para maquinaria y equipos importados con el fin de generar y utilizar energía renovable, así como una exención fiscal única de dos años para el impuesto de sociedades a los importadores de artículos para inversiones en energía eólica y solar.

La necesidad de actualizar la ley eléctrica y la liberación del mercado fueron los temas que planteó la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía, ACEN, en la reunión que sostuvo con el ministro de Energía, Diego Pardow, este martes 17 de enero. En la oportunidad, la gremial estuvo representada por el presidente del directorio, Sebastián Novoa, los directores Carlos Ducasse y Juan Francisco Friedl, junto con el secretario ejecutivo, Eduardo Andrade.

Desde ACEN estiman de importancia que se modernice la Ley General de Servicios Eléctricos en lo que respecta al tratamiento de la distribución eléctrica de manera de, entre otros aspectos, incorporar la figura del comercializador. Diversos estudios realizados tanto por la academia como por entes privados dan cuenta de la conveniencia de introducir mayor competencia en la venta de electricidad a usuarios finales, lo que permitirá el acceso a una amplia gama de servicios adicionales y menores costos en el suministro de energía.

Según la gremial, la introducción del comercializador como un agente articulador focalizado en los usuarios (la demanda) posibilitará también avanzar de manera más rápida en la transición energética en que está inmerso el país. Incluso, contribuye en los objetivos de descarbonización de la matriz energética dado que permitiría gestionar de manera más eficiente la energía renovable y los recursos de generación distribuida, por cuanto habilitaría a los usuarios finales a expresar su interés por energías renovables.

Por otra parte, dado el convencimiento de la gremial respecto a que transcurrirá mucho tiempo para que las modificaciones legales tengan efecto sobre los usuarios finales, creen firmemente en la necesidad de adelantar los beneficios que implica acceder a un mercado libre a la mayor cantidad de usuarios posibles, buscando siempre cautelar el funcionamiento del mercado eléctrico, incluidas las licitaciones de suministro que realiza la Comisión Nacional de Energía.

Así, plantean la conveniencia de ir reduciendo paulatinamente el límite actual de 501 kW de la potencia conectada para ser cliente libre, por medio de las herramientas que cuenta el Ministerio de Energía conforme a la normativa eléctrica.

Por ello, la propuesta de ACEN es que el Ministerio de Energía impulse en forma paulatina la reducción del requisito de potencia conectada indicado en el artículo 147 letra d) de la Ley General de Servicios Eléctricos, conforme a la facultad y mecanismos ahí establecidos.

Si se implementa esa rebaja, año a año un número importante de pequeñas y medianas empresas podrían acceder a mejores condiciones de suministro eléctrico, entre ellas, menores costos por el concepto de energía eléctrica, una mejora en la calidad de atención comercial, el derecho a elegir a su suministrador y la posibilidad de acceder a una gama amplia de servicios relacionados.

Esto último, si fuera una realidad, “podría impactar a alrededor de 140.000 medianas y pequeñas empresas que podrían obtener su suministro eléctrico de otras empresas distintas a la distribuidora local, como también productos y servicios tales como eficiencia energética y almacenamiento. Sobre todo, esta baja beneficiaría económicamente a las pymes ya que podrían acceder a ahorros importantes en su cuenta de electricidad”, indicó Andrade.

Y agregó: “Además, esta posibilidad conversa directamente con la estrategia del Ministerio de Energía respecto a una transición energética justa. Qué más justo que las empresas, y eventualmente los clientes residenciales, elijan su propia energía que es siempre mayoritariamente verde”.

En tanto, el presidente de ACEN señaló que “quedamos satisfechos con el interés mostrado por el ministro Pardow y la voluntad expresada en cuanto a estudiar la propuesta”.

República Dominicana sorprende con un anteproyecto ley que tiene por objeto armonizar el subsector eléctrico modificando disposiciones legales y reglamentarias relativas a la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE) y del Ministerio de Energía y Minas (MEM). 

El documento al que tuvo acceso Energía Estratégica, ya estaría en el Senado desde el 12 de diciembre del 2022 y aguarda por un tratamiento de la Comisión de Asuntos Energéticos en los próximos días.

El mismo consta de 14 fojas que incluyen consideraciones preliminares donde se argumenta la decisión del ejecutivo para presentar una nueva iniciativa de ley ante el Congreso Nacional. Y su cuerpo, compuesto por 11 capítulos, numera cambios significativos dentro 31 artículos específicos.

Entre las grandes modificaciones que se implementarán en el subsector eléctrico, de aprobarse este proyecto de ley, la medida de disolver a la CNE no pasa desapercibida. Allí, se advierte que este órgano de gobierno actualmente operativo tiene funciones similares a las del Ministerio de Energía y Minas (MEM) y por eso debería suprimirse y transferir sus funciones, atribuciones y patrimonio al MEM y otros órganos que permanecerán en la administración pública.

No es la única medida que será significativa para el sector. También se mandata a elaborar el Plan de Expansión de Generación y Transmisión de Largo Plazo cada cinco años, modificar el régimen de concesiones e incorporar licitaciones públicas para compraventa de energías renovables a largo plazo, a la vez que se eliminen beneficios impositivos para nuevos proyectos.

Por ello, de aprobarse sin modificaciones ese paquete de medidas, en los 180 días siguientes la ejecución de nuevos desarrollos renovables daría un giro.

Si bien, podría interpretarse como una buena noticia la apertura de nuevas licitaciones para proyectos de generación renovables a la par del mecanismo de concesiones provisionales y definitivas que actualmente están en marcha, estos últimos tendrían modificaciones que complicarían su continuidad.

Si el espíritu de la nueva ley sería propiciar una mayor competitividad en el sector eléctrico a partir de licitaciones de energías renovables, además de armonizar al subsector eléctrico, debería aclararse en los próximos días porqué además se derogan exenciones de impuestos a tecnologías contempladas en la Ley núm. 57-07 que podría repercutir en el aumento del costo total de nuevos proyectos renovables.

Energía Estratégica organizó un nuevo webinar para la industria de las energías renovables junto a JA Solar, uno de los fabricantes de módulos Tier 1 líderes del sector fotovoltaico con una cuota del mercado del 14% a nivel global. En esta oportunidad, Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de Ja Solar, y Victor Soares, Technical Manager Latam de Ja Solar, fueron los expertos a cargo del contenido. 

A modo de introducción,  Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de Ja Solar, señaló que los fabricantes aspiran a mejorar cada vez más no sólo su bancabilidad sino también la calidad y eficiencia de sus productos para destacarse en el mercado. 

«Cuando empezamos a trabajar con los módulos en América Latina se hizo muy popular el Tier 1, un estándar de bancabilidad en el cual -con mucho orgullo- JA Solar se encuentra en el tope, con la bancabilidad más alta “AAA”; lo que resulta útil para proyectos de gran escala que requieren de financiamiento bancario. Pero ya no es lo único que se debe considerar”.

“Hay tantas empresas que forman parte del Tier 1 que, además de ser Tier 1, se debe tener ciertas calificaciones adicionales como las pruebas de laboratorios privados o reconocimientos como sellos Top Brand en muchos países y regiones”, advirtió Sandoval. 

Por ello, durante el webinar se precisó en qué consisten no sólo las encuestas de satisfacción de producto que utilizan algunas agencias en la actualidad, sino también cuáles son los requerimientos técnicos y pruebas usualmente exigen laboratorios privados para otorgar el sello de TOP Performer, y que además le permiten a los usuarios distinguir a los mejores panel solares disponibles en el mercado. 

«Se deben cumplir con todas las pruebas en ciclos mucho más estrictos que para certificaciones que normalmente se requieren para procesos de importación o licitaciones”, advirtió Victoria Sandoval. 

¿En qué consisten esas pruebas? Estas se podrían agrupar en tres clasificaciones de pruebas: Confiabilidad, Calidad y Desempeño. Lo que incluye, por ejemplo, resistencia al estrés mecánico, desempeño bajo calor húmedo, y pruebas de fenómenos celulares. 

Durante el webinar Victor Soares, Technical Manager Latam de Ja Solar, se refirió a las pruebas de carga mecánica dinámica para módulos solares (DML), de ciclo térmico (TC600), resistencia PID, DE degradación inducida por luz (LID), degradación inducida por luz y temperatura elevada (LeTID), entre otras. Y puntualizó aquellas que actualmente lleva a cabo el Centro de Pruebas de Energías Renovables (RET-C), un laboratorio estadounidense líder en servicios de ingeniería y ensayos de certificación con amplia trayectoria testeando productos de la industria fotovoltaica. 

“Sabemos que la industria solar es muy dinámica y siempre habrá nuevos fabricantes ingresando al mercado. Por eso, es muy importante garantizar la calidad, confiabilidad y el desempeño del producto con pruebas RET-C”, indicó Soares. 

Y observó: “¿Porqué solo seis fabricantes están certificados con el sello High Achievement del laboratorio RET-C, el máximo reconocimiento que se otorga en el PV Module Index Report (PVMI)?”Para acceder a todo el detalle, los interesados pueden ver el video de la transmisión del webinar que está disponible gratuitamente en la cuenta de LinkedIn y de YouTube de Energía Estratégica.

Todos en fase 1, es decir, en etapa de factibilidad. Se han presentado, desde el 19 de mayo del 2022 al 14 de septiembre de ese mismo año, 11 proyectos eólicos costa afuera que representan 5.035 MW de capacidad –VER LISTADO AL PIE DEL ARTÍCULO-.

El primero de los emprendimientos a entrar en operaciones, de acuerdo a la declaración de las empresas que han postulado proyectos ante la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), es Vientos Alisios, de 200 MW, propiedad de BlueFloat Energy.

El proyecto, a montarse en el Departamento de Bolívar, ingresaría en operaciones antes que empiece el año 2026. Contará con 28 aerogeneradores sobre un área aproximada de 376 km², y será escalable hasta los 500 MW, según detalló la compañía.

El 4 de junio pasado se presentaron cuatro proyectos de 825 MW cada uno -3.300 MW en total-: Astrolabio, a montarse en La Guajira, y Goleta en Magdalena, ambos a ingresar en operaciones antes del 8 de febrero del 2032; Bergantini –Magdalena- y Galeón –Atlántico- ingresarían el 8 de junio.

El 14 de junio se sumó Bitácora, de 510 MW a montarse en Bolívar, y dos días después Barlovento, de 825 MW, que se emplazará en La Guajira. Ambos también deberían ponerse en marcha antes del segundo semestre del 2032.

Y el 14 de septiembre se presentaron cuatro proyectos de 50 MW cada uno que se montarían en territorio aledaño a Barlovento. Se trata de Barlovento I, II, III y IV, todos en Uribia, La Guajira. Estos deberían ingresar en operaciones antes del 2035.

En definitiva, estos 11 emprendimientos alcanzan los 5 GW, potencia que supera el objetivo que se propone la hoja de ruta eólica costa afuera (ver) de llegar a los 3 GW al 2040 y entre 6 a 9 GW al 2050.

Según indica el documento, que contempla 280 recomendaciones y fue elaborado con el apoyo del Banco Mundial y del Gobierno británico a través de la consultora británica Renewables Consulting Group, la capacidad eólica marina instalada en Colombia al 2030 rondaría 1 GW.

Para 2040, la proyección del escenario alto es llegar a los 3 GW, “bajo el supuesto de que un proyecto de escala comercial (1 GW) y dos proyectos más pequeños (0.5 GW), o una combinación similar, logren una operación comercial”. “Se requerirán actualizaciones de transmisión dedicadas”, advierte el programa.

