El Consejo Nacional de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) publicó los resultados de su encuesta nacional* sobre la industria fotovoltaica en el segmento de generación distribuida.

El denominado “Monitor Solar CPEF 2022” midió el posicionamiento Top of Mind y Share of Mind de marcas en tres divisiones. En el caso de la primera medición, fueron mencionadas por los encuestados: 19 marcas de paneles, 14 marcas de inversores y 28 distribuidoras activos en el mercado mexicano. En el caso de la segunda, fueron: 53 de paneles solares, 37 de inversores y 42 distribuidoras.

Entre los principales hallazgos del Top of Mind, se destaca que 6 fabricantes de paneles se llevan el 90% de posicionamiento de marca en la industria de generación distribuida en México; el 58% de la industria prefiere trabajar con un inversor central que con microinversores; y son 3 los distribuidores que tienen un posicionamiento de marca fortalecido por encima de la suma de otros distribuidores nombrados.

Antes de compartir el detalle, como aclaración preliminar, desde el CPEF explican que el ranking demuestra las marcas que están “en el tope de la mente del público”, demostrando su presencia cotidiana en el mercado, y que no necesariamente implica ser líder en la industria.

¿Cuál considera que es la mejor marca de paneles solares en México? El 36% de los encuestados señaló a Canadian Solar como la mejor marca de paneles solares en México, teniendo una gran ventaja con el segundo y tercer lugar ocupados por Jinko Solar (15.1%) y Longi Solar (14.7%), respectivamente.

Luego ocuparon un gran lugar para la industria, las marcas de paneles: JA Solar (14%), Trina Solar (6.2%), SunPower (4.3%) y cerraron el porcentaje mínimo otras empresas con el 9.7%.

¿Cuál considera que es la mejor marca de inversores en México? Fronius se llevó el 24% de las respuestas a favor, compitiendo de cerca con SMA (15.8%), Enphase (11.8%) y Growatt (11.8%) en la categoría de generación distribuida.

Ahora bien, otras marcas líderes en distintos segmentos del mercado también estuvieron presentes: Otras (10.5%), HoyMiles (10.1%), Huawei (7.5%), AP System (4.8%) y Goodwe (3.9%).

“¿Cuál considera que es el mejor mayorista/distribuidor de productos para la industria solar en generación distribuida en México? Las distribuidoras señaladas como la mejor en México fueron 28 empresas en total, lo que muestra -según la CPEF- «un mercado altamente pulverizado en la distribución, poco valor agregado percibido y una fidelidad limitada».

No obstante, Exel Solar (25.2%), Grupo Soles (19.7%) y Bayware (18.9%) serían 3 las distribuidoras en México con un posicionamiento de marca fortalecido por encima de la suma de otros distribuidores.

Durante el “Monitor Solar CPEF 2022” para el mercado mexicano el posicionamiento Share of Mind señaló que entre las 15 primeras marcas de paneles solares se encuentran: Canadian Solar, Jinko Solar, Trina Solar, Longi Solar, Ja Solar, Risen, Seraphim, First Solar, Suntech, Solarever, ET Solar, Sharp, Qcell, ZnShine y Sunpower. Luego, el restante corresponde a Renesola, AstroEnergy2, LG, Talesun, Kyocera, Phono Solar, Solar, Recom, Rec Group, HT-SAAE, Jolywood, Connera, Jinergy, Axitec, Iusasol, entre otras.

El TOP 10 de inversores correspondería a Fronius, Growatt, Enphase, Huawei, SMA, HoyMiles, Solis, ApSystems, Goodwe, Solarever y SunGrow. Seguidas de CPS, Solar Edge, OutBack, Kaco, Fimer, Canadian Solar, KStar, Power Electronic, SAJ, Kostal, Solax Power, entre otras.

Los mayoristas/distribuidores que entrarían al TOP10 de su división serían: Exel Solar, Bayware, Solar Power Group, Corporativo Soles, Mayorista Solar, Nos Mueve el Sol, Solarama, Corey Solar, Refacsol y Bodega Solar. Seguidos por Sices, Amara, WTS, Solar Center, Tresel, Technosun, Enerpoint, Dimasol y otras.

*La muestra corresponde al análisis estadístico con un Nivel de Confianza del 95% y un margen de error del 5% obtenido de 276 personas de la industria fotovoltaica en en México en generación distribuida encuestadas del 01 de septiembre al 30 de noviembre de 2022.

El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile aprobó, durante los últimos dos meses del 2022, el estudio de impacto ambiental de nueve parques solares y uno eólico que suman un total de 835,89 MW de capacidad. 

Las solicitudes correspondían a las propias centrales de base, su ampliación u optimización de la operación, por un monto de inversión que supera los USD 648.000.000, repartidos entre las comunas de San Antonio, Melipilla, Arica, Colina, Rancagua, Pozo Almonte – María Elena, Coyhaique y Quilicura. 

De la lista aprobada en el último bimestre del año pasado, la petición de certificación ambiental más antigua pertenecía a la planta fotovoltaica Hugo Lorenzo (40,2 MW de potencia), de la firma Inmobiliaria Cañadilla SpA, ya que recibió aceptación de la SEA tras más de dos años y medio de (inició el trámite en mayo 2020).

Dicho parque prevé una inversión de USD 46.000.000 y se pretende instalar en el Cerro San Ignacio de Quilicura, que es considerado como Área de Preservación Ecológica por el Plan Regulador Metropolitano de Santiago, e impactaría en 114 hectáreas de la zona. 

Otro proyecto que debió esperar más de dos años para recibir la certificación ambiental fue el parque eólico Kosten Aike (36 MW), presentado por el Grupo AQM, que no sólo contempla la construcción de la propia central renovable, sino también el levantamiento de una línea de transmisión de 23 kV de 289 m, que conectará la subestación con la línea de media tensión existente denominada “Mañihuales – El Alférez”, propiedad de EdelAysen. 

Mientras que el del 2021, el Servicio de Evaluación Ambiental admitió el estudio de impacto ambiental de la optimización del P.S. Faro de Santa Elena (10,69 MW) y la optimización de la planta fotovoltaica Sol del Loa (640 MWac), que se ubicarán en las comunas de Rancagua y Pozo Almonte – María Elena y representarán inversiones de USD 8.000.000 y USD 480.000.000, respectivamente.  

Por otra parte, el organismo también aprobó la ampliación del parque solar Los Tauretes, de 2,99 MW a 3,36 MW de capacidad operativa, perteneciente a CVE Chile que invertirá USD 3.000.000; como también del P.S. San Marcos, de la firma Solarpack. 

En este último caso, la empresa prevé la expansión de 2,99 MWp a 9,64 MWp. Hecho que significará mayor cantidad de hectáreas ocupadas (5,93 a 14,66 ha), como también un monto de inversión cercano a USD 10.000.000. 

A ello se debe agregar que durante el 2022 también se presentó el estudio de impacto ambiental de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) fotovoltaicos Rivazzurra Solar (9 MW) y El Trigal (9 MW), ambos conectados en líneas de media tensión. 

El primero de los proyectos mencionados también contará con un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías de iones de litio del tipo BESS (Battery Energy System Storage), lo que permitirá inyectar parte de la energía producida durante el día en horarios de mayor demanda eléctrica, que normalmente corresponden a periodos nocturnos. Y por ello, la suma a invertir asciende a USD 25.000.000. 

En tanto que el SEA detalla que la segunda central mencionada demandará USD 10.000.000 y estará constituida aproximadamente por 21.392 paneles de silicio monocristalino, instalados con tecnología de seguidores de un eje y considera la construcción de una línea de tendido eléctrico de 13,2 kV de tensión. 

Por último, el emprendimiento de la corriente lista que menos tiempo debió esperar para lograr la aceptación refiere a la modificación del parque fotovoltaico Leyda (96 MW), de la compañía Solek, dado que inició el trámite en mayo del 2022 y los primeros días de diciembre recibió la autorización del organismo. 

Dicho proyecto considera una serie de modificaciones a la obra original, las cuales ocurren dentro del área de intervención ya declarada y evaluada ambientalmente, tales como incorporación de una S/E de 110/23 KV, modificación del trazado de línea de evacuación eléctrica, redistribución del área de paneles solares al interior del área de intervención declarada, la incorporación de una sala de control como obra permanente, el aumento de la mano de obra requerida para las fases de construcción y cierre, y la modificación de las instalaciones temporales.

Con base en las disposiciones del capítulo VII de la Resolución CREG 075 de 2021, la CREG publica los formatos que deberán ser utilizados por los operadores de red (OR) y los usuarios interesados en conectarse o modificar su conexión a los Sistemas de Distribución Local del Sistema Interconectado Nacional.

Los OR podrán realizar adaptaciones de forma a estos formatos, pero no de contenido. Estos formatos podrán ser implementados a través de los diferentes medios que ofrezca el OR para la realización del trámite.

Tanto los formatos como el documento “Guía sobre formatos de solicitudes conexión de proyectos clase 2” –VER-que se publicaron junto a esta circular deberán encontrarse disponibles para consulta general y permanente en el sistema de información digital que debe tener dispuesto el OR, de que trata el artículo 41 de la Resolución CREG 075 de 2021.

Los OR tendrán un plazo de seis meses a partir de la publicación de la presente circular para realizar las acciones necesarias para la implementación de estos formatos –VER FORMATOS DE SOLICITUD DE CONEXIÓN-.

Cabe recordar que la entidad recibió 115 comentarios sobre la Circular CREG 076 de 2022, a las que se le dio respuestas –VER-.

Guía sobre formatos de solicitudes de conexión de proyectos clase 2:

Se trata de la conexión de nuevos proyectos o modificación de conexiones existentes en sistemas de distribución de energía eléctrica inferiores a 57,5 kV.

La regulación para la conexión de nuevos proyectos de usuarios finales o la modificación de instalaciones eléctricas existentes, en sistemas que operan a voltajes inferiores a los 57,5 kV, se establece en la Resolución CREG 075 de 2021. Estos proyectos se denominan en la regulación como “Proyectos Clase 2” y el término “asignación de capacidad de transporte” se refiere a la aprobación de la conexión de una cantidad específica de carga en determinado punto.

