Informacion

Grenergy, la compañía cotizada española productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento, se refuerza en Chile con la presentación de Gran Teno, su mayor parque solar, que con sus 240 MW entrará en funcionamiento próximamente, y que generará energía suficiente para dar suministro eléctrico a 60.000 hogares, con un ahorro de 186.984 toneladas de CO2 al año.

Parte de esta energía se venderá asimismo a una utility internacional con fuerte presencia en el mercado chileno gracias a la firma reciente de un contrato de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) que ha establecido Grenergy con esta compañía.

Además, en el marco del plan de sostenibilidad que desarrolla Grenergy en la construcción de todos sus parques y de acuerdo con su filosofía de generar impacto social positivo en el entorno de sus proyectos, la cotizada ha impulsado la contratación de mano de obra local y acometerá un importante plan de regeneración forestal que consistirá en la reforestación de 255,57 hectáreas.

En ellas se plantarán especies autóctonas como peumo, quillay, espino, litre, maiten y boldo. En concreto se sembrarán un total de 1.600 de estos ejemplares por hectárea.

Con su puesta en marcha, Gran Teno se unirá así a las más de 50 plantas que Grenergy ha conectado ya en Chile, el principal mercado para la compañía y donde es el operador con más plantas conectadas en el país. En él tiene instalado su centro de operaciones para todo el Cono Sur, en el que construye en la actualidad 500 MW y donde desarrolla 2.8 GW entre solar y eólico y 2,6 GWh de proyectos de baterías.

Visita institucional

Los ministros de Medio Ambiente y de Energía del Gobierno de Chile, Maisa Rojas y Diego Pardow, respectivamente, han visitado el parque solar de Gran Teno para conocer sobre el terreno las características del mismo, y han participado en un acto institucional, en el que han estado acompañados por David Ruiz de Andrés, consejero delegado de Grenergy, así como de otras autoridades.

JA Solar ha mantenido la clasificación AAA más alta en el informe de calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech del cuarto trimestre de 2022 publicado recientemente por PV Tech, en función de su desempeño en métricas que incluyen envíos y capacidad de producción, combinado con el estado técnico y financiero.

El informe señaló que «JA Solar conserva posiblemente la producción de celdas con mayor capacidad tecnológica en China y, a menudo, ha establecido puntos de referencia para la tecnología por delante de sus competidores nacionales. JA Solar fue una de las primeras empresas en China en priorizar la producción de celdas/módulos mono, con una fuerte preferencia por suministrar la mayor parte de su suministro de módulos con celdas internas”.

“Esto ahora contrasta con muchos otros proveedores de módulos multi-GW que compran grandes volúmenes a los fabricantes de celdas», destacó.

Como una organización líder en la industria e integrada verticalmente, JA Solar ha establecido un sistema integral de investigación y desarrollo de tecnología que cubre obleas de silicio, células, módulos y sistemas fotovoltaicos, y continuará aumentando la inversión en I+D para mejorar el rendimiento de generación de energía de sus productos.

Hasta el segundo trimestre de 2022, la empresa había obtenido 1178 patentes con licencia para su investigación y desarrollo independientes, con una eficiencia de conversión promedio de sus celdas tipo n Percium y Bycium producidas en masa alcanzando el 23,7 % y el 25 %, respectivamente.

Con sus módulos de la serie DeepBlue ganando gran popularidad en los mercados globales debido a su excelente capacidad y confiabilidad de generación de energía, los envíos globales acumulados de JA Solar alcanzaron los 115 GW a fines del tercer trimestre de 2022.

Los productos de la compañía también han recibido el reconocimiento de una serie de instituciones externas dentro de la industria, incluidos siete premios consecutivos de ‘Top Performer’ entre 2014 y 2022 de PVEL, y tres calificaciones consecutivas de ‘Overall High Achiever’ de la organización estadounidense RETC de 2019 hasta 2022.

Los productos de JA Solar también han obtenido la certificación francesa de huella de carbono y UL EPD y han sido completamente verificados por su rendimiento ecológico y bajo en carbono durante todo su ciclo de vida.

Presencia global y popularidad

Con el desarrollo del mercado fotovoltaico global, JA Solar ha ampliado constantemente su presencia internacional, con envíos al extranjero en la primera mitad de 2022 que representan el 67% del total general. La empresa ha establecido una cadena industrial completa en el país y en el extranjero, con base en 12 plantas de fabricación en todo el mundo, lo que proporciona una sólida capacidad de apoyo para el suministro a los mercados globales.

La Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico (Ley 17-2019) establece que Puerto Rico deberá lograr un 100 % generación renovable al año 2050, además de alcanzar metas intermedias del 40 % al 2025 y 60 % al 2040, junto con propiciar la eliminación gradual de la generación a carbón para el 2028.

El gobierno de los Estados Unidos de América no es ajeno a estas metas a las que se comprometió el Estado Libre Asociado de Puerto Rico y, desde su Departamento de Energía (DOE), busca contribuir con su cumplimiento.

Desde febrero del año 2022 que el DOE se propuso impulsar el estudio “Puerto Rico Grid Resilience and Transition to 100% Renewable Energy” (PR100) que evalúa los caminos que se podrán tomar para que Puerto Rico logre una cobertura eléctrica completamente renovable, asequible, confiable y resiliente para todos sus residentes.

A un año de iniciado el proceso del “PR100”, el DOE junto al Laboratorio Nacional de Energía Renovable y la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias presentará los primeros hallazgos del estudio mediante un webinar a llevarse a cabo el lunes 23 de enero del 2023 a las 11:00 a.m. (Registro abierto).

El webinar incluirá una conversación entre la secretaria de Energía, Jennifer M. Granholm, la administradora de la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA), Deanne Criswell, y el gobernador de Puerto Rico, Pedro Pierluisi.

Aquello no es menor y eleva las expectativas de toda la industria de las energías renovables que mira con atención el avance de las convocatorias a Solicitudes de Propuestas (RFP) para renovables y almacenamiento, así como las nuevas instalaciones de sistemas para autoconsumo distribuido en todo el archipiélago puertorriqueño.

Según indica la web del DOE, el informe inicial del PR 100 se publicará a mediados de enero de 2023, y las partes interesadas podrán despejar sus dudas al respecto en el formulario de inscripción al webinar (en el apartado de Preguntas y comentarios).

No quedaría todo en la virtualidad. Se prevé que en este inicio del 2023, autoridades del gobierno federal retomen los viajes a Puerto Rico. Entre ellas, se espera la visita de la secretaria Jennifer Granholm.

De acuerdo con la web del DOE “la secretaria Granholm ha viajado dos veces a la isla, y se esperan visitas adicionales a lo largo de 2023”.

El empresariado está pendiente de aquello. En conversación con Energía Estratégica, desde la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) subrayaron que existe mucho interés desde los Estados Unidos.

“Un mensaje positivo es que hay mucha buena voluntad de parte del gobierno federal actual, con esto me refiero a la administración Biden-⁠Harris, la Secretaría de Energía y hacia abajo”, consideró Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en SESA.

Y concluyó: “La secretaria de Energía ha venido varias veces a Puerto Rico. Entre esas ocasiones ha llegado a hablar como keynote en nuestra conferencia anual y creemos que vendrá a fin de mes o a principios del próximo, nuevamente.  Es lo que escuchamos, no es oficial. Pero tendría mucho interés en ayudar a Puerto Rico”.

En medio de las convulsiones dentro del Ministerio de Minas y Energía por la inminente renuncia de la viceministra de Energía, Belizza Ruiz, el Gobierno continúa avanzando en medidas que promuevan el desarrollo de las energías renovables.

El martes de esta semana, 10 de enero, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó dos resoluciones clave a comentarios, donde ambas serán susceptibles de recibir comentarios por un plazo hasta el 24 de enero.

Por un lado, la Resolución CREG 701 027 de 2022 –VER-. Según comenta a Energía Estratégica Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, se destacan dos hitos:

Se adiciona un Anexo 6 a la Resolución CREG 174 de 2021 (AGPE, AGGE con potencia máxima declarada 5 MW y el GD);
Se establecen los requisitos para que un usuario AGPE con entrega de excedentes a la red se exonere del cobro de potencia reactiva.

Por otro lado, se publicó la Resolución CREG 701 024 -VER-, donde “se proponen ajustes favorables, que están para comentarios hasta el 24 de enero, porque brindan una mayor claridad en la interpretación y aplicación de las reglas de conexión, lo cual se traduce en mayor seguridad regulatoria y jurídica”, observa Suárez Lozano.

