Este nuevo fondo nace tras más de un año desde que Uruguay fuera seleccionado por la Organización de las Naciones Unidas (ONUDI) como uno de los cuatro países del mundo que recibiría diez millones de dólares no reembolsables a modo de financiamiento por parte del Fondo Conjunto de Naciones Unidas para cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). 

De este modo, el país avanza hacia una segunda transformación energética y la posible reactivación de contratos renovables, además que se afianza el compromiso de cumplir con las metas de descarbonización mediante la contribución de un programa de financiamiento “innovador”.

“Este fondo es único. El mundo mira a Uruguay y a esta experiencia. Es un proyecto que va a servir de ejemplo para todos. Es una nueva forma de hacer negocios», sostuvo Pablo Ruiz Hiebra, Coordinador de la ONU en Uruguay, durante el lanzamiento de RIEF. 

Mientras que Omar Paganini, Ministro de Industria, Energía y Minería del país, manifestó que “el mundo avanza hacia la generación de infraestructura, tecnología e innovación para la transición energética”. 

“Esperamos que esto traiga beneficios ambientales, económicos, pero también generación de empleo. Todo esto está tomado en cuenta en este instrumento», agregó. 

Justamente uno de los puntales del apoyo económico de la ONUDI se basaba en la búsqueda de desarrollos de movilidad sustentable e innovación tecnológica, tales como hidrógeno verde y almacenamiento, o la propia generación de medidas y ayudas para desarrollar aún más las renovables en el país, en el marco de la Agenda 2030. 

E incluso, desde abril del 2021, el Director Nacional de Energía del MIEM, Fitzgerald Cantero Piali, le confesó a Energía Estratégica que se esperaba que los fondos sirvan para que el sector privado que se embarque en este tipo de proyectos, pueda acceder al sistema financiero con tasa cero o con créditos muy blandos. 

Y cabe recordar que hace menos de dos meses, el gobierno uruguayo lanzó el Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde, con el que fomentará los primeros emprendimientos para la construcción, producción y uso del H2V y sus derivados a partir de proyectos de una escala mínima de 1,5 MW de capacidad nominal del electrolizador. 

Dicho programa incluirá un apoyo monetario de hasta USD 10.000.000 no reembolsables que será adjudicado y distribuido en un plazo no superior a diez años, en partidas anuales e iguales, desde el inicio de la operación de la planta. En tanto que el pago estará asociado al cumplimiento de hitos.

En los últimos años, inversionistas, desarrolladores y operadores de centros comerciales han mostrado un creciente interés por medir su consumo de energía, optimizarlo y hacerlo más eficiente, no sólo para generar ahorros económicos, sino también porque en el ámbito ambiental el tema cobra más relevancia por lo que la compañía francesa Greenyellow ha sido el gran aliado para sus proyectos de eficiencia energética y energía solar.

Implementando medidas que reducen la huella medioambiental como, por ejemplo, la potenciación de la luz natural y los espacios verdes, el uso de energías renovables y la iluminación eficiente. Han apuntado que sea su nuevo compromiso. 

A la fecha, Greenyellow Colombia ha construido 15.622 paneles en los 14 proyectos en centros comerciales en departamentos como Cundinamarca, Sucre, Antioquia, Meta, Atlántico, Boyacá y la Guajira y su equivalencia en arboles sembrados es de 22.219.

Primera planta de energía solar para autoconsumo en Sopó

Contribuyendo a la mitigación del cambio climático y al 25% reducción del costo anual de energía en el centro comercial Premium Outlet Arauco Sopó se dio a funcionamiento su planta de energía solar instalada sobre suelo con una Capacidad instalada de 55.8 kWp en un área de casi 500 m2. Para Parque Arauco este proyecto es uno de los más importante por ser el primero en los activos de la división en Colombia.

Ecosistema de ahorro sostenible en un Centro Comercial 

Los centros comerciales tienen un potencial de acciones sostenibles, debido a que su operación es prolongada en el tiempo y que a su vez le permite reducir sus gastos energéticos.  

Un ejemplo de la construcción de este ecosistema es el Centro Comercial Panorama en Barranquilla que, durante los últimos tres años, ha intervenido algunos de sus sistemas para ofrecer un mejor confort a sus visitantes y con ellos reducir su gasto energético y con ello reducir sus emisiones de CO2.  

Estas acciones han involucrado la implementación de fuentes limpias de energía con proyectos fotovoltaicos e intervención de sus sistemas de aire acondicionado, que le han permitidos al centro comercial prevenir la emisión de 953,3 toneladas de CO2 al año, equivalente 1,6 hectáreas de árboles plantados necesarios para la absorción de dicho gas. 