En cumplimiento de lo establecido en el capítulo VII de la Resolución CREG 075 de 2021 la CREG define los requisitos y formatos que deben utilizar a nivel nacional los Operadores de Red, OR, para el análisis y aprobación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte en los Sistemas de Distribución Local.

Para el proceso de conexión o de modificación de proyectos clase 2 tanto los OR como los usuarios finales deben cumplir las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 075 de 2021. Con respecto a exigencias técnicas debe observarse lo establecido en la Resolución CREG 070 de 1998, o la que la modifique o sustituya, las normas técnicas establecidas mediante el Reglamento de Instalaciones Eléctricas, RETIE, y las reglas y especificaciones técnicas exigidas por el respectivo OR.

Adicional a las reglas y normas antes mencionadas, debe tenerse en cuenta la regulación establecida en las resoluciones CREG 225 de 1995, 108 de 1997, 038 de 2014, 015 de 2018, entre otras.

Los formatos e información definida para el proceso de conexión son resultado del análisis hecho por la Comisión considerando la información solicitada mediante las circulares CREG 059 de 2020 y 046 de 2021, la propuesta elaborada por el Consejo Nacional de Operación, el informe publicado mediante la Circular CREG 073 de 2021, el taller virtual realizado el día 5 de noviembre de 2021 y los comentarios a la Circular CREG 076 de 2022.

Chile atraviesa un momento complejo en el ámbito renovable luego de que algunas empresas suministradoras hayan declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones derivadas del Mercado de Corto Plazo. Hecho que llevó a que la Comisión Nacional de Energía (CNE) presentara propuestas preliminares para hacer frente a la insolvencia de las compañías. 

Desde el sector energético creen que durante 2023 todavía se pueden presentar nuevos casos de insolvencia por empresas que se encuentren en una posición deficitaria en términos de suministro de contrato y producción propia, pero consideraron que la apertura de la Mesa de Diálogo Público-Privada de Mercado de Corto Plazo y la reconfiguración del mercado podría fortalecer varios sectores en el camino hacia la descarbonización. 

“Más allá de la coyuntura, esto robustecerá el proceso de transición energética. Porque en Chile ese avance hacia una matriz descarbonizada se produjo con mucha voluntad”, sostuvo Andrés Guzmán, socio de la consultora Austral, en conversación con Energía Estratégica. 

“Sin embargo se dejaron de lado elementos que le daban robustez al proceso de transformación, como por ejemplo el desarrollo de la transmisión, ya que se desatendió su desarrollo a la velocidad que requería la transición energética”, aclaró. 

Es decir que, bajo la opinión de especialista, la situación actual permitiría poner la mirada en aspectos que fueron alertados por participantes del Mercado Mayorista Eléctrico y la inserción de nuevas tecnologías que ayuden a fortalecer la red, tales como el almacenamiento de energía y elementos que permiten el control de frecuencia y de voltaje. 

Asimismo, Andrés Guzmán planteó que ello traerá mayor profundidad y detalle en los estudios y análisis que desarrollen las empresas que deseen llevar a cabo proyectos de generación renovable en el país; como también que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) podría aplicar herramientas para mejorar el proceso de programación de la operación del sistema. 

“Dentro de la planificación de la transmisión, la Comisión Nacional de Energía utiliza un indicador que refleja la existencia de un mercado eléctrico común. Y por lo tanto, incorpora un indicador para ver que los costos marginales no varíen mucho entre los nodos del sistema”, explicó. 

“Por lo que el CEN podría levantar un indicador de mercado eléctrico común y verificar si la operación del día siguiente significará algún riesgo de desacoples marginales y, por ende, de alguna eventual insolvencia (o inicio) de algún agente. Y así se recogen las señales de largo plazo en el mercado de corto plazo”, sugirió. 

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) recibió doce solicitudes de proyectos renovables que buscan obtener prioridad de despacho en la última ronda del 2022 del Mercado a Término (MATER). 

Los doce emprendimientos suman 732,73 MW de capacidad, pero la potencia máxima solicitada ante CAMMESA para suministrar de energía eléctrica a grandes usuarios consumidores del sólo fue de 243,98 MW.

Y del total de centrales de generación renovable, diez son fotovoltaicas y las restantes dos son eólicas. Las plantas solares se reparten entre los corredores Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (8) y el Noreste Argentino (2) y acumulan 191,98 MW de potencia máxima solicitada. 

Mientras que los proyectos con aerogeneradores son el P.E. San Luis Norte y el P.E. Levalle, de Petroquímica Comodoro Rivadavia e YPF Luz, respectivamente, los cuales se ubican solicitaron 52 MW de potencia máxima a adjudicar en esta oportunidad (35 MW y 17 MW) en la región del Centro – Cuyo – NOA. 

Esto significa que casi todos los parques que pidieron prioridad de despacho en este último corredor seguramente irán a mecanismo de desempate, ya que, sólo existen 35 MW disponibles, de acuerdo al último Anexo III compartido por CAMMESA. 

En tanto que para el NEA, la cantidad de megavatios adjudicables es más amplia (225 MW) y la potencia máxima requerida por parte de empresas es de 55 MW, ambos en la provincia de Chaco. 

MSU Energy solicitó 25 MW para el P.S. Pampa del Infierno (130 MW total) y, de lograr la asignación, repetirá lo hecho en el tercer llamado del MATER del 2022; mientras que AgroIndustrias Baires hizo lo propio para 30 MW de la central Villa Ángela (100 MW total). 

¿Cómo continúa el cronograma? El 17 de enero 2023, CAMMESA informará los proyectos que deban realizar un desempate por capacidad de transporte insuficiente, y poco más de una semana más tarde, el 25 de dicho mes, se realizará el acto de presentación de información requerida para desempate. 

Por lo que finalmente la adjudicación de esa convocatoria recién se conocerá el 27 enero, y a partir de allí, los titulares de las centrales renovables ganadores efectuar un pago en concepto de asignación de la prioridad de despacho para dejar firme la decisión de CAMMESA, para lo cual tendrán tiempo hasta el jueves 17 de febrero del 2023.

¿Por qué no se presentaron proyectos en el sur del país?  Una de las principales dificultades es la falta de capacidad de transporte y de nuevas redes de transmisión. Y el corredor Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires no fue la excepción ya que no posee nada de potencia que se pueda adjudicar. 

Hecho que afectó la cantidad de parques renovables que no se presentaron o de aquellos a adjudicado a lo largo del año pasado en todas las regiones, ya que durante 2022, CAMMESA dio prioridad de despacho a 910,4 MW de más de 5,5 GW que se presentaron. 

Prysmian S.p.A. es una empresa italiana con sede en Milán, especializada en la producción de cable eléctrico para uso en los sectores de energía y telecomunicaciones y para fibras ópticas. Está presente en Norteamérica con 23 plantas, 48 ​​en Europa y 13 en Latinoamérica.

Pedro Osses, Gerente Comercial de la firma para Colombia y Ecuador, destacó: “Se vienen retos muy fuertes para el próximo año (hablando del 2023) pero sabemos que va a ser mucho mejor que el 2022. A pesar de las circunstancias globales que podamos estar viendo, tenemos un compromiso fijo para el tema de renovables y poner en marcha nuestros proyectos”.

Durante el evento físico Andean Renewable Summit, desarrollado por Latam Future Energy (ahora Future Energy Summit –FES-) el pasado 25 y 26 de octubre en Bogotá, Colombia, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables, el directivo de Prysmian aseguró que el año pasado la compañía experimentó un cierre de ventas “de doble digito” a comparación del 2021.

“El 2022 ha sido un año muy bueno para los nosotros. Hemos capitalizado parte de todo el potencial que se está viviendo en la industria de las renovables, tanto eólico, como solar y en biomasa”, enfatizó.

Y resumió: “Latinoamérica está atravesando un boom en renovables y no podemos desconocer los desarrollos de Oil&Gas que se están dando en países como México y Ecuador, y la minería en Chile”.

“Somos la compañía fabricante de cables más grande del mundo. Eso nos da un Know How muy grande para poder dar soluciones en todos los aspectos de lo que un proyecto requiere”, subrayó el ejecutivo.

Cables eólico marino

Por otra parte, la eólica offshore está ganando terreno en distintos países de Latinoamérica. Brasil lleva la delantera con una legislación más desarrollada que la región y 70 proyectos que suman 176,8 GW de potencia identificados en aguas brasileras. Pero también quiere avanzar en esta materia Colombia.

“Si hablamos de proyectos eólicos offshore, en estos momentos tenemos cuatro buques con capacidad de tender cables submarinos, no sólo tendidos de potencia sino de fibra óptica para telecomunicaciones”, resaltó Osses.

Fotovoltaica

Del mismo modo, para parques fotovoltaicos, el directivo de Prysmian agregó: “Podemos hacer proyectos sobre el agua porque hemos desarrollado productos de un alto potencial rendimiento en condiciones extremas”.

Aseguró que Colombia es uno de los mercados estrella de la compañía: “Nuestra expectativa para la fotovoltaicas muy grande: En la UPME tenemos una cantidad de proyectos registrados que esperamos se puede ejecutar y que las velocidades de ejecución se incrementen”.

Si bien advirtió que en el país existen desafíos, como “ser más dinámicos en la ley 1715”, al igual que avanzar en negociaciones con las comunidades para el montaje de proyectos, resaltó que esperan un 2023 de crecimiento.

Del mismo modo, puntualizó sobre Ecuador, donde, según Osses, la empresa cuenta con cuatro proyectos de 50 MW. Además, destacó los desarrollos en  generación distribuida.

“Lo que Colombia vivió hace cuatro o cinco años, lo está viviendo Ecuador en este momento. Entonces creo que Ecuador va a tener alto potencial, sobre todo por el nivel de radiación, que es espectacular”, enfatizó.

Y cerró: “Estamos muy enfocados a energizar la región, en ser un facilitador para la transición energética en la región y así trabajamos todos los días con nuestras capacidades”.