E indica siete puntos a tener en cuenta:

Las solicitudes de proyectos de conexión de demanda podrían radicarse en fechas diferentes a la del 31 de marzo.
Se dejaría claro que el incumplimiento del plazo de la entrega del informe de cumplimiento de un hito se entiende como un incumplimiento de dicho hito. Para la verificación del cumplimiento de los hitos debe entregarse el informe respectivo, en el plazo definido, pero no es claro qué sucede si no se presenta el informe de seguimiento dentro de la fecha prevista. En ese sentido el cambio sería favorable y fortalece la claridad en la aplicación de las reglas.
Se crearía una causal de liberación de la capacidad asignada. La nueva causal es que, si se cumple la Fecha de Puesta en Operación aprobada para el proyecto y este no ha entrado en operación comercial con al menos el 90% de la capacidad asignada, se libera la capacidad.
La UPME establecería un procedimiento especial para asignación de capacidad de transporte de los proyectos de conexión de demanda.
La actual regulación señala que solo los ingenieros eléctricos pueden diseñar, ejecutar y refrendar proyectos. El cambio que se propone es que se permitirá a otros profesionales que tengan competencia para ello participar en el diseño, ejecución y refrendación. Este cambio es necesario en aras de no caer en exclusiones profesionales en un mercado donde se está viviendo una democratización del conocimiento.
Se definirá la forma en que se presenta el resumen de los informes de seguimiento. Esto lo realizaría la UPME.
Se liberaría la capacidad de transporte asignada si un proyecto tiene un avance superior al 60% pero no entrega copia de la curva S y de la aprobación de la garantía de reserva de capacidad por parte del ASIC.

La provincia de Buenos Aires finalmente publicó el decreto que reglamenta su adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424) y, de ese modo, se convirtió en la jurisdicción N° 14 de Argentina donde los usuarios pueden generar su propia energía eléctrica e inyectarla a la red bajo dicha normativa. 

La reglamentación llegó tras más de diez meses desde su aprobación en el Poder Legislativo bonaerense y más de cinco años después de que el gobierno nacional haya promulgado la Ley N° 27424. 

Y si bien en esta oportunidad, la provincia no incluyó a la generación distribuida comunitaria para hacer más tentadora a la adhesión, desde el gobierno bonaerense no le cierran las puertas a la alternativa y ya trabajan en la herramienta más que permita fomentar las energías renovables. 

“Estamos armando una regulación específica en materia de generación distribuida comunitaria, ya que seguramente necesite alguna aclaración de puntos formales y jurídicos, debido a que hay vacíos normativos que queremos cubrir”, explicó Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de Buenos Aires, en conversación con Energía Estratégica. 

“Por ejemplo, no es lo mismo un proyecto individual que uno ubicado en un parque industrial, donde varios usuarios quieren poner un parque solar y posiblemente superen la cantidad de potencia tope de lo establecido en la ley de GD”, planteó. 

De avanzar con la generación distribuida comunitaria, el territorio bonaerense se sumaría a otras tres provincias del país que ya son pioneras en el tema y también cuentan con esta opción para sus usuarios, tales como Córdoba, Santa Fe y Mendoza. 

Incluso, algunas de ellas ya poseen planes o programas concretos destinados a la generación distribuida comunitaria/colectiva. como la Línea de Créditos Plan Renovable que Santa Fe lanzó a mediados de junio del 2022 (financiada por el Consejo Federal de Inversiones) y por la que ya conectó a sus primeras familias bajo dicho modelo de GD. 

A lo que se debe añadir que Córdoba plasmó una iniciativa para implementar tokens y crear una billetera virtual para monetizar la energía, otorgar trazabilidad a los procesos y viabilizar una fuente de recursos para achicar el riesgo de inversiones. Y se espera que la reciente subasta de carbono se pueda replicar en el segmento de la GDC. 

Mientras que la normativa de Mendoza fue reglamentada por el Ente Provincial Regulador Eléctrico (EPRE) a principios del 2022, incluyó la figura del usuario / generador colectivo y posibilitó que los U/G, en sus diferentes modalidades, cedan su energía generada a otros usuarios.

La Cámara Eólica Argentina se reunió con el Consejo Federal de Energía Eléctrica, la Subsecretaría de Energía Eléctrica y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), para presentar su estudio sobre “Ampliación en el Sistema de Transporte. Compromisos de descarbonización, metas y resultados económicos: motivos urgentes para acelerar una tarea pendiente”.

La CEA, encabezada por su presidente, Bernardo Andrews, su secretario, Gastón Guarino, miembros de su Comisión Directiva, Gabriel Vendrell, Andrés Gismondi, Gustavo Castagnino, y su gerente general, Héctor Ruiz Moreno, participaron de las presentaciones del trabajo realizado por la Cámara donde se analiza con gran detalle la situación actual de la industria eléctrica y el principal límite al que se enfrentan hoy, que es la capacidad de transporte remanente en el sistema.

La primera presentación del estudio se llevó a cabo ante el Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE), la cual fue presidida por Ricardo Martínez Leone y contó con la participación de los representantes operativos de las distintas provincias. El CFEE es un ámbito fundamental para la contribución de la CEA, pues constituye el organismo federal que aconseja a la Secretaría de Energía respecto de las necesidades de inversión en el sector.

La Cámara, también fue recibida por el Subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, donde además de la presentación del documento referido, en la reunión se plantearon algunos otros temas muy relevantes para el sector. “El Subsecretario tomó nota y acompañó en nombre de la Secretaría la importancia que el tema tiene para el desarrollo del sector renovable, y eléctrico en general”, señaló el Gerente General de la CEA, Héctor Ruiz Moreno.

Por último, se realizó la presentación ante la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA), donde Sebastián Bonetto, Gerente General; Juan Luchilo, Gerente de Análisis y Control Global; Víctor Sinagra, Gerente de Estudios Eléctricos; y un destacado equipo de técnicos y especialistas en redes eléctricas de la Compañía participaron de la exposición la cual generó un interesante y productivo debate e intercambio de ideas, que culminó con el compromiso de continuar abordando el tema a la brevedad, para revisar los aspectos en los que es posible avanzar en lo inmediato.

El impacto que produjo la incorporación de generación renovable, liderada por la industria eólica con un 75% de participación, fue particularmente positivo en Argentina.

La introducción de energías limpias permitió reducir el consumo de combustibles líquidos y GNL importados, generando una reducción en los costos del sistema año a año, menores importaciones de energía y menor peso en la cuenta de subsidios energéticos, mejorando el resultado fiscal.

En los últimos dos años, caracterizados por la baja generación hidroeléctrica y los elevados precios de los combustibles importados, el impacto fue particularmente positivo con 15 USD/MWh de reducción del costo de generación, USD 4.500 MM de ahorro de divisas y USD 2.000 MM de ahorro fiscal.

Al saldo favorable en materia económica, se sumó también el impacto positivo en términos operativos: sin generación renovable, el diferencial de combustibles líquidos que hubiera tenido que administrar CAMMESA habría llevado al límite las capacidades logísticas del sistema eléctrico, incrementando los niveles de falla sensiblemente.

De cara a los próximos años la generación renovable seguirá aportando a la reducción de costos y el ahorro de divisas, por cada 1000 MW adicionales de capacidad eólica instalada, el ahorro externo permitiría recuperar las divisas necesarias para la importación de equipos en menos de 18 meses, generando ahorros netos de allí en adelante.

Adicionalmente, en el contexto de transición energética, en el que Argentina apuesta a ser proveedor de GNL en el mercado mundial en el transcurso de la próxima década, una mayor penetración renovable generaría mayores saldos exportables de gas y liberaría capacidad de transporte de gas para la exportación.

Entonces, Argentina enfrenta un escenario donde las presiones internacionales por acelerar la transición energética serán crecientes, comenzarán a ser más frecuentes las barreras comerciales verdes y en el que la eficiencia y penetración renovable serán vectores de competitividad para la economía y de atracción de inversiones.

En paralelo, desde una perspectiva con foco puesto en el desempeño macroeconómico y del sector eléctrico local, la mayor penetración renovable viene produciendo efectos positivos muy significativos, que se extenderán durante las próximas décadas. En consecuencia, los elementos de análisis externos e internos convergen en el sentido de la necesidad de consolidar las políticas de desarrollo del sector.