Luego, para 2050, el objetivo aumenta entre 6GW a 9GW en total. “Este aumento sustancial supone que se persigue un programa de adquisiciones significativo, requiriendo un desarrollo coordinado de transmisión con posiblemente más proyectos flotantes conectados a través de líneas radiales en las zonas occidental y central”, enfatiza el documento.

Cuestiones ambientales

Sin embargo, cabe advertir que aun el Gobierno de Colombia debe definir instancias que determinen la viabilidad de este tipo de proyectos –VER ANÁLISIS-.

Por caso, comunidades wayús del corregimiento del Cabo de la Vela, en la Alta Guajira, han manifestado su preocupación frente a la intención del montaje de estos parques eólicos costa afuera, advirtiendo que podrían afectar sus sitios sagrados, faenas de pesca y el turismo.

Fecha Proyecto
Nombre Proyecto
Estado
Tecnologia
Capacidad MW
Departamento
Municipio
Nombre Promotor
Entrada Operacion

19/5/2022
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS
Fase 1
COSTA AFUERA
200
BOLIVAR
SANTA CATALINA
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS SAS
8/12/2025

4/6/2022
OWF ASTROLABIO
Fase 1
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF ATROLABIO S.A.S. E.S.P.
8/2/2032

4/6/2022
OWF BERGANTIN
Fase 1
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF BERGANTIN S.A.S. E.S.P.
8/6/2032

4/6/2022
OWF GALEON
Fase 1
COSTA AFUERA
825
ATLANTICO
BARRANQUILLA
OWF GALEÓN SAS ESP
8/6/2032

4/6/2022
OWF GOLETA
Fase 1
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF GOLETA SAS ESP
8/2/2032

14/6/2022
OWF BITÁCORA
Fase 1
COSTA AFUERA
510
BOLIVAR
CARTAGENA
OWF BITÁCORA SAS ESP
8/6/2032

16/6/2022
OWF BARLOVENTO
Fase 1
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
8/2/2032

14/9/2022
OWF BARLOVENTO I
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO II
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO III
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO IV
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

La semana pasada, la provincia de Buenos Aires finalmente publicó el decreto reglamentario de su adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424) tras casi cinco años desde que se promulgó dicha normativa.  

Y si bien la reglamentación se demoró dos meses más de lo previsto, desde el sector energético de Argentina ven como positiva que Buenos Aires finalmente se haya dado este paso, pero aún aguardan por las resoluciones cómo serán los procesos técnicos y económicos.

“Si bien hubo un retraso en la reglamentación, comparativamente con otras leyes no fue tan crítico, por lo que uno podría decir que había voluntad de que la ley salga adelante. Y son destacable e importantes los beneficios impositivos que incluye, pero la reglamentación en  en principio sólo habla de ciertos considerandos muy generales”, sostuvo Alejandro Zitzer, gerente comercial de Aldar SA. 

“Es decir, faltan todas las resoluciones de índole técnica, jurídica económica y tarifaria para que, entonces, el usuario pueda saber técnicamente cómo debe hacer el trámite y la instalación, como también para conocer cuál será la tarifa al que se pagará el excedente que inyecta a la red”, agregó en conversación con Energía Estratégica.

Justamente, la reglamentación indica que los usuarios tendrán exenciones impositivas por doce años (prorrogables por el mismo tiempo) para el impuesto a los Ingresos Brutos por la inyección de los excedentes de energía renovable a la red de distribución, y para el Impuesto de Sellos para los contratos que suscriban los usuarios con los distribuidores en el marco del desarrollo de las actividades de generación distribuida renovable.

Pero más allá de ello, no hace mención a otros aspectos técnicos para el desarrollo de las instalaciones en los hogares y comercios del territorio bonaerense, ni tampoco si habrá financiamiento en el corto plazo por parte de las entidades bancarias que faciliten la adopción de este tipo de tecnología. 

“Asimismo, está la posibilidad de que el Banco de la Provincia de Buenos Aires otorgue créditos, uno creería que relativamente blandos, asociados a la compra de equipos. Esto sería ideal y clave que se implemente porque ayudará en la estadística de la demanda”, manifestó Alejandro Zitzer. . 

“Es cierto que la adhesión implicará un salto cuantitativo en cuanto a estadísticas porque el volumen de clientes potenciales que tiene Buenos Aires, en comparación con el resto de las provincias adheridas, tendrá una incidencia muy importante. Pero se requieren las resoluciones, e imagino que ya se están trabajando y que el gobierno bonaerense las estará por lanzar”, insistió. 

Cabe recordar que PBA ya tiene 269 usuarios – generadores que suman 3831,6 kW de capacidad instalada – y otros 197 U/G con reserva de potencia aprobada por 3.349,3 kW- gracias a que las distribuidoras EDENOR y EDESUR ya habían adherido a la ley nacional de generación distribuida. Usuarios que deberán darse de alta en el RUGER por tales distribuidoras de energía eléctrica si desean acceder a los beneficios impositivos de la provincia. 

Número que podría aumentar considerablemente, dado que desde el sector energético vaticinaron en reiteradas ocasiones que el territorio bonaerense tiene un potencial de 2.000.000 de usuarios que podrían ser parte de la GD en Argentina. 

Posible apertura a más tecnologías

Si bien la energía fotovoltaica domina la generación distribuida a nivel global, el gerente comercial de Aldar SA planteó que esta adhesión podría resultar “una buena oportunidad” para el desarrollo de otras fuentes renovables en este tipo de escala. 

“El potencial de Buenos Aires en eólica y biomasa, también permitiría la ampliación de trabajo y experiencias en otras tecnologías”, aseguró. 

EDP Renewables (EDPR), el cuarto mayor productor de energías eólica y solar a nivel mundial y filial del grupo EDP, una empresa global con sede en Portugal, ha designado a Enrique Álvarez-Uría como director general para Chile.

Con este nombramiento, la compañía confirma su estrategia de crecimiento en el país y refuerza su apuesta en Latinoamérica. En Chile, la empresa está ya jugando un papel activo en la transición energética del país, con una cartera de activos compuesta por tres proyectos eólicos y uno solar.

“Estoy muy contento de incorporarme a EDPR Chile y tener la oportunidad de aportar soluciones a los grandes desafíos que tiene el sector eléctrico chileno. Con nuestra experiencia internacional y el talento del nuevo equipo en Chile, tengo la convicción de que seremos un actor relevante desarrollando proyectos competitivos y creando valor en las comunidades locales”, destacó Enrique Álvarez-Uría, director general de EDPR en Chile.

Proyectos en Chile

Con presencia en el país desde 2021, EDPR cuenta actualmente con una cartera de proyectos de aproximadamente 500MW, entre ellos un parque eólico de 83 MW ubicado en Coquimbo con un PPA (contrato de larga duración de compraventa de energía) regulado a 20 años y que se espera que entre en operación a finales de 2023.

Adicionalmente, EDPR está desarrollando proyectos eólicos y solares con el objetivo de  que comiencen su operación a partir del 2025.

“Tenemos mucha ilusión de poner en marcha nuestro primer proyecto y contribuir activamente a que Chile cumpla sus metas de descarbonización de una forma sostenible generando energía local, limpia y competitiva”, destacó el directivo.

Álvarez-Uría es un ejecutivo de amplia experiencia internacional en el sector energético. Desde su incorporación a EDPR en 2008, el recién nombrado gerente ha liderado el desarrollo de proyectos en otras áreas de la compañía, liderando el proyecto de más de 7GW de eólica marina en Reino Unido, Francia y Estados Unidos.

En su última misión, lideró la entrada de OW, la joint venture de EDPR y ENGIE, en Estados Unidos.  Antes de incorporarse a EDPR, Álvarez-Uría desempeñaba cargos de gestión en Europa en el sector nuclear.

Ingeniero de Minas por la Universidad de Oviedo en España de formación, tiene estudios de postgrado en Francia, MBA del IESE Business School y del programa de estudios avanzados en Ingeniería, Economía y Regulación del Sector Eléctrico en el Instituto Tecnológico de Massachusetts.

Sobre EDP Renewables (EDPR)

EDP Renewables (Euronext:  EDPR) es el cuarto productor mundial de energía eólica y solar con presencia en 28 mercados de Europa, América del Norte, América del Sur y Asia Pacífico.

Con sede en Madrid y con oficinas regionales principales en Houston, São Paulo y Singapur, EDPR cuenta con una sólida cartera de desarrollo de activos de primera clase y una capacidad operativa líder en el mercado de las energías renovables.

Entre ellas se encuentran la energía eólica en tierra, la fotovoltaica a escala de servicios públicos y la distribuida, la eólica en alta mar (a través de Ocean Winds, joint venture 50/50 con el grupo ENGIE) y las tecnologías complementarias a las renovables, como las baterías y el hidrógeno verde.

Sus políticas centradas en los empleados le han llevado a figurar en el Top Workplace 2022 en Estados Unidos, Top Employer 2022 en Europa (España, Italia, Francia, Rumanía, Portugal y Polonia) y Brasil, así como en el Índice de Igualdad de Género de Bloomberg.

EDPR forma parte de EDP (Euronext: EDP), una empresa líder en la transición energética centrada en la descarbonización. Más allá de su fuerte presencia en las energías renovables (con las operaciones de EDPR y las hidroeléctricas), EDP cuenta con una presencia integrada de servicios públicos en Portugal, España y Brasil que incluye redes eléctricas, soluciones para clientes y gestión de la energía.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y los agentes del ecosistema eléctrico colombiano trabajan en herramientas que permiten avanzar en la modernización y sostenibilidad del Mercado de Energía Mayorista en el país.

Como parte de ello, mediante la Resolución 114 de 2018, nace el Mercado Anónimo Estandarizado, MAE, una iniciativa de la CREG en la que empresas públicas o privadas tienen la posibilidad de presentar propuestas de un mecanismo alterno de contratación de energía.

Con el ánimo de ofrecer a los agentes y usuarios del sector eléctrico colombiano instrumentos de cobertura eficientes, Derivex y la Cámara de Riesgo Central de Contraparte, CRCC, empresas de las que XM es accionista, lideran la estructura de un mercado que cumpla con las características de mercado organizado que exige la CREG para ser un mecanismo MAE, basándose en los principios de trasparencia, eficiencia y neutralidad.

Este mecanismo de contratación permite a los agentes del Mercado de Energía Mayorista contar con un mecanismo robusto para mitigar el riesgo financiero, especialmente, el de contraparte, con lo cual todos los agentes participan en igualdad de condiciones y se elimina la prima de riesgo, viabilizando así el anonimato (ya que quien se constituye en contraparte, en todo caso, es la Cámara de Riesgo).

Entre los beneficios más relevantes para los agentes es que este mecanismo le permite fijar el precio, eliminando así la incertidumbre cuando enfrenta los precios de la bolsa de energía, lo que se traduce a su vez en una tarifa con mejor formación y más justa para el usuario.

«La participación en igualdad de condiciones para todos los agentes, la estandarización de los contratos con criterios fijos y la simplificación de formas de contratación que existen hoy en el país, hacen de estos mecanismos de Mercado Anónimos y Estandarizados una alternativa que permitirá fortalecer la competencia y la sostenibilidad del mercado para el beneficio de los colombianos», destaca Cecilia Maya, Gerente del Mercado de Energía de XM.