La provincia de Buenos Aires está muy cerca de lanzar la reglamentación de su adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424) tras poco más de diez meses desde su aprobación en el Poder Legislativo bonaerense.

“La reglamentación ya está firmada y se notificó al fiscal. Sólo estamos a la espera de que el Boletín Oficial la publique”, aseguró Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

Y una vez publicada, PBA finalmente será la jurisdicción N° 14 de Argentina donde los usuarios pueden generar su propia energía eléctrica e inyectarla a la red bajo la Ley N° 27424, marco normativo donde ya se encuentran 1051 U/G por un total de 17745 kW, de acuerdo al último reporte de avance compartido por la Secretaría de Energía de la Nación. 

“Es parte del futuro y debemos ir hacia allí, porque da un beneficio en términos ambientales y mejora el sistema, porque una de las cuestiones más críticas que tiene la infraestructura en la provincia es el sistema de transporte. Y con esto, una vez desarrollado, se suplirá en cierta medida”. 

Entre los principales ejes de lo que se determinó como Ley Provincial 15.325 se encuentra la creación del Registro de Usuarios-Generadores de Energía Renovable de la provincia de Buenos Aires (RUGER), en el ámbito del OCEBA, donde constarán los usuarios – generadores dados de alta por las distribuidoras, aunque la normativa no abarcará a los grandes usuarios o autogeneradores del mercado eléctrico mayorista.

Mientras que los U/G de EDENOR y EDESUR (entidades que ya adhirieron a la ley nacional) que deseen acceder a los beneficios provinciales, deberán darse de alta en el RUGER por tales distribuidoras de energía eléctrica. Es decir, que cerca de 270 usuarios – generadores (3.827 kW) podrán contar con 

A ello se debe agregar que la adhesión de PBA contempla exenciones impositivas por doce años a contar desde la reglamentación (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.

“Esta adhesión es el puntapié inicial. Dependerá de los costos de la tecnología, pero a medida que baje su precio, la ecuación pasará a ser beneficiosa. Y con la segmentación de tarifas, donde un sector de la población empezará a pagar tarifa plena, cada vez será más interesante instalar paneles solares”, sostuvo Ghioni. 

“De todos modos, un punto clave serán las líneas de financiamiento existentes, para que el retorno de la inversión del equipamiento sea lo antes posible”, aclaró. 

En un hito histórico para Chile, por primera vez, solo la energía eólica y solar generaron más electricidad que el carbón entre agosto de 2021 y septiembre de 2022, según datos recopilados por el Coordinador Eléctrico Nacional y la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Pero esto no es azaroso, si no, es el resultado de una planificación seria y pensada a mediano y largo plazo, ya que en 2014 Chile fijó como objetivo que el 20% de su generación eléctrica proceda de energías renovables, poniendo como meta el año 2025, sin embargo, su estrategia ha sido tan exitosa que lo logró mucho antes de lo previsto.

Actualmente, según cifras de las Generadoras de Chile, el país tiene un 57,8% de capacidad instalada correspondiente a fuentes renovables, mientras que el 42,2% corresponde a fuentes térmicas.

Esto obedece a que, entre otras cosas, existe un programa de descarbonización que busca eliminar progresivamente las centrales termoeléctricas para 2040 y, a ello se suma que, una vez más, Chile se ubica en los primeros lugares del ranking Climatescope elaborado por Bloomberg, y es reconocido como el mejor país para invertir en energías renovables entre los mercados emergentes del mundo, y el noveno a nivel global, consolidando su liderazgo en materia de energía limpia.

Y aunque Chile bajó tres posiciones en el ranking de EY de países más atractivos para la inversión, quedando en el lugar 17, mantiene su fortaleza de la disponibilidad de sus recursos naturales, su exitoso historial y una sólida cartera de proyectos que destacan en la innovación de tecnologías renovables.

Es así como los diversos indicadores confirman que Chile se ha transformado en un imán para las inversiones de energías renovables, entre ellas, el hidrógeno verde, donde avanza a pie firme, ya que posee todo el potencial para ser líderes a nivel global, y para ello, se están implementando planes estratégicos con visión de futuro.

El país está sentando las bases para lograr sus ambiciosos objetivos climáticos y el Estado ha dispuesto de una variedad de mecanismos para atraer la inversión que está encabezando el sector privado, y es ahí, donde el hidrógeno verde juega un rol clave, para generar un combustible limpio por medio de la electrólisis del agua, con energías renovables, y bajas emisiones.

En Air Liquide, estamos orgullosos de participar activamente alineados a la Estrategia Nacional del Hidrógeno de Chile, y sabemos que nuestro proyecto AMER (Antofagasta Energía Minería Renovable), será fundamental para el despegue del país en la industria.

Esto porque nuestro grupo construirá su mayor electrolizador en América de una capacidad de 80 MW, produciendo 30 toneladas por día de hidrógeno verde. También formamos parte del Plan del Aeropuerto de Santiago, Arturo Merino Benítez, lo que le permitirá convertirse en el primero de América Latina en operar con hidrógeno renovable.

Señales claras del mundo público y privado que está generando altas expectativas, lo que implica una serie de desafíos ya que el país podría producir hidrógeno verde a bajo costo, incrementando su competitividad a nivel mundial.

Cabe señalar que en el marco de la COP 27, el Gobierno firmó acuerdos con el BID y el Banco Mundial para impulsar proyectos de hidrógeno verde, lo que permitirá a Chile acceder a préstamos por US$700 millones, que contribuirán al desarrollo de la industria y todo ello con incentivos donde se funde la inversión público-privada.

Estoy convencido que el hidrógeno verde es una de las claves para una transición energética exitosa en Chile y el mundo, y nuestra misión es seguir desarrollando soluciones que impulsen el desarrollo a través de una economía productiva que sea sostenible y responsable con el medioambiente.

El Presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), Jaime Toledo, y su Directora Ejecutiva, Ana Lía Rojas, se reunieron con la Ministra del Medio Ambiente, Maisa Rojas, para presentar la agenda de trabajo del 2023 del gremio renovable.

En la ocasión, se revisaron los desafíos de la industria ERNC y del almacenamiento, haciendo hincapié en que 2022 fue un año con cifras récord de generación renovable, del 32%[1]  de participación, con una reducción de emisiones del sector eléctrico nacional del -21,2%[2], y un importante aporte de la generación hidroeléctrica.

“Para mantener estas buenas cifras, es necesario continuar con una agenda de reformas sectoriales que sean coherentes con la descarbonización. En particular, ACERA A.G. realizó una cuenta de los avances y resultados de las  distintas mesas de trabajo que se instalaron en el 2022, como la Mesa de Seguridad Energética, la Mesa de Potencia de Suficiencia y la Mesa de Mercado de Costo Plazo, enfatizando en la necesidad de mantener el diálogo entre el sector renovable no convencional con el Ejecutivo a través de estas iniciativas u otros espacios de diálogo”, detalló Jaime Toledo, Presidente de ACERA, sobre esta primera audiencia que sostiene con la autoridad ambiental.

Por su parte, la Directora Ejecutiva de la Asociación, Ana Lía Rojas, recalcó la importancia del sector energía y del eléctrico para el cumplimiento de la Ley Marco de Cambio Climático y los compromisos vinculantes que hoy existen gracias a la promulgación de esta reciente Ley en junio de 2022.

ACERA planteó además, la importancia de revisar el DS13 a fin de flexibilizar la operación de ciclos combinados y turbinas a ciclo abierto a gas natural, para desplazar emisiones de generación a carbón. Esto debido a que las unidades generadoras a gas natural presentan un menor impacto que las unidades a carbón en términos de emisiones CO2, NOx, SO2 y MP.

Sin embargo, se observa que estas unidades se encuentran actualmente limitadas en su flexibilidad operacional debido al criterio de emisiones de máximo de 50 ppm de NOx. Al retirarse centrales carboneras, y por un período de transición será conveniente poder contar con centrales a gas natural que puedan operar en modo base (CCGT) y flexible (OCGT), aprovechando de forma óptima el parque ya instalado.

Al finalizar, ACERA expuso los avances del Estudio de Gestión Territorial que comprometió a realizar, como un aporte a la discusión y al valor que tienen el territorio y las comunidades para el desarrollo, construcción y operación armonioso de plantas renovables y de almacenamiento.

En este sentido, se comunicó al Ministerio que el Estudio se encuentra en etapa de Manifestaciones de Interés, reafirmando nuestra convicción de que sus resultados, que deberán presentarse este año 2023, podrán mejorar la gestión de los múltiples instrumentos de Ordenamiento Territorial con foco en la infraestructura requerida por la transición energética.

Gamesa Electric es líder mundial en el diseño y fabricación de equipos eléctricos, con una amplia experiencia en aplicaciones fotovoltaicas, hidroeléctricas, de propulsión marina, eólica y de almacenamiento de energía, entre otras.

En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica España, Enrique de la Cruz, Gerente de Ventas de Energía Solar y Almacenamiento de Gamesa Electric, analiza el mercado iberoamericano y revela los próximos planes de la compañía.

¿Qué balance de año hacen desde Gamesa Electric para este 2022 respecto a ventas, tanto en Latinoamérica como en Europa, y España en particular?

Este año ha sido extraordinariamente importante para nosotros, consolidando nuestra trayectoria ascendente en la venta de productos para fotovoltaica, donde hemos obtenido el mejor resultado hasta ahora, y donde hemos conseguido cerrar acuerdos comerciales muy importantes como el de suministro preferente a Siemens AG.

España ha sido un mercado de especial relevancia donde hemos alcanzado los 1,1 GW de potencia instalada, y aumentado significativamente nuestra base de clientes.

Además, hemos entrado con fuerza en Colombia en el mayor proyecto en el país de 115 MW, reforzado nuestra presencia en Chile con 250 MW de potencia instalada hasta la fecha y entrado en nuevos mercados con un primer proyecto de 30 MW en Bosnia & Herzegovina.

¿Qué productos han sido los más vendidos en cada región?