El principal límite que enfrenta hoy un mayor despliegue de la generación renovable es la capacidad de transporte remanente en el sistema eléctrico. Ni la Ley ni los compromisos asumidos en la COP 26 han ido de la mano del desarrollo de herramientas concretas para la ampliación del sistema de transporte en alta tensión que sean consistentes con dichas metas. No se ha logrado articular un esquema que permita trazar metas claras de ampliación del sistema, y mecanismos para pasar de los estudios a planes, de allí́ a licitaciones y a materializar los proyectos.

El sector privado, que ha demostrado en los últimos años que con un marco normativo claro tiene una clara decisión de invertir en el desarrollo y construcción de proyectos, podría acompañar o complementar un plan de expansión del sistema de transporte orientado a la incorporación de energía renovable liderado por el Estado Nacional.

Pero los elevados costos de este tipo de obras, que además redundarían en beneficios para el sistema en su conjunto, implican que no sería posible internalizar plenamente en contratos en el MATER inversiones tan importantes en transporte a cargo del sector privado.

Dentro de los mecanismos existentes para el desarrollo del sistema de transporte en cabeza del sector privado las ampliaciones por interés público podrían ser una alternativa. El sector privado, y en particular la Cámara Eólica, tiene la vocación de colaborar activamente a fin de que la convergencia de intereses se transforme en proyectos concretos que dinamicen la actividad y permitan cumplir las metas trazadas por el Estado Nacional.

En el programa “Hágase la luz” de TXS Radio, el director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados, ACENOR A.G, Javier Bustos, detalló que son justamente los clientes libres quienes están impulsando la transición energética mediante contratos de suministro renovable, como lo demuestran los recientes anuncios realizados por varias empresas mineras respecto al cambio en sus contratos.

En los últimos años, los clientes no regulados han tenido que enfrentar aumentos en sus costos de suministro. Sobre este tema, Javier Bustos enfatizó en que un aspecto clave está en visibilizar todos los costos que implica el abastecimiento eléctrico: “Sigue la idea de que solo hay que fijarse en el precio de la energía y eso es un error. Hay que mirar el costo total de suministro, que incluye cargos regulados y cargos laterales o sistémicos. A los clientes libres les interesa que el sistema eléctrico funcione bien porque así van a pagar lo que corresponde”.

En la discusión del sector energético, hay que poner de nuevo al cliente en un rol central, dijo Javier Bustos, agregando que no hay que olvidar que la energía no es el giro principal del cliente y por lo tanto implica un desafío para éste tener que involucrarse en la complejidad regulatoria y operacional del sector. En este contexto, lo que falta es tener una visión más sistémica.

“No puede ser que el sector energía se preocupe solamente de que se construyan más líneas y más centrales de generación y dónde está el foco en el usuario, tanto libre como regulado. Un ejemplo de esto es que en la política energética que se emitió el año pasado, justo antes del cambio de gobierno, se eliminó el objetivo de política pública que estaba desde el 2015 de tener precios de energía competitivos a nivel OCDE, y ahí hay una señal de que se ha perdido algo que es muy relevante para todo el país”, concluyó Bustos.

Puede escuchar la entrevista completa aquí:

https://soundcloud.com/txsplus/hagase-la-luz-con-danilo-zurita-veronica-bustos-y-javier-bustos?utm_source=clipboard&utm_campaign=wtshare&utm_medium=widget&utm_content=https%253A%252F%252Fsoundcloud.com%252Ftxsplus%252Fhagase-la-luz-con-danilo-zurita-veronica-bustos-y-javier-bustos

EnfraGen, LLC («EnfraGen»), desarrollador, propietario y operador de activos especializados en energía renovable sostenible y estabilidad de red en América Latina, propiedad de la firma líder de mercados privados globales Partners Group, en nombre de sus clientes, y Glenfarne Energy Transition, LLC («Glenfarne»), ha celebrado contratos EPC con Verano Energy («Verano»), para construir ocho proyectos solares fotovoltaicos en Chile.

De esta forma, EnfraGen ha notificado a Verano el inicio del proceso de construcción.

Los proyectos, una vez finalizados y en funcionamiento, totalizarán aproximadamente 76 MWdc (59 MWac) de capacidad instalada. Cuando se combinen con los proyectos solares adquiridos y los ya en funcionamiento propiedad de EnfraGen, la cartera solar totalizará 246 MWdc (185 MWac).

Todos los proyectos podrán acogerse al régimen de precios estabilizados de Chile como plantas PMG/PMGD y se sumarán a la actual división de negocio de energía renovable de EnfraGen, Fontus Renewables («Fontus»).

Brendan Wolters, responsable de energía solar de Fontus, ha señalado que «estamos felices de asociarnos con Verano Energy y avanzar con estos ocho proyectos. EnfraGen quiere contribuir en el rol de liderazgo de Chile en la transición energética a través del crecimiento en energía renovable y estabilidad de red.

Así, estos proyectos ejemplifican la misión de EnfraGen». Los ocho proyectos están actualmente fuera del grupo de crédito senior existente de EnfraGen, que se estableció tras una refinanciación en 2020.

El 2022 “ha sido un año de retos” pero de ventas “por encima de lo que estuvo presupuestado”, advirtió Javier Ruíz, Gerente de Marketing y Ventas para Colombia y Ecuador de Hitachi Energy.

El especialista participó del evento físico Andean Renewable Summit, desarrollado el pasado 25 y 26 de octubre en Bogotá, Colombia, por Latam Future Energy (ahora Future Energy Summit –FES-), en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables.

Allí Ruíz consideró que tales dificultades, producidas por falta en suministros, como el de semiconductores, y atrasos en entregas de plazos, seguirán este año. Pero que se esperan ventas por encima de las del 2022.

“El 2023 será un año de continuidad en cuanto a gran demanda. Lo mismo con la condición de volatilidad de los commodities; continúa la incertidumbre por esa condición y por la tasa de cambio, que nos está afectando porque la materia prima principal es importada”, comentó.

Otro aspecto será la logística. “Nos tenemos que anticipar a hacer negocios con el proveedor de las materias primas”, confió el ejecutivo.

¿Por qué las previsiones son tan buenas? Ruíz destacó dos aspectos: Las órdenes de venta que ya cerraron y las potencialidades tecnológicas que tiene Hitachi Energy en un mercado en crecimiento constante como el Latinoamericano.

“Hemos tenido un año fabuloso -el 2022 en cuanto a ventas-. La fábrica de transformadores que tenemos en Colombia está prácticamente a tope de producción. Y otras fábricas que tenemos, como la de Brasil, ya está vendiendo a plazo hasta el 2025”, aseguró.

La bala de plata de la compañía es su innovación tecnológica, consideró el ejecutivo. Sostuvo: “Hitachi es una compañía que vive de la innovación: En productos de alta tensión, en transformadores de potencia, en control, protección, automatización, telecomunicaciones, software empresarial”.

Y completó: “Manejamos soluciones nuevas en almacenamiento de energía; algo importantísimo que se viene en nuestra región que es la interconexión en corriente continua (conocido como HVDC); ahí tenemos un sinnúmero de oportunidades para brindar al mercado”.

Producción y calidad

Ruíz explicó que Hitachi hoy día avanza con tres líneas de fabricación, cuya capacidad de producción es de 250 unidades al año en potencia. “En distribución mucho más porque son de menor capacidad”, aclaró.

“La primera línea es de transformadores de potencia; la segunda de transformadores de distribución; y una tercera línea que es de ensamble, que es la de transformadores secos. Con aceite mineral y aceite vegetal”, precisó.

“La limitante que tenemos es en peso y tamaño que pueda tener el equipo para probarlo en la fábrica y luego sacarlo a las vías colombianas”, indicó, al tiempo que recuerda que la calidad “es el foco de la compañía”.

Por ello, “el sistema fabril es exactamente el mismo que hay en cualquier otra de las fábricas del mundo”. “La fábrica colombiana exporta no sólo atiende el país sino la región entera, incluyendo EEUU, Canadá, Centro América y todo el habla hispana de Centroamérica”, aseguró.

ABO Wind nuevamente solicitó prioridad de despacho en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), en esta oportunidad para dos parques solares que suman 16,5 MW de capacidad. Y desde la compañía trabajan en más proyectos para el sector energético de Argentina. 

Lucila Bustos, directora ejecutiva de ABO Wind, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y aseguró que hay diversos desarrollos y proyectos en distintas fases, pero que el principal énfasis está puesto en el hidrógeno verde y su impulso a nivel país. 

“Queremos seguir en el MATER, viendo qué chances hay respecto de la capacidad de transporte que se libere. Mientras que el hidrógeno es el objetivo estrella de este año”, afirmó. 

