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Puerto Rico podría confirmar esta semana la adjudicación de nuevos contratos en el marco el primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento.

Y es que, tras la adjudicación de los primeros 9 contratos a proyectos solares (430.1 MW), la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE/PREPA) ha continuado en negociaciones con proponentes adicionales para garantizar que se pueda cubrir una mayoría de la potencia que se puso en juego en esta convocatoria.

Es preciso recordar que para el denominado «tranche 1» el Negociado de Energía (NEPR/PREB) requirió que la AEE buscara adquirir al menos 1000 MW de energía solar fotovoltaica (o recurso renovable equivalente a la energía) y al menos 500 MW (2000 MWh o equivalente) de almacenamiento de energía en baterías.

A través de una moción radicada por la AEE/PREPA se sometió al NEPR/PREB 4 Acuerdos de operación y compra de energía (PPOA) adicionales por 109.37 MW, como parte del proceso del RFP Tranche 1. Y, como parte de la narrativa del documento, también se planteó continuar con negociaciones de PPOAs con otros proponentes.

En concreto, según precisó la AEE en su moción, las negociaciones se estaban dando (hasta la semana pasada al menos) con dos proponentes y con cada cual se abordarían particularidades específicas:

«Uno de estos proponentes recientemente volvió a participar en las discusiones de precios después de indicar inicialmente que no podía cumplir con los objetivos de LCOE«.

«El otro continúa evaluando la interconexión, la fijación de precios y los problemas relacionados con el proyecto BESS«, señala el documento que fue presentado electrónicamente el pasado jueves ante la Oficina del Secretario del Negociado de Energía

Al respecto, es preciso indicar que mientras uno incluiría en su oferta sólo proyectos de generación renovables, el otro tendría oferta vinculada a generación o oferta vinculada para almacenamiento.

Según pudo saber Energía Estratégica, este otro proponente estaría negociando por 4 proyectos solares que suman 245 MW y dos proyectos adicionales de baterías standalone que totalizan 200 MW.

Mayores detalles podrían conocerse esta misma semana, ya que este viernes 12 de agosto sería la fecha límite para someter los PPOA adicionales de estos proyectos pendientes de aprobación. Ahora bien, no es de público conocimiento si se solicitará una prorroga debido a que la AEE ha continuado interactuando con estos proponentes hasta el jueves pasado al menos cuando fue la publicación de la moción de la AEE.

Confidencialidad de los proponentes

En aquella moción, la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE/PREPA), a través del despacho de abogados Díaz & Vázquez, solicitó al Negociado de Energía que tenga en cuenta que dada la naturaleza continua de estas negociaciones- la presentación por parte de la AEE/PREPA de PPOAs adicionales ejecutados y sus copias son confidenciales, hasta que el proceso de adjudicación y adjudicación sea definitivo.

Entonces, restará aguardar a la finalización del proceso, para conocer oficialmente no sólo los detalles técnicos y propuestas económicas de cada oferta, sino también los compromisos asumidos en contrato y la personería de estos proponentes en caso de resultar adjudicados.

Este año deberían presentarse las ofertas del Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales de 500 MW en Ecuador.

Los oferentes ya están alistando los sobres ofertas técnicas y económicas para el 28 de octubre y 28 de diciembre, respectivamente. Sin embargo, uno de ellos compartió una consideración que podrían llevar a que -por pedido del sector privado- se otorgue una prórroga a la esos hitos:

“Hay mucho interés en el Bloque 500 MW. Vemos que hay posibilidades de que la selección sea exitosa pero se debe formalizar toda la parte contractual previa para eliminar la incertidumbre”, dijo -a título personal- uno de los participantes que sigue en carrera de este PPS.

Según pudo saber Energía Estratégica, esta advertencia sería compartida por al menos seis empresas entre las 37 que siguen en carrera dentro de esta convocatoria.

Inclusive se aseguró a este medio que algunos participantes ya habrían solicitado demorar la entrega de sobres comprometidos en las bases de licitación.

De acuerdo con lo que se comunicó a este medio, aquella situación estaría ligada a la incertidumbre que generan las demoras en los contratos de proyectos que fueron adjudicados años atrás y que deberían construirse en Loja, Manabí y Galápagos.

“Se está demorando bastante la firma de los contratos de concesión de Villonaco (II,III), El Aromo y Conolophus. Entiendo que son temas que se terminarán por resolver, pero la inestabilidad social, los cambios en las autoridades y las demoras en las negociaciones llevan a que al día de hoy no estén listos”. 

Aquello ya había sido advertido con el exministro de Energía y Minas, Juan Carlos Bermeo Calderón, quien -en conversación con este medio (ver entrevista)– había confirmado que las negociaciones no se habían cerrado aún, hasta abril de este año al menos, en lo vinculado a los contratos y fideicomiso.

De allí que, hasta tanto no se den a conocer avances concretos en la concesión de los proyectos adjudicados previamente, algunos participantes de la nueva convocatoria no verían claro continuar con un proceso que no les asegure propios contratos.

“La firma de los tres proyectos ya adjudicados dará mucha más tranquilidad y eliminará la incertidumbre de la parte contractual, sobre todo para inversores extranjeros”, consideró el participante consultado.

Se avecinan meses determinantes para la convocatoria de bloques renovables en Ecuador 

Sergio Massa, nuevo ministro de Economía de la Nación, dio a conocer cómo seguirán algunas políticas energéticas del país, entre ellas el programa de segmentación de tarifas por el cual se dejará de subsidiar a cuatro millones de usuarios y que, para los otros diez millones de hogares que sí solicitaron el subsidio, habrá un tope en los 400 kW y se promoverá el ahorro por consumo.

Este último dato fue el más novedoso de las medidas que se implementarán en el inicio de su gestión, por lo que nuevamente surgió el interrogante de cómo impactará en el avance de las renovables en Argentina, considerando que también podrían disminuir las importaciones de gas natural. 

Ante ello, Paulo Farina, ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, conversó con Energía Estratégica y reconoció que el anuncio del titular del Palacio de Hacienda “tiene cierta lógica”, pero que “se deben sostener los criterios a mediano y largo plazo, y allí entra la discusión de la generación distribuida”. 

“Si hay una perspectiva de tomar en serio un consumo racional de la energía, será un puntapié fuerte para la distribuida, tal como se ve en Brasil y Chile, y con la misma lógica de que existe crecimiento de GD en aquellas provincias donde hay una tarifa más cara”, aseguró. 

“Es una bola de nieve. Quizás no sea del 50-100% constante, pero una vez que se mantenga el ímpetu, puede ser importante como el famoso objetivo de 1 GW a futuro”, agregó. 

De todos modos, planteó que en algunas provincias del país hay distintos precios por bloques de energía, que aumentan su coste a partir de los 400 kW de consumo. Por lo que, al instalar un sistema fotovoltaico (con o sin almacenamiento) y se inyecta energía a la red, el ahorro será del incremento marginal, es decir, del adicional que se le tendría que comprar a la red. 

“Si a alguien que consume 400 kW o tenga la tarifa subsidiada, quizás ahora no le convenga invertir ahora en un sistema de generación distribuida. Pero la gran discusión empieza por aquel usuario que ya tenga ese incentivo en los bloques crecientes de precio, para bajar el costo de su energía promedio porque reemplaza el bloque más caro”, explicó Farina. 

Y para el auge de la GD, el especialista consideró que será “clave” la generación distribuida comunitaria/colectiva. Aquella alternativa que permite que varios usuarios sean dueños de una o varias fuentes de generación de energía renovable y que ya se implementa en Córdoba o Santa Fe (este caso bajo ERA Colaborativo), por ejemplo. 

¿Por qué tanta importancia? El ex subsecretario de Energía Eléctrica sostuvo que “habrá un despegue cuando a un tercer actor que comparte los beneficios, se le fije un precio en el cual no pague más de lo que recibe de la distribuidora, o cuando se sepa cuánto se le paga a la red y cuánto se le pasa de precio a quien se le venda la energía”.

La Agencia de Energía del Estado de Puebla (AEEP) avanza con la incorporación de energías renovables en distintos sectores de la entidad federativa, principalmente impulsando la generación distribuida y los sistemas solares de bombeo de agua. 

Ermilo Barrera, director general de la AEEP, conversó con Energía Estratégica y detalló que una de las principales iniciativas que se avecinan antes del cierre del año está enfocada en la instalación de paneles fotovoltaicos en los techos de diversas escuelas del estado. 