JA Solar, empresa china que diseña, desarrolla, fabrica y comercializa células y módulos fotovoltaicos, llega con una nueva propuesta de capacitación para profesionales de la industria en Latinoamérica.

Este martes, 17 de enero, a partir de las 10 am (Colombia), ofrecerá un webinar gratuito que estará a cargo de Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de Ja Solar, y Victor Soares, Technical Manager Latam de Ja Solar.

El encuentro, denominado “Calidad y eficiencia de los paneles solares: la importancia de las pruebas de laboratorios” , explicarán en líneas generales en qué consiste ser parte de los “top performer” de la industria fotovoltaica.

En detalle, se hablará de tres clasificaciones de pruebas: Confiabilidad, Calidad y Desempeño. Las cuales incluyen, por ejemplo: resistencia a estrés mecánico, desempeño bajo calor húmedo, y pruebas de fenómenos celulares cono LID (light induced degradation) y LeTID (light and elevated temperature induced degradation).

Además, se abordará específicamente el significado de ser reconocido como “High Achiever” por el Centro de pruebas de energía renovable (RET-C), un laboratorio de pruebas independiente con amplia experiencia probando y certificando a una amplia gama de productos de la industria fotovoltaica desde el 2009.

Para brindar mayores precisiones respecto a pruebas en paneles solares, los referentes de JA Solar describirán aquellas que se realizan actualmente a este tipo de componentes clave para la generación de electricidad renovable, porqué las pruebas deben ser estrictas y los certificados que se reciben a partir de la aprobación de cada una.

No se pierda la oportunidad de asistir a esta capacitación profesional en línea a partir de la cual podrá distinguir cómo se mide la Confiabilidad, Calidad y Desempeño de paneles solares, para luego tomar decisiones a la hora de adquirir los productos centrales para nuevas instalaciones fotovoltaicas.

Future Energy Summit, una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam, presenta el primer megaevento presencial del año 2023 para las energías renovables en Latinoamérica.

Se trata del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, a llevarse a cabo el 29 y 30 de marzo en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo.

Participarán autoridades de gobierno, entidades financieras, organismos reguladores, distribuidores, fabricantes y desarrolladores de proyectos de tecnología renovable locales e internacionales.

Raquel Peña, flamante vicepresidente de la República Dominicana y presidente del Gabinete Eléctrico del país, dará la bienvenida a los más de 400 referentes de todo el mundo, principalmente de México, Centroamérica y el Caribe, que asistirán a la apertura del evento de Future Energy Summit.

Atraídos por anuncios de licitaciones y nuevas concesiones para proyectos renovables en la región, ya confirmaron su participación empresas como AES Puerto Rico, Celsia Energía, GP Capital Partners, Grupo Energía Bogotá, Magnetar Global Partners, Soventix Caribbean; así como, autoridades de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de República Dominicana, la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) de Panamá, el Ministerio de Energía y Minas de República Dominicana, entre otros.

ASISTIR

Las inversiones en energías renovables van en aumento en República Dominicana. Mientras que en el año 2021, se otorgaron concesiones definitivas a 8 proyectos de generación eléctrica a partir de energías renovables por un total de 563,6 MW, durante el año 2022, fueron 14 los proyectos renovables que lograron PPA para un total de 645,3 MW. Y existen muchas expectativas para que estas cifras continúen en alza durante 2023.

En lo vinculado a licitaciones, mientras la Superintendencia de Electricidad (SIE) define una licitación que podría convocarse para 1200 MW eólicos y solares, la empresa estatal EGEHID lanza cinco licitaciones en el inicio de este 2023 para el diseño de dos proyectos eólicos y la construcción de tres solares fotovoltaicos.

Además de República Dominicana, otros mercados de la región como el puertorriqueño y guatemalteco están transitando convocatorias abiertas para nuevos proyectos de generación en el que las energías renovables podrán demostrar su competitividad. Sobre este y otros temas se debatirá en los paneles organizados por  Future Energy Summit.

ASISTIR

Sobre Puerto Rico se abordará en detalle los Procesos de Solicitudes de Propuestas (RPF) para energías renovables y almacenamiento que ya adjudicaron 844.82MW de capacidad solar, 200 MW de BESS y 17 MW para un proyecto de VPP. Además, se compartirán los retos que mantienen en espera de aprobación final a 290 MW de proyectos BESS adicionales. Y aquello sería solo producto de su primera convocatoria en 2022. Actualmente, Puerto Rico transita su segunda convocatoria y muy pronto se abrirá la tercera, por lo que en los paneles de debate se hablarán sobre expectativas y nuevos negocios que podrían abrirse en este mercado.

Por otro lado, los horizontes de negocios en Guatemala también son prometedores. Invitados de este país comentarán cómo repercutió en el sector retomar licitaciones de largo plazo luego de nueve años. Se compartirá qué atractivo tiene la denominada Licitación Abierta PEG 4 2022, a partir de la cual el país centroamericano prevé la contratación de 235.00 MW de potencia garantizada para el cubrimiento de la demanda firme y suministro de energía eléctrica. Este sería el punta pie inicial para próximos proyectos, ya que desde la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) adelantaron que ya están preparando los estudios técnicos para la Licitación Abierta PEG 5, que incorporará unos 1200 a 1400 megavatios de energía para satisfacer los requerimientos de la demanda regulada.

Todos los interesados en conocer los detalles de estas y otras oportunidades de inversión en México, Centroamérica y el Caribe, pueden asistir al próximo evento de Future Energy Summit. Allí, podrán estar al tanto de las últimas novedades y análisis de expertos del mercado que participarán en paneles de debate y podrán exporar sinergias con otras empresas del sector energético en los espacios de networking.

ASISTIR

La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) espera que se destrabe una situación en la Aduana Argentina y que finalmente puedan ingresar al país otros miles de medidores inteligentes que fueron financiados a través del Fondo para el Desarrollo Energético de Córdoba (FODEC). 

“Se adquirieron 200.000 equipos, se recibieron 60.000 y se instalaron 57.000 en lugares estratégicos o determinados barrios como punto experimental para hacer un control de calidad de servicio y seguimiento de la demanda y demás. Mientras que hay otros 140.000 en Aduana haciendo los trámites de ingreso al país, que cuesta un poco pero sí ingresarán”, aseguró Eduardo Melano, asesor técnico del Directorio de EPEC. 

La adquisición de tal cantidad de equipos fue posible gracias a fondos recaudados a través de un recargo en la facturación que les llega a los usuarios (son más de 1.110.000), es decir, un porcentaje sobre el monto final de la tarifa. 

“Para los grandes usuarios o aquellos que pagan potencia, se les recarga el 6,5%. Y para los usuarios que no lo hacen, el 10,2%. Y ese financiamiento va para todas las obras que nos llevan a la planificación estratégica, que fue desarrollada teniendo en cuenta el trilema energético”, explicó Melano. 

¿Por qué tanta importancia a esa tecnología? Primero se debe entender que los medidores inteligentes son dispositivos que combinan la medición eléctrica tradicional con tecnologías modernas de computación y comunicaciones que permiten disponer información periódica en forma permanente de un conjunto de variables y eventos, con acceso remoto a la misma. 

Y con la información disponible, la distribuidora puede brindar una mejor atención al consumidor ante cualquier consulta o reclamo, pudiendo llegar a ofrecer períodos de facturación acordes a cada necesidad.

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Por ello, el asesor técnico del Directorio de EPEC consideró que “la medición inteligente es uno de los elementos indispensables para la transición energética” y no sólo apuntó al ámbito nacional sino también a nivel global. 

Más dificultades en las importaciones

Argentina atraviesa un momento de complicaciones a la hora de importar algunos productos necesarios para la transición energética, ya sea porque no están alcanzados por licencias no automáticas de importación, no son autorizadas por el gobierno entre otras cuestiones o simplemente hay demoras a la hora de hacer los trámites correspondientes, más allá de la dificultad para conseguir divisas .

Y la importación de paneles solares no es la excepción, ya sea para el segmento de generación distribuida como también para la utility scale, debido a que no están incluidos en una publicación del ex Ministerio de Desarrollo Productivo y la Aduana, respecto de las posiciones arancelarias con trámite expedito y las que necesitaban aprobación para la importación y, por ende, el gobierno no los considera un bien de capital. 

El pasado 25 y 26 de octubre, Latam Future Energy desarrolló su evento físico en Bogotá, Colombia, denominado Andean Renewable Summit, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables.

Del evento participó Marsh, empresa destacada en la gestión de riesgos y seguros para proyectos renovables, además de ayudar a las empresas en la estructuración financiera de emprendimientos, como Project Finance.

David Peña, líder regional en desarrollo de negocios de energías renovables Marsh, indicó que a nivel mundial ya cuentan con la experiencia de apoyo de proyectos por más de 460 GW en el mundo.

“Estamos apostando bastante a las energías renovables. Tenemos un equipos a nivel global que está dedicado a esto y contamos con un gran conocimiento a nivel mundial”, resaltó.

Señaló que “en América Latina estamos queriendo replicar modelos que vemos en otras partes del mundo. Tenemos una participación muy relevante: 15 GW de eólica, 9,5 en solar”.

Pero en este contexto de tasas altas de interés, cómo avanzar en el cierre financiero. “¿Cómo puedes tener una asignación presupuestal hoy que refleje realmente lo que tú vas a pagar en uno o dos años, porque hay una incertidumbre muy grande?”, advirtió Peña como la gran incógnita del sector. Y contestó: “Lo que se debe hacer es entender un proyecto desde el inicio”.

Explicó que a veces los desarrolladores o EPCistas “nos incluyen cuando ya tienen que conseguirse una póliza propiamente dicha y ahí las condiciones contractuales ya están negociadas”.

Lo que propone es que este análisis sea incluido desde el inicio de un proyecto. “De esa forma, nosotros podemos dar nuestra opinión en las cláusulas que se deben fijar”, aseguró el líder regional en desarrollo de negocios de energías renovables Marsh.

Y aclaró: “No es que se vaya a dañar un modelo financiero por causa de seguro, pero lo que sí queremos es que se reflejen las condiciones que el mercado de seguros esté dispuesta a dar”.

“Lo importante es atar los puntos: atar bien los requerimientos de los bancos, las necesidades de los clientes (como los desarrolladores, EPCistas) y las soluciones que se puedan encontrar en el mercado de aseguradores”, confió Peña.

Buen clima

A pesar de la situación mundial de volatilidad, Peña observó que “se están cerrando proyectos”. “Por financiamiento vemos que no se caen los proyectos; sí se pueden demorar un poco más. Es una cuestión de tiempos pero vemos que los proyectos van a llegar”, señaló.

Y puso como ejemplo a Chile, como país a la vanguardia en la región en lo respectivo a avances de proyectos de energías renovables. “El país está creciendo a un paso tan rápido que ya hay bancos o financiadores que nos dicen que tienen su cupo agotado”, destacó el líder regional en desarrollo de negocios de energías renovables Marsh.

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil lanzó un estudio sobre soluciones de abastecimiento de energía para Fernando de Noronha, el archipiélago volcánico que se ubica a aproximadamente 350 km de la costa noreste del país. 

Informe con el que se encargó de identificar los recursos energéticos técnicamente viables para la generación de energía eléctrica capaz de satisfacer la demanda a un menor costo y con un menor nivel de emisiones, ya que previamente se identificó un déficit de generación para Fernando de Noronha a partir de 2024, debido al crecimiento de la carga porque hacia el 2023 se prohibirá la circulación de vehículos a combustión interna (prohibición total al 2030), que serán reemplazados por vehículos eléctricos.