En general se busca maximizar la potencia suministrada en cada estación de conversión, ya que esto supone ahorrar en la construcción y gestión de las instalaciones.

Las Proteus Stations de 9 MW (las de mayor densidad de potencia en el mercado) son las más demandadas en general, con la excepción de Norte América, donde se solicitan estaciones de 4,5 MW.

Esta diferencia se debe esencialmente a que las normativas que se aplican en esta región favorecen configuraciones con esta capacidad.

¿Qué esperar para el 2023 en Latinoamérica?

Latinoamérica lleva varios años apostando por la energía solar, y continuaremos suministrando equipos para proyectos a gran escala, especialmente en mercados consolidados como Chile, Colombia o Perú.

¿Y en España?

En España, se espera que 2023 sea un año decisivo en la estrategia de despliegue de renovables el país, con cientos de proyectos completamente definidos y que empezarán a desarrollarse en los próximos meses.

¿Esperan lanzar novedades para el 2023?

Vamos a lanzar un inversor enfocado completamente a sistemas de baterías de 1500V, que es el standard que se está adoptando.

También anunciaremos muchas novedades en las prestaciones que estamos incorporando a nuestra plataforma Gamesa Electric Proteus, especialmente las relacionadas con servicios avanzados de red, tal y como están exigiendo los operadores en los principales mercados como Australia, Reino Unido y EE.UU.

Vemos que a nivel europeo se está discutiendo la necesidad de proteger más a los fabricantes de componentes y equipos de energías renovables. ¿Cuál es la opinión de la compañía al respecto?

Realmente no se trata de proteger a unos fabricantes frente a otros, más bien se trata de asegurar que todos competimos en las mismas condiciones.

La industria europea ha estado trabajando desde una perspectiva liberal, donde la competitividad se consigue principalmente desde la optimización de procesos para reducir costes y mejorar prestaciones.

Este esquema se distorsiona cuando conviven otras empresas que vienen amparadas por políticas de incentivos externos que les permiten reducir el precio o tener más facilidades para vender.

Es un debate necesario, no solo en la producción de tecnología para energía, también para preservar el equilibrio y asegurar nuestra capacidad industrial.

Vestas, la compañía global líder en diseño, fabricación, venta, instalación y mantenimiento de aerogeneradores, que cuenta con 13 GW de capacidad instalada de energía eólica en Latinoamérica y tiene 1.6 GW de capacidad instalada en Argentina, cierra el año con un balance positivo en su división de servicio y mantenimiento.

Vestas presta soluciones de servicios de mantenimiento y reparación de aerogeneradores propios y de otros fabricantes, para impulsar la optimización y rendimiento de las turbinas eólicas en pos de mantener los parques eólicos en las mejores condiciones de funcionamiento para que cumplan con sus objetivos de capacidad instalada de energía.

Para atender las principales necesidades de los parques eólicos, la compañía danesa instaló su centro de capacitación y warehouse en el parque industrial de Bahía Blanca, el cual está en activo desde el 2019.

La estructura cuenta con 4750 mts2 de predio, 1275 mts2 destinados al depósito y más de 1605 mts2 en los que se encuentran las oficinas.

Desde ese entonces, se han entrenado a más de 300 técnicos de toda Sudamérica y albergado 3000 SKU (entre herramientas y spare parts), con el objetivo de brindar servicios de mantenimiento a los proyectos eólicos erigidos en la ciudad y la zona, así como en la región patagónica y países como Uruguay, Chile, Bolivia, Paraguay y Perú.

“Dada la cantidad de proyectos que se empezaron a planificar en la zona de Bahía Blanca y alrededores, con la consideración de un puerto de aguas profundas, que a nivel de proyecto de construcción podría llegar a concentrar grandes tipos de descarga, inicialmente se plantearon como puntos estratégicos tanto Bahía Blanca como Buenos Aires, pero se terminó optando por la primera opción teniendo en cuenta que es una gran puerta de acceso a la Ruta 3 del Sur”, explica Luciano Moyano, Team Leader del warehouse Argentina y Uruguay de Vestas.

Servicios a medida

Las áreas que operan en el warehouse y training center están enfocadas en logística, service, seguridad, ingeniería y master data.

Además del safety stock, el almacenamiento incluye piezas sobredimensionadas que van desde los main components hasta materiales de pegamento para palas, motores, convertidores, materiales inflamables o eléctricos, uniformes, equipos de seguridad, entre otros.

Los servicios que se prestan para mantenimiento y servicio de las turbinas son integrales y es clave conocer los 5 principales o main components de un aerogenerador, a saber:

Palas
Gearbox o caja multiplicadora
Generador
Transformador
Main shaft

Al ser la seguridad parte fundamental de cada operación, los servicios se hacen de manera organizada y están dentro del plan de mantenimiento y reparación de los equipos de los parques eólicos.

Se destinan recursos técnicos, materiales, equipos (desde grúas en adelante), todo ello enmarcado en una calendarización para optimizar tiempos y mantener la productividad de las turbinas al máximo.

En lo que respecta a capacitaciones, algunas de ellas con certificaciones internacionales como la GWO[1], los trabajos de pala son uno de los más específicos y desafiantes tanto por la altura en la que se llevan a cabo como por los materiales especiales que deben emplearse en procesos de mantenimiento y reparación.

Por ello, es fundamental reducir la posibilidad de error al mínimo. Sin embargo, cada pieza de una turbina es fundamental, por lo que se cuenta con técnicos especializados que pueden atender de manera general o aquellos que se han especializado en componentes.

Paraque eólico Mataco-San Jorge

El parque eólico Mataco-San Jorge de la empresa PCR está ubicado en la localidad de Tornquist, provincia de Buenos Aires, y se despliega a lo largo de 7.000 hectáreas que cuentan con un excelente recurso eólico y factores de carga que superan el 56%.

Posee una capacidad instalada de 203,4 MW, generados a través de 51 aerogeneradores VESTAS V136, con 136 metros de diámetro de rotor.

Por su lado, San Jorge cuenta con 24 aerogeneradores con una potencia de 4,2 MW, mientras que El Mataco está conformado por 27 aerogeneradores, con una potencia de 3,8 MW.

El parque obtuvo la habilitación comercial el 9 de julio de 2020, fecha a partir de la cual se iniciaron las ventas de energía bajo el Contrato de Abastecimiento de Energía Eléctrica de fuente renovable firmado con CAMMESA.

En ese contexto, se firmaron contratos de operación y mantenimiento con Vestas, por un plazo de 20 años. Se trata de un desarrollo que contribuye en la generación de energía limpia y renovable para más de 200.000 hogares.

Alessio Pedicone, Senior Sales Argentina & Uruguay de Vestas, destaca: “En Vestas, estamos convencidos de que la energía eólica puede transformar los sistemas energéticos de todo el mundo. Para ello, resulta fundamental aunar esfuerzos, y la alianza estratégica que tenemos con PCR es clave para dinamizar el cambio de la matriz energética argentina hacia fuentes renovables y potenciar la región de Bahía Blanca como un clúster de energía eólica”.

Por su parte, Estanislao Cavallo, Chief of Staff y responsable de control de gestión de los proyectos renovables de PCR, agrega: “PCR tiene como objetivo ser un facilitador de soluciones sustentables para las empresas a través de su provisión de energía renovable en Bahía Blanca y todo el país”.

Y destaca: “Para eso, nuestros parques de energía eólica tienen que contar con la mayor confiabilidad en el suministro. En ese sentido, nuestro partnership con Vestas es determinante dado que nos aporta la tecnología y un servicio de excelencia para cumplir con ese propósito”.

La región que representa Bahía Blanca es una zona estratégica debido a que cuenta con un excelente recurso eólico con altos niveles de factores de capacidad, y dispone de un gran potencial de desarrollo.

El Centro Nacional de Control de Energía (CENCE) registró un 100% de participación de energías renovables en la generación de electricidad en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Costa Rica.

La hidroeléctrica fue la tecnología que más energía aportó al sistema con más del 50% en los tres primeros días del año. El complejo ArDeSa fue el proyecto que más energía hidroeléctrica brindó al SEN, seguido de las plantas de embalse estacional Cachí, Angostura, Pirrís y Reventazón.

Por su parte, la eólica tuvo una contribución del 13.0% el día 1 (con una potencia máxima de 195.29 MW a las 14:45 horas), 15.8% el día 2 (con una potencia máxima de 259.96 MW a las 19:30 horas), 18.3% el día 3 (con una potencia máxima de 273.00 MW a las 21:15 horas).

Luego se destacó el suministro eléctrico proveniente de la geotérmica, con el 11.6% de la producción total del sistema el día 1, 11.7% el día 2 y 11.2% el día 3. Y finalmente cerraron el porcentaje restante otras fuentes de generación como hidro al filo de agua de ICE.

¿Es frecuente que Costa Rica inicie el año con 100% de energías renovables? Por octavo año consecutivo ocurre esto en los primeros 3 días del año, al menos.

A modo de ejemplo, previamente se requirió 225.43 MW de capacidad térmica operativa para cubrir el 18% de la generación necesaria en el inicio del 2014 y el 24% en el inicio del 2013.

Durante 2022 el 100% tampoco se mantuvo los 365 días del año. Si bien en los últimos días del año pasado sí se cumplió la condición del 100% de energías renovables en la matriz de generación, entre los meses de enero y noviembre del 2022 la termoeléctrica tuvo una participación de 91.283,4 MWh, una cifra superior a la biomasa y solar, que en conjunto representaron 55.530,1 MWh de producción de energía en ese periodo.

Trina Solar ha mantenido su categoría AAA por tercer trimestre consecutivo en las clasificaciones de bancabilidad PV ModuleTech publicadas por PV Tech para el cuarto trimestre de 2022.

La presencia continua de la compañía dentro de la categoría más alta valida su gran nivel de rendimiento continuo en capacidad de fabricación, innovación tecnológica, envíos de productos y estado financiero, y subraya su posición como líder de la industria en cada una de estas áreas.