“Haremos una inversión a lo largo de 30 escuelas de 23 municipios de Puebla, bajo el modelo de generación distribuida y eficiencia energética, además de realizar talleres y capacitaciones a padres, alumnos y cuerpos docentes”, aseguró. 

“El proceso ya pasó la etapa de factibilidad técnica y de viabilidad. Y entre las 30 escuelas habrá una potencia instalada de poco más de 500 kW. Empujamos muy fuerte con este proyecto y la idea es iniciar las instalaciones ya este mismo año, para lo cual se hará una convocatoria pública”, agregó. 

De este modo, dicha entidad federativa sumará capacidad a los 35.98 MW ya instalados en GD (últimos datos oficiales publicados por parte de la Comisión Reguladora de Energía) y poco a poco se ampliarán los 200 MW solares operativos que se destinan a la generación eléctrica. 

Asimismo, desde la Agencia de Energía prevén impulsar los sistemas fotovoltaicos de bombeo de agua para riego en el campo poblano, para lo cual aún se encuentran diseñando el programa de inversiones.

“Hay un potencial enorme. Vemos una solución optimizará el uso del agua en el campo, ya que tenemos zonas muy secas, sobre todo en el sur de Puebla, por lo que está la intención de intervenir con sistemas más eficientes, sumado que, para los pequeños productores, es complicado pagar las facturas eléctricas”, explicó Barrera. 

Iniciativa que va en línea a los últimos acontecimientos de la entidad, dado que recientemente invirtió MXN 1,700,000 en un equipo de bombeo solar en la localidad de San Lorenzo Joya de Rodríguez, Tepeaca. 

Dicho proyecto beneficiará a 1800 habitantes, reduciendo el costo de la factura eléctrica en un 55% y obteniendo ahorros cercanos a MXN 10,000,000 en 25 años. Por lo que es un emprendimiento “gustaría replicar” en otros municipios del estado, a tal punto que ya identificaron diez zonas que manifestaron la necesidad de bombeo de agua potable. 

“Momentáneamente queremos medir bien los resultados de la instalación hecha y, a partir de ahí, hacer un programa de inversión más amplio para el próximo año”, concluyó el director general de la AEEP.

«La respuesta correcta a la actual crisis energética y geopolítica es acelerar la transición energética», dijo José Donoso, Presidente del GSC, al inaugurar el seminario web del GSC «¿Acelerará la crisis energética los compromisos hacia la descarbonización del mix energético?», celebrado en cooperación con Worldwide Carbon Price (WCP) el 27 de julio.

La sustitución de los combustibles fósiles por fuentes de energía renovables no sólo es clave para encaminar al mundo hacia el objetivo de cero emisiones en 2050 y limitar los peores efectos del cambio climático, sino también para lograr la seguridad energética internacional, como han puesto de manifiesto la invasión de Ucrania por parte de Rusia y la presión ejercida sobre Europa con sus suministros de gas.

Sin embargo, continuó Donoso, «una transición exitosa requiere respuestas estructurales a los retos a los que se enfrentan los países de todo el mundo y no medidas ilógicas e incoherentes como la inclusión del gas natural y la energía nuclear en la taxonomía verde de la UE».

Una de las medidas urgentes que se necesitan es garantizar la igualdad de condiciones para las energías renovables, pero los combustibles fósiles se siguen incentivando enormemente en las economías mundiales.

Así, mientras los precios de la energía se disparan debido a la volatilidad del gas natural y el petróleo, los gobiernos emplean recursos públicos para mitigar a corto plazo las facturas de los consumidores

. Los gobiernos, especialmente en los países que dependen en gran medida de las importaciones de gas natural ruso, también están buscando fuentes alternativas para abastecerse de cara al invierno y también están planificando nuevas infraestructuras como regasificadores y gasoductos.

«Estos proyectos -comentó Michele Governatori, coordinador del Comité Científico de la WCP– no estarán listos para el próximo invierno, y si aumentamos la capacidad de electricidad renovable para llegar a la red cero en 2050, el riesgo es crear activos varados que difícilmente se amortizarán». Una cuestión que afecta a toda Europa».

Una transición a medio-largo plazo hacia las renovables puede llevar a los países a la seguridad energética al tiempo que se reducen y estabilizan los precios de la energía.

«Aunque las políticas decisivas de fijación de precios del carbono no se consideren tan necesarias en este momento, dada la actual conmoción del mercado -explicó Governatori-, los escenarios futuros para apoyar una transición energética global deberían incluir instrumentos de fijación de precios del carbono, que planteen una señal de precios adecuada y programable al mercado energético que promueva una descarbonización suave y segura.»

De hecho, «el aumento continuado del precio del gas natural actuará básicamente como un impuesto sobre el carbono a medio plazo», afirmó Gianni Silvestrini, Director Científico del Club de Kioto, que se muestra optimista ante algunos de los efectos a corto plazo de la crisis actual, como el aumento del número de personas que instalan sistemas renovables para reducir sus facturas energéticas, la mayor penetración de instrumentos de eficiencia energética como las bombas de calor, los debates en países como Alemania e Italia para aumentar la generación de electricidad renovable de forma significativa. De hecho, ahora se espera que la demanda de gas hasta 2025 sea menos de la mitad de lo previsto anteriormente por la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

La AIE también ha propuesto medidas que la UE podría aplicar este año para reducir las importaciones de gas de Rusia en más de un tercio, incluyendo en su estrategia el almacenamiento de energía y las acciones de flexibilidad en el lado de la demanda. «Son buenos resultados, pero deberíamos ir mucho más rápido», dijo Silvestrini.

Lograr la igualdad de condiciones para las energías renovables es un reto también en EE.UU. -señaló Gregory Wetstone, Presidente y Director General del Consejo Americano de Energías Renovables-, donde, a pesar de otro buen año para la energía solar, los incentivos para las tecnologías de energía limpia se desvanecen cada vez más, mientras que los combustibles fósiles siguen recibiendo un gran apoyo.

En medio del aumento de la inflación, las preocupaciones por la cadena de suministro y los problemas de política comercial que se espera que ralenticen el ritmo de la transición -dijo Wetstone- es muy necesaria una legislación a favor de las renovables. «La necesidad es clara y la tecnología está ahí, así que lo que nos falta es el impulso político global y realmente no hay excusa para no avanzar«, concluyó.

El nuevo proyecto de ley de 370.000 millones de dólares presentado recientemente como parte de la Ley de Reducción de la Inflación de 2022 es, sin duda, una buena noticia, ya que representaría la mayor financiación para el clima jamás vista en EE.UU., pero aún debe ser aprobado por el Senado y la Cámara de Representantes en pleno. El plan supondría unas inversiones muy necesarias en energías renovables, eficiencia energética y tecnologías verdes, y garantizaría una reducción del 40% de las emisiones de CO2 para 2030 en comparación con 2005.

La reacción social ante el aumento de los precios de la energía y la inflación general va a ser grande, explicó Natalia Fabra, catedrática de Economía de la Universidad Carlos III de Madrid, destacando los riesgos de depender únicamente de un mercado energético a corto plazo.

«Las renovables empujan los precios de la electricidad hacia abajo, cerca de los costes marginales, y sin una planificación adecuada, cubrir los costes medios de inversión será cada vez más difícil», dijo Fabra. Por ello, es necesario un mejor diseño del mercado que tenga en cuenta también las necesidades a largo plazo y las características de las renovables, acoplando los mecanismos de fijación de precios a corto plazo con instrumentos de contratación a más largo plazo, como las subastas, para que los proyectos renovables sean atractivos para los inversores y más competitivos.

«La demanda de electricidad varía rápidamente, por lo que necesitamos un mercado líquido que se ajuste en tiempo real, pero esto no significa que tengamos que remunerar cada fuente de energía a corto plazo», dijo Fabra, cuestionando un enfoque tecnológicamente neutro. Sin embargo, concluyó, «los mercados estables a largo plazo no van a surgir de forma espontánea, necesitamos reguladores activos y buenas normas de contratación, y tenemos que entender que la contraparte de esos contratos de renovables a largo plazo somos todos, porque somos todos los que nos beneficiaremos de ellos».