Y entre otros los principales resultados, la EPE planteó un recambio progresivo de la matriz por fuentes más sustentables, principalmente por energía solar y eólica, y su puesta en marcha hacia mediados o fin de la actual década y un período de suministro hasta el año 2040 que permita reemplazar la usina termoeléctrica Tubarão (UTE). 

Pero lo particular es que tanto para la energía eólica como para la fotovoltaica se consideró la posibilidad de plantas flotantes, debido a la limitación de la superficie para instalar los parques de generación renovable. 

En la primera tecnología, se analizó tanto onshore (4 generadores pequeños) como offshore (una o dos turbinas), pero para esta última se observó que una sola turbina podría alcanzar una potencia de 8 MW, valor superior a la demanda esperada para el archipiélago, por lo que se asumió como premisa que las turbinas costa adentro, de menor potencia, se convirtieran para actuar como offshore en cimientos flotantes. 

Mientras que los sistemas fotovoltaicos se contempló tanto alternativas sobre suelo, flotantes o incluso paneles en tejados (como planta virtual donde la distribuidora sea responsable del control), como también un conjunto de baterías con una capacidad que va desde 1 MW/1 MWh hasta 250 kW/1 MW. 

De contratarse una solución de suministro más limpia al 2025, representaría costo promedio de R$ 902/MWh, considerando el monto a pagar como compensación por la terminación anticipada del contrato de la UTE Tubarão y la emisión de 6.678 ton CO2/año.

Mientras que en el panorama donde la contratación es a 2030, se destaca más participación de la fotovoltaica, con una consecuente mayor uso de sistemas de almacenamiento, por la reducción del CAPEX de estas tecnologías hasta 2030.

“Este escenario presentó un costo promedio de R$ 1.215/MWh y una emisión de 31.079 ton CO2/año. La comparación entre dichos escenarios indica que es beneficioso anticipar la sustitución de la generación diésel por otros recursos y/o combustibles”, detalla el documento. .

Pero a raíz de ello, la Empresa de Pesquisa Energética reconoció que las adversidades que podrían encontrarse en ambos casos podrían derivar en otro escenario donde se contraten potencia y energía, donde la UTE de Tubarão continúe operando hasta el final de su concesión, en conjunto con plantas renovables y finalmente, en 2030, la UTE Tubarão sea reemplazada por otra forma de generación térmica. 

Ello daría lugar a una mayor inserción de centrales eólicas y solares, con o sin sistema de almacenamiento. Y finalmente, en 2030, la UTE Tubarão sea reemplazada por otra forma de generación térmica más limpia. 

“Como resultado, este escenario tuvo un costo promedio de R$ 710/MWh y una emisión de 6.870 ton CO2/año. Y se destaca el potencial que tiene esta solución para reducir el costo de generación”, aseguraron desde EPE.

“Pero cabe señalar que, independientemente de la estrategia que se adopte para la contratación de una solución de suministro para Fernando de Noronha, la reducción de la generación diésel es importante para reducir los costos de generación de este sistema”, agrega el estudio.

Una reunión con el rector del Escuela Industrial Salesiana Cristo Redentor, de Copiapó, Michael Orellana Órdenes, y parte de su equipo, y un posterior recorrido por sus renovadas instalaciones, fue el que realizó la seremi de Energía de Atacama, Cecilia Sánchez Valenzuela, junto a profesionales de la secretaría regional ministerial, con el fin de conocer el trabajo de formación técnico-profesional que realizan con sus estudiantes, y coordinar acciones que permitan contar con más capital humano local en energía.

“Una de las prioridades que nos hemos fijado para estos cuatro años de nuestro Gobierno, y que forma parte de la Agenda de Energía 2022-2026, es lograr más y mejor capital humano local en energía, en este sentido, este encuentro que sostuvimos con el rector de la Escuela Salesiana y parte de su equipo directivo, buscó alcanzar una coordinación que nos permita que sus estudiantes puedan insertarse efectivamente en la industria de la energía, que día a día está evolucionando y expandiéndose”, destacó la seremi, Cecilia Sánchez.

Asimismo, la autoridad de Energía de la región señaló que: “Estamos trabajando con las empresas y el sector educación porque queremos tener un flujo de información que nos permita lograr que nuestras y nuestros jóvenes cuenten con la formación y las certificaciones que se necesitan para trabajar en los diferentes puestos que ofrece la industria energética y, de este modo, puedan aprovechar las oportunidades que presenta el sector”.

Por su parte, el rector de la Escuela Industrial Salesiana afirmó que: “Nuestro proyecto educativo está potenciando en este periodo, en este ciclo de cuatro años, la formación técnico-profesional, entre ellos, electrónica, electricidad y mecánica automotriz y la alianza que hemos establecido, ya desde hace algunos años con la Seremi de Energía de Atacama, es poder potenciar desde la industria, desde los requerimientos de demanda laboral, cuáles son las competencias que estamos desarrollando con nuestros estudiantes».

«Eso nos ha llevado a incorporar las energías renovables no convencionales, en pensar en el futuro quizá en la electromovilidad, y que, finalmente, nuestros estudiantes egresen con competencia de este siglo, del siglo 21, alineado también a los objetivos de sustentabilidad y no queden desfasados, justamente, con lo que requiere hoy día al mercado industrial, al menos acá en la zona”, indicó.

De igual modo, Michel Orellana, valoró que: “Hoy día, el vínculo con la seremi de Energía nos alinea mucho a la demanda, sobre todo porque sabemos que existen redes de trabajo con la industria, con las empresas y nuestros estudiantes, finalmente, son quienes se insertan a trabajar laboralmente en la industria y en las empresas de electricidad de la zona”.

Cabe señalar que, además la seremi de Energía y parte de su equipo realizaron un recorrido por las renovadas instalaciones del establecimiento, visitando los talleres y conociendo los módulos con que se enseñan las diferentes especialidades en el reconocido liceo copiapino.

La semana pasada celebramos el éxito del Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales (Bloque ERNC). 

Resultaron adjudicadas 10 ofertas que estuvieron por debajo de los precios de reserva para cada tecnología, fijados en: US$ 52,44 MWh para hidroeléctricas hasta 50 MW; 61,12 MWh para eólica; y US$ 67,79 MWh para solar.  

Ecoener, Consorcio San Jacinto, Neoen, Total Eren, Dominion Energy y Esco As fueron las seis empresas que estuvieron detrás de las propuestas ganadoras y que se impusieron en este primer bloque de ERNC frente a otras 31 empresas que se presentaron en primera instancia adquiriendo los derechos de participación. 

En total, los proyectos adjudicados sumarán 511,31 MW de capacidad a interconectarse al sistema eléctrico ecuatoriano en los próximos años. En detalle, el precio y empresa de cada proyecto adjudicado es: 

La empresa Ecoener mediante el proyecto hidroeléctrico Santa Rosa de 49,5 MW ofertó el precio más bajo de toda la convocatoria con un valor de USD 45,5 el MWh. En detalle, la central que se ubicará en Gualaquiza, Morona Santiago, generará 294288 MWh de energía media anual. En la misma zona, Ecoener también ejecutaría el proyecto Rosario de 49,5 MW que fue adjudicado a un precio de USD 48 el MWh, el segundo precio más bajo. 

Cerrando con las hidroeléctricas, Consorcio San Jacinto de 49,9 MW ofertó USD 52,22 el MWh para su central que generará 304127,3 MWh de energía media anual en Alluriquín, provincia de Santo Domingo. Este tercer valor entre las hidroeléctricas inclusive sería más elevado que algunas ofertas solares fotovoltaicas que resultaron más competitivas. 

De las seis fotovoltaicas adjudicadas, Neoen ofertó el precio más bajo a USD 49,876 el MWh para su proyecto AMBI de 60 MW a ubicarse en Antonio Ante, provincia de Imbabura; seguidas de otros proyecto de Neoen denominados Intiyana (60 MW) a un precio de USD 49,877 el MWh y Imbabura Solar (60 MW) a un precio de USD 53,977  el MWh, también a ubicarse en Imbabura. 

Las empresas Total Eren, Dominion Energy y Esco As fueron otras adjudicadas en el subbloque solar, sus ofertas fueron para el proyecto Ñañapura de 60 MW a un precio de 59,61 el MWh, Dominion de 60 MW a un precio de USD 66,988  el MWh y Esco As 17,6 MW a un precio de USD 64,985 el MWh, respectivamente. 

El caso de la eólica, sólo calificó una sola oferta a la presentación del sobre económico, que al igual que las antes mencionadas hidroeléctricas y fotovoltaicas, tuvo un precio menor al tope fijado para la convocatoria. Se trata del proyecto Yanahurco de 44,81 MW presentado por la empresa Total Eren a un valor de USD 60,63 el MWh.

Aldo Díaz Nuño, presidente del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) participó del ciclo de entrevistas de Energía Estratégica denominado “Protagonistas”, aquel en el que referente del sector energético renovable comparte su opinión sobre el momento que atraviesa el mercado en el que se encuentra.

En el caso del presidente del CPEF, se refirió al avance de la energía solar fotovoltaica distribuida, las barreras para proyectos utility scale y su informe “Monitor Solar CPEF 2022”, que mide el posicionamiento Top of Mind y Share of Mind de marcas de la industria en México.

En el caso de la generación distribuida observó que aunque en capacidad instalada se estaría creciendo, la cantidad de sistemas y contratos asociados es menor.

“México tiene un crecimiento de potencia del 11% que está bien para los primeros meses del 2022, pero en el número de contratos decrecimos un 5%”.

Su lectura es que esto habría sucedido porque el segmento de autoconsumo residencial decreció durante el primer semestre del año, mientras que el de media tensión o arriba de 100 kW aumentó.

Ahora bien, el análisis no estaría completo si sólo se analiza un sólo semestre aislado respecto al mismo del periodo anterior. Sin embargo, aún no existirían cifras oficiales para evaluar si esa tendencia se continuó en el cierre del 2022 o fue un evento aislado.

Desde la industria fotovoltaica advierten que CFE Distribución podría compartir públicamente y en tiempo real el avance de este tipo de alternativas de generación. Pero aún esto no se hace.

Por lo pronto, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), que reporta periódicamente estadísticas vinculadas a las solicitudes de interconexión de centrales eléctricas menores a 500 kW, generación distribuida y CIPyME, aún no publica los datos del segundo trimestre del 2022.

“Sabremos la información del 2022 quizás a mediados de marzo de este año. Entonces, nuestro análisis siempre viene hacia atrás y no nos permite tomar la mejor información posible”, comentó el referente del CPEF.

¿Cuántos contratos de generación distribuida podrían haberse cerrado en 2022? ¿Qué marcas de la industria fotovoltaica son más populares en México? ¿Qué barreras han enfrentado los proyectos utility scale? ¿Qué esperan para este 2023? Son algunas de las preguntas que respondió el referente empresario durante la entrevista de Energía Estratégica. 

Acceda a los testimonios completos de Aldo Díaz Nuño, presidente del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) en el video que se encuentra disponible canal de YouTube de Energía Estratégica.

De acuerdo a información que obtuvo la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), relevada hasta septiembre del 2022 -VER AL PIE-, hay 25 grandes proyectos de energía eléctrica en avance, por 4.740 MW -DESCARGAR EXCEL-, en su mayoría de tecnología eólica y solar fotovoltaica, a ingresar en operaciones durante el 2023 y 2024.