Trina Solar fue uno de los primeros proveedores de módulos líderes en tecnología de tipo N y se espera que añada más capacidad este 2023.

Uno de los primeros impulsores de la tecnología de tipo N

Trina Solar está comprometida con la innovación técnica y sigue liderando el sector con la tecnología de tipo N. Basándose en la tecnología líder de 210 mm, la compañía ha lanzado soluciones completas de tipo N de 210 mm, que reducen los costes BOS y LCOE y ofrecen un mayor valor a los clientes.

Se prevé que el volumen de envíos de módulos de 210 mm y tecnología tipo N de Trina Solar alcance los 30 GW en 2030, lo que contribuirá a introducir la industria fotovoltaica en la era tipo N.

La elección de los clientes globales: un aumento evidente de los envíos de módulos de 210 mm

Trina Solar declaró que a finales del tercer trimestre sus envíos de módulos para el año habían totalizado 28,79 GW, lo que convierte a la empresa en líder en número de módulos de células de 210 mm enviados.

Según la empresa externa TrendForce, el sector suministró 50 GW de módulos de 210 mm en los nueve primeros meses del año. Desde que los módulos celulares de 210 mm comenzaron a producirse en masa, los envíos alcanzaron un total de 76 GW en el tercer trimestre de 2022.

Mainstream Renewable Power, compañía que actualmente desarrolla, construye y opera 10 parques de energía limpias en Chile, anunció la energización de su parque eólico Llanos del Viento, ubicado en la comuna Antofagasta.

Llanos del Viento cuenta con 32 aerogeneradores y una capacidad instalada de 160 MW. Está emplazado en una superficie de aproximadamente 1.677,61 hectáreas y cuenta con una línea de transmisión de cerca de 23 km, la cual se conecta al Sistema Eléctrico Nacional a través de la subestación O’Higgins.

Una vez en operación, el parque eólico entregará energía limpia y libre de CO2 suficiente para iluminar al equivalente de 175 mil hogares y evitará la emisión de 170 mil toneladas de CO2 al año.

“Con la energización de Llanos del Viento, la compañía da un nuevo paso en su aporte a la descarbonización de la matriz energética del país. Ahora nos encontramos en la etapa de comisionamiento del parque, fase previa a la entrada en operación”, explica Rubén Sánchez, senior construction manager Latam de Mainstream Renewable Power.

El parque eólico es uno de los proyectos de energía renovable que conforman el portafolio Huemul que Mainstream construye en Chile. Llanos del Viento será el sexto parque de la compañía que entrará en operación, los que sumados tendrán una capacidad instalada de 854,35 MW.

Con este hito, Mainstream reafirma su compromiso de aportar a la lucha contra el cambio climático, mediante la generación de energía limpia y libre de emisiones de CO2.

Iniciativas

Huemul es el segundo portafolio de la compañía en Chile, que junto a Cóndor y Copihue conforman la plataforma “Andes Renovables”. Esta abarca un total de 10 proyectos eólicos y solares con una capacidad instalada de más de 1.3 GW de energía limpia, representando una inversión de aproximadamente USD$1.800 millones.

Los cuatro parques del portafolio Cóndor que se están operando son los parques eólicos Tchamma (157,5 MW), Cerro Tigre (184,8 MW) y Alena (86,4), así como el parque fotovoltaico Río Escondido (156,75 MW).

Por su parte, el portafolio Huemul cuenta con otros cinco proyectos, de los cuales el parque fotovoltaico Pampa Tigre (108,9 MW) fue el primero en entrar en operación. A este se sumará el parque eólico Llanos del Viento (160 MW), mientras que el proyecto fotovoltaico Valle Escondido (111,74 MW) y los eólicos Puelche Sur (160 MW) y Ckhúri (ex Ckani, con 109,2 MW) se encuentran en fase de construcción.

El portafolio Copihue completa la plataforma Andes Renovables. Este cuenta con un proyecto eólico, llamado Caman (148,5 MW), también en etapa de construcción.

El grupo Iberdrola tiene previsto instalar en Brasil, a través de su filial Neoenergia, la primera planta fotovoltaica flotante de la compañía en el mundo. El proyecto se construirá sobre la lámina de agua de la presa de Xaréu, en la isla de Fernando de Noronha, reconocida por la UNESCO como Patrimonio Mundial Natural, donde Iberdrola está desarrollando distintas soluciones energéticas sostenibles.

Esta iniciativa se lleva a cabo junto con la Companhia Pernambucana de Saneamiento (Compesa), que opera la red de distribución de agua y alcantarillado en toda la isla, y con el apoyo del Programa de Eficiencia Energética regulado por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (Aneel).

Con una potencia de 630 kilovatios (kW), la planta flotante generará unos 1.240 megavatios hora (MWh) anuales de energía verde, suficiente para cubrir, con suministro eléctrico de kilómetro cero, más del 50% del consumo energético de Compesa en la isla. La instalación contará con cerca de 940 paneles que evitarán la emisión a la atmósfera de más de 1.660 toneladas de CO2 al año. La construcción de este proyecto, que está previsto que se inicie antes de fin de año, supondrá una inversión de dos millones de euros.

El desarrollo de su primera central solar flotante permitirá al grupo Iberdrola probar esta nueva tecnología y analizar su posible expansión.

Innovaciones energéticas al servicio de la comunidad

Esta planta se suma a otros proyectos sostenibles desarrollados por la compañía para proporcionar soluciones renovables y fomentar la preservación del ecosistema de la isla, la única habitada del archipiélago volcánico situado en el nordeste de Brasil, en aguas del océano Atlántico.

Entre estas iniciativas se encuentra la planta solar Vacaria, recién inaugurada. Este es el primero de los dos parques, de 50 kW cada uno, concebidos para abastecer exclusivamente a vehículos eléctricos. En caso de excedente, la energía sobrante se verterá a la red de distribución.

La construcción de estas instalaciones forma parte del proyecto ‘Senda Verde’ desarrollado por el grupo Iberdrola dentro del Programa de I+D de Aneel, en el que cuenta con socios como Renault y el Centro de Investigación y Desarrollo de las Telecomunicaciones (CPqD), entre otros. Gracias a esta iniciativa, la isla cuenta ya con diez vehículos eléctricos destinados a usos turísticos y de la administración del distrito. Además, está prevista la instalación de 12 nuevos puntos de recarga en ubicaciones estratégicas.

La compañía pretende fomentar también el uso de bicicletas eléctricas entre los turistas y los residentes de Fernando de Noronha, cuya superficie aproximada es de 17 kilómetros cuadrados. Para ello, ha comenzado la instalación de 24 puntos de carga, en cuatro estaciones. La energía consumida por estos equipos – que serán donados al Gobierno del Estado de Pernambuco – se generará mediante palcas solares instaladas en el techo de las estructuras, lo que permitirá su uso de forma gratuita.

El grupo ha impulsado así mismo el desarrollo de pequeñas fuentes renovables que permitan desplazar la utilización de generadores de diésel, responsables del 80% de la energía consumida en la isla. Con este objetivo, la compañía ha implantado nueve sistemas fotovoltaicos de autoconsumo en viviendas, comercios, organismos públicos y organizaciones no gubernamentales.

Adicionalmente, cuenta con las plantas solares de Noronha I y II que, con una generación de 100 MWh al mes, cubren cerca del 10% de las necesidades energéticas de la isla. Estos parques cuentan con un sistema de almacenamiento con dos baterías de iones de litio que permite guardar la energía solar no consumida para ser utilizada en los picos de demanda.

El territorio de Fernando de Noronha ha sido, además, el primero del noreste de Brasil en contar con redes eléctricas inteligentes y desde hace un año disfruta de un parque de contadores totalmente renovado. Los nuevos equipos permiten el acceso remoto, un mejor servicio en caso de incidencias y la posibilidad de conexión de equipos verdes de autoconsumo.

A estas medidas se suman otras iniciativas como la sustitución de frigoríficos antiguos por modelos más eficientes y la donación de bombillas de bajo consumo a los residentes del archipiélago.

Este conjunto de acciones de movilidad sostenible, innovación tecnológica y expansión de las fuentes de energía limpia constituyen una demostración de la viabilidad de un modelo de negocio limpio y fiable que contribuye a la descarbonización y a la autosuficiencia energética, en un ecosistema aislado como el de Noronha.

EnfraGen, LLC («EnfraGen»), desarrolladora, propietaria y operadora de activos sostenibles especializados en energía renovable y estabilidad de la red en América Latina, propiedad de Glenfarne Energy Transition, LLC, una empresa global de transición energética que proporciona soluciones críticas para reducir la huella de carbono del mundo abordando la transición energética «aquí y ahora», y la firma líder de mercados privados globales, Partners Group, en nombre de sus clientes, anuncia la adquisición de cuatro activos hidroeléctricos de pasada en el sur de Chile, por un total de 13. 6 MW, de Invercap S.A.

Los activos adquiridos son propiedad de EnfraGen fuera del grupo de crédito senior existente, que se estableció tras una refinanciación de 2020. Las cuatro plantas serán operadas por Prime Energía SpA, una filial de EnfraGen, e incluyen La Arena, una planta de 6,8 MW ubicada cerca de Puerto Montt; Tranquil, una planta de 3,0 MW ubicada cerca de Panguipulli; San Víctor, una planta de 3,0 MW ubicada cerca de Puerto Aysén; y Cuchildeo, una planta de 0,8 MW ubicada cerca de Hualaihue.

«La incorporación de estas centrales hidroeléctricas a la diversificada cartera de activos de energía y potencia de EnfraGen demuestra las transacciones que seguiremos realizando para convertir a EnfraGen en la empresa líder en transición energética de América Latina», dijo Brendan Duval, CEO y Fundador de EnfraGen y CEO y Fundador de Glenfarne Energy Transition, LLC.

«Al igual que los activos hidroeléctricos existentes de EnfraGen en Panamá, el sur de Chile se encuentra dentro de un mercado emergente de alto crecimiento con amplias oportunidades para utilizar sus fuentes de energía naturales y renovables para reducir las emisiones de carbono y promover la transición energética de Chile y América Latina».