En el 2019, el centro comercial implemento sobre su cubierta, a través de su supermercado ancla, una planta solar con una capacidad instalada de 518,3 kWp y actualmente genera 706 MWh/año y cubre el 30% del consumo del supermercado.  

Esta estrategia que se complementó a finales del 2021, con la construcción del carport solar más grande, instalado hasta la fecha, sobre el parqueadero de un centro comercial, con una capacidad instalada de 256,62 kWp.  

Para esta hazaña, se instalaron 546 paneles solares sobre una estructura, que hoy ocupa 1226 m2 del parqueadero del centro comercial y hoy brinda sombra y protege a los vehículos de los visitantes sobre las inclemencias del sol caribe, y aún mejor, es aprovechado para la generación de 415,43 MWh/año de energía limpia, la cual está siendo inyectada a las instalaciones de Panorama, cubriendo más del 39% del consumo energético del establecimiento.  

“Con estas estrategias el Centro Comercial Panorama ha logrado convertirse en uno de los abanderados en la optimización de su recurso energético, que se traduce en la reducción de sus emisiones de CO2, insertándose en los acuerdos de París o el Protocolo de Montreal que buscan reducir las emisiones de este gas en la lucha contra el cambio climático” concluyó Rafael Pareja director Fotovoltaico de GreenYellow.  

La Asociación Mexicana de Hidrógeno presentará una hoja de ruta del H2 en el Congreso durante el transcurso de la semana que viene, en la que se analizarán las barreras de entrada para la implementación de producción de dicho vector energético, retos y oportunidades para México. 

Israel Hurtado, presidente de la entidad que nuclea a 45 empresas del sector energético del país, confirmó en un evento internacional sobre hidrógeno que ya está todo encaminado para llevar la propuesta al Poder Legislativo, pocas semanas después de la fecha que había mencionado anteriormente en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. 

En aquel entonces, había dicho que para alcanzar este documento se trabajaba con una consultora internacional, con tal de detonar la industria del H2V en México, de manera organizada y eficiente.

Y según pudo averiguar este portal de noticias, dentro de los hallazgos más importantes de la hoja de ruta se destaca una posible demanda de, al menos, 2,700 kilotoneladas para el 2050, lo que apalancaría las ventajas competitivas del país en materia de exportación. 

Mientras que para satisfacer dicha demanda estimada, se requeriría la instalación de 80 GW de capacidad renovable y 51 GW de electrólisis, equivalente a una inversión total de 60 mil millones de dólares entre 2025 y 2050.

De este modo, la industria de hidrógeno verde podría reducir más de 50 millones de toneladas de gases de efecto invernadero al 2050, “que representa una reducción del 14% comparado con el año base 2019”, según detallaron las fuentes cercanas a Energía Estratégica. 

Y cabe recordar que en México existen alrededor de 200 centrales renovables en operación a gran escala – más de 14 GW instalados -, por lo que se espera que en el corto plazo se puedan producir dicho vector energético. 

Aunque, para ello, desde la Asociación Mexicana de Hidrógeno ya manifestaron que uno de los principales temas a resolver es la necesidad de trabajar en Normas Oficiales Mexicanas (NOM) o regulaciones correspondientes, dado que podrían ser una barrera de entrada en el comienzo y también a considerar para el futuro. 

Por lo que, Israel Hurtado insistió en la importancia de generar diálogo con los principales actores del sector, tanto aquellos consumidores del hidrógeno como productores, y los invitó a dialogar y que conozcan “lo que se debe hacer en materia de H2V, de descarbonización, de los Objetivos de Desarrollo Sostenible y del camino net-zero”. 

La Junta de Control Fiscal establece unos rangos de precios para proyectos de energías renovables que irían en detrimento de nuevas inversiones en el sector. 

La medida se remonta tiempo atrás y se han ido actualizando los valores en base al Plan Fiscal de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) sin contemplar crisis globales, cambios macroeconómicos locales, así como la deuda que aún mantiene la empresa estatal y que dificultan sujetar el LCOE de proyectos con distintas características a cifras prestablecidas dentro de un año fiscal.

Desde la perspectiva de desarrolladores y generadores renovables se les debe permitir trasladar a sus proyectos esos “riesgos” que se atraviesan en el escenario actual y que terminarán por generar precios distintos y, en general más altos -dependiendo la tecnología, escala, ubicación, etc- que aquellos propuestos en el rango entre USD 80 y USD 105 MWh.