Este año se pondrán en funcionamiento, 11 proyectos de tecnologías variables por 1.930 MW.

Seis de ellos son solares, por 908 MW. Entre los proyectos más avanzados se destaca El Paso, de 70 MW, propiedad Enel Colombia. Su puesta en marcha está apuntada para el último día de marzo de este año.

“Presenta un avance de 88% programado en la curva «S», con un retraso de 12%, que representan 1369 días para la fecha de puesta en operación”, indica la UPME.

Y concluye: “La Auditoría indica que no se constituye en un incumplimiento grave e insalvable para la puesta en operación”.

Las cinco restantes son eólicos, por 1.022 MW. Entre las centrales más avanzadas se encuentra Camelias, de 250 MW, que entraría en funcionamiento en noviembre próximo.

-DESCARGAR PLANILLA DE PROYECTOS, ACTUALIZADA A SEPTIEMBRE DEL 2022-

“De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto es del 48,16%”, indica la entidad de planificación.

Y señala: “De acuerdo con Informe de Auditoría, el proyecto CAMELIAS presenta un retraso de 6 días y 3,1% entre la Curva S de ejecución real y la Curva S declarada ante la UPME”.

Pero también presentan avances Windpeshi, de 200 MW, proyectado al 1 de diciembre próximo; Alpha -212 MW- y Beta -280 MW-, ambos para noviembre de este año.

Al 2024

Por otra parte, existen siete proyectos eólicos por 1.050 MW que pretenden su puesta en marcha para los meses de agosto y octubre del 2024.

Todos ellos dependen de la puesta en marcha de la mega línea eléctrica Colectora I, capaz de despachar la energía de estas centrales desde La Guajira al centro del país

Fósiles

Finalmente, pueden destacarse seis proyectos fósiles, por 560 MW –ampliables a 300 MW más-.

Nombre del Proyecto
Descripción
Empresa
Capacidad
(MW)
Fecha de Puesta en
Operación
Estado de avance a septiembre de 2022
Tipo / Recurso
OEF
GWh día
CLPE
02-2019
Garantía
Punto de Conexión
Expansión / Condición
Último Informe de Auditoría Presentado

EL CAMPANO
Proyecto ubicado en el Municipio de Chinú, Córdoba, tiene una capacidad instalada total de 99.9MW. El proyecto considera la instalación de 223.200 paneles solares TSM-DEG19MC.20(II) 540 Wp.

Licencia Ambiental Aprobada Resolución No. 27183 del 5 de mayo de 2020
CVS.

Trina Solar
99
30-jun-2023
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución es de 19,93%.

El proyecto presenta un atraso de 210 días o
64,5% entre la Curva S de ejecución real y la
Curva S declarada a la UPME

Fotovoltaico /Ra- diación Solar
–
Si

Chinú 220 kV
–
Informe No.6
Subasta CLPE. 02-019
Corte a 30 de junio de
2022.

EL PASO SOLAR
El proyecto se encuentra localizadas en el Departamento del Cesar. Con- siste en la construcción, operación y mantenimiento de un proyecto solar fo- tovoltaico para generar energía eléctrica, con una potencia instalada de
86,2 MW; una subestación elevadora, línea de trasmisión de 110 kV con una longitud aproximada de 6,7 km y la interconexión la subestación.
Enel Colombia
70
31-03-2023
de acuerdo a informe de auditoría.
Presenta un avance de 88% programado en la curva «S», con un retraso de 12 %, que re- presentan 1369 días para la fecha de puesta en operación.

La Auditoría indica que no se constituye en un incumplimiento grave e insalvable para la puesta en operación.

Fotovoltaico /Ra- diación Solar
0.24

El Paso 110 kV
–
Informe No.8
Corte a 30 de junio del
2022

CARTAGO
El parque de generación fotovoltaica CSF Continua Cartago se situaría en el municipio de Cartago, Valle de Cauca. Este proyecto estará conectado a la subestación Cartago 230kV.

El proyecto considera la instalación de 216.240 paneles solares  TSM – DEG19MC.20(II) 540 Wp., para una capacidad total DC de 116,77 MWp y una capacidad total AC de 99,9 MWn, en un área total de 220 hectáreas.

Trina Solar
99
–
7.62% de 58.43% programado en la curva «S» En vista de que la Garantía de Puesta en Ope-
ración no fue renovada por el Agente, fue eje- cutada por XM S.A.S. E.S.P., no es posible es-
timar la FPO del Proyecto.
Fotovoltaico /Ra- diación Solar

Si

Cartago 220 kV
–
Informe No. 5
Subasta CLPE. 02-019
Corte a 31 de Marzo de
2022.

SAN FELIPE
El parque de generación fotovoltaica CSF Continua San Felipe se situaría en zona rural cerca de la cabecera municipal de Armero – Guayabal, en el pie- demonte oriental de la cordillera central en el departamento del Tolima.

El proyecto considera la instalación de 197.280 paneles solares TSM- DEG19MC.20(II) 540 Wp, para una capacidad total DC de 106 MWp y una capacidad total AC de 90 MWn, en un área total de 220 hectáreas.

Trina Solar
90
01-abr-2023
De acuerdo al informe de Auditoría
14.21% de 58.43% programado en la curva
«S”.

Lo anterior representa un atraso de 44,22% respecto a la Curva S declarada a la UPME, lo cual equivale a un atraso de 184 días.

Fotovoltaico /Ra- diación Solar

Si

San Felipe 220 kV
–
Informe No. 5
Subasta CLPE. 02-019
Corte a 31 de Marzo de
2022.

LA LOMA
El Proyecto de Generación de Energía Solar Fotovoltaica La Loma, se en- cuentran localizadas en el Departamento del Cesar. El arreglo de paneles solares se conforma dentro de los polígonos definidos en el parque solar cubriendo 386,5ha en donde se instala la agrupación de módulos fotovoltai- cos, equivalentes a 462.600 módulos, y que también incluyen el área para
la subestación elevadora, los ZODMEs, la zona de acopio de material vege- tal, las vías y accesos, y un área libre para uso múltiple.
El parque fotovoltaico con una potencia de 170MW conectado directamente al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Enel Colombia
150
31-dic-2023
Condicionado a la en- trada en operación de
los proyectos La Loma
500 kV y La Loma 110 kV)
Avance de 77%, existe un retraso del 23% en la ejecución de las actividades establecidas
en el cronograma.

El auditor concluye que el proyecto no se en- cuentra en incumplimiento grave e insalvable

Fotovoltaico /Ra- diación Solar
0.52

La Loma 110 kV
La Loma STR
Informe No.8
Corte a 30 de junio del
2022

ITUANGO
El proyecto HIDROELÉCTRICA ITUANGO está localizado al norte del De- partamento de Antioquia, a 171 kilómetros de la ciudad de Medellín, en ju- risdicción de los municipios de Ituango y Briceño, ocho (8) kilómetros aguas abajo del actual Puente Pescadero, sobre el río Cauca. Capacidad Máxima instalada 2.400 MW; Energía media 13.989 GWh/año; Energía firme 8.715
GWh/año y; Factor de planta de 0,66. Turbinas: ocho (8) unidades con po- tencia nominal de 307 MW cada una.
EPM
1200
Unidad 1: 300MW
31-jul-2022

Unidad 2: 300MW
26-oct-2022

El resultado del avance real acumulado de la curva S y el cronograma de construcción, que corresponde al 83,11 % frente a un avance declarado por EPM a la CREG del 94,65% (desviación del 11,54%)
Embalse / Agua
3.48 (periodo dic-21 a nov-38)

3.12 (periodo dic-22 a nov-23)

Ituango 500 kV
Ituango 500 kV
Informe No. 27
Corte a 30 de junio de
2022

WINDPESHI
El Proyecto de Generación de Energía Eólica Urraichi o Windpeshi, se en- cuentran localizadas en el departamento de la Guajira, en la región caribe colombiana, en jurisdicción de los municipios de Uribia y Maicao. El parque contempla la instalación de 45 aerogeneradores General Electric Cypress con turbina de 5,3 MW-158-50Hz que hacen una potencia instalada de 200
MW. Los aerogeneradores están compuestos por una torre tubular de acero con una altura de 106,7m, con aspas de 79m cada una (158m de diámetro) y una góndola que contiene al generador y los componentes principales del equipo.
Enel Colombia
200
31-mar-23
El proyecto tiene un avance físico en el Cro- nograma de construcción registrado ante la CREG del 55%, con 45 % de retraso que re- presenta 608 días.

La auditoría indica que el proyecto no se en- cuentra en situación de incumplimiento grave e insalvable con respecto a la nueva fecha de IPVO establecida (1 de diciembre del 2023)

Aerogenerador  / Viento
0.78

Cuestecitas 220 kV
Copey-Cuestec 500 kV
Informe No. 8
Subasta CLPE. 02-019
Corte a 30 de junio de
2022.

ACACIA 2
El parque eólico de Acacia 2 se localiza en la zona denominada Media Gua- jira, aproximadamente a 20 km en línea recta al noroeste de la localidad de Maicao y 25 km en línea recta al suroeste de la localidad de Uribia, en el Departamento de La Guajira, en Colombia. El proyecto considera la instala- ción de 27 aerogeneradores Nordex-Acciona Wind Power (NAWP)
AW 3300 TH 120. Se conectará al Sistema de Transmisión Nacional (STN) en la subestación Cuestecitas 110 kV, supeditado a la previa entrada en operación de la Convocatoria UPME STN 09-2016 Línea de transmisión Co- pey – Cuestecitas 500 kV.
Begonia Power
80
30-nov-23
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto con corte a 30 de junio de 2022 es del 12,88%.
De acuerdo con el avance del proyecto repor- tado por CELSIA COLOMBIA S.A.S. E.S.P., y
teniendo en cuenta
la fecha prevista para la entrada en operación del Parque Eólico Acacia 2, se considera que el proyecto no presenta incumplimiento grave
e insalvable.
Aerogenerador  / Viento
0.33
Si

Cuestecitas 110 kV
Copey-Cuestecitas 500 kV
Informe No. 5
CREG 071 DE 2006
Corte a 30 de junio de
2022

BETA
El Proyecto de “GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA BETA”, se encuentra localizado en en jurisdicción de los municipios de Uribia y Maicao del de- partamento de la Guajira. El parque contempla la instalación de 77 aeroge- neradores, que hacen una potencia instalada de 280 MW, por lo tanto, cada generador tiene una capacidad de 3.6 MW, si bien la sociedad realiza la descripción con el equipo aerogenerador, Nordex modelo N131/3600 IEC S R114, este no es el equipo final para utilizar en el parque.
Eolos Energía
(EDPR)
280
30-nov-23
Avance del cronograma de construcción y en el progreso de la curva S del 32,82 % y un re- traso del 67,18 %., equivalente a 502 días.