“Estamos poniendo énfasis y trabajo previo en tratar de sembrar los proyectos y hacer crecer el equipo porque todo esto exige mucho trabajo intelectual y programación. Además de re-adecuarse conforme a lo que ocurre en el mercado”, agregó. 

Tras haberse presentado en la reciente convocatoria del Mercado a Término y lograr una adjudicación de 70 MW a mediados de mayo, ABO Wind también continúa con el desarrollo de proyectos, a tal punto que cuentan con un pipeline de aproximadamente 6 GW entre eólicos y solares y otros 4 GW en emprendimientos de H2V. 

Tal es así que estos últimos proyectos tienen una participación activa para la compañía e incluso se analiza la ampliación del greenfield para evolucionar los desarollos que poseen, como parte de una serie de “tienen que madurar”. 

“Asimismo, hay un compromiso muy grande desde la Embajada Alemana en Argentina en impulsar temas de hidrógeno verde. Alemania – y Europa en general – aceleró los objetivos tras el conflicto bélico entre Rusia – Ucrania, y desde la Embajada quieren que Argentina sea un protagonista y existe un compromiso para pensar en posibilidades de líneas de financiamiento específicas y de hacer proyectos pilotos”, vaticinó Lucila Bustos.

Mientras que para el MATER, la especialista reconoció que su funcionamiento demuestra que hay interés de consumir energías renovables en el país, dado los compromisos internacionales y las metas de descarbonización de las empresas, pero apuntó a la importancia de tener más potencia disponible en las redes de transmisión. 

“Si hubiera más capacidad de transporte disponible, el MATER explotaría y habría más proyectos en construcción y generando. E incluso, llegará un momento que para exportar cualquier producto, la huella de carbono que se exigirá, necesitará que las renovables tengan su participación o las economías podrán trabas en materia de descarbonización. Por lo que debemos avanzar en la materia”, sostuvo la directora ejecutiva de ABO Wind. 

Chile seguirá apostando por las energías renovables y la descarbonización de la matriz, aspectos considerados como fundamentales por parte de la administración actual, tanto para el desarrollo de la economía local y de las comunidades, como también para alcanzar el compromiso de la carbono neutralidad hacia el 2050. 

Gabriel Boric, presidente de la República, participó del Encuentro Anual de Energía Eléctrica y aseguró que “la inversión en energías renovables es una prioridad de gobierno” y que la transición energética no es sólo un desafío global para la supervivencia y desarrollo de las generaciones presentes y futuras, sino también como “una oportunidad para repensar el desarrollo de Chile”.

“Nuestra apuesta y hacia donde estamos enfocados, es hacia la creación de una matriz energética limpia que mejore la calidad de vida del pueblo y consolide a Chile como un líder mundial en la generación de energía renovable no convencional”, destacó el máximo mandatario del país. 

“Además, la ley de almacenamiento permitirá el retiro de centrales a carbón sin comprometer la operación segura del Sistema Eléctrico Nacional, al fomentar la participación de energías renovables como la solar y la eólica en la matriz. Y tenemos un desafío de mejorar la capacidad de almacenamiento y transmisión”, agregó. 

Aunque para ello, el presidente de Chile reconoció que se deben considerar cuáles son los costos de las decisiones que se toman y que el cierre de estas centrales más contaminantes también generan incertidumbre y preocupación dentro de los trabajadores. 

Y por ende, Boric planteó que se tendrá que pensar en el bien común del país, respetando a las comunidades. Hecho a la que definió como una acción que “no es fácil”, pero sí sostuvo que “la transición energética justa significa construir empleos más verdes y mejorar la calidad de trabajo de toda una comunidad que antes debía exponer su salud”. 

ACERA pide por regulaciones para avanzar en tecnologías de almacenamiento de energía

Para lograr tales objetivos y compromisos, desde el gobierno dieron a conocer una serie de medidas que apalanquen las inversiones en el sector energético renovables durante el corriente año, como por ejemplo la suba de la potencia renovable autorizada y aquella que ingrese a calificación.

“Nos propusimos metas concretas pero realizables. Durante 2023 redoblaremos la apuesta y aumentaremos la cantidad de gigavatios autorizados, tanto ambiental como sectorialmente, de 4,3 GW en 2022 a 4,8 GW, además de empujar proyectos de inversión por más de USD 4.000.000.000”, aseguró Diego Pardow, ministro de Energía de Chile”. 

“También incrementaremos la cantidad de gigavatios que ingresarán a calificación, ya que durante 2022 fueron 3,3 GW y nuestro compromiso es que el corriente año ingresen 4,3 GW”, complementó durante el Encuentro Anual de Energía Eléctrica. 

Para esto, el titular de la cartera energética del país distinguió que el principal “músculo” será el sector privado, pero que desde el estado movilizarán cerca de USD 1.600.000.000 en conjunto con el Ministerio de Hacienda para reforzar la canalización de los proyectos de inversión.  

Asimismo, se buscarán seguir generando espacios de cooperación público – privada que permita producir bienes públicos que facilitarán el despliegue de renovables en Chile, sumado a la labor en materia de almacenamiento de energía e hidrógeno verde, donde próximamente se firmarán los primeros contratos, de acuerdo a lo informado por Pardow. 

Esta generación de paneles Tiger Neo, construida con la tecnología N-type TOPCon de alta eficiencia, entrega un rendimiento y confiabilidad mejorados que redundan en unos de los paneles más eficientes y potentes del mundo.

Los paneles poseen hasta 23,23% de eficiencia en el nivel del módulo y 615 Wp de salida de potencia para el panel de 72 celdas en formato 182”.

Y cuentan con avances continuos en el factor bifacial: Con hasta un 85% de factor bifacial, puede impulsar una mayor generación en el panel trasero y permitir un 15-20% más de rendimiento en comparación con los paneles bifaciales convencionales.

Entre sus cualidades gozan de un coeficiente de temperatura aún más optimizado para -0,29%/℃

Además, confiabilidad de vanguardia a lo largo de su vida útil prolongada de 15 años en comparación con los paneles convencionales y una experiencia de operación y mantenimiento sin problemas con una garantía de 30 años gracias a su degradación inicial del 1% y degradación lineal del 0,4%.

Su desempeño inigualable en condiciones de baja luminosidad: mayor productividad media en condiciones de baja luminosidad, como el atardecer, el amanecer y cielos nublados.

Poseen una compatibilidad con casi todas las principales marcas de inversores con el uso de corriente de cortocircuito más baja; los clientes no necesitan invertir más en inversores de clase aumentada.

«Una vez más, estamos elevando el estándar de rendimiento N-type con la última generación de nuestros paneles Tiger Neo, que entregan un mejor rendimiento del sistema, incluso en las condiciones más exigentes», dijo Gener Miao, CMO de JinkoSolar Co., Ltd.

«Este panel, combinado con un ecosistema de líderes en la industria de tipo N y nuevas soluciones como ESS, mostrará lo que es verdaderamente posible con la experiencia de PV solar en el futuro”, indicó el directivo.

Enapter AG (ISIN:DE000A255G02) entregó más de 1.200 electrolizadores de última generación EL 4.0 a clientes de todo el mundo en los últimos tres meses de 2022 . Esto corresponde a una producción total de casi 3 megavatios. Esto convierte al último trimestre de 2022 en el de mayor producción en la aún joven historia de la empresa Enapter.

La variedad de aplicaciones de los diferentes clientes de EL 4.0 muestra cómo el interés en las aplicaciones de hidrógeno está creciendo a nivel mundial en todas las industrias.

Por ejemplo, varios clientes integraron los electrolizadores en sistemas de recarga de hidrógeno, como Fuel Cell Systems del Reino Unido.

En India, se están desarrollando varias aplicaciones en el sector industrial, por ejemplo, por H2e Powers Systems Pvt. Ltd. Una gran parte de los generadores de hidrógeno AEM se utiliza para soluciones de almacenamiento de energía.

Estos incluyen aplicaciones de Umstro GmbH de Alemania, Tecnologías de Remediación Ambiental (TRA) de Chile y Pestech Energy Sdn Bhd de Malasia. La empresa de superyates Baglietto SpA, por ejemplo, también utilizará los electrolizadores compactos AEM en el sector marítimo.

El EL 4.0 es significativamente más ligero y pequeño que su predecesor. La integración técnica es simple y permite a los socios de Enapter y a los clientes del proyecto instalar electrolizadores en casi cualquier aplicación donde se pueda producir y utilizar hidrógeno verde.