Desde la Asociación de Productores de Energía Renovable de Puerto Rico (APER) advierten que en 2021 “por primera vez en más de dos décadas, el costo de los proyectos solares instalados y, por lo tanto, de la energía solar, es más alto que el año anterior y se espera que dichos costos aumenten en el futuro”.

Aquello no es especulación, sino todo lo contrario y se lo advierte para evitar aquellas prácticas en específico dentro de las convocatorias a Solicitud de propuestas (RFP) que están en marcha, argumentando la necesidad de no fijar rangos de precios porque los preestablecidos imposibilitarían la construcción de los proyectos considerando, por ejemplo, las alzas en toda la cadena de suministro.  

En específico, aseguran que el índice de precios al productor de la Oficina de Estadísticas Laborales de EE. UU. (WPU10) demuestra un aumento general en los precios de las materias primas del 53% para metales y productos metálicos, y los costos de todos los materiales necesarios para la fabricación de paneles solares también han aumentado dramáticamente.

Los impulsores más significativos son un aumento de más del 300 % en el costo del polisilicio y un aumento de más del 60 % en el costo del cobre y el aluminio que afectan directamente el costo de los paneles solares, racks, inversores, interruptores e infraestructura de interconexión.

Los costos de envío globales también aumentaron aproximadamente 6 veces, lo que resultó en un aumento de $ 0,005 por Wp a $ 0,03 por Wp.

Por ello, desde la APER indicaron en su carta a la AEE que: “Estos aumentos de costos son bien conocidos y están impactando los mercados de energía renovable en todo el mundo y particularmente en Puerto Rico. Estos aumentos de costos son una realidad del mercado actual, fuera del control de los proponentes, la AEE, el NEPR, la JSAF o el gobierno de Puerto Rico”.

Por carta empresarios cuestionaron a las autoridades tope de USD 105 para renovables en Puerto Rico

Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación participó del evento “Mesa Redonda sobre Energía”, organizado por el Institute of the Americas junto al Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE) en el Alvear Palace Hotel.

Allí, el subsecretario disertó en la jornada sobre Transición Energética, encabezando el panel “Creando las condiciones necesarias para una transición energética sostenida”, junto a la secretaria de Provincias del Ministerio del Interior, Silvina Batakis.

Y durante su alocución, Basualdo afirmó que “Argentina tiene un crecimiento exponencial en energías renovables y una potencialidad excepcional en solar y eólica”.

«Además de la repotenciación proyectada de las centrales hidroeléctricas, que aportan potencia y energía limpia al Sistema, en el corto plazo estamos impulsando los mercados eléctricos regionales para la incorporación de energías renovables en cada región del país. Así vamos a aprovechar la capacidad remanente de transporte, y reemplazar generación diésel costosa y contaminante por generación limpia y competitiva», agregó.

Por último, el subsecretario resaltó “estamos reactivando y finalizando obras para ampliar la capacidad de transporte en 500 kV, limitada por la falta de inversiones de la gestión anterior».

«Además, vamos a licitar el Plan Federal 3, con una inversión de 1.200 millones de dólares, y el Plan AMBA I, para reforzar el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires con una inversión de 1.000 millones de dólares”, concluyó el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación.

Este 29 de mayo, los colombianos y colombianas se dirigirán a las urnas para elegir al próximo presidente de la República.

La asociación de generadores, Acolgen, ha conversado con el equipo de Energía de los tres principales candidatos a la presidencia: Sergio Fajardo, del Centro Esperanza; Gustavo Petro, candidato del Pacto Histórico; y Federico Gutiérrez, referente del Equipo por Colombia.

“Las tres tienen muchos puntos en común, están buscando seguir el camino de ampliar la penetración de nuevas energías a la matriz, lo cual nosotros vemos con tranquilidad, aunque siempre hemos dicho que tiene que haber un equilibrio entre la entrada de estas nuevas energías y la confiabilidad de los precios”, expresó Natalia Gutiérrez, Presidente de Acolgen.

Durante una entrevista brindada al medio La República, la dirigente hizo referencia a uno de los temas del momento: La promoción de una Ley de Consultas Previas.

“No tener una normativa ha sido una gran dificultad para poder tener clara las reglas de juego y, definitivamente, se están atrasando los proyectos. Se están atrasando las líneas y este es uno de los llamados que le estamos haciendo al nuevo Gobierno: Por favor, saquen adelante la Ley de Consulta Previa. No podemos seguir sólo con los fallos de la Corte Constitucional”, sostuvo.

Y aseveró: “Las reglas claras son importantes para todos: Para las comunidades y para las empresas, que puedan asumir compromisos y tiempos. Vemos que esto genera mucha incertidumbre para la realización de nuevos proyectos”.