El auditor concluye que el proyecto no se en- cuentra en situación de incumplimiento grave e insalvable con respecto al IPVO de la subasta para el período 2022-2023

Aerogenerador  / Viento
0.2
Si
Si
Cuestecitas 500 kV
Bonda – Río Córdoba, 2° Circuito Cuestecitas – Loma, 2° Circuito Cues- tecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 8
CREG 071 de 2006
Corte a 30 de junio de
2022

BETA
El Proyecto de “GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA BETA”, se encuentra localizado en en jurisdicción de los municipios de Uribia y Maicao del de- partamento de la Guajira. El parque contempla la instalación de 51 aeroge- neradores, que hacen una potencia instalada de 280 MW.
Eolos Energía
(EDPR)
15-oct-23
El porcentaje de avance programado a 30 de junio de 2022 es de 85.9%%. El porcentaje de avance real verificado por la auditoría es de 44.1%.
Aerogenerador  / Viento
0.2
Si
Si
Cuestecitas 500 kV
Bonda – Río Córdoba, 2° Circuito Cuestecitas – Loma, 2° Circuito Cues- tecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 6
CLPE No.02-2019
Corte a 30 de junio de
2022

ALPHA
El Proyecto de “PARQUE EÓLICO ALPHA”, se encuentran localizado en jurisdicción del municipio de Maicao del departamento de la Guajira. El par- que contempla la instalación de 59 aerogeneradores, que hacen una poten- cia instalada de 212 MW, por lo tanto, cada generador tiene una capacidad de 3.6 MW, si bien la sociedad realiza la descripción con el equipo aeroge- nerador, Nordex modelo N131/3600 IEC S R114, este no es el equipo final para utilizar en el parque.
Vientos del Norte
(EDPR)
212
06-nov-23
Avance del 24,01 y retraso de 75,99%

El auditor concluye que el proyecto no se en- cuentra en situación de incumplimiento grave e insalvable con respecto al IPVO de la subasta para el período 2022-2023

Aerogenerador  / Viento
0.15
Si
Si
Cuestecitas 500 kV
Bonda – Río Córdoba, 2° Circuito Cuestecitas – Loma, 2° Circuito Cues- tecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 8
CREG 071 de 2006
Corte a 30 de junio de
2022

ALPHA
El Proyecto de “PARQUE EÓLICO ALPHA”, se encuentran localizado en en jurisdicción del municipio de Maicao del departamento de la Guajira. El parque contempla la instalación de 39 aerogeneradores.
Vientos del Norte
(EDPR)
15-oct-23
El porcentaje de avance programado a 30 de junio de 2022 es de 83.37%. El porcentaje de avance verificado por la auditoría es de
40.12%.
Aerogenerador  / Viento
0.15
Si
Si
Cuestecitas 500 kV
Bonda – Río Córdoba, 2° Circuito Cuestecitas – Loma, 2° Circuito Cues- tecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 6
CLPE No.02-2019
Corte a 30 de junio de
2022

CAMELIAS
El Parque Eólico Camelias contará con una capacidad de 250 MW y está ubicado en el departamento de la Guajira, en los municipios de Uribia y Mai- cao
Begonia Power
250
30-nov-23
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto es del
48,16%.
De acuerdo con Informe de Auditoría, el pro- yecto CAMELIAS presenta un retraso de 6
días y 3,1% entre la Curva S de ejecución
real y la Curva S declarada ante la UPME.
Aerogenerador  / Viento

Si
Si
Cuestecitas 500 kV
2° Circuito Cuestecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 7
CLPE 02-2019
Corte a septiembre 30 de 2022

GUAYEPO
El proyecto Parque Solar Guayepo está ubicado en los municipios Pone- dera y Sabanalarga del departamento de Atlántico. El Parque Solar Gua- yepo tiene Obligaciones de Energía Firme asignadas mediante el Meca- nismo de Tomadores del Cargo por Confiabilidad, establecido en la Resolu- ción CREG 132 de 2019 a partir del 1 de diciembre de 2023.
Enel Colombia
400
Primera Etapa: Febrero –
2023
Segunda Etapa: Marzo
2023.
Con corte al 30 de junio de 2022 se pre- senta un avance del 7,6% frente a un pla- neado del 12,6%.

A la fecha no se prevé ninguna afectación sobre el IPVO del proyecto, ya que se con- templa abrir varios frentes de trabajo simul- táneo con el contratista para recuperar la desviación.

Fotovoltaico /Ra- diación Solar
1.20

Sabanalarga 500 kV
–
Informe No. 3
Corte a junio 30 de 2022

Para el 2024

IRRAIPA
Proyecto ubicado en el Municipio de Uribia, departamento de La Guajira. Con capacidad de 99MW mediante aerogeneradores síncronos de 3MW aproxi- madamente cada uno
Jemeiwaa Ka I
99
31-oct-24
No ha recibido información
Aerogenerador  / Viento

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV

CARRIZAL
Proyecto ubicado en el Municipio de Uribia, departamento de La Guajira. Con capacidad de 195MW mediante aerogeneradores síncronos de entre 3MW y
5MW aproximadamente cada uno.
Jemeiwaa Ka I
195
31-oct-24
No ha recibido información
Aerogenerador  / Viento

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV

CASA ELÉCTRICA
Proyecto Parque Eólico Casa Eléctrica, se encuentran localizadas en el mu- nicipio de Uribia, departamento de la Guajira. El proyecto consiste en un parque eólico con un número máximo de 60 aerogeneradores cuya potencia unitaria se encuentra en un rango entre 3 y 6 MW, obteniendo así una po- tencia total instalada con un rango entre los 180MW y los 360MW. Los ae- rogeneradores tienen un rotor tripala que oscila en un rango entre 130m y
170m de diámetro y van montados sobre unas torres tubulares cónicas en- tre 84m y 135m de altura.
Jemeiwaa Ka I
180
31-oct-24
El progreso del 20.82% en la cursa S de eje- cución frente a un acumulado ante la CREG del 88,63%, indica una desviación del
67,81%, lo que representa un retraso de 630
días en la  fecha prevista para la puesta en marcha en operación del proyecto
Aerogenerador  / Viento
0.89
Si
Si
Colectora 500 kV
Colectora kV
Informe No. 8
Corte a 30 de junio de
2022

APOTOLORRU
El Parque Eólico Apotolorru está ubicado en la jurisdicción de Uribia en el departamento de la Guajira, con capacidad efectiva neta declarada de
74.59 MW
Jemeiwaa Ka I
75
21-agosto-24
La medida del avance real verificado es
13.7% frente a un 75,9% de la curva S decla- rada. El retraso de avance es de 62,2%.
Con respecto al 28 de febrero de 2023, fecha
de terminación del proyecto declarada en el cronograma de construcción y curva S (FPO),
el proyecto presenta 540 días de atraso.

Con respecto a la fecha de Inicio del Periodo de Vigencia de las Obligaciones – IPVO aceptada por XM para el 1 de diciembre de
2024, el proyecto presenta 0 días de atraso. Finalmente, el proyecto no registra una condi- ción de atraso grave o insalvable.

Aerogenerador  / Viento

Si
Si
Colectora 500 kV
Colectora kV
Informe No. 5
Corte a 30 de junio de 2022

KUISA (TUMAWIND)
El proyecto de Generación de Energía Eólica KUISA o TUMAWIND, se en- cuentran localizadas en el  municipio de Uribia, departamento de la Guajira. El proyecto consiste en un parque eólico con un número máximo de 48 aero- generadores cuya potencia unitaria se estima en 4.2 MW, obteniendo así una potencia total instalada de 200MW. Los aerogeneradores tienen un rotor tri- pala que oscila en un rango entre 130m y 160m de diámetro y van montados sobre unas torres tubulares cónicas entre 84m y 140m de altura.
Enel Colombia
200
31-oct-24
1% de 20% programado en la curva «S» (Según información perdió obligaciones)
Aerogenerador  / Viento
0.28

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV
Informe No. 5
Corte a junio 30 de 2021

IPAPURE
Proyecto ubicado en el Municipio de Uribia, departamento de La Guajira. Con capacidad de 201MW mediante 67 aerogeneradores de 3MW aproximada- mente cada uno
EPM
201
31-oct-24
No ha recibido información
Aerogenerador  / Viento

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV

CHEMESKY (URRAICHI)
El Proyecto de Generación de Energía Eólica Urraichi o Chemesky, se en- cuentran localizadas en el departamento de la Guajira, en la región caribe colombiana,       en       jurisdicción       del       municipio       de       Uribia. El proyecto consiste en un parque eólico con un número máximo de 25 aero- generadores cuya potencia unitaria se estima en 4,2 MW, obteniendo así una potencia total instalada de 100MW. Los aerogeneradores tienen un rotor tri- pala que oscila en un rango entre 130m y 160m de diámetro y van montados sobre unas torres tubulares cónicas entre 84m y 140m de altura.
Enel Colombia
100
31-oct-24
4% de 15% programado en la curva «S”
(Según información perdió obligaciones)
Aerogenerador  / Viento
0.2

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV
Informe No. 5
Corte a junio 30 de 2021

Térmicas

TERMOSOLO 2
Termo Solo 1 (148 MW) &Termo Solo 2 (80 MW), estarían ubicadas dentro del Terminal Portuario Multipropósito Puerto Solo de la Sociedad Portuaria Energética Multipropósito y Contenedores Puerto Solo Buenaventura, locali- zada          en          la          bahía          interior          de         Buenaventura. El nuevo sitio definido para la ubicación de Termo Solo 2, se encuentra en el límite entre el terreno firme o continental y parte de la zona de manglar que será objeto de relleno y adecuación pertinente para la construcción de la planta.
Termo Puerto Solo
80
30-nov-22
15.37% de 46% programado en la curva «S» (Según información perdió obligaciones)
Térmico / GLP
1.54

Tabor 115 kV
–
Informe No. 4
Corte a diciembre 31 de
2020

TERMOPROYECTOS (TERMO JAGÜEY)
La planta térmica de generación TERMOPROYECTOS (ESTACIÓN JA- GÜEY) es una planta térmica que opera con crudo y cuenta con una capaci- dad de generación de 19,4 MW netos en sitio, mediante tres (3) grupos de motor reciprocante – generador. Los grupos están compuestos por:
● 3 motores marca CAT, tipo 16CM32C, con potencia nominal de 7470 kW
y con velocidad nominal de 720 rpm; y
● 3 generadores marca Leroy Sommer tipo ESA 60-115/10P; con potencia nominal de 7355 kW; factor de potencia nominal 0.8; para una potencia no- minal de 9194 y tensión nominal de 13.8 kV.
ODL
19
14-nov-22
De acuerdo a la informa- ción reportada por el Au- ditor
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto con corte 30 de junio de 2022 es del 98%. Esto corresponde a un atraso del 2%, frente a la Curva S declarada.
Térmico / Crudo
0.37

Norte 220 kV
Chivor – Norte – Bacatá
230 kV
Informe No. 8
Corte a 30 de junio del
2022

TERMOEBR
(TERMO RUBIALES)
La planta térmica de generación TERMOEBR (ESTACIÓN RUBIALES) es una planta térmica que opera con crudo y cuenta con una capacidad de ge- neración de 19,4 MW netos en sitio, mediante tres (3) grupos de motor reci- procante – generador. Los grupos están compuestos por:
● 3 motores marca CAT, tipo 16CM32C, con potencia nominal de 7470 kW
y con velocidad nominal de 720 rpm; y
● 3 generadores marca Leroy Sommer tipo ESA 60-115/10P; con potencia nominal de 7355 kW; factor de potencia nominal 0.8; para una potencia no-
minal de 9194 y tensión nominal de 13.8 kV.
ODL
19
14-nov-22
De acuerdo a la informa- ción reportada por el Au- ditor
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto con corte a 30 de junio de 2022 es del 98%. Esto corresponde a un atraso del 2%, frente a la Curva S declarada
Térmico / Crudo
0.37