«La mejor solución es una combinación de diferentes tecnologías como el almacenamiento de energía -que a gran escala ya es más barato que las plantas de gas-, el hidrógeno verde, los interconectores, los sistemas innovadores de respuesta a la demanda. Los gobiernos se centran con demasiada frecuencia en acciones a corto plazo, mientras que aumentar la ambición de descarbonización a medio y largo plazo y emplear los mecanismos de mercado adecuados puede proporcionar seguridad a los inversores y a los consumidores», dijo Gianni Chianetta, director general de GSC, al cerrar el seminario web.

YPF Luz, la autopartista japonesa Toyota Boshoku Argentina y la textil japonesa Sewtech Argentina, firmaron un acuerdo por 5 años para abastecer al 80% de su demanda con energía renovable, equivalente a 4.600 MWh/año y al consumo de 1.270 hogares.

En la firma del acuerdo estuvieron presentes Jorge Ravlich, gerente de Negocio Eléctrico de YPF Luz; Mariana Iribarne, gerente de Relaciones Institucionales de YPF Luz; Isao Kanazawa, presidente de Toyota Boshoku Argentina; Pablo Racciatti, General Manager de Totoya Boshoku Argentina y Daniel Miravalle, presidente de Sewtech Argentina.

“Toyota Boshoku Argentina ha encontrado en YPF Luz a un aliado fundamental en su objetivo de alcanzar un impacto neutro en materia de huella de carbono. Nuestro próximo paso es lograr este tipo de acuerdos con nuestra cadena de proveedores”, destacó Pablo Racciatti, General Manager de Totoya Boshoku Argentina.

“Para Sewtech Argentina, la firma de este convenio es un hito fundamental para el logro de nuestro objetivo de alcanzar el status de Carbono Neutral en nuestra operación. La utilización de energía verde permitirá, a su vez, la electrificación de otras actividades, reduciendo aún más la huella de carbono”, manifestó Daniel Miravalle, presidente de Sewtech Argentina.

“Es un orgullo ser un aliado estratégico de Toyota Boshoku y Sewtech en el cumplimiento de su estrategia de sustentabilidad y ampliar nuestro alcance como proveedores de energía renovable para la cadena de valor de Toyota Argentina”, destacó Jorge Ravlich, gerente de Negocio Eléctrico de YPF Luz.

YPF Luz proveerá la energía desde el Parque Solar Zonda, el primer parque solar de la compañía, cuya inauguración se estima para comienzos de 2023. El Zonda estará ubicado en el departamento de Iglesia, provincia de San Juan y tendrá una capacidad instalada de 100MW en su primera etapa. La energía que utilizarán Toyota Boshoku y Sewtech equivale a 1,5 MW de
potencia instalada.

En 2015, Toyota asumió el desafío de alcanzar la neutralidad en carbono antes de 2050 en todo el ciclo de vida de sus productos, por eso el enfoque de cero emisiones contempla también a toda su cadena de valor. La estrategia que se apoya en el Desafío Ambiental de la compañía tiene como objetivo hacer que todas sus plantas de producción sean neutrales en carbono para
2035.

YPF Luz y Toyota Argentina comenzaron su relación comercial en el 2018, con un acuerdo a 10 años por la provisión de energía 100% renovable para la planta de la automotriz en Zárate. YPF Luz provee la energía desde el Parque Eólico Manantiales Behr de 100MW de potencia, ubicado en Chubut, y del Parque Eólico Los Teros, de 175 MW de potencia ubicado en la localidad de Azul. La energía que utiliza Toyota equivale a 15,9 MW de potencia instalada, equivalente al consumo de 21.111 hogares.

Analistas del sector calculan que el 2022 finalizará con vertimiento solar y eólico cercano a los 2 TWh en Chile (ver artículo).

En una entrevista audiovisual para Energía Estratégica, en el marco del ciclo Protagonistas, Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile, advirtió que ese es un tema a entender de manera urgente y que para ello hace falta una mayor planificación a largo plazo de la expansión del sistema eléctrico.

“Hoy día estamos viendo con cierta preocupación la falta de una señal concreta y fuerte de qué es lo que se necesita: qué otras líneas grandes se necesitan, qué otros sistemas de almacenamientos, sistemas tecnológicos necesitamos”, indicó.

Consideró que, al mediano plazo, es decir, al 2030, tendrán que atenderse demandas como la tecnologización de redes, e automatismos y otras soluciones “que permitan aprovechar mejor lo que tenemos”.

En esa línea, propuso tres condiciones que deben cumplirse para que el sistema pueda robustecerse y mejorar la penetración y despacho de las energías renovables.

En primer lugar, una señal política un poco más fuerte respecto a la importancia de las redes como habilitantes del proceso de descarbonización, “principal condición para que la matriz energética verde pueda desarrollarse y llegar a los principales centros de consumo”, reconoció Tapia.

“No estamos viendo esta política pública y un Gobierno comprometido con el desarrollo de redes a futuro”, confió

Como segunda condición, el director ejecutivo de Transmisoras de Chile sugirió que se aceleren los permisos en Chile. “Se están demorando tres veces más de lo que dice la Ley”, lamentó.

Y graficó: “Un proyecto de transmisión se construye entre tres a cuatro años, pero en términos de permisos tenemos una demora de tres años más por lo menos, por lo que los proyectos se están demorando de siete a diez años”.

Como tercera condición para poder acelerar emprendimientos capaces de robustecer el sistema eléctrico, Tapia esgrimió una autocrítica: la necesidad de mejorar la relación de las empresas con el territorio.

“En eso estamos como asociación, elevando nuestra manera de trabajar, construyendo estándares comunes y una mejor relación con las autoridades locales y nuestras propias comunidades”, adelantó.

Y remató: “Entendiendo estas tres condiciones, y entendamos que este es un tema país, vamos a poder desarrollar transmisión de mejor manera y tener una red un poquito más potente, que es lo que está ocurriendo en todas partes del mundo”.

Por otra parte, el experto comentó la relación que tiene Transmisoras con el Gobierno, brindó la posición de la entidad respecto a que se incorpore almacenamiento a partir de baterías como complementariedad a la expansión de redes y habló sobre el mega proyecto Kimal- Lo Aguirre, que “ya está vendido”.

Exus Brasil Investimentos, filial de Exus Management Partners (Exus), líder en inversiones sostenibles a través de la excelencia operativa, ha anunciado un acuerdo para adquirir el 100% de las acciones de Riacho da Serra Energia S.A., y los activos relacionados con el proyecto, de Decal Renewables y Upside Value, sujeto a las aprobaciones regulatorias y otras condiciones precedentes.

Formado por 20 parques solares situados en Piauí -el epicentro del «cinturón solar» de mayor radiación de Brasil-, el proyecto tendrá una capacidad total instalada superior a 1GW ya concedida por ANEEL, la agencia reguladora de la electricidad de Brasil.

El proyecto supondrá una inversión de más de 3.500 millones de reales (650 millones de dólares) en el país, creará unos 2.500 puestos de trabajo directos e indirectos, aportará desarrollo a las comunidades implicadas, alimentará 950.000 hogares con energía limpia y reducirá aproximadamente un millón de toneladas de emisiones de CO2.

Con la interconexión también concedida, y los contratos para el uso del sistema de transmisión firmados con el operador nacional de la red, ONS, el clúster tiene licencia completa para comenzar la construcción.

La estructuración del proyecto se completará en dos fases, con el objetivo de alcanzar la explotación comercial en el segundo semestre de 2024.

Pedro Fragoso, socio de Exus Brasil, ha declarado: «Estamos encantados de haber conseguido un acuerdo para un proyecto muy importante en el contexto de la combinación energética de Brasil. Estamos orgullosos no sólo de suministrar energía verde a casi un millón de hogares, sino también de inyectar inversión en el país y en las comunidades locales, creando miles de nuevos puestos de trabajo y reduciendo significativamente las emisiones de CO2. Brasil cuenta con una asombrosa abundancia de recursos y oportunidades en materia de energías renovables, y estamos deseando desempeñar nuestro papel tanto en el crecimiento del sector nacional como en el impulso del viaje global hacia la energía neta cero».

Matteo Fedeli, director general de Decal Renewables, mencionó: «Ha sido un placer trabajar con el equipo de Exus hasta ahora y esperamos completar la transacción en los próximos meses. Estamos orgullosos de contribuir a la transición energética en el país y en el mundo, a pesar de las difíciles condiciones que afectan al sector.»