Ed Diffendal, Managing Director, Private Infrastructure Americas de Partners Group, y miembro del directorio de EnfraGen, añadió: «Partners Group se complace en apoyar la adquisición de estos activos hidroeléctricos renovables en Chile. Estos activos son coherentes con el modelo de negocio de renovables y estabilidad de red de EnfraGen y con el compromiso de Partners Group de invertir en infraestructuras de nueva generación.»

«Con esta adquisición, EnfraGen no sólo reafirma su compromiso con Chile en su estrategia para lograr una transición energética sostenible, sino que también confirma su intención de seguir invirtiendo y creciendo en el país, contribuyendo a la estabilidad de la red y al desarrollo de más energía renovable», dijo José Arosa, CEO de Prime Energía SpA, la principal filial chilena de EnfraGen.

EnfraGen tiene activos operativos y en construcción que suman casi 1,9 GW de capacidad en Chile, Panamá y Colombia, con oficinas corporativas ubicadas en Houston y Nueva York, en Estados Unidos.

Están disponibles para consulta los Términos de Referencia para la Elaboración de las Bases de Licitación para la compra de Capacidad Firme y Energía para los usuarios de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), que corresponde al proceso de licitación LPI N° 100-010-2021 que busca la contratación de 450 MW.

En la Reunión Extraordinaria CREE-Ex-35-2022 del 29 de diciembre del 2022, el Directorio de Comisionados de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) acordó por unanimidad de votos emitir la resolución vinculada a los pliegos de referencia y finalmente esta primera semana de enero fueron publicados abiertamente.

En detalle, se adelanta que los 450 MW a adjudicarse deberán estar en operación comercial dentro del primer trimestre del 2026 como fecha máxima, pudiendo iniciar el suministro a partir del 2023, inclusive de manera parcial. Por lo cual, proyectos renovables de rápido montaje, como la solar fotovoltaica, podrían encontrar su lugar este mismo año.

Ahora bien, desde la ENEE también identifican una necesidad de incorporar otras tecnologías no variables para cubrir sus requerimientos, ya que entre 2020 y 2022 habrían finalizado los contratos de alrededor de 170 MW de capacidad firme.

Entre los objetivos de la licitación abierta que está en puerta se destaca la promoción de la mayor participación de oferentes en el proceso, a fines de garantizar los requerimientos de la ENEE con las ofertas más competitivas del mercado.

Podrán enviar sus propuestas, empresas nacionales o extranjeras que cumplan los requisitos de los Términos de Referencia y próximas Bases de Licitación. 

La modalidad de la Licitación será «subasta de hasta cuatro rondas a sobre cerrado». Al respecto, se aclara que las especificaciones técnicas de las ofertas presentadas en la primera ronda no podrán cambiarse en las siguientes. Lo que sí podrá variar son los precios de energía y/o precios de potencia.

¿Cómo es la metodología de rondas sucesivas? Luego de ofertar, en la primera ronda los oferentes recibirán una notificación que podrá calificarlos como «seleccionado» o «no seleccionado», esta denominación será importante ya que en cada categoría se asignará un «porcentaje obligatorio de mejora» para continuar en marcha sin otra información adicional para la confección de las nuevas ofertas siguientes. En la segunda ronda, se evaluarán las ofertas por un «Porcentaje de Mejora de Costo Total» y se continuarán evaluando en nuevas rondas si así es necesario hasta la adjudicación de los más competitivos.

La empresa pública Energía Argentina SA (ENARSA) lanzó una convocatoria pública para la presentación de expresiones de interés (EDI) para el desarrollo del primer proyecto de hidrógeno verde ubicado en el sur de la provincia de Buenos Aires.

El llamado se da a partir del contexto global en el que se ve al H2 producido a partir de fuentes de energía de bajas emisiones como un elemento fundamental para alcanzar emisiones netas cero para el año 2050 y en el que ENARSA busca desarrollar y abastecer de energía, de manera eficiente, en todas sus formas, en cumplimiento con las políticas públicas establecidas por el gobierno nacional y contribuir al crecimiento sostenible. 

La convocatoria ya publicada en Boletín Oficial de la Nación está orientada a personas jurídicas públicas y/o privadas, sean o no Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, interesadas en la venta del desarrollo de un proyecto eólico o en la venta de energía eléctrica para el hub de hidrógeno.

En la primera alternativa, se deberá contar con, por lo menos, un año de medición del recurso eólico y acreditar disponibilidad del inmueble para la construcción de un parque eólico de 200 MW de potencia. Y el trazado de energía eléctrica tendrá que vincular el desarrollo eólico con las cercanías de Bahía Blanca, sin exceder los 100 kilómetros. 

Mientras que la segunda alternativa corresponde a la venta de 1 TWh/año de energía eléctrica proveniente de una fuente de generación eólica, incluyendo la línea de transporte sin utilizar la infraestructura existente del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) hasta dicho punto. 

En ambos casos, los interesados deberán indicar antecedentes en proyectos similares (en caso de poseer), una descripción conceptual del anteproyecto propuesto, ubicación de la central eólica, dimensiones del terreno, antigüedad de las mediciones, factor de carga/velocidad media en sitio, según corresponda, entre otras cuestiones.

El llamado a presentar expresiones de interés para este proyecto de hidrógeno verde estará abierto hasta las 17 horas del viernes 10 de febrero del corriente año, día en que también se hará la apertura de las propuestas. 

Aunque antes, precisamente el viernes 20 de enero, Energía Argentina SA realizará una charla informativa bajo modalidad virtual para esclarecer las consultas y dudas recibidas hasta entonces. 

ENARSA ya gestionó lazos comerciales

En mayo del 2022, la empresa pública creada a finales del 2004 firmó un acuerdo para proveer de hidrógeno verde al Puerto de Rotterdam – el más importante de Europa – a partir de la producción de un proyecto ubicado en la zona de Bahía Blanca. 

De ese modo, Energía Argentina SA dio un paso muy importante para afianzar la relación comercial con el lugar donde se está construyendo un centro de abastecimiento a gran escala que suministrará a Europa con 4,6 millones de toneladas de H2V por año hacia el 2030. 

La Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen) cuenta con 15 empresas asociadas que representan el 85% de la capacidad instalada de Colombia. Durante el año pasado, se reunieron con la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, para brindarles apoyo sobre el sector eléctrico, y puntualmente el avance de proyectos de energías renovables.

¿Qué deparará este 2023? En una entrevista para Energía Estratégica, Natalia Gutiérrez Jaramillo, presidenta de Acolgen, adelanta que presentarán un documento para promover el almacenamiento en el país y aclara: “no solamente el que viene de las baterías”, sino también otras tecnologías como podría ser la hidroeléctrica de bombeo.

¿Qué balance del 2022 hacen desde Acolgen?

El 2022 fue un año en el que desde el sector eléctrico trabajamos, en conjunto con el Gobierno nacional, en el desarrollo de iniciativas y proyectos para su desarrollo y para el bienestar de la población.

En primer lugar, destaco justamente este trabajo articulado con el Gobierno, en el que obtuvimos importantes logros, por ejemplo, en la coyuntura tarifaria. Este fue un trabajo juicioso y retador, enfocado en un propósito común: generar alivios a los ciudadanos.

Asimismo, avanzamos en la construcción de los proyectos renovables, claves para el proceso de transición energética. Aunque en este sentido tenemos varios retos como sector, entre los cuales predomina el avance de las consultas previas para que entre esta energía al sistema, pudimos seguir consolidando estos proyectos.

Adicionalmente, pudimos seguir evolucionando como uno de los sectores más avanzados y que, además, es referente a nivel mundial por ser mayoritariamente renovable, eficiente y confiable. Lo anterior, con discusiones de ajustes regulatorios como el de la Resolución 143 de 2021, la cual busca la modernización del mercado de energía mayorista.

¿Qué esperan del 2023 en materia de crecimiento de renovables?

En el 2023 esperamos que se puedan desarrollar todas las condiciones para que entren en operación los proyectos de energía renovable, teniendo en cuenta que son fundamentales para la seguridad energética y para seguir contribuyendo como sector a los objetivos ambientales que nos hemos trazado como país.

Para esto, es clave que sigamos trabajando de manera articulada entre los sectores público y privado, para avanzar en temas como las consultas previas que han generado retrasos de más de dos años en el ingreso de nueva energía al sistema.

Lo cierto, es que señales como las sobre tasa, incluida en la reforma tributaria junto con las modificaciones a los beneficios tributarios que tenían el desarrollo de proyectos renovables, además de las presiones de devaluación e inflación, van a impactar el desarrollo de nuevos proyectos, al igual que en muchos otros sectores económicos.

¿Y en cuanto regulaciones, cuáles creen que serán las más importantes para los generadores?

Definitivamente, en el segundo semestre del 2022, pudimos estudiar la propuesta que nos trajo la CREG con el borrador de Resolución 143 de 2021, la cual busca modernizar el mercado de energía mayorista, permitiendo la remuneración de servicios complementarios, una participación más activa de la demanda y una formación de precios más eficiente.

No podemos olvidar que el 2022 fue un año de cambio de Gobierno, lo cual implica una operatividad normativa diferente, mientras se ajustan procesos para poder cumplir con el plan del nuevo gobierno.

¿Qué esperar del almacenamiento a partir de baterías para el 2023?

En Acolgen estamos trabajando en un documento que muy pronto vamos a compartir con el gobierno, en el cual trabajamos de manera integral la incorporación de almacenamiento en nuestro sistema, no solamente el que viene de las baterías.

Colombia, a diferencia de muchos otros mercados cuenta con baterías naturales gigantes: los grandes embalses de agua, y por lo tanto, no tenemos una presión por incorporar este tipo de tecnología dentro de nuestro sistema.

Dicho lo anterior, creemos que tienen un potencial muy grande para aliviar congestiones en las redes (alivio de restricciones en puntos críticos) y algún grado de confiabilidad a la generación renovable.

En otro orden de cosas, ¿sería oportuno que el Gobierno lance una subasta de energías renovables el próximo año?