Norte 220 kV
Chivor – Norte – Bacatá
230 kV
Informe No. 8
Corte a 30 de junio del
2022

TERMOCANDELARIA
El proyecto Cierre de Ciclo de las Unidades 1 y 2 de Termocandelaria, clasi- ficado en la categoría de ESPECIALES en la asignación de OEF, incluye:La repotenciación de las turbinas de gas actuales por el cambio de componen- tes principales.
– La incorporación de una unidad de vapor con dos calderas recuperadoras de calor para el cierre del ciclo (ciclo combinado), incrementando la capaci-
dad total del proyecto a 555 MW (Capacidad Efectiva Neta declarada).
– La ampliación de la subestación con la bahía para la conexión del transfor- mador de la unidad de vapor.
– La reposición de los equipos de patio de la subestación relacionados con
las unidades de gas actuales.
TERMOCANDELA- RIA S.C.A. ESP
252 (ó 555)

A la fecha de corte informada, 30 de junio de 2022, el porcentaje de avance planeado es de
96,62% y el porcentaje de avance real verifi- cado por la auditoria es de 84,31%.
Térmico / Gas
5.61

Candelaria
Repotenciación de línea y de nivel de corto
Informe No. 9
Corte a 30 de junio del
2022

TERMOSOLO 1
El proyecto de generación eléctrica Termo Solo1de 148 MW forma parte de un proyecto mayor con el proyecto Termo Solo 2 de 80 MW y la infraestruc- tura para importación de GLP. Combustible con el cual declararon la opera- ción de las dos unidades generadoras.
Termo Puerto Solo
148
30-nov-23
11.91% de 46% programado en la curva «S» (Según información perdió obligaciones)
Térmico / GLP
2.84

Pacífico 220 kV
San Marcos -Pacífico
220 kV
Informe No. 4
Corte a diciembre 31 de
2020

TERMOCARIBE 3
La central termoeléctrica TERMOCARIBE 3, estará ubicada en el municipio de Santa Rosa de Lima, al noreste de la ciudad de Cartagena de Indias, de- claró una capacidad de 42 MW de Capacidad Efectiva Neta. A junio de
2020 el promotor del proyecto determinó que la tecnología a utilizar sería
una turbina Siemens SGT – 800 con una potencia nominal de 57 MW con facilidades para operar con GLP/Gas Natural.
TERMOCARIBE S.A.S
42
30-nov-2022
La evaluación realizada por la auditoria, del avance de construcción por medio de la
curva “S” muestra que el proyecto al 30 de ju-
nio de 2022 ha ejecutado el 34.32% frente a un programa de 96.0%.
Térmico / GLP Gas
Natural
0.81

Bolívar 220 kV
–
Informe No 8
Corte a 30 de junio de
2022

La Cámara Eólica Argentina (CEA) dio a conocer una serie de recomendaciones para la planificación y ampliación del sistema de transmisión nacional, considerando que las próximas décadas estarán atravesadas por las exigencias que impondrá la transición energética. 

Sumado a que la magra capacidad de transporte disponible resulta una de las principales limitantes para el despliegue de renovables, pese a que el conjunto de obras de 500 kV (y complementos en 220 kV) realizadas entre 2003 y 2015 haya superado los 5000 kilómetros. 

El documento de la CEA compartido con Energía Estratégica analiza que si se parte de las ampliaciones en carpeta y se considera el corredor patagónico hasta Choele-Choel, una tercera línea Choele-Choel-Bahía Blanca, el corredor Bahía Blanca-Vivoratá, y el corredor Cuyo – Buenos Aires, se podría incorporar potencia eólica en el área Patagonia / Comahue/ Bs. As. por aproximadamente 1700 MW.

Sin embargo, el país aún quedaría lejos de lo necesario para cumplir con el REN 20, dado que la CEA señala que faltarían 700 MW más. Mientras que para el REN 30 restarían USD 2.700 MM a invertir en transporte para integrar 3.400 MW eólicos y 350 MW fotovoltáicos, por lo que en ambos casos se requerirían más inversiones en redes de transmisión. 

De todos modos, la entidad propuso otras alternativas para acelerar el desarrollo de la capacidad de transporte a partir de un cronograma para las líneas de 500 y 220 kV que permitan avanzar al país con mayor anticipación en el desarrollo de proyectos en aquellas zonas que podrían tener más potencia eólica. 

Una de esas iniciativas es un sistema de seguimiento respecto a los cronogramas de obra, atrasos, fechas previstas de habilitación de cada tramo, entre otros; como también la especificación de las afectaciones de habilitación de cada uno de los tramos obras de las redes en 220, 132 y 500 kV. 

Asimismo, otra de las propuestas hace referencia a que el sector privado podría participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda, como por ejemplo la LT Vivoratá-Abasto 500 kV y adecuaciones ET Abasto. 

Y por otro lado, se sugieren expansiones del sistema por interés público que permitan el recupero de la inversión a largo plazo a través de un canon, tales como contratos PPA a raíz de manifestaciones de interés de proyectos renovables con ampliaciones de infraestructura eléctrica necesarias para llevar la energía sin restricciones hasta las Estaciones Transformadores que defina CAMMESA. 

“De esta forma se podría mapear el interés del sector privado en desarrollar este tipo de iniciativas. Y si existen eventuales proyectos que podrían competir por el acceso a alguna ET: 

Contrato full PPA a 15 años simil RenovAr
Contrato sólo por Transporte: Esquema mixto, con PPA por la capacidad de transporte y energía en alguna proporción PPA/MATER”.

Más alternativas

Otras de las opciones detalladas en el reporte se vincula directamente con el Mercado a Término (MATER), entre las que se destacan la eximición del pago trimestral de USD 500/MW para el mantenimiento de la prioridad de despacho para aquellas centrales que incluyan el desarrollo de nuevos PDI asociados a expansiones del sistema. 

A lo que se debe agregar las propuestas de otorgar prioridad de despacho en tanto los solicitantes hayan realizado y conseguido el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública, o incluso extender la prioridad establecida en la Res 551/21 por un plazo consistente con el desarrollo de las obras de transporte (36/48 meses).

El año pasado, comunicamos que HiPower ampliaba su pipeline de proyectos de energía solar y almacenamiento en Costa Rica (ver detalle) para impulsar unos 5 MW entre finales del 2022 y 2023. 

Algunos de aquellos proyectos ya estarían ejecutándose, lo que llevó a la compañía a plantearse metas más ambiciosas para incrementar su participación en el mercado costarricense. 

En conversación con Energía Estratégica, el director de Desarrollo de Negocios en HiPower, Marco Varela Latouche, adelantó que están previendo duplicar o hasta triplicar el objetivo inicial para este año. 

“Vamos a instalar unos 10 a 15 MW adicionales en distintos proyectos de generación distribuida y proyectos de pequeña escala centralizados”. 

Aquello les permitiría elevar sus 20 MW de capacidad instalada actual a 30 MW o 35 MW, lo que significa un récord de crecimiento interanual para la empresa que tiene más de doce años de expertise en el mercado y lleva más de 300 proyectos ejecutados. 

Varela Latouche comentó que los nuevos proyectos serían para viabilizar mediante contratos entre privados principalmente, pero no descartan preparar alguno para eventuales nuevas licitaciones. 

“Por lo pronto, para poder vender electricidad en Costa Rica se puede hacerlo por medio de licitaciones y sólo las pueden realizar desde el Grupo ICE. Aunque esos concursos no se dan muy a menudo”. 

La clave para crecer en volumen de capacidad instalada y cantidad de instalaciones serían nuevas instalaciones comerciales e industriales con almacenamiento energético en baterías y microrredes ubicadas en distintos puntos para suplir a clientes locales e inclusive algunos fuera de Costa Rica, en países vecinos de Centroamérica, ya que la tecnología puede ser aprovechada por todo el sistema interconectado de toda la región. 

“Estamos buscando poder ampliar los horizontes de negocios con microrredes que sabemos que son una gran tendencia ahora y tienen muchos beneficios para la estabilización de las redes”.

Días atrás, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) había rechazado una medida precautoria que frenó la evaluación de ofertas económicas de la licitación de obras de transmisión de Chile, tras la demanda interpuesta por Ferrovial Power Infrastructure Chile contra el Coordinador Eléctrico Nacional por haberlos descalificado en la convocatoria destinada a la realización de seis nuevas obras eléctricas y nueve de ampliación.

Sin embargo, la historia dio un giro de 180° y, esta semana, el TDLC dio lugar a la medida cautelar de la compañía demandante y le ordenó al CEN “suspender los efectos del acta de evaluación de ofertas Económicas, de 12 de septiembre de 2022, exclusivamente en la parte que descalificó la oferta económica formulada”. Es decir, en aquellas obras en las que Ferrovial presentó ofertas. 

Y cabe recordar que Ferrovial fue una de las nueve compañías que competían en el proceso y dentro de sus propuestas económicas figuró una por un valor USD 1 respecto Grupo de Obras G1 (Aumento de capacidad línea 2×220 kV Tarapacá – Lagunas – Tramo Nueva Lagunas – Laguna).

A raíz de ello, el Coordinador Eléctrico Nacional las descalificó automáticamente por no cumplir determinados requisitos / precios mínimos, por lo que Ferrovial presentó una demanda contra el organismo alegando que la descalificación infringía la ley o no eran consideradas, pese al libre comercio que rige en Chile. Hecho que puso en pausa el proceso de evaluación y adjudicación.

Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal, nuevamente conversó con Energía Estratégica y explicó que el CEN deberá responder a la resolución del TDLC, con los argumentos que estime pertinentes.

“Eso significa que el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia considerará los antecedentes presentados por la empresa demandante y por el Coordinador Eléctrico Nacional y deberá decidir si mantiene o no la medida cautelar ”, detalló. 

Mientras que el resto de la Licitación Pública Internacional de Obras Nuevas fijadas por Decreto Exento N°229/2021 y las Obras de Ampliación Condicionadas fijadas por Decreto Exento N°185/2021, no se verían afectadas por este proceso y, por lo tanto, las autoridades del país trasandino podrían continuar con la adjudicación de  manera normal. 

Aunque bajo la mirada de la experta en regulación del sector energético, y que el CEN ya emitió su acta, “correspondería que se suspenda, respecto del conjunto de obra en cuestión, el decreto de adjudicación que le corresponde al Ministerio de Energía de Chile”. 

“Pero supongo que el Coordinador informará de ello al Ministerio y éste debería abstenerse y continuará la tramitación de la asignación, al menos hasta que se resuelva la medida cautelar”, sostuvo Daniela González.

El Poder Legislativo de Argentina presentó los proyectos de ley que se debatirán en las sesiones extraordinarias entre el 23 de enero y el 28 de febrero. Pero la iniciativa del Ejecutivo respecto a la Ley de Economía del Hidrógeno fue la gran ausente en el listado publicado el pasado viernes en el Boletín Oficial.

Hecho que limitaría el camino a seguir para el desarrollo de dicho vector energético en Argentina, considerando que el país tampoco cuenta con una hoja de ruta o estrategia nacional de H2. Pero al no tener ninguna, desde el sector energético todavía no se comenzaron muchas obras de esta índole, pese a que ya hubo anuncios y acuerdos con el gobierno respecto a inversiones para producir hidrógeno verde, principalmente en el sur de Buenos Aires o en las provincias patagónicas. 