Enrique Sira, CEO de Upside Value, comentó: «Estamos muy satisfechos de haber completado el desarrollo de «Riacho da Serra Fase 1». Al igual que el resto de proyectos de la cartera de Upside, «Riacho da Serra Fase 1» ha sido concebido para aportar un gran impacto positivo en términos de generación de energía limpia, mitigación de CO2 y contribución al desarrollo económico y la creación de valor. Seguiremos desarrollando proyectos de alta calidad y asociándonos con los inversores y generadores adecuados para desempeñar nuestro papel en el desarrollo de la infraestructura de renovables y en la transformación de la industria de generación de energía en Brasil y en los países en los que operamos.»

Finergreen actuó como asesor financiero exclusivo de los vendedores, mientras que Tozzini Freire Advogados actuó como asesor legal. Veirano Advogados actuó como asesor legal de Exus Investimentos

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución 101 020 de 2022 (descargar), que fija los parámetros para que los comercializadores del mercado regulado puedan trasladar a sus usuarios el valor de la energía que estos puedan conseguir a través del mecanismo de Derivex.

“Con esta resolución se generan más incentivos para que vengan más generadores y comercializadores, especialmente los que atienden a la demanda regulada, porque van a poder trasladar sus precios a la tarifa”, destaca, Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, en diálogo con Energía Estratégica.

Actualmente Derivex celebra dos subastas por mes, donde generadores ofrecen bloques de energía, tanto mensuales como anuales, y los comercializadores ofertan por ella. Las de este mes se llevarán a cabo los días 10 y 24; no obstante, todavía no rige la resolución de la CREG.

Tellez explica que esto sucederá cuando Ecopetrol finalice el proceso de salida del negocio de comercialización de energía. Esto sucede luego de que la petrolera se haga de ISA.

Como ISA es dueña del 100% de XM, y XM posee el 40% de Derivex, por cuestiones legales Ecopetrol debe desprenderse de su empresa comercializadora de energía eléctrica (Ecopetrol Energía).

Este proceso se llevaría a cabo en septiembre, calcula Tellez en base a diálogos que mantuvo con Ecopetrol.

Las ventajas de participar en Derivex

“Hay varios beneficios que ofrecen los mercados anónimos estandarizados como Derivex. Uno de los principales es que, al ser un mercado totalmente anónimo, tanto en la comercialización como en la compensación y liquidación de los contratos, no se genera ningún tipo de discriminaciones de agentes por su riesgo crediticio”, resalta Tellez.

Asimismo, el Gerente de Derivex indica que otro de los beneficios es que “no hay riesgo de crédito”. “Ese riesgo es administrado a través de los controles de la Cámara de Riesgo Central de Contraparte; entonces un generador va a poder vender su energía a un precio más justo de lo que lo hace en un contrato bilateral”, asegura.

Argumenta que en un contrato bilateral el generador tiene que medir el riesgo de su contraparte -que le compra la energía-. “No es lo mismo venderle a un comercializador que tiene unas condiciones crediticias triple A, que a uno que tiene serios problemas financieros”, indica.

Y explica: “Puede pasar que –el generador- no se la venda –al comercializador-o que lo haga pero a un precio más caro. Y en definitiva si un comercializador compra su energía más cara, el precio luego es trasladado al usuario final. Ese problema se elimina en un mercado como el de Derivex”.

Otro incentivo es que los precios que se formen en las convocatorias de subasta de cierre “van a ser trasladados directamente a la tarifa”, sostiene.

“Va a ser un ‘pass through’ directamente a la tarifa de los precios que obtenga en Derivex. Que eso no funciona directamente en los contratos bilaterales, porque allí se necesita que primero se forme un MC, que a veces genera que un generador pierda dinero”, diferencia el ejecutivo.

Comenta, además, que los contratos que se celebren en Derivex no están indexados al IPP, son a precios fijos; es decir, no son ajustados por inflación, a diferencia de los contratos bilaterales.

“Este es otro de los beneficios que es muy impórtate con la situación y coyuntura actual internacional es la inflación, donde en Colombia tenemos un máximo histórico de los últimos 20 años y no se ve que en los próximos años se vaya a disminuir”, puntualiza Tellez.

Y cierra: “Esto es por nombrar algunos de los beneficios, pero hay muchos más que van a tener los agentes tanto comercializadores como generadores, y a su vez para la CREG acá se producen precios donde se fomenta la sana competencia y que son mucho más eficientes que finalmente beneficiarán a los usuarios finales de las tarifas”.

Sergio Massa, ministro de Economía, designó su equipo de trabajo para la Secretaría de Energía de la Nación: Flavia Royón tomará la posta de Darío Martínez, tras casi dos años de gestión del neuquino. 

Asimismo, estará acompañada por Santiago Yanotti como subsecretario de Energía Eléctrica  en lugar de Federico Basualdo; en tanto que Federico Bernal será el subsecretario de Hidrocarburos (sustituye a Maggie Videla Oporto) y Cecilia Garibotti subsecretaria de Planificación Energética (Gonzalo Soriano deja el cargo luego un efímero paso). 

¿Quién es la nueva secretaria de Energía? Royón en salteña, ingeniera industrial por la Universidad Nacional de Salta, MBA en el IAE Business School y diplomada en materias relacionadas a producción y gestión integral minera, negocios y metodologías ágiles.

Y hasta la designación actual a nivel nacional, ocupaba la titularidad de la Secretaría de Minería y Energía del Gobierno de Salta, a la par que presidía el Consejo Económico y Social de esa provincia.

Durante su gestión, estuvo muy vinculada con la actividad minera y el litio, teniendo en cuenta todo el potencial que posee Salta para la explotación de dicho mineral (conforma el triángulo del litio – junto a Jujuy y Catamarca – con Chile y Bolivia) y su uso para el almacenamiento de energía, entre otros empleos. 

En ese sentido, Flavia Royón también impulsó el Plan Provincial de Desarrollo Minero Sustentable, que promueve la modernización, la innovación y la sustentabilidad de la actividad minera. E incluso, en pasadas declaraciones públicas, manifestó que “en la Puna se puede hablar de una minería verde, con generación de energías renovables».

Tal es así que la actividad minera poco a poco se enfoca en proyectos integrales y sustentables, a tal punto que semanas atrás se anunció un mega emprendimiento de litio que se abastecerá con energía 100% renovable a partir de la construcción de un parque solar de 150 MW. 

Asimismo, recientemente participó en la para trabajar sobre el Plan Federal III de infraestructura eléctrica, el desarrollo de Mercados Eléctricos Regionales, energías renovables e infraestructura de gas.

Pero esa no es su única relación con la industria energética, ya que se mantuvo quince años como empleada del Frigorífico Bermejo, que pertenecía Jorge Hugo Brito, fallecido fundador de Banco Macro y ex dueño de Genneia, empresa energética que lidera la generación renovable en Argentina, con el 18% del mercado total. 

Por el lado de Santiago Yanotti, flamante subsecretario de Energía Eléctrica, es abogado por la Universidad Nacional de Tucumán y también se desempeña como vicepresidente de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) desde julio del año pasado. 

Además, desde 2013, es director del Ente Único de Control y Regulación de los Servicios Públicos Provinciales de Tucumán ERSEPT y representante de Tucumán en el Consejo Federal de la Energía. Mientras que de octubre de 2020 a febrero de 2022 fue subsecretario de Coordinación Institucional en Energía de la Nación. 

Y su vinculación con las renovables ya tiene varios años: fue uno de los funcionarios que impulsó un proyecto de adhesión total a la ley de generación distribuida (Ley 27424) en Tucumán y de la creación de la “Liga Bioenergética”.

En tanto que bajo el cargo de subsecretario de Coordinación Institucional de Energía, Yanotti, también se vinculó con el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) y la extensión del crédito. 

“El PERMER es un programa muy importante, que nos va a permitir llegar a miles de argentinos y argentinas de todas las regiones rurales más vulnerables que tienen problemas de acceso a la red de energía”, señaló tiempo atrás. 

¿Qué piensa el sector sobre las nuevas autoridades?

Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina, señaló que los nombramientos de Flavia Royón y Santiago Yanotti generan “optimismo y expectativa porque se trata de protagonistas del sector”.