Desde Acolgen consideramos fundamental que el Gobierno dé las señales de expansión adecuadas para que sigamos contando con un sistema confiable, es decir, en el que se garantice la prestación del servicio de energía eléctrica 24 horas al día, 7 días a la semana.

El análisis de los balances de energía es una tarea que debe realizar periódicamente el gobierno, en cabeza de la CREG, con información actualizada de demanda de la UPME y de oferta del sistema (XM).

Con esto reiteramos el llamado que le hemos hecho al gobierno, y es revisar con cuidado los balances y dar las señales que considere adecuadas para que los inversionistas puedan desarrollar los proyectos de manera adecuada y eficiente.

Finalmente, es clave tener en cuenta que con los precios actuales de insumos y proveeduría para los proyectos de renovables (los cuales se pueden incrementar con algunos beneficios que se eliminaron en la última reforma tributaria) la energía que se va a transar en el mediano plazo será menos competitiva.

Más que plantear subastas para tecnologías específicas, lo ideal es elegir mecanismos de expansión que tengan en cuenta el balance energético del país, considerando el aporte que todas las tecnologías, en un marco de pluralidad, nos puedan proveer.

¿Qué evaluación hace de Hidroituango y la posibilidad de que en 2023 ingresen otras dos turbinas, poniendo en funcionamiento el 50% de la obra: 1.200 MW?

Lo primero es que estamos muy contentos con la entrada de Hidroituango, pues junto con los demás proyectos de generación de energía eléctrica que se desarrollan en Colombia, son fundamentales para el país y necesarios, teniendo en cuenta las proyecciones de demanda de energía que hace la UPME.

El cronograma y su cumplimiento es responsabilidad directamente de la empresa, y desde Acolgen siempre estamos trabajando junto con todos nuestros afiliados para que los proyectos cuenten con todas las herramientas necesarias para que puedan ser construidos y entreguen la energía a tiempo.

Las ambiciosas metas de descarbonización para 2050, establecidas a nivel global, llevan a la necesidad de impulsar cambios acelerados y significativos, tanto respecto a las fuentes de energía utilizadas como al uso de materias primas consumidas en distintos procesos industriales.

En el marco de la recuperación de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y con el objetivo de brindar estabilidad al sector eléctrico, Honduras se compromete a saldar deudas históricas con generadores privados. La cifra no es menor y se iría a hacer en tiempo récord.

De acuerdo con el comunicado de la ENEE, la actual administración habría heredado, de administraciones pasadas, una deuda histórica acumulada con empresas generadoras privadas que suma L 10,000 millones.

Sería intención del gobierno socialista democrático de la presidenta Xiomara Castro cancelar el total de la deuda con generadores privados en un plazo de 90 días hábiles, una vez firmado el memorando de entendimiento, mostrando su voluntad y compromiso para el saneamiento del subsector eléctrico.

¿Qué opina el sector privado? En exclusiva para Energía Estratégica, desde la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) señalaron:

“Como representantes del sector al que la ENEE adeuda, expresamos nuestra confianza en que el pago de las deudas generadas a lo largo del 2022 no solamente sea para aquellas empresas que firmaron acuerdos de entendimiento”.

“Tanto las empresas que no llegaron a acuerdos como aquellas que no fueron llamadas a renegociar, han seguido abasteciendo a la ENEE con energía eléctrica a pesar de su falta de pago de más de 12 meses”, argumentaron.

Al respecto desde la ENEE remarcan que, en cumplimiento de la Ley Especial de Energía y mediante la renegociación de contratos, la administración del gerente general de la ENEE y secretario de Energía, Erick Tejeda, se hizo una colocación de deuda bancaria que hasta ahora ha permitido a la ENEE pagar L 5,985 millones, lo que se traduce en un cumplimiento de pago del 60% de la mora corriente por parte de la nueva administración a 13 empresas generadoras privadas, que representan 14 de los 18 contratos ya renegociados.

Ahora bien, ¿esas medidas salvarán la situación financiera de la ENEE? De acuerdo con el análisis de Génesis Rodezno, directora ejecutiva de AHPEE, no sería lo único ni lo principal por hacer.

“Es importante mantener en cuenta la realidad de que mientras la ENEE no reduzca las pérdidas técnicas y no técnicas, tendrá que recurrir a endeudamientos cada vez más caros para cumplir con los compromisos financieros no solo con los generadores si no también con el resto de los proveedores”.

Y subrayó: “La única manera de que la ENEE no recurra al endeudamiento es que implemente de lleno el plan aprobado de reducción de pérdidas”.

“Happy New Year, folks”. Así, Joe Biden, presidente de Los Estados Unidos de América, dio inicio al anuncio donde enumeró las políticas aprobadas durante 2022 que empezarán a implementarse este año vinculadas a la Ley de Reducción de la Inflación (IRA), Ley Pública 117-169, 136 Stat. 1818 (16 de agosto de 2022).

Entre ellas, Biden dio la bienvenida al programa “Clean Energy For All” que persigue disminuir los costos de energía, inicialmente; crear empleos bien remunerados a medida que crecen la economía de energía limpia y la manufactura local; así como, otorgar incentivos para acceder a soluciones sostenibles.

“A partir de ahora, puede obtener créditos fiscales para instalar electrodomésticos de mayor eficiencia energética en su hogar. Hornos eléctricos, paneles solares, bombas de calor: lo que sea.

Ahorre dinero mientras lucha contra el cambio climático”, animó Biden.

La medida incluye créditos fiscales o reembolsos por para actualizaciones de instalaciones eléctricas, sistemas fotovoltaicos, baterías o vehículos eléctricos.

Para vehículos eléctricos nuevos ensamblados en norteamérica se deja en claro que se podrá acceder a incentivos por $7,500 siempre y cuando el cero km tenga “un precio minorista sugerido por el fabricante de $80,000 o menos para camionetas y vehículos utilitarios deportivos (SUV) y $55,000 o menos para otros vehículos, incluidos los sedanes”.

Mientras que para vehículos eléctricos usados, el beneficio se podrá solicitar hasta $4,000 exclusivamente cuando estos tengan más de dos años de fabricación y cuesten $25,000 o menos.

En lo que respecta a electrodomésticos, los beneficios que se otorgan pueden cubrir, dependiendo de la elegibilidad del hogar, hasta el 100% de los costos de bombas de calor, estufas y hornos eléctricos.

Para sistemas de generación renovable, los créditos fiscales que están disponibles ahora permiten cubrir hasta el 30% de los costos de instalación, con la posibilidad de combinarse con incentivos adicionales disponibles en muchos estados.

Y, distinto a lo que ocurría el año pasado, este beneficio durante el 2023 también se extenderá a baterías: “este crédito se aplica a los sistemas solares que se combinan con almacenamiento en baterías, así como al almacenamiento en baterías independiente instalado sin energía solar”, se subraya.

¿Qué alcance tendrá en Puerto Rico? 

Desde la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) advirtieron que, salvo algunas excepciones, sólo serían elegibles para usar los créditos aquellos usuarios que sean contribuyentes federales.

“Dada su naturaleza de crédito al impuesto sobre la renta federal, el ITC no puede ser desplegado directamente por los ciudadanos territoriales (de Puerto Rico)”, indican desde SESA.

De esa manera, empresas como Sunrun o Sunnova, que son contribuyentes federales, podrán gozar de esos beneficios y ser usados en Puerto Rico. No así, ciudadanos que quieran instalar sistemas solares en techos y baterías; al menos, por el momento.

“El Tesoro de los EE. UU. debe establecer reglas específicas para aclarar la usabilidad directa por parte de los puertorriqueños”, indicaron desde SESA en una carta enviada a la Casa Blanca.

Indirectamente sí podrían ser usados; ya que, según advirtieron desde SESA, existen algunas excepciones que la IRA realiza, así como incluir, por primera vez, un ITC directamente utilizable como subvención en efectivo por entidades exentas de impuestos federales, como estados, gobiernos locales, tribus indígenas y organizaciones sin fines de lucro.

“Tenga en cuenta que organizaciones sin fines de lucro como HF, RMI, EDF y otras, han sido de vital importancia para el despliegue de sistemas de almacenamiento y energía solar en la isla después del flagelo de María. Y los gobiernos locales, como los municipios y los consorcios de municipios, también se han movido de maneras muy interesantes para ayudar a implementar microrredes renovables y hay nuevos proyectos en etapas de planificación”.

Con lo cual, si bien “Los puertorriqueños normalmente no son contribuyentes federales”, lo que anularía localmente el incentivo, sí se podría acceder a vehículos eléctricos o instalar algunos sistemas fotovoltaicos, inclusive de hasta 5 MW en el archipiélago puertorriqueño, haciendo uso de este beneficio pero transfiriendo el crédito fiscal a una «entidad elegible» o como subvención para entidades exentas.

La Secretaría de Energía de la Nación publicó una serie de lineamientos para el “desarrollo integral y sostenible del sector eléctrico al corto y mediano plazo”, vinculado a las propuestas de trabajo expuestas en el encuentro del Consejo Federal de Energía, realizado el pasado 21 de diciembre del 2022. 

El documento pretende establecer procesos de consulta con los diferentes actores del sector eléctrico, tanto a nivel nacional como provincial, para empujar la transición hacia una matriz energética “inclusiva, estable, soberana, dinámica, federal y sostenible” en todo el país.

Y si bien se menciona que se promoverá el desarrollo de nueva infraestructura eléctrica (a través del Ejecución del Plan Federal de Transporte Eléctrico), la modernización y descarbonización del parque generador, con la incorporación de nueva potencia limpia de emisiones, y la creación de nuevos programas de incorporación renovable, el archivo elaborado por el gobierno no detalla objetivos concretos para el crecimiento de las renovables, como sí ocurre con otras fuentes de generación, tales como el gas natural, las grandes hidroeléctricas o centrales nucleares. 

Puntualmente, se remarca que una políticas en el sector de generación eléctrica será el reemplazo de la generación térmica ineficiente, pero los lineamientos sobresaltan la culminación del gasoducto Presidente Néstor Kirchner y el lanzamiento del Plan Gas en lugar de nuevas iniciativas para lograr más participación de la energía solar, la eólica, las bioenergías y las PAH. 