“EL 4.0 es nuestro modelo de éxito. Nunca habíamos podido construir y entregar tantas unidades en tan poco tiempo”, dice Sebastian-Justus Schmidt, CEO de Enapter AG. “Nos complace notar la alta proporción de clientes existentes con buenas experiencias con nuestros sistemas Enapter modulares”.

La entrega total así lograda para el ejercicio 2022 corresponde a una facturación anual preliminar de alrededor de 14,7 millones de euros y, por lo tanto, está dentro de las expectativas. Esto conduce a un crecimiento de los ingresos del 75 % en comparación con el año anterior (año fiscal 2021: 8,4 millones de euros de ingresos). Para 2023, Enapter espera duplicar los ingresos por ventas a alrededor de 30 millones de euros.

Acerca de Enapter

Enapter es una empresa de tecnología energética innovadora que fabrica generadores de hidrógeno altamente eficientes, los llamados electrolizadores, para reemplazar los combustibles fósiles y así impulsar la transición energética a nivel mundial.

La tecnología patentada y probada de membrana de intercambio aniónico (AEM) permite la producción en serie y en masa de electrolizadores rentables para la producción de hidrógeno verde a cualquier escala.

Los sistemas modulares ya se utilizan a nivel mundial en los sectores de energía, movilidad, industria, calefacción y telecomunicaciones, entre otros. Enapter tiene su sede en Alemania y un sitio de producción en Italia. Enapter AG cotiza en el mercado regulado de las bolsas de valores de Frankfurt y Hamburgo, WKN: A255G0

En la sala de reuniones del Edificio de Enap Magallanes se llevó a cabo un nuevo taller de la Acción 2 del Plan de Acción Regional de Cambio Climático (PARCC), a cargo de la Agencia Internacional de Cooperación Alemana, GIZ.

El encuentro reunió a más de una veintena de empresas asociadas a la industria del hidrógeno verde que buscan desarrollar sus proyectos en la región, y tuvo como objetivo central, el análisis y discusión para la elaboración en conjunto, de medidas de mitigación frente al Cambio Climático para una adecuada llegada del mercado de este energético, según los compromisos asumidos por Chile.

En este sentido, la Seremi de Energía de Magallanes, María Luisa Ojeda, apuntó que esta instancia se da, en marco del nuevo modelo de desarrollo productivo sostenible que impulsa el Gobierno del Presidente Gabriel Boric, “el cual promueve que la llegada de la industria del hidrógeno verde tenga el equilibrio necesario para que pueda estar desplegada sin afectar los territorios ni las comunidades aledañas; todo contrario, la idea es que las empresas participen también como aliados en esta cruzada, que busca generar acciones desde los gobiernos regionales, y contribuir a disminuir local, nacional, y mundialmente, los efectos del cambio climático”, manifestó la autoridad regional.

Sector privado

Por su parte, los actores del sector privado también aplaudieron la cita coincidiendo con la opinión de la Seremi de Energía, poniéndose a disposición para trabajar en conjunto con la autoridad y las comunidades.

“La iniciativa de poder convocar a todas las empresas que están involucradas en proyectos de hidrógeno verde y a todos los entes públicos y privados de la región es importante, pues hay que recordar que estos proyectos de hidrógeno verde nacen como una opción de mitigación al cambio climático a nivel mundial, por lo tanto, es relevante que tanto el sector privado como el público podamos dar nuestra opinión sobre lo que es necesario realizar para una buena llegada de esta industria”, planteó la Ingeniero de Proyectos de Llaquedona Green Hydrogen, Carolina Reyes.

Así mismo, Larissa Vaccaro Coordinadora Ambiental y Social del Proyecto H2 Magallanes de Total Eren, sostuvo que “estos encuentros se constituyen como un escenario ideal, pues básicamente las empresas desarrolladoras de hidrógeno verde tenemos que conversar con todos quienes participan de esta industria: comunidades, empresas, entes públicos y academia, a fin de aportar ideas de mejora para la correcta instalación de la industria”, dijo.

Future Energy Summit presenta su primer megaevento presencial del año 2023. 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.

Entre los principales temas por abordar se destacan los instrumentos financieros disponibles para nuevos proyectos renovables; mecanismos de concesión vigentes; licitaciones de potencia y energía en marcha; esquemas PPA; nuevos modelos de negocios; entre otros.

Todos los profesionales del sector energético interesados en asistir pueden reservar su entrada en la web oficial de Future Energy Summit o explorar opciones de patrocinio contactándose por correo electrónico a info@futurenergysummit.com

Ya confirmaron su participación portavoces de 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.

En la región existe una gran oportunidad para invertir en proyectos de energías renovables. Mientras las instalaciones en el segmento de generación distribuida aumentan exponencialmente en países como Costa Rica, México y Panamá; en mercados como el puertorriqueño y guatemalteco, que también registran incrementos en sistemas distribuidos, nuevos proponentes preparan ofertas de gran escala en energía eólica y solar con o sin almacenamiento energético, para presentar en subastas.

Estas alternativas de generación también tienen su lugar en República Dominicana. 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 para 14 proyectos renovables por 645,3 MW. Y existen muchas expectativas para que estas cifras continúen en alza durante 2023.

La implementación de nueva regulación llegaría para permitir ampliar la participación de tecnologías como eólica y solar en distintos segmentos del mercado dominicano.

Por eso, Future Energy Summit ofrecerá más de 10 paneles debates de alto nivel junto a espacios de networking para ser utilizados por referentes del sector público y privado, durante las dos jornadas de evento en la ciudad de Santo Domingo.

PARTICIPAR

Con un movimiento exprés, la CREG publicó, el pasado miércoles 28 de diciembre, a comentarios la resolución para modificar los plazos de emisión de los conceptos de conexión por parte de la UPME –VER-. Pero, como se puede observar, esa consulta se abrió por una ventana de tiempo de sólo 24 horas, por lo que el viernes 30 de diciembre quedó en firme.

Ese día, último del 2022, vencía dicho plazo, por lo que ahora se prolongó hasta el próximo 28 de febrero. Junto con ello, también se movió la implementación de la Ventanilla Única, para el 30 de junio.

“Entendemos que los esfuerzos de la UPME están totalmente centrados en la emisión de los conceptos de conexión, pero ya se ha postergado mucho los plazos de la Ventanilla Única”, advierte Alejandro Piñeros, coordinador regulatorio de Óptima Consultores.

En diálogo con Energía Estratégica, el especialista recuerda que en marzo del año pasado se había dado una postergación para diciembre, y que ahora se vuelve a mover para mediados del 2023.

“Me parece importante que le demos la importancia que se merece a esa Ventanilla Única en la medida que la disponibilidad de la información es fundamental para los inversionistas”, argumenta Piñeros.

Y observa: “Se entiende por qué toca mover los plazos: los recursos de la UPME son limitados, el volumen de solicitudes de conexión nadie se lo imaginaba -60 GW- y estamos en un contexto complejo con el cambio de autoridades y la reciente llegada del nuevo Gobierno; pero es muy importante enfocarse con rapidez en este tema”.

Pero opina: “Este cambio de plazos desbarajusta todo: Los promotores están esperando que les den respuestas a sus conceptos para empezar con el tema de las garantías y seguir con el desarrollo de los proyectos, pero seguramente muchos tienen en su pipeline nuevos proyectos y nuevas solicitudes de conexión; y no tiene el menor sentido que te presentes con nuevos proyectos sin saber si los del año pasado se les dieron o no conexión”.

“Es muy importante que sinceremos la discusión, que la UPME se comprometa a tiempos que pueda cumplir, que se dé información transparente a los promotores sobre el avance del proceso para que ellos puedan tomar sus decisiones y que logremos estabilizar el funcionamiento de la Resolución 075”, remata.

A raíz de este cambio de fechas de emisión de los conceptos, para Piñeros tendrán que mover también los de presentación de nuevas solicitudes, no sólo para dar previsibilidad a los negocios de los desarrolladores, sino porque los consultores también necesitan contar con la información precisa al momento de realizar los estudios de conexión.

Por lo tanto, la fecha del 31 de marzo para presentar estudios de conexión del próximo año, que aún no se ha movido, tendrá que postergarse, a criterio de Piñeros, por lo menos dos meses más: a fines de mayo.

No obstante a este acomodamiento de plazos, para el coordinador regulatorio de Óptima Consultores “no deja de ser preocupante que iniciamos el 2023 otra vez quedados de tiempos”. “Va a tocar mover el cronograma este año y la pregunta es: ¿Cuándo realmente vamos a regularizar esto?”, cuestiona.