“Nos consta la formación y el conocimiento profesional de las nuevas autoridades en la matriz del sector, lo que facilitará mucho el diálogo sobre los grandes temas que nos ocupan y que ya son de su conocimiento”, sostuvo.

Y concluyó: “Nos entusiasma que la máxima autoridad en energía sea una mujer, con una muy sólida formación y expertise en el sector. Mientras que sobre Santiago, su paso por CAMMESA le da el plus de tener una mirada integral del sector eléctrico, y del trascendente rol que representan las renovables en el ámbito energético argentino”.

El ejecutivo dijo que esas inversiones se centrarían principalmente en la energía renovable, en un momento en que la compañía, formalmente conocida como Centrais Eletricas Brasileira SA, tiene como objetivo convertirse en la mayor empresa de suministros del mundo en la generación de energía limpia.

«Creo que Eletrobras podrá aumentar las inversiones muy rápidamente, ya que la empresa está bien desapalancada», dijo.

Ferreira, que anteriormente dirigió la entonces estatal Eletrobras de 2016 a 2021, fue elegido por el consejo de administración el viernes para volver al cargo ahora que la empresa ha sido privatizada, y tomará posesión del cargo el 20 de septiembre.

Cabe recordar que la firma eligió el viernes a su nuevo consejo de administración, un grupo de 11 miembros que establecerá la estrategia posterior a la privatización de la empresa, ya que los mercados esperan que se vuelva más flexible sin el control del Gobierno.

Entre los elegidos, según un comunicado al regulador del mercado de valores, están el ex director general de Petrobras, Ivan Monteiro, la ex funcionaria del Ministerio de Minas y Energía, Marisete Pereira, el miembro del consejo de administración de Petrobras, Marcelo Gasparino, y el ex director general de Equatorial Energia, Carlos Piani.

Sus mandatos durarán hasta 2025.

La medida marca un nuevo comienzo para la mayor empresa de suministros de América Latina, después de que el Gobierno del país redujera su participación en la compañía al 45% desde el 72% del capital con derecho a voto anterior, mediante una oferta de privatización de acciones por valor de 33.680 millones de reales (6.510 millones de dólares).

El proceso también fijó un límite máximo de derechos de voto del 10% en las participaciones individuales.

El nuevo consejo de administración se encargará de elegir un nuevo director general y de fijar la estrategia de la empresa para los próximos años.

“Este es un acontecimiento clave para la empresa”, dijeron los analistas de Itaú BBA a principios de esta semana.

“La compañía ya no está limitada por ser una empresa estatal, y el equipo directivo tendrá ahora mucha más flexibilidad para implementar los cambios que podrían convertirla en una de las mejores empresas de suministros del mundo”.

Según el comunicado de Eletrobras, Pedro Batista, de 3G Radar, fue elegido en la reunión para representar a los accionistas preferentes. Carlos Eduardo Pereira mantiene su posición como representante de los empleados.

El viernes de la semana pasada fue ratificado en el dictamen del Panel de Expertos N° 7-2022 la inclusión del proyecto “Nuevo sistema de control de flujo mediante almacenamiento Parinas–Seccionadora Lo Aguirre” (proyectos BESS -Battery Energy Storage System-) al Plan de Expansión del Sistema de Transmisión correspondiente 2021, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE).

En efecto, la obra será incluida en el proceso de los planes de licitación de la transmisión que ejecuta del Coordinador Eléctrico Nacional. Posee un valor de inversión referencial que alcanza US$211 millones.

Según la CNE, consiste en la instalación de un sistema de control con almacenamientos tipo BESS ubicados en las subestaciones Parinas y la Seccionadora Lo Aguirre, entre las regiones de Antofagasta y Metropolitana, con el objetivo de controlar el flujo de potencia por las líneas de 500 kV que conectan estas dos subestaciones.

De este modo, el proyecto (ver al pie las características) permitiría actuar coordinadamente ante contingencias en cualquiera de las líneas existentes entre ambas subestaciones, permitiendo un incremento, de entre 400 y 500 MVA, en la capacidad de transmisión.

Previo al pronunciamiento del Panel de Expertos, Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile, confió a Energía Estratégica que desde la entidad esperaban el fallo de este dictamen.

“Es importante que le metamos tecnología al sistema”, destacó el directivo, y observó al respecto: “Toda solución y tecnología que podamos meterle a la red en el corto plazo tiene que tener una componente también de largo plazo y contemplar los niveles de seguridad”.

No obstante, Tapia indicó que la empresa transmisora no puede participar en el negocio del almacenamiento puro por restricciones legales.

“Eso implica que sólo el segmento de generación pueda hacerlo. Pero para que eso se revierta existe un proyecto de Ley bien importante y deseamos que se apruebe lo más pronto posible, porque es una alternativa para participar en el almacenamiento, que es un complemento importante en lo que va a ser la transmisión”, consideró el experto.

Por su parte, Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo (s) de la CNE, destacó el impacto que traería consigo esta iniciativa en la operación del Sistema Eléctrico Nacional.

“Podría entregar un mejor uso en el sistema de transmisión, a través de la implementación de un automatismo con control de almacenamiento, lo que se complementaría con la operación de la línea en HVDC (corriente continua)”, observó.

Según la autoridad sectorial, esta tecnología “también reforzaría el control de tensión en el sistema, otorgando mayor seguridad frente al retiro de centrales a carbón y a la incorporación de energías renovables, siendo un paso hacia la descarbonización de la matriz energética”.

Otro aspecto que resaltó el Secretario Ejecutivo es que el proyecto “viene a fortalecer los niveles de flexibilidad en la operación del sistema eléctrico, mediante el uso de la electrónica de potencia, para responder a contingencias en las líneas de transmisión, además de ser una condición habilitante para la descongestión en el transporte de la energía eléctrica”.

“La mayor integración de almacenamiento va en línea con el actual proceso de transición energética que vive el país, aumentando la eficiencia de las instalaciones de transmisión”, cerró Mancilla.

Características del proyecto

Además, la iniciativa considera los equipos necesarios para la conexión en configuración interruptor y medio en el patio de 220 kV en la S/E Parinas en una de las posiciones disponibles que resultan de la obra “Ampliación en S/E Parinas 500 kV (IM) y 220 kV (IM)”, además de considerar los equipos necesarios para la conexión en configuración interruptor y medio en el patio de 220 kV en la S/E Seccionadora Lo Aguirre en una de las posiciones disponibles.

De acuerdo con lo indicado en el Informe definitivo del Plan de Expansión de la Transmisión 2021 de la CNE, el equipamiento de almacenamiento a utilizar debe contar con una capacidad de, al menos, 500 MVA/125 MWh en cada subestación, además de la posibilidad de realizar control de tensión en sus respectivos puntos de conexión, mediante el intercambio de potencia reactiva (inyección u absorción, según corresponda).

Adicionalmente, esta obra permite aumentar la capacidad de transferencia por el sistema de transmisión, sin tener que recurrir a la forma tradicional de intervenir o, incluso, de construir líneas de transmisión, lo cual implica normalmente importantes complejidades territoriales, ambientales, de plazos y de riesgos que se reducen notablemente con este proyecto.

Asimismo, se señala que este equipamiento deberá ser diseñado y dimensionado para una operación de, al menos, 10 veces al año, indica el informe.

El proyecto también incluye todas las obras, modificaciones y labores necesarias para la ejecución y puesta en servicio de las nuevas instalaciones, tales como adecuaciones en los patios respectivos, adecuación de las protecciones, comunicaciones, SCADA, obras civiles, montaje, malla de puesta a tierra y pruebas de los nuevos equipos”.

En las respectivas bases de licitación del Coordinador se podrán definir otros requisitos mínimos que deberán cumplir las instalaciones para el fiel cumplimiento del objetivo del proyecto, tales como espacios disponibles, capacidad térmica, cable de guardia, reservas, equipamientos, entre otros”, indica el Informe.

La Comisión de Industria, Comercio, Turismo y Cooperativismo, estamento que preside la diputada Jazmín Narváez (ANR-Central), aconsejará ratificar la sanción inicial del proyecto de ley “Que regula el fomento, generación, producción, desarrollo y la utilización de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables, no convencionales, no hidráulicas”.

Cabe recordar que dicho proyecto había sido rechazado en la Cámara de Senadores. Por eso, Diputados ahora intentan reactivar la iniciativa con vistas a promover un régimen de inversiones en el sector.