Lo único que se detalla que más líneas de transmisión permitirán el ingreso de nueva capacidad renovable en el mercado y los resultados de la pasada convocatoria a Manifestaciones de Interés (MDI) – donde se presentaron 491 proyectos por un total de 14418 MW de potencia -; pero no se hace referencia a la futura licitación en la cual el gobierno trabaja a raíz de tales resultados, tal como adelantó Energía Estratégica. 

Licitación que tendrá el propósito de reemplazar cerca de 400/450 MW de generación forzada por nodos o provincias a partir de emprendimientos de 5 a 20 MW (con o sin almacenamiento), y que estaría lista “en la primera quincena de enero 2023”, según aseguraron fuentes de la Secretaría de Energía de la Nación.

De todos modos, los lineamientos para el desarrollo integral y sostenible del sector eléctrico al corto y mediano plazo sí destacan que “la generación renovable muestra un costo de largo plazo muy inferior, en estas condiciones, a la expansión térmica, e incluso menor al promedio del monómico o actual costo medio”.

El documento detalla cuánto se ha pagado desde 2008 hasta la fecha, por expandir la oferta energética, cuando se introdujeron los contratos: 

USD 61 a 67 USD/MWh para la oferta renovable 
USD 86 a 183 USD/MWh para los distintos contratos térmicos (costo marginal de largo plazo de 141 USD/MWh a 244 USD/MWh).

A lo que se debe agregar que, en la incorporación de nueva potencia limpia, no sólo se deben considerar los costos de instalación y el factor de capacidad, sino también el costo o ahorro en la inversión en la infraestructura de transporte y necesidad y tipo de respaldo. 

Pero nuevamente sin darse a conocer la forma en que se fomentará ni metas específicas que determinen hacia dónde se orientará el mercado y crecimiento de las energías renovables en Argentina. 

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil lanzó una plataforma donde se da a conocer el potencial eólico offshore del país, los puntos de interconexión con la red eléctrica y la infraestructura portuaria existente en las costas brasileñas. 

Entre las principales novedades se destaca que nuevamente hubo un aumento en la cantidad de usinas eólicas offshore en proceso de licenciamiento ambiental, precisamente a 70 proyectos que suman 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 desde marzo de 2022. 

De acuerdo a los datos aportados por EPE y el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA), más de la mitad de los proyectos se los reparten entre los estados de Ceará (22) y Río Grande do Sul (21).

El primero de ellos se ubica al noreste del país y suma prácticamente 53585 MW de potencia eólica offshore en desarrollo. Mientras que Río Grande do Sul limita con Uruguay y es la entidad federativa con mayor capacidad en proceso de licenciamiento ambiental, con 56719 MW. 

Además, los estados de Río de Janeiro (9 proyectos – 27,49 GW ), Río Grande do Norte (9 – 17.81 GW ), Espírito Santo (4 – 5,69 GW), Piauí (4 – 6,91 GW), Maranhão (1 emprendimiento por 2,64 GW) y Santa Catalina (1 central de 5,7 GW) completan el listado. 

Ranking que podría cambiar si se concretan los futuros avances de los gobiernos estatales, ya que desde las unidades federativas de Brasil ya analizan el potencial eólico en aguas jurisdiccionales del país, como por ejemplo el reciente análisis del gobierno de Río Grande do Norte, que pronosticó una potencialidad de 20 veces mayor a la ya identificada. 

Potencial de generación futura en alta mar a partir de aerogeneradores que podría alcanzar 54,5 GW y sería suficiente para suministrar cerca de un tercio de toda la electricidad brasileña en 2020 (aproximadamente 651 TWh).

Asimismo, la Empresa de Pesquisa Energética ya contempla a la eólica offshore como parte de su planificación de generación al 2023 (ver nota) factores de carga estimativos y su posible contribución para el futuro de Brasil. 

Mientras que del lado de los privados, a finales de noviembre, desde la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) confiaron en que este año se puedan llevar a cabo licitaciones para proyectos eólicos offshore ya que estarían dadas las condiciones para realizar una subasta de uso de la sesión del mar,  con la cual los inversores estarán aptos para profundizar sus estudios para conseguir el licenciamiento ambiental.

Un conjunto de instalaciones de transmisión zonal pasó a ser de transmisión dedicada como resultado del Informe Técnico Definitivo de Calificación de Instalaciones de los Sistemas de Transmisión para el Cuadrienio 2020 – 2023.

Lo anterior trajo como consecuencia que algunos clientes libres en distribución recibieran propuestas de peaje por parte de empresas de transmisión, cuyas instalaciones fueron recalificadas como dedicadas, con montos absolutamente desproporcionados. Este problema fue expuesto en el webinar “El dilema de los pagos de peajes dedicados y la igualdad ante la ley eléctrica”, organizado por ACEN, que tuvo como expositor a Marco Peirano, Gerente de Mercado Eléctrico de E-Fern Consulting, quien propuso, como una medida de largo plazo, que se debería “realizar una modificación legal que permita determinar el pago que deben realizar los usuarios del sistema de distribución en conjunto, en función del uso que realizan todos los clientes conectados en dichas redes”.

La ley 20.936 de 2016 buscó fortalecer el régimen de acceso abierto e igualitario de todos al sistema de transmisión bajo ciertas condiciones, sin embargo, según Javiera Méndez, abogada asociada en Larraín y Asociados Abogados, no se pensó en aquellos clientes libres que están en zonas de distribución que no pidieron acceso abierto al sistema dedicado y que, por lo tanto, tienen una condición distinta a los otros clientes libres.

Además, a lo anterior se suma el análisis permanente de la calificación de las instalaciones de transmisión que produce naturalmente una incerteza a las empresas transmisoras. De este modo, “se generó un impacto que no se previó y que está generando evidentemente una situación compleja en esos clientes que además no tienen otra alternativa para recibir su suministro que hacer uso de esos sistemas dedicados”, comentó.

Méndez coincidió con Peirano respecto a que “lo que ha mostrado la práctica y la experiencia de estos años es que se requiere un cambio regulatorio porque existe una categoría distinta de cliente libre que son estos clientes libres en zonas de distribución que merecen un tratamiento diferente”.

Al respecto, Deninson Fuentes, jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía, señaló que “cuando hay cambios relevantes es imposible que no haya que ajustar pronto algunos elementos.

Efectivamente la ley eléctrica 20.936 no vino a hacer distinciones entre categorías de clientes. Eso es un paradigma de la ley, es un fundamento y, en tanto ese fundamento existe, los clientes libres en distribución tienen las mismas cargas legales que las que tienen los clientes libres como las empresas mineras. Pareciera ser que la evidencia empírica demuestra que hay algunas diferencias”.

Respecto a si hubo discriminación entre clientes libres y regulados o cobros desproporcionados a propósito de este informe, Fuentes indicó que “pareció muy extraño que algunas compañías transmisoras cobraran el 100% del VATT de su instalación, es un poco de sentido común, de una línea de 100 megawatts cuando el cliente tiene 5 megawatts como máximo de conexión, no parece que flote”

Agregó que tenemos una ley donde el proceso clasificatorio de instalaciones de transmisión se realiza cada 4 años, “eso genera una presión de riesgo sobre los agentes que puede no ser buena. Creo que la estabilidad de la calificación debería ser un valor. Lo que ocurre es que puede haber ciertas instalaciones específicas en que efectivamente tenga cierta lógica que cambien de calificación. Debieran ser más bien pocas las instalaciones en donde pudiera haber un cambio de esa magnitud”.

Coincidió también con los otros panelistas en que se “podría estudiar en el futuro no muy lejano algunos ajustes en la regulación de tal manera de darle mayor continuidad a la calificación de instalaciones.

Dictamen del Panel de Expertos

Esta problemática llegó al Panel de Expertos que, de acuerdo con Méndez, su dictamen “es muy importante en asentar y clarificar algo que para muchos era obvio en la legislación de que los cobros por peajes de transmisión dedicada deben ser por el uso efectivo que hagan los clientes. Los clientes libres en distribución sí se ven desprotegidos y en la práctica no tienen la capacidad de negociación ni de entendimiento para poder acordar las condiciones de estos peajes de transmisión dedicada y eso claramente la regulación debe considerar teniendo a la luz la futura reforma a la distribución que es tan necesaria”.

Aquellos clientes libres en distribución, añadió Méndez, “que no contaron con el asesoramiento de empresas comercializadoras en este proceso de negociación finalmente celebraron contratos con peajes que son bastante abusivos porque no supieron que tenían este derecho de exigir que al menos el peaje fuera por un uso efectivo y que no tenían que hacerse cargo de todas las holguras o sobredimensionamiento de instalaciones de transmisión respecto a las cuales no tuvieron ninguna injerencia, ni en su diseño ni tampoco en las inversiones asociadas a esas instalaciones”.

En ese contexto, Fuentes señaló que “el Panel lo bueno que hizo fue indicar que no. Hay que pagar por el uso. Cualquier otro concepto sobre ese uso, holguras, capacidad ociosa, la carga del pago de esa diferencia no tiene que estar en los clientes libres”.

Méndez compartió también que tienen una propuesta que es similar a la expresada por Peirano para estos clientes en distribución que es considerar una categoría diferente ya que “tenemos que recoger esta característica distinta que es básicamente que hacen un uso forzoso de una infraestructura porque no tienen otra alternativa. Asimilarlo mucho al peaje de distribución de clientes libres que lo que asegura en la práctica es que paguen un valor similar a los clientes regulados por el VATT porque reciben básicamente el mismo servicio. En materia de transmisión dedicada pasa un poco lo mismo”.

“Deberíamos ir pensando que este tipo de clientes deberían pagar un cargo como lo pagan los clientes regulados respecto a estas instalaciones que son de uso mixto. Es una alternativa bastante razonable que es armónica con los principios regulatorios y con la protección que la normativa debe dar a este tipo de clientes”, indicó.