“Se entiende el trabajo que está haciendo la UPME para regularizar todo esto y avanzar con este proceso, pero tenemos que sincerar la discusión. No es una buena señal para el mercado que el plazo se mueva el último día de finalización del proceso: No me parece correcto para el sector, los promotores, la seriedad del proceso el hecho que movamos plazos el último día; más aún que se han hecho mensualmente jornadas de socialización del proceso”, observa.

9 GW en la mira

Otro aspecto a tener en cuenta es el procedimiento, advierte Piñeros. “Es muy posible que nos encontremos con muchos empates”, opina respecto a la evaluación sobre 60 GW en proyectos –la mayoría renovables- presentados, donde se adjudicarían unos 9 GW.

Por lo cual, debería haber ciertos ajustes sobre la metodología de calificación en cuanto a la definición y priorización de emprendimientos.

“Ese perfeccionamiento se va a dar para el proceso de asignación del ciclo 2023, que en teoría deberían realizarse en diciembre del 2023”, de proyectos que se presentarían el 31 marzo pero que es probable que se corran a fines de mayo, considera el especialista.

Expansión de transmisión

Por otro lado, Piñeros agrega un componente más que deberá resolverse dentro de todo este sistema, y tiene que ver con la publicaron para comentarios del Plan de Transmisión al 2036 –VER-.

Explica que es importante que haya claridad sobre el momento en que se contemplarán esas obras para los proyectos de la Resolución 075. “Seguramente no se tengan en cuenta para los conceptos que se entregarán en febrero, ¿pero para los de diciembre del 2023?”, analiza.

Y resume: “Ya que se están definiendo ampliaciones de red, la pregunta es: Cuando la UPME está corriendo el algoritmo de priorización y definiendo si los proyectos caben o no, ¿en qué momento van a tener en cuenta esas expansiones que hasta ahora se están definiendo?”.

“Porque puede haber un proyecto que hoy no cabe pero que con las nuevas expansiones sí pueden llegar a caber. Entonces, se van a tener en cuenta ya o en el siguiente ciclo”, indica el experto.

Con motivo de la visita del presidente Joe Biden a México, la titular del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE, por sus siglas en inglés) compartió en sus redes sociales algunos “hechos” que desde su expertise podría aprovechar México para liderar la transición con energías renovables.

“México podría ser un importante exportador de energía limpia para sus vecinos, dado su potencial de recursos de energía renovable de clase mundial”, inició la secretaria Jennifer Granholm en un hilo de twitter.

Desde su perspectiva, los esfuerzos de México junto a los de Canadá y los Estados Unidos, convertirían a América del Norte en una potencia de energía limpia.

Una transición energética con foco en energías renovables sería el camino que debería seguir el Estado mexicano para cumplir sus objetivos de diversificación de la matriz energética local y sus compromisos internacionales para la descarbonización de su economía.

“El rápido crecimiento en el despliegue de energía renovable podría permitir que México alcance su meta de generación de energía limpia del 35 % para 2024”, consideró Granholm a la vez que advirtió que esto acarrearía una serie de beneficios.

“Como resultado, la energía renovable de México podría:

 generar altos niveles de inversión,
aumentar el acceso a la energía,
reducir los costos para los consumidores,
y, junto con otras medidas técnicas, mejorar la confiabilidad y resiliencia del sistema eléctrico de México”, puntualizó.

Y subrayó, como última consideración y más importante, que “los abundantes recursos de energía limpia de México podrían impulsar a la nación más de 100 veces”.

Estas declaraciones estarían fundamentadas en los hallazgos de la última publicación del DOE denominada “Informe de Energía Limpia de México”, que describe cómo México está en una posición ideal para convertirse en un líder en energía limpia.

Entre las principales conclusiones, se indica que en el escenario más ambicioso de incorporación de energías renovables se lograría el objetivo del 35 % al 2024, atrayendo unos US$17 mil millones de inversión directa bajo el escenario renovable acumulado más alto, a la vez que se cumpliría con los requisitos de demanda y reserva en todas las horas del año.

Con una mayor integración de energía renovable, principalmente eólica y solar, se brindarían los siguientes beneficios al sistema eléctrico mexicano:

Menores costos de producción
Disminución en la generación de electricidad a gas natural
Menores precios marginales regionales de generación de electricidad
Menor consumo de combustible (principalmente gas natural)
Menores incrementos en las emisiones entre 2021 y 2024
Pequeños impactos en la congestión de la transmisión, con las interconexiones más congestionadas que generalmente experimentan menos congestión con más energías renovables.

El horizonte de crecimiento de estas tecnologías renovables en México no es menor. El resumen ejecutivo del informe del DOE destaca que el potencial mexicano incluye 24.918 GW de energía solar fotovoltaica, 3.669 GW de energía eólica, 2,5 GW de geotermia convencional y 1,2 GW de capacidad adicional de las instalaciones hidroeléctricas existentes.

Aquella amplia y diversa base de recursos de energía renovable en México aseguraría que el sistema podría soportar un crecimiento significativo en la capacidad de generación limpia.

Inclusive, asegura que el curtailment de energía renovable variable resultaría bajo en todos los escenarios analizados, lo que significaría que las restricciones del sistema no requerirían que se redujera la producción renovable.

Risen Energy, el fabricante líder de módulos solares de China, anunció que la compañía está comenzando a producir en masa módulos solares HJT Hyper-ion. Lo hizo durante una conferencia de prensa celebrada en Shanghái el 24 de diciembre.

Song Yifeng, director de productos de Risen Energy, pronunció un discurso de apertura sobre los desafíos y el progreso de la industrialización de la tecnología de heterounión (HJT). Presentó el plan de la compañía para producir módulos solares HJT Hyper-ion en masa y enfatizó el enfoque en remodelar el ecosistema de productos HJT de Tipo N mientras reduce los costos y la huella de carbono como el núcleo del plan de desarrollo.

Risen Energy también reveló planes para aumentar la capacidad de producción de la celda y el módulo solar HJT Hyper-ion a 5 GW para la primera mitad de 2023, y luego triplicarla a 15 GW en los siguientes seis meses.

Desde 2019, Risen Energy ha invertido mucho en investigación y desarrollo de materiales, equipos, tecnología y procesos relacionados con la tecnología HJT. Esta inversión ha permitido a la empresa tomar la iniciativa en el desbloqueo de los beneficios de la tecnología HJT de Tipo N e innovar en el camino de la búsqueda de nuevas posibilidades que ayudarán al sector solar a lograr la transformación tecnológica.

Risen Energy también ha lanzado proyectos de desarrollo específicos para materiales de embalaje especiales, diseño de procesos especiales de bloqueo de agua y soluciones antiatenuación, que han allanado el camino para la producción en masa del módulo HJT Hyper-ion. Además, la tecnología patentada de Risen Energy, Hyper-link, permite la interconexión de celdas ultradelgadas con bajo consumo de plata, lo que reduce los costos y garantiza la potencia de salida y la confiabilidad del producto.

Gracias a estas innovaciones tecnológicas, la potencia de salida del módulo HJT Hyper-ion de Risen Energy alcanza los 710 Wp, con una eficiencia superior al 22,5%, lo que ha sido certificado por TUV SÜD. También cuenta con un coeficiente de temperatura extremadamente estable y una alta bifacialidad de hasta el 85% ±5%, capaz de mantener su potencia de salida por encima del 90% después de 30 años de uso. El módulo está respaldado por la tecnología de células ultrafinas de 100 μm líder en la industria y el proceso de baja temperatura de Risen Energy, lo que da como resultado un valor de huella de carbono (CFP) inferior a 400 kg eq CO2/kWc, muy por debajo del promedio del mercado.

En comparación con el marco de metal convencional, el marco de aleación del módulo HJT Hyper-ion cuenta con una resistencia excepcionalmente alta con la capacidad de resistencia al desgarro del material de acero aumentada en un 20 %. Teniendo en cuenta el medio ambiente, Risen Energy también ha reducido las emisiones de carbono relacionadas con la fabricación del cuadro.

Acerca de RISEN Energy

Risen Energy es un fabricante líder mundial de productos solares fotovoltaicos de alto rendimiento con calificación crediticia Tier1 y «AAA» y un proveedor de soluciones comerciales totales para la generación de energía. La empresa, fundada en 1986 y que cotiza en bolsa en 2010, impulsa la generación de valor para sus clientes globales.