Incluso, en reiteradas ocasiones, diversos especialistas de la industria manifestaron que “aún no hay garantías a futuro para llevarlas a cabo” y que no necesariamente debe estar el marco normativo para iniciar los procesos, sino que con una hoja de ruta o estrategia clara que brinde certezas podría ser suficiente para dar los primeros pasos en el país, tal como sucede en otras partes de la región. 

Justamente, en el resto de países del Cono Sur sí hubo avances concretos en la regulación, planificación o implementación de proyectos de H2V, a un ritmo que se aceleró a lo largo del 2022 tras lo hecho durante el 2021 (ver nota). 

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Es decir que mientras que Argentina no materializó su ley de H2 ni una hoja de ruta, países como Chile o Uruguay poco a poco han tenido una tendencia creciente hacia dicho vector energético. 

Chile ya cuenta con una regulación específica y fue la primera en abrir las puertas a la producción mediante su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde , lanzada a finales del 2020, la cual marcó un objetivo de 5 GW de electrólisis al 2025 y 25 GW 2030. 

Y a menos de dos años de ese hito, la empresa Siemens Energy ya inició la producción de H2V y combustibles sintéticos neutros en carbono a partir de energía eólica y agua. A lo que se debe agregar que también existen cerca de 40 proyectos de hidrógeno – más de un tercio en etapa de factibilidad – y otras compañías también analizan más formas de producir e implementar el hidrógeno. 

También cabe recordar que durante la COP 27, el gobierno de Chile selló acuerdos con el Banco Interamericano de Desarrollo y el Banco Mundial para impulsar proyectos de hidrógeno verde, lo que le concederá acceder a préstamos por US$700 millones que contribuyan al crecimiento de la industria. 

Mientras que por el lado de Uruguay, no posee una ley de hidrógeno pero sí recientemente puso su Hoja de Ruta del H2V a consulta pública hasta el 15 de agosto del 2023, tras haberla lanzado en junio del 2022 con el apoyo de los ministerios involucrados y el consenso político alcanzado en el diseño del documento, para el cual se tomó como base de un proyecto interno de la gestión gubernamental anterior.

Dicho camino plantea que el 2025 ya se encuentren en marcha los primeros pilotos de 150 y 300 MW de electrolizadores y de 200 a 500 MW de capacidad renovable; en tanto que para el 2030 se espera que la escala crezca  a 1-2 GW de electrolizadores y de 2 a 4 GW en renovables. Y finalmente, al 2040, dar el gran salto en base a los aprendizajes transitados, dado que la meta de electrolizadores estará fijada en 10 GW y otros 20 GW para la potencia renovable. 

Para ello, el país ya tuvo convocatorias para desarrollar diversos proyectos pilotos y a futuro dará lugar a más inversiones extranjeras en el país, como por ejemplo para instalar parques híbridos para producir hidrógeno verde, como parte de su segunda transformación energética. 

Además, la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (ANCAP) realizará rondas de negocios que le permitan avanzar con la licitación de los bloques de energía eólica offshore. 

Convocatoria que se espera sea publicada este año y que, en primera instancia, se prevé licitar diez bloques de 500 km2 cada uno, que posee un potencial medio de 2 a 3 GW de capacidad renovable operativa y la posibilidad de generar 320.000 toneladas de hidrógeno por año.

Es decir que si bien Uruguay no tiene un marco normativo específico para el H2, sí desarrolló mecanismos para fomentar la transición energética hacia un vector más sustentable, comenzando con proyectos pilotos y un escalamiento progresivo durante las próximas décadas.

La Asociación Chilena de Hidrógeno invitó este jueves 12 de enero a la directora ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), Valentina Durán, a una reunión donde los representantes del gremio le plantearon a la autoridad los principales desafíos de la industria del hidrógeno verde.

Se abordaron, en especial, aquellos temas relativos a la tramitación de los proyectos en la institucionalidad ambiental, en un año que ha sido calificado como clave para la entrada a escala comercial de iniciativas en distintos polos de desarrollo a lo largo del país.

La asociación, que reúne a profesionales y empresas de la cadena de valor del hidrógeno renovable, propuso a la autoridad establecer un trabajo permanente de colaboración y complementación con el SEA de modo de compartir conocimiento e información local y global relevante para el desarrollo de esta industria en Chile.

La directora del SEA, Valentina Durán, señaló que “valoramos este tipo de reuniones donde podemos intercambiar información clave para la tramitación ambiental de proyectos, sobre todo de hidrógeno verde que presentan enormes desafíos. Tal como lo hemos reiterado en otras ocasiones, el llamado es a que los inversionistas, ya sean públicos o privados, presenten iniciativas robustas, con buenas líneas de base y con una adecuada participación ciudadana”.

Por su parte, Marcos Kulka, director ejecutivo de H2 Chile, explicó que “le propusimos a la directora del SEA un plan de trabajo de largo plazo de colaboración que contempla un intercambio permanente de información entre los equipos con el fin de avanzar en los tiempos planificados, tanto por el gobierno y el mundo privado, en sus respectivas hojas de ruta estratégica para descarbonizar la economía nacional.

Kulka agregó que el gremio está muy interesado en poder responder en forma temprana y anticipada en todo el proceso de evaluación ambiental, y para eso, una coordinación fluida de intercambio de información y conocimiento auguran que los proyectos se materialicen cumpliendo con los más amplios estándares ambientales que el regulador establezca”.

En el encuentro participaron también por parte del SEA los jefes de las divisiones jurídica y ambiental y participación ciudadana, Genoveva Razeto y Juan Cristóbal Moscoso, y los directores de H2 Chile Asunción Borrás, Grace Keller, Alexandra Belaúnde y Mario Gómez.

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), a través de la Dirección Nacional de Electricidad, Agua y Alcantarillado Sanitario, actualizó su registro de instalaciones de autoconsumo.

De las infografías publicadas se extrae que Panamá cerró el año 2022 con 67.39 MW de capacidad instalada bajo el Procedimiento para Autoconsumo con Fuentes Nuevas, Renovables y Limpias. 

Aquello representa a 2,053 clientes de las empresas distribuidoras que conectaron plantas de generación de hasta 500 kW -con posibilidad de ser hasta 2,500 kW- en líneas de media y baja tensión.

De acuerdo con los Indicadores de Normas Técnicas y Comerciales históricos de la ASEP, solo durante el 2022 se sumaron 14,2 MW de capacidad, lo que representa un crecimiento interanual del 48,38%, todo un récord frente a lo instalado en años precedentes.

Mientras que en 2020 la capacidad fue de 43.62 MW (10,89 MW nuevos), en 2021 la capacidad total se incrementó a 53.19 MW (9,57 MW nuevos) y en cierre del 2022 la capacidad total alcanzó los 67.39 MW (14,2 MW nuevos).

Hasta la fecha, la Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste S.A (Edemet) concentra el mayor porcentaje de clientes y capacidad instalada, con 1259 usuarios y 32.87 MW de capacidad.

Le sigue Elektra Noreste S.A. (ENSA Panamá) con 632 clientes que suman 27.69 MW y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui S.A. (EDECHI) con 162 usuarios por 6.81 MW.

Por ubicación, se destacan Panamá (757) y Panamá Oeste (520) como los lugares que más concentran instalaciones. Luego, los clientes se distribuyen entre Veraguas (187), Chiriqui (160), Herrera (154), Coclé (124), Los Santos (75), Colón (74) y Bocas del Toro (2).

JA Solar, empresa china que diseña, desarrolla, fabrica y comercializa células y módulos fotovoltaicos, llega con una nueva propuesta de capacitación para profesionales de la industria en Latinoamérica.

Este martes, 17 de enero, a partir de las 10 am (Colombia), ofrecerá un webinar gratuito que estará a cargo de Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de Ja Solar, y Victor Soares, Technical Manager Latam de Ja Solar.

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El encuentro, denominado “Calidad y eficiencia de los paneles solares: la importancia de las pruebas de laboratorios” , explicarán en líneas generales en qué consiste ser parte de los “top performer” de la industria fotovoltaica.

En detalle, se hablará de tres clasificaciones de pruebas: Confiabilidad, Calidad y Desempeño. Las cuales incluyen, por ejemplo: resistencia a estrés mecánico, desempeño bajo calor húmedo, y pruebas de fenómenos celulares cono LID (light induced degradation) y LeTID (light and elevated temperature induced degradation).

Además, se abordará específicamente el significado de ser reconocido como “High Achiever” por el Centro de pruebas de energía renovable (RET-C), un laboratorio de pruebas independiente con amplia experiencia probando y certificando a una amplia gama de productos de la industria fotovoltaica desde el 2009.

Para brindar mayores precisiones respecto a pruebas en paneles solares, los referentes de JA Solar describirán aquellas que se realizan actualmente a este tipo de componentes clave para la generación de electricidad renovable, porqué las pruebas deben ser estrictas y los certificados que se reciben a partir de la aprobación de cada una.

No se pierda la oportunidad de asistir a esta capacitación profesional en línea a partir de la cual podrá distinguir cómo se mide la Confiabilidad, Calidad y Desempeño de paneles solares, para luego tomar decisiones a la hora de adquirir los productos centrales para nuevas instalaciones fotovoltaicas.

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La provincia de Neuquén está muy cerca de firmar el contrato de compra – venta de energía con la Secretaría de Energía de la Nación para concretar el parque eólico Picún Leufú de 100 MW de capacidad.

El proyecto será posible gracias a la nota que el gobierno de Argentina lanzó para celebrar los contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable, en el marco del Decreto N° 476/2019, que fue lanzado durante la presidencia de Mauricio Macri y que permite contractualizar al estado nacional con empresas provinciales de energía.

“Estamos trabajando con el gobierno, particularmente con Santiago Yanotti (subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación), y su equipo. Y ya se hizo un trabajo vinculado al PPA en la redacción del contrato, que ya se está finalizando”, confirmó José Brillo, presidente de la Agencia de Inversiones de Neuquén (ADI NQN), en conversación con Energía Estratégica. 

“Tenemos un valor ya definido para la energía y vamos hacia el contrato. Luego firmamos un acuerdo con IMPSA desde la Agencia de Inversiones, conforme a lo firmado con Alberto Fernández. en el Clúster Renovable Nacional”, agregó. 

El acuerdo al que hizo referencia José Brillo es aquel firmado por Neuquen y cinco provincias más a través de lo que se denominó un clúster de proyectos de genética estatal  que se desarrollarán con tecnologías y financiamiento de ese origen. Y cabe recordar que con ello, se prevé realizar un vínculo entre la provisión de bienes y la prestación de servicios en el país para proyectos renovables. 

El parque eólico Picún Leufú tendrá una altitud de 785 metros sobre el nivel del mar y se emplazará 30 kilómetros al noreste de la ciudad homónima y a pocos kilómetros de la primera planta eólica de la provincia, Vientos Neuquinos. 

Y a su vez, se espera que la central tenga un factor de carga cercano al 55% y una producción anual estimada de 480.926 MWh, 

En tanto que el punto de  interconexión será mediante una línea de alta tensión de 17 kilómetros que se conectará a otra línea de 132 kV entre las estaciones transformadoras Choconcito – Cutral Có, la cual es operada por el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) 

“El propietario es la provincia de Neuquén y la tecnología será dispuesta por una empresa estatal con relación con áreas muy importantes del gobierno nacional, por lo que estamos muy contentos con el proyecto, que demandará una inversión cercana a los 140/150 millones de dólares”, aseguró el presidente de la Agencia de Inversiones de la provincia.