La reunión de la fecha estuvo encabezada por el legislador Edwin Reimer (ANR-Boquerón), quien explicó que el objetivo es desarrollar el mercado de la energía eléctrica no hidráulica es «prácticamente inexistente en nuestro país”.

La idea es que un ente particular pueda instalar equipos y producir, utilizar y comercializar energía a través de la ANDE.

Brasil sigue batiendo récords de la región en cuanto a la instalación de capacidad fotovoltaica. Superó la marca histórica de 17 GW operativos entre proyectos de utility scale y los sistemas de generación distribuida. 

El segmento de la autogeneración domina el mercado con más de 11,9 GW de potencia instalada, lo que equivale a más de 63 mil millones de reales en inversiones y más de 356000 empleos acumulados desde 2012. 

Mientras que los parques solares de gran escala también tuvieron un leve crecimiento durante el mes pasado, ya que pasaron de 5,09 GW a 5,3 GW operativos, según los recientes datos que compartió la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR). 

Un dato no menor es que la capacidad instalada creció en 3 GW en tan sólo cinco meses, de febrero a julio para ser precisos, siendo que 1 GW se puso en marcha únicamente en los últimos treinta días, lo que permitió que la generación solar ocupe el 8,4% de la matriz eléctrica del país (+0,3 a comparación de junio). 

Pero este crecimiento no se estancará en esos números, dado que la distribuida tendrá un mayor impulso a partir de que el gobierno nacional publicó, en el Diario Oficial de la Unión, el texto de la sanción de la Ley N° 14.300/2022, la cual establece el marco legal para la generación propia de energía renovable. 

Y gracias a ello, se permitió la construcción de diversas usinas de micro (hasta 75 kW) y mini generación (más de 75 kW) una al lado de la otra, además de la posibilidad de que los usuarios se enmarquen bajo obligaciones incentivadas, Régimen Especial de Incentivo al Desarrollo de Infraestructura (REIDI) o Fondos de Inversión de Participación (FIP). Dos medidas que fueron vetadas anteriormente. 

“Esto significa que el marco legal de generación propia ya está completo y, con eso, cualquier consumidor que desee producir su propia energía puede hacer uso de esas disposiciones. Aunque aún se aguarda que se regule la ley y se actualicen la resolución de la normativa N° 482”, aseguró Bárbara Rubim, vicepresidente de generación distribuida de ABSOLAR. 

Asimismo, existen otros 56 GW solares que ya fueron reservados por las autoridades energéticas del país y que están en proceso de construcción (o bien todavía no iniciaron las obras), mayormente adjudicadas en diferentes licitaciones que se llevaron a cabo en el último tiempo. 

Entre ellos cinco usinas fotovoltaicas, por 166,06 MW, que fueron adjudicadas en la Subasta de Energía Nueva A-4 (LEN por sus siglas en portugués). Pero se espera que la LEN A-5 designe más potencia fotovoltaica, pese a que las hidroeléctricas tendrán prioridad. 

En dicha convocatoria hay 1345 proyectos solares inscriptos, que suman 55822 MW de suministro y la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) ya confirmó más de 30 GW disponibles en las redes de transmisión para los emprendimientos de la subasta. 

Genneia, la compañía que lidera la generación de energías renovables en el país, anunció la compensación de sus emisiones efectuadas durante 2021 en su sede administrativa. De este modo, y por cuarto año consecutivo, canceló un total de 1.857 toneladas de gases de efecto invernadero al ambiente con Certificados de Reducción de Emisiones (CER) emitidos por el Parque Eólico Rawson.

La huella neutralizada por Genneia contempla las emisiones de todo el personal asignado a la sede central, los viajes aéreos y terrestres correspondientes a compromisos laborales, el consumo de energía eléctrica y los materiales de oficina.

A través de la medición y reducción de cada proceso, para llevar las emisiones de dióxido de carbono al mínimo posible, las emisiones de la compañía fueron compensadas de manera responsable en línea con su política de sustentabilidad vinculada a la disminución de gases de efecto invernadero.

“Esta acción se enmarca en una estrategia global que asume la compañía frente a susemisiones, procurando reducir al máximo posible su generación, alineando su inventario al Protocolo Internacional GHS, contando con una verificación externa independiente y acompañando el crecimiento del segmento renovable en línea con el compromiso hacia una transición energética sostenible”, sostiene Carolina Langan, Jefa de Sustentabilidad de Genneia.

La compañía participa activamente en el mercado de Bonos de Carbono facilitando la herramienta de los CER en el país. De este modo, ha permitido que empresas como Natura y Banco Galicia puedan neutralizar su huella de carbono. Además colaboró con los eventos Argentina Impacta, Córdoba Open ATP 250, TEDxRíodelaPlata, la Final de la Copa Argentina de 2021, el Coloquio de IDEA, entre otros, para que puedan cancelar sus emisiones.

Por su parte, desde el 2021, la compañía incorporó Certificados de Energía Renovable (I-REC), un tipo de certificado que funciona como “garantía de origen” y permite a los usuarios finales de todo el mundo hacer afirmaciones fiables sobre el origen de la energía que utilizan. Son instrumentos de gran utilidad para quienes deseen mitigar sus impactos asociados al consumo de energía de origen fósil y compensar su huella de carbono.

En este sentido, Genneia es uno de los principales emisores de ambos instrumentos y ha realizado importantes operaciones con empresas de diferentes sectores.

“Como empresa comprometida con el medioambiente y las energías limpias, entendemos que este es el camino a seguir para hacer del planeta un lugar más sustentable. Estas acciones nos permiten visibilizar la importancia de implementar prácticas amigables con el medio ambiente y dar respuestas concretas e inmediatas a la crisis climática mundial que nos encontramos atravesando”, concluyó Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia.

Hitachi Energy anunció que firmó un Memorando de Entendimiento (MoU) con H2 Green Steel para combinar la electrificación, la digitalización y el hidrógeno apoyando la descarbonización de la industria del acero.

H2 Green Steel, una start-up industrial sueca, tiene la misión de acelerar el mayor cambio tecnológico de la industria siderúrgica mundial mediante la eliminación de casi todas las emisiones de dióxido de carbono (CO2) del proceso de producción de acero. Está planeando construir su primera planta de acero libre de fósiles en Boden, Suecia, junto con una planta de electrólisis a escala gigante para la producción de hidrógeno verde.

El Memorando de Entendimiento describe una colaboración que se basa en 3 pilares:

1) la inversión de capital de Hitachi Energy en H2 Green Steel;

2) productos y servicios de Hitachi Energy que se necesitan para construir y mejorar la infraestructura eléctrica para alimentar la producción de acero y las plantas de electrolizadores a gran escala;

3) acero verde para ser utilizado en la fabricación de los productos de Hitachi Energy, una vez que H2 Green Steel comience la producción.

Durante la última década, la expansión de la producción de acero ha aumentado la demanda total de energía y las emisiones de CO2¹, lo que contribuye a aproximadamente el ocho por ciento de las emisiones globales de carbono industriales del mundo.

Comenzando con la planta en Boden, H2 Green Steel aprovechará las capacidades de Hitachi Energy para optimizar la cadena de valor de los clientes para planificar, construir, operar y mantener la infraestructura de energía que incluye TI y tecnología operativa (OT). La producción de acero en Boden utilizará hidrógeno verde en lugar de carbón en un proceso totalmente integrado que utiliza la digitalización de extremo a extremo, lo que reduce hasta un 95 por ciento las emisiones de CO2 en comparación con la siderurgia tradicional. Esto equivaldrá a retirar 3 millones de autos al año de la carretera.

«Lograr la neutralidad de carbono a nivel mundial requiere esfuerzos de todas las industrias para acelerar la transición energética a través de colaboraciones», dice Johan Söderström, Director de Europa, Medio Oriente y África de Hitachi Energy.

«Esta colaboración con H2 Green Steel es un ejemplo pionero de cómo estamos trabajando juntos y creando beneficios adicionales para nuestros clientes. Estamos apoyando el proyecto de electrificación de H2 Green Steel y, al mismo tiempo, podemos asegurar acero verde para nuestros productos, lo que está en línea con nuestro Propósito: Avanzar en un futuro de energía sostenible para todos», agregó.