La innovación tecnocomercial, respaldada por una calidad y un soporte consumados, rodean las soluciones comerciales de energía solar fotovoltaica total de Risen, que se encuentran entre las más poderosas y rentables de la industria. Con presencia en el mercado local y un sólido estado de bancabilidad financiera, estamos comprometidos y somos capaces de construir colaboraciones estratégicas y mutuamente beneficiosas con nuestros socios, ya que juntos capitalizamos el valor creciente de la energía verde.

Como una excelente noticia calificaron la seremi de Energía de Atacama, Cecilia Sánchez Valenzuela, y su par de Bienes Nacionales, Mónica Marín Aguirre, la obligatoriedad de cumplir con la Ley de Pago a 30 días, así como las multas por incumplimiento en las bases de licitación de terrenos fiscales para proyectos de energías renovables.

“Consideramos que esta modificación es una excelente noticia, ya que por años empresas contratistas y subcontratistas de Atacama y de otros puntos del país se han visto perjudicados por el retraso o el no pago de las empresas, lo que ha significado tremendos costos económicos y también emocionales para ellos y sus familias”, comentó la seremi Cecilia Sánchez, quien agregó que “ahora, estamos contribuyendo a corregir este problema de larga data. Quienes desarrollan proyectos en terrenos fiscales deben estar especialmente comprometidos a cumplir estas reglas, porque el uso de bienes que son de todas y todos debe orientarse por el bien común y a la justicia social”.

Por su parte, la seremi Mónica Marín, destacó que “nos encanta ser parte de la solución y no de un problema; porque cuando se trata de hacer justicia social con las y los trabajadores de Atacama, siempre seremos propositivos. Con esta modificación, afirmamos que es posible equilibrar el impulso de la economía con criterios de equidad y un adecuado relacionamiento entre los diversos actores involucrados en la generación de energías limpias, con más garantías y protección para quienes laboran y sus familias. Felicitamos la iniciativa”.

Ambas autoridades coincidieron en que la descarbonización no es solo una oportunidad para construir ciudades más limpias y mejorar la calidad de vida de las personas, también es una oportunidad para que la industria energética se fortalezca y continúe creciendo.

Cabe recordar que dicho cambio en las bases de licitaciones responde a un trabajo conjunto entre los ministerios de Energía y Bienes Nacionales, y a contar del 2022, los postulantes a los procesos licitatorios para proyectos de ERNC deberán acreditar anualmente que, tanto ellos como sus contratistas y subcontratistas, cumplen con el compromiso de dar “estricto e íntegro cumplimiento” a la normativa contenida en la Ley N°21.131 de pago a 30 días, y en caso de incumplimiento, las concesionarias arriesgan multas que llegan hasta las 40 UF.

Datos

A modo de balance, durante el 2022 Bienes Nacionales puso en licitación 91 inmuebles fiscales, agrupados en 28 procesos. De los 16 procesos publicados en diciembre, 36 inmuebles se licitaron para proyectos de ERNC, sumando un total de 14 mil 814 hectáreas, un 54% de la superficie total en licitación.

La cartera de suelos para proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) es un aporte concreto a la necesaria transición energética del país, como también para cumplir la meta de carbono-neutralidad al 2050, plasmada en la Ley Marco de Cambio Climático.

Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) participó del ciclo de entrevistas protagonistas de Energía Estratégica para analizar las oportunidades de inversión con proyectos energéticos en el mercado puertorriqueño.

En diálogo con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica y Future Energy Summit, el referente de SESA se refirió al ascenso que tendrá en poco tiempo tanto el segmento de utility scale como el de generación distribuida.

En lo que respecta a gran escala, destacó el avance de los procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables y almacenamiento que están en marcha y los retos para los que vendrán.

Producto de la primera convocatoria “RFP tranche 1” repasó que ya se adjudicaron 844.82MW de capacidad solar, 200 MW de BESS y 17 MW del proyecto de VPP, mientras se está a la espera de la aprobación final de 290 MW de proyectos BESS adicionales.

El “RFP Tranche 2” que cerró el 5 de diciembre pasados no se quedaría atrás: “Lo que escuchamos es que ha sido también muy robusta la licitación y que ahí por lo menos, está la posibilidad de contratar hasta 1600 MW”, confió el referente empresario.

A estos dos primeros esfuerzos lo seguirán otras convocatorias para hacer crecer el parque de generación renovable actual de unos 150 MW a 3750 MW de recursos de generación renovable más 1500 MW de almacenamiento de energía durante este lustro.

Pero aquello no sería todo. En generación distribuida Javier Rúa-Jovet hizo hincapié en la implementación de los incentivos locales y fondos federales que podrán apalancar en el corto plazo las instalaciones de sistemas de generación a partir de energía solar y almacenamiento en baterías.

En este escenario, valoró que es el momento oportuno para invertir en energías renovables y almacenamiento energético en el archipiélago puertorriqueño. Este posicionamiento de SESA no es menor. La asociación nuclea a más de 40 empresas del sector de la energía solar y el almacenamiento energético; entre las que se encuentran entidades de financiamiento, compañías instaladoras, manufactureras y generadoras.

“Siguen llegando los inversionistas, hay interés y obviamente porque Puerto Rico al ser un mercado también estadounidense crea otras fuentes de certeza, como una Corte Federal muy estable, la posibilidad de incentivos fiscales federales que se puedan utilizar en Puerto Rico, entre otros”.

Y subrayó: “Puerto Rico puede ser un laboratorio de cómo una jurisdicción puede brincar rápidamente hacia altos porcentajes de renovables”.

Brasil cerró el 2022 con más de 23 GW de capacidad eólica onshore instalada a lo largo de 850 parques en doce estados, siendo la tercera fuente de generación con mayor potencia operativa en el país, por detrás de las centrales hidroeléctricas y fotovoltaicas (contemplando generación distribuida). 

Y desde la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) confían en que el 2023 sea otro año positivo para el sector renovable, en donde poco a poco también se puedan realizar las primeras licitaciones de energía eólica offshore. 

“Tenemos muy buenas expectativas porque tenemos un crecimiento sostenible. Vemos un incremento promedio de 3 GW año para los próximos años y, por ende, esperamos buenos resultados para la eólica onshore”, aseguró Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de ABEEólica, en diálogo con Energía Estratégica.

“Mientras que para la offshore trabajamos en los ajustes regulatorios ya que precisamos otros marcos regulatorios para tener la primera licitación del uso y producción en mar. Trabajamos para tenerla este año, tal vez, en el segundo semestre del 2023, en la que los emprendedores reciban la autorización para empezar los estudios ambientales para hacer sus proyectos”, agregó. 

Cabe recordar que en octubre del 2022, el gobierno de Brasil publicó la Ordenanza N° 52/GM/MME por la que planteó los lineamientos para el aprovechamiento y futuras convocatorias de proyectos de generación eléctrica en aguas jurisdiccionales del país, entre las que se identificó la celebración de contratos de cesión de uso para la implantación y explotación de una central, la promoción de licitaciones públicas y la definición de la forma de cálculo, pago y sanciones por mora o retraso y descuentos relacionados con el pago adeudado al gobierno federal. 

Y bajo esa ordenanza, que aún está en proceso de reglamentación, las renovables se beneficiarán de ello ya que la normativa no aplicará a proyectos híbridos de generación de energía eléctrica offshore que fuesen destinados a la exploración y producción de petróleo o gas natural.

De todos modos, Elbia Gannoum manifestó que la concreción de los estudios ambientales llevará alrededor de tres años, por lo que una vez que los mismos se finalicen, los inversionistas tendrían la capacidad para participar de una convocatoria para la venta de energía offshore, tal como sucede hoy en día con las Subastas de Energía Nueva (LEN por sus siglas en portugués). 

Incluso, Brasil ya cuenta con interés en la materia, debido a que el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) registra 70 proyectos en proceso de licenciamiento ambiental, por un total de 176851 MW de potencia. 

Es decir que desde la Conferencia de las Partes de Glasgow (COP 26) a la actualidad, se cuadruplicó la capacidad marina en desarrollo, y cerca 76 GW se incorporaron a lista tan sólo desde marzo de 2022 hasta la fecha.  

Relación con el nuevo gobierno y la economía del país

Uno de los principales desafíos que la presidenta ejecutiva de ABEEólica observó para el desarrollo de las renovables en el país se vincula con la situación macroeconómica del país y las perspectivas hacia los próximos años. 

“Con una mejor economía, hay más necesidad de energía y más contratación de renovables. Y si bien para este año no creo que haya un crecimiento económico muy grande, pero para el 2024 o 2025 sí tenemos altas expectativas. Pero de igual manera, nuestros números muestran que a pesar que no haya una gran suba económica, la industria ha crecido bastante”, afirmó.

Mientras que en lo referido a la relación con el gobierno saliente de Jair Bolsonaro y el reciente asumido de Lula da Silva, Gannoum reconoció que “antes era difícil hablar con el gobierno, pero ahora, los discursos ambientales del gobierno y de los ministros abrirán fuertes inversiones en la transición energética”. 

“Y para ello poseemos y tendremos un papel importante para empezar con la energía eólica offshore y el hidrógeno verde. Por lo que el escenario es optimista”, concluyó. 

Tras haber elaborado los Términos de Referencia de la Licitación de 450 MW, ¿qué expectativas tienen desde la CREE? 

Buscamos la manera en que estos 450 MW puedan ser a precios competitivos, a largo plazo y bajo un BOT (Build, Operate and Transfer) para que luego se pase la tecnología a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). 

¿En estos nuevos Términos se prevén ofertas solo combinando potencia firme y energía o se podrá ofertar sólo uno de esos productos energéticos?

Se están pidiendo 450 MW y se especifica que necesitamos potencia firme y energía. La oportunidad existe, pero dada la particularidad que tenemos en el país con mucha penetración de energía renovable variable, andamos buscando prioritariamente solucionar ese problema con ofertas de potencia firme y energía. 

¿Qué análisis realiza de la participación de las energías renovables variables? 

Si bien es cierto que Honduras es uno de los países que más energía solar fotovoltaica tiene, con un 17% de la matriz de generación, nosotros tenemos el sol más caro del mundo, porque los tenemos a 15 centavos el kilovatio hora, posiblemente hasta 18 centavos. Por lo que, desde el punto de vista económico nos ha salido una mala inversión.

Pero las mesas de renegociación de contratos habrían resuelto esa problemática… 

Las energías renovables por su naturaleza deberían ser baratas pero aquí son caras. La renegociación anduvo por precios cercanos a los 11 centavos. Si no fuera un negocio, no los hubieran renegociado. Pasaron de 15 centavos los solares a 11 centavos y eso directamente va a repercutir favorablemente en las tarifas. Todavía no hemos recibido los memorandos. Cuando lleguen a la CREE, vamos a aplicarlo y esto va a tender a que la tarifa baje más. Ahora la reducción fue del 5% en enero

¿Qué proyecciones hace para la eólica y solar en la convocatoria que se avecina?   

Existe la oportunidad de que proyectos de generación renovable puedan participar, siempre y cuando nos proporcionen potencia firme.

No podemos tener 450 MW del sol porque desde el punto de vista operativo podría generar problemas de huecos de tensión y hasta arrastrar al resto de Centroamérica al colapso de la red. 

Esa inestabilidad se puede resolver con potencia firme. Entonces, andamos buscando dentro de estos 450 MW tecnología que nos pueda proporcionar esa potencia firme. 

Como miembro de la coalición Powering Past Coal Alliance (PPCA) Honduras no podría seguir incorporando carbón en la matriz eléctrica para el 2050, ¿qué alternativas de generación evaluaron? 

Para poder redactar los términos de referencia hicimos varias simulaciones, sobre todo simulaciones financieras. Dentro del análisis que pudimos hacer, encontramos que uno de los escenarios viables es energía solar fotovoltaica con baterías que proporciona energía de potencia firme, también el gas y hasta la generación geotérmica. 

De las 204 fuentes termales identificadas en Honduras, ¿es posible concretar un próximo proyecto de generación geotérmico? 

 Por lo pronto, tenemos una planta en el país de 39 MW con un potencial de ampliarse a 45 MW en ciclo binario. El resto de los proyectos, que algunos ya están avanzados desde el punto de vista de prefactibilidad, en su mayoría están en sitios de baja entalpía, lo que los hacen más oportunos para otra finalidad por sobre una generación de electricidad. Tal vez un sólo proyecto que pueda concretarse para generación de electricidad tendría prefactibilidad avanzada.

En el marco de la mesa de diálogo público-privada, que analizó el estado actual del Mercado de Corto Plazo, la Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó un informe en que se incluyen quince propuestas, y sus plazos de implementación, en los ámbitos de la cadena de pagos en el Mercado de Corto Plazo; licitaciones de suministro eléctrico para clientes regulados; y en el segmento generación-almacenamiento y operación del sistema eléctrico.

El documento consideró las ideas presentadas por 12 de los 17 participantes de la mesa de diálogo público-privada, que analizó el estado actual del Mercado de Corto Plazo, a partir de la situación en que empresas suministradoras han declarado la imposibilidad de cumplir con sus obligaciones de pago de dicho mercado.

En este contexto, además, el Ministerio de Energía y la CNE trabajarán en conjunto para seguir analizando otras medidas en el contexto del Mercado de Corto Plazo, especialmente aquellas que requieran modificaciones legales.

Durante los próximos días, la CNE también publicará un documento con respuestas a todas las observaciones realizadas por los integrantes de la Mesa de Dialogo.

Principales Propuestas

Cadena de pagos en el Mercado de Corto Plazo

-Se presentará una propuesta al Ministerio de Energía para modificar el Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional.

-Solicitar al Coordinador Eléctrico Nacional un reporte trimestral de análisis razonado de las disconformidades relacionadas con los pagos en el Mercado de Corto Plazo.

-Implementar un nuevo Portal de Pagos.

Licitaciones de suministro para clientes regulados

Se propone una revisión de las bases del proceso de licitación para evaluar la conveniencia de los siguientes puntos:

-Incorporación de incentivos al almacenamiento en el mecanismo de adjudicación de los procesos de licitación.

-Incorporación de señales de localización en el mecanismo de adjudicación de los procesos de licitación.

-Modificación de garantías o multas ante incumplimiento de contratos.

Segmento de generación-almacenamiento y la operación del sistema eléctrico

-Incorporar una metodología para remunerar el aporte de los Sistemas de Almacenamiento puro a la suficiencia. Para esto, se presentará una propuesta al Ministerio de Energía en el contexto del nuevo reglamento de transferencia de potencia, en discusión en las Mesas correspondientes, para incorporar un mecanismo de remuneración para dichos sistemas en el régimen transitorio.

-Modificar el proceso iterativo de la programación de la operación de sistemas de almacenamiento. Para esto, se presentará una propuesta al Ministerio de Energía para modificar el Reglamento de Coordinación y Operación.

-Habilitar a las centrales renovables con sistemas de almacenamiento para que puedan efectuar retiros en el sistema. Para esto, se presentará una propuesta al Ministerio de Energía para modificar el Reglamento de Coordinación y Operación.

-Permitir que la programación de la operación sea más cercana a la operación en tiempo real. Esto se concretará mediante la dictación del capítulo de Programación de la Operación de la Norma Técnica de Coordinación y Operación, por parte de la Comisión.

Otras acciones

Adicionalmente, el informe señala que, en los temas relacionados con pagos laterales y costos sistémicos, el Coordinador Eléctrico Nacional ha comprometido la publicación de un reporte consolidado de los balances de transferencias económicas, incluyendo los montos asociados a estos cargos.

Respecto a modificaciones al proceso de planificación y tarificación de la transmisión, el informe indica que se requieren cambios a la Ley General de Servicios Eléctricos, por lo que esta y otras medidas ya están siendo analizadas en el contexto del Proyecto de Ley de Promoción de la Transición Energética.

El Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, destacó la colaboración público-privada para avanzar en este tema, señalando la importancia de recoger los aportes con sentido constructivo que realizó la industria para disponer de buenas políticas públicas en el sector energético: “Sin duda se presentaron propuestas que excedían el alcance del trabajo de la mesa, varias de ellas relativas a modificaciones de fondo al esquema regulatorio vigente, las que de todos modos seguirán siendo evaluadas técnicamente por esta Comisión para oportunamente hacer propuestas a la autoridad ministerial”.

“Con todo, creemos que la batería de 15 medidas de corto y mediano plazo que este organismo se compromete a impulsar son una primera señal de que, al margen de casos particulares y de factores exógenos al mercado chileno como el alza de costos de combustibles, los organismos del Estado están conscientes y ocupados en que el mercado eléctrico funcione adecuadamente en el marco de una regulación que resguarde adecuadamente el interés público”, añadió la autoridad.