«La asociación que hemos establecido con Hitachi Energy se ve reforzada por una inversión de capital en H2 Green Steel. Los socios con los que elegimos trabajar necesitan compartir nuestros valores, comprometerse realmente a cumplir con el Acuerdo de París y trabajar estrechamente para aprovechar las fortalezas de los demás. En Hitachi Energy encontramos eso, así como su larga historia, amplia experiencia y ofertas innovadoras», dice Henrik Henriksson, CEO de H2 Green Steel.

Tras dar a conocer a los ganadores del primer tramode Solicitudes de Propuestas (RFP), Puerto Rico retoma los anuncios vinculados con la segunda edición.

En esta oportunidad, Accion Group, coordinador independiente del denominado “RFP Tranche 2”, aseguró que hoy -lunes 8 de agosto del 2022- abrirá el registro para una nueva reunión informativa sobre el proceso.

A través de un nuevo aviso en la plataforma oficial del “tranche 2” se adelantó que el encuentro se llevará a cabo en modalidad on-line el viernes 12 de agosto de 2022 a la 1:00 p. m., hora estándar del Atlántico (AST).

Respecto a la inscripción, se aclara que primero es preciso registrarse en el sitio web de PREB-IC para acceder a la inscripción de la nueva reunión informativa. Luego de compartir su intención de asistir y 24 horas antes del inicio, recibirán los detalles de acceso por correo electrónico.

Durante la reunión el coordinador prevé analizar las actualizaciones que se han realizado en el proceso de solicitud de propuestas del tramo 2 y compartir información complementaria que pueda ser pertinente o de interés para las partes interesadas, incluidas las actualizaciones y la orientación de LUMA.

El periodo de consultas o propuestas para la RFP y los contratos resultantes ha finalizado; por lo que, la participación activa de eventuales oferentes del proceso resulta importante en esta nueva instancia.

Es preciso recordar que el “RFP Tranche 2” está abierto a la participación de proyectos de energías renovables, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP) interesados en adjudicar contratos PPOA (Power Purchase and Operation Agreement) a largo plazo.

Entre los principales temas a revisar se encuentran los costos de los estudios de interconexión de los proyectos, los puntos de interconexión disponibles, entre otros detalles en los contratos.

Por lo pronto, para este Tramo 2 se prevé adjudicar al menos 500 MW de capacidad de Recurso de Energía Renovable y al menos 250 MW (1,000 MWh) de capacidad de Recurso de Almacenamiento de Energía con una duración efectiva de cuatro horas. No obstante, aquellos números podrían ser superiores, entendiendo que en el “tranche 1” no se cubrió toda la potencia requerida.

Estas son las grandes ganadoras de la primera licitación renovable de Puerto Rico

El municipio de Tres Arroyos, al sur de la provincia de Buenos Aires, avanza en la realización de un parque solar de baja escala, con la mirada puesta en ampliarlo en los próximos años, por lo que ya dejarán toda la infraestructura eléctrica preparada para ello. 

La central comenzará con una etapa de 70 kW, con la proyección de alcanzar los 300 kWp. Además,  está enmarcado dentro del proyecto del Polo Educativo, de 36 hectáreas aproximadamente, donde se están construyendo los edificios educativos de la ciudad y que concentre todos los niveles de formación. 

“Físicamente está emplazado al lado de formación laboral, donde se dictan carreras vinculadas con las renovables. Y dentro de ese proyecto, surgió la idea de abastecer de energía renovable todo el consumo del Polo y a su vez tener una herramienta educativa”, explicó Bernabé Mammeo, jefe del departamento de Electrotécnica Tres Arroyos. 

“Esa energía generada, se inyectará en media tensión, para lo cual se está construyendo una subestación y, mediante un convenio con la distribuidora local, se hará una compensación de la energía consumida por los edificios del Polo Educativo”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Ante ello, el especialista reconoció que podría pensarse algo similar a la generación distribuida comunitaria, pese a que posiblemente no coincida el pico de demanda aquel pico de generación.

De todos modos, para que eso suceda, el municipio deberá esperar que la provincia de Buenos Aires reglamente la adhesión a la Ley Nacional N° 27424, la cual se espera para octubre-noviembre de este año, según pudo averiguar este portal de noticias. 

Es decir, que la publicación de la reglamentación podría coincidir con la puesta en marcha del parque solar de Tres Arroyos, hecho que está previsto para los próximos meses del 2022. 

“Esperamos que cerca de fin de año ya esté en funcionamiento. Y la idea es que año a año acompañe el crecimiento del Polo Educativo, y en consecuencia, la capacidad de generación hará lo propio con la demanda creciente de los edificios”, aseguró Mammeo. 

“La disposición física y la subestación ya quedarán resueltas para la totalidad del parque, por lo que lo único que se deberían agregar son más módulos e inversores, con lo cual simplifica bastante el trabajo a futuro”, amplió. 

El caso de la central fotovoltaica de Tres Arroyos no será la única en la provincia con gestión municipal, ya que semanas atrás se inauguró el parque solar Loma Verde en Escobar. Aquel que posee 3700 paneles y 2,3 MWp instalados. 

Una tendencia que también se puede observar en otras regiones del país, como por ejemplo en Godoy Cruz (Mendoza) o la localidad neuquina de Cutral Co, entre otros tantos proyectos de esta índole que poco a poco ganan terreno en Argentina. 

El Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Minas y Energía y la Dirección General Marítima (DIMAR) publicó la Resolución No.40284 de 2022 que define el proceso mediante el cual los interesados en desarrollar proyectos de energía eólica costa afuera obtendrán los permisos temporales sobre las áreas marítimas destinadas a este tipo de proyectos y a su vez convoca a la primera ronda de asignación.

Desde el lanzamiento de la hoja de ruta de energía eólica costa afuera y del borrador de esta resolución, se recibieron más de 350 recomendaciones y comentarios de diversas instituciones, organismos y empresas que permitieron consolidar el acto administrativo para habilitar el despliegue de esta fuente de energía renovable no convencional.

La actual resolución plantea las reglas claras para la obtención de los permisos sobre áreas marítimas por medio de un mecanismo idóneo, abierto, justo y competitivo, lo que se traduce en un concurso transparente en el que todos los interesados en capacidad de hacerlo tendrán la oportunidad de participar.

“No nos detenemos en nuestro objetivo de dejarle al país una matriz energética diversa y con un marco regulatorio llamativo para el desarrollo de proyectos de energías renovables en el país. Tengo que agradecer al Banco Mundial, a la Agencia Danesa de Energía, a The National Renewable Energy Laboratory (NREL), a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) y a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que apoyaron el trabajo de más de un año por parte de MinEnergía y la DIMAR para hacer de este proceso una realidad. La energía eólica costa afuera es el futuro de Colombia, pues tenemos un potencial de 50 GW que es más de tres veces la capacidad de generación que tenemos actualmente en el país”, recalcó el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

DIMAR, que es la autoridad marítima nacional encargada de ejecutar la política gubernamental, velar por la seguridad integral marítima, proteger la vida humana en el mar, promover las actividades marítimas y el desarrollo científico y tecnológico de la Nación, será la responsable de adelantar el proceso de otorgamiento del Permiso de Ocupación Temporal y la posterior concesión, respecto de las áreas ya mencionadas a inversionistas con capacidad técnica y financiera.

Los permisos que se asignen en esta primera ronda permitirán a los inversionistas determinar la viabilidad de los proyectos y adelantar su licenciamiento, para luego continuar con el proceso de solicitud de concesión marítima e iniciar la construcción de los primeros parques eólicos costa afuera de Colombia.

La zona Caribe Central fue elegida por la DIMAR como el espacio en el que se desarrollará esta primera ronda. De manera que, son Bolívar y Atlántico los departamentos que serán protagonistas en la integración de la energía eólica costa afuera al país. Sin embargo, los beneficios de generación energía resultantes no son exclusivos de estos departamentos, puesto que estarán dirigidos al resto del territorio nacional.

La energía eólica costa afuera no solo producirá energía limpia, sino que su despliegue ofrecerá oportunidades de crecimiento económico y social asociado a la cadena de suministro y logística en su construcción y operación.

El paso siguiente será la designación del administrador del proceso y luego su ejecución. La adjudicación de la primera ronda se implementará durante doce (12) meses a partir de la publicación de los pliegos, es decir que en el segundo semestre de 2023 ya se contará con los resultados.

La Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP), implementó en su Centro de Investigación y Recuperación de Turbinas Hidráulicas y partes Industriales (CIRT), la nueva área para metalizado robotizado y así expandió su capacidad de servicios a sectores como: el petrolero, minero, siderúrgico, azucarero, cementero, de transporte y otros de la empresa pública y privada.

Con una inversión adicional de USD 2.2 millones, el nuevo sistema robotizado para metalizado, permite hacer recubrimientos de alta resistencia (con carburo de tugsteno) en superficies metálicas de rodetes, álabes, placas y de cualquier elemento expuesto al agua, incrementando de dos a cuatro veces más la vida útil del elemento intervenido.

Además, en estas instalaciones se realizan investigaciones y reparación de componentes de gran tamaño provenientes de todas las centrales hidroeléctricas operadas por CELEC EP y de varias empresas privadas que han confiado en los servicios de esta empresa pública estratégica.

El ministro de Energía y Minas, Xavier Vera Grunauer, oficializó la entrega del nuevo espacio y destacó que Ecuador avanza hacia la transformación tecnológica.

“Sin duda este hito es de entera satisfacción para el Gobierno Nacional y el Ministerio de Energía y Minas, no solo por ser una muestra del potencial tecnológico del país, también porque contar con este centro de recuperación de turbinas y partes industriales le representa al país un ahorro de más de USD 15 millones ya que este sistema incrementa la vida útil de los componentes de turbinas y partes industriales”, puntualizó la autoridad.

El CIRT cuenta con las áreas de ingeniería de recuperación, diseño y optimización, manufactura y recuperación, control de calidad y laboratorio, que lo hace único en el país y la región, manejado además por técnicos orgullosamente ecuatorianos.

El Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, participó en la Reunión Plenaria N° 161 del Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE) que se desarrolló en Paraná, provincia de Entre Ríos.

El espacio del Consejo Federal está compuesto por representantes de las 23 provincias argentinas y el distrito federal de Buenos Aires, y el objetivo es debatir de conjunto las políticas en materia de energía eléctrica que se desarrollan en cada jurisdicción.

“Para la Provincia de Buenos Aires es muy importante el espacio del Consejo Federal y del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF) porque son ambas herramientas necesarias e imprescindibles para planificar la política energética a nivel provincial y nacional”, señaló Ghioni.

El Subsecretario además subrayó: “Esta semana se inauguró una obra muy importante de alta tensión en General Villegas y hace poco menos de un mes se puso en marcha la finalización de otra obra estratégica que se encontraba paralizada en la localidad de 25 de mayo”.

La nueva Estación Transformadora está localizada en el cruce entre las líneas existentes de extra alta tensión 500 kV Ezeiza – Henderson y de alta tensión 132  kV Bragado – Saladillo, a las que se prevé añadir un nuevo tendido de alta tensión 132 kV, de 70 km de extensión, entre 25 de Mayo y Chivilcoy. Esta obra tendrá una capacidad instalada de transformación de 600 MVA, una de las mayores del país.

“La planificación y el desarrollo de esas obras se coordina regionalmente y el beneficio es directo sobre los vecinos y vecinas que tienen una mejora de la calidad del servicio de energía eléctrica”, agregó Ghioni.

Entre las obras eléctricas fundamentales próximas a finalizar se encuentra la que permitirá la interconexión Eléctrica en extra Alta Tensión (500 kV) entre las localidades de Bahía Blanca y Mar del Plata, mediante construcción de 444 km de línea de extra Alta Tensión y vinculación en Alta Tensión (132 kV) a Villa Gesell. Además como parte de esa misma obra se está construyendo una Estación Transformadora (ET) 500 kV en Vivoratá, Mar Chiquita.

En este momento, dentro de lo proyectado para la Provincia de Buenos Aires donde hay más de 200 cooperativas eléctricas, existen 25 proyectos de obras eléctricas que se realizarán con créditos del Fondo Especial para el Desarrollo Eléctrico del Interior (FEDEI). Estas obras también forman parte de la agenda de proyectos en el Consejo.

El CFEE es una institución federal, dependiente del Ministerio de Economía de la Nación, a través de la Secretaría de Energía. El objetivo de las reuniones plenarias que se organizan es pensar de manera conjunta las necesidades de las jurisdicciones respecto a lo técnico, legal, y económico/financiero relacionadas con la infraestructura de energía eléctrica.

En un contexto mundial tan desafiante a nivel energético y con una perspectiva a mediano y largo plazo que conduce necesariamente hacia la búsqueda y consolidación de nuevas fuentes de abastecimiento, los combustibles alternativos juegan un rol cada vez más importante y se convierten en una clave en el camino hacia la transición energética mundial. Este tipo de combustibles resultan imprescindibles para los sectores que no pueden abastecerse de energías renovables de manera directa. Los desafíos que este proceso conlleva son múltiples, pero también lo son las oportunidades, sobre todo para un país como Argentina, que cuenta con los recursos para convertirse en un actor clave en este nuevo escenario geopolítico en materia de energía.

Conscientes de esto, la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina) organiza un viaje de capacitación y negocios de forma presencial a Alemania del 18 al 23 de septiembre con foco en hidrógeno verde y biocombustibles, paraimpulsar el intercambio de know-how y experiencia en la temática, fomentar la cooperación y aumentar las posibilidades de negocio entre ambos países.

Perspectiva alemana.

Con el 52 % de demanda abastecida con energías renovables, en Alemania ya se ha puesto en marcha el fomento de los combustibles alternativos. En 2020, por ejemplo, el país europeo definió su estrategia nacional de hidrógeno. Por otro lado, Alemania ya cuenta con más de 10.000 plantas de biogás activas.

Dentro de su estrategia nacional, un pilar importante consiste en establecer cooperaciones internacionales, sin las cuales no podrá alcanzar sus objetivos. En este marco, se han destinado dos mil millones de euros a la formación de alianzas en todo el mundo y están previstas más inversiones.

Ante este escenario, Argentina se convierte en un socio estratégico para Alemania a medio y largo plazo. 

Potencial argentino.

La riqueza de los recursos renovables disponibles en Argentina crea oportunidades para que se convierta en un actor importante en la transición mundial hacia un suministro energético limpio y diversificado. El país tiene el potencial concreto de convertirse en líder mundial en la producción de hidrógeno verde para satisfacer la demanda local y de los mercados de exportación.

En 2050, Argentina podría establecerse y consolidarse en los mercados internacionales como proveedor de hidrógeno y biocombustibles más allá de su consumo interno. Para eso, se necesitará inversión, decisión, pero también formación e intercambio para contar con las herramientas y el conocimiento necesario para orientar correctamente los recursos hacia ese objetivo.

Por otra parte, en relación con estos combustibles, los conocimientos en estas temáticas serán cada vez más relevantes para los sectores de agricultura, ganadería, transporte, industria química, entre otras industrias de alto consumo energético.

Una oportunidad única de networking y formación.

El viaje de capacitación y negocios organizado por la AHK Argentina, invita a los participantes a sumergirse en la temática de los combustibles alternativos en uno de los países pioneros y a la vanguardia en la temática, a conocer in situ proyectos de referencia y a intercambiar conocimiento y experiencias con empresarios y expertos, para adquirir expertise de primera calidad y ampliar su red de contactos para impulsar el desarrollo de la temática en el país.

El programa incluye visitas técnicas a proyectos, reuniones con empresas del rubro, espacios de networking y charlas de expertos internacionales sobre las condiciones marco y tendencias de combustibles alternativos en Alemania.

Durante una semana los participantes recorrerán varias plantas de producción de biogás, biodiésel, motores de combustión de hidrógeno y biocombustibles, baterías y celdas de combustible. También conocerán autobuses y estaciones de servicio de hidrógeno, visitarán diferentes centros de investigación y aprenderán sobre certificaciones de sostenibilidad para biocombustibles.

Destinatarios.

El viaje es abierto para cualquier persona individual o representante de empresas que quiera adquirir expertise alemán en una de las temáticas más relevantes de los tiempos actuales y ampliar su red de contactos estratégicos. El programa, traducción simultánea y logística en Alemania están financiados por el gobierno alemán, quedando a cargo de los participantes únicamente los costos de vuelo y estadía.

Accedé al programa completo y más información: https://www.ahkargentina.com.ar/actualidad/news-details/combustibles-alternativos-para-aplicaciones-industriales-y-el-transporte