Gutiérrez explicó que desde la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) han mejorado mucho en la expedición de certificaciones ambientales, pero que el cuello de botella sigue siendo la posibilidad de acuerdos entre empresas y comunidades por el uso de los terrenos.

“Lo que permite la Ley de Consultas Previas es generar beneficios de ambos lados, ponerle tiempos y montos a estos compromisos y resolver situaciones que a veces se presentan desafortunadamente en las regiones y es que las mismas comunidades son secuestradas por agitadores profesionales, que se dedican a volver un negocio las consultas y eso no nos puede pasar”, advirtió.

En esa línea, la ejecutiva de la entidad de generadores expresó: “De La Guajira esperamos que entren 3.000 MW de nueva energía eólica y solar”.

Recordó que en la subasta del 2019 se adjudicaron más de 1.000 MW eólicos en esa región, pero por no poder avanzar en consultas previas podría suceder que los proyectos se pongan en marcha pero que no tengan la infraestructura de despacho.

La Colectora, que es la línea que despachará la energía de 550 MW de esos emprendimientos eólicos, tiene que tener el visto bueno de más de 200 comunidades indígenas. Según Gutiérrez, lo ha alcanzado con el 60%, pero aún resta un 40%.

Para la directiva, una Ley provocaría un proceso virtuoso. “Las inversiones en este sector generan unos encadenamientos productivos fundamentales en las regiones, motivando toda una economía alrededor de estos proyectos que, si no logramos consolidarlos, no solo vamos a tener problemas de entregar energía sino con la tarea pendiente de hacer proyectos de infraestructura”, observó.

Eólica marina e hidrógeno

Por otra parte, la Presidente de Acolgen expresó que el lanzamiento de la hoja de ruta eólica marina y la del hidrógeno “son señales muy importantes de políticas públicas para que se puedan desarrollar proyectos pilotos y se prueben estas tecnologías”.

Observó que aun el precio de los emprendimientos para generar energía “son todavía bastante costosas”, pero que los pilotos y la depreciación de las tecnologías “en el largo plazo generarán complementariedad eficiente en nuestra matriz”.

“Con los proyectos piloto podremos aprender estas mejores prácticas para luego tener un despliegue masivo de estas tecnologías en la red”, confió Gutiérrez.

Uruguay continúa en el camino de la transición energética y sigue fomentando iniciativas para descarbonizar aún más la matriz y consumir menos energía proveniente de fuentes contaminantes.

Es por ello que el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay lanzó una nueva convocatoria de Certificados de Eficiencia Energética (CEE) para reconocer a aquellos usuarios que hayan implementado soluciones de eficiencia energética en el último tiempo. 

De este modo, se busca dar un reconocimiento económico entre 7% y 30% de la inversión realizada, en función de los ahorros de energía en la vida útil de las medidas utilizadas. 

Las postulaciones valdrán para aquellas esquemas y equipos puestos en práctica de manera exitosa de todos los sectores de la actividad productiva y del segmento residencial, entre las que se encuentra la instalación de paneles solares térmicos y módulos fotovoltaicos para autoconsumo, entre otras. 

Esta medida del gobierno uruguayo se enmarca dentro de la Ley N° 18597, (ley de uso eficiente de la energía), promulgada en 2009 y del Plan Nacional de Eficiencia Energética 2015 – 2024, que tiene por objetivo alcanzar una meta de energía evitada de 1690 kilotoneladas de petróleo (ktep). 

Y dentro de esa estrategia, se prevé que tener instalados, al final de período considerado, “algo más de 150000 m2 de colectores solares térmicos”, más de la mitad de ellos en el Sector Residencial, representando cerca de 50000 instalaciones familiares.

Los interesados a acceder a los Certificados de Eficiencia Energética, podrán postularse de dos formas: para medidas estandarizadas y otra para medidas no estandarizadas, siempre y cuando que, al momento de la postulación los equipos tengan mínimo un año de uso y máximo dos.

En la medida estandarizada corresponde a los ahorros de energía acotados – hasta 100 toneladas de petróleo en la vida útil -, pre-calculados y certificados por el MIEM. Y a modo de referencia, 100 tep de ahorros de energía equivalen a 90 paneles solares térmicos y 35 kW de paneles fotovoltaicos, por ejemplo. 

Mientras que la postulación de medidas no estandarizadas se trata del mecanismo habitual de aplicación a la herramienta, y para todos los casos cuyos ahorros de energía superen las 100 tep. y que hayan comenzado a operar entre el 01/07/2020 y el 30/06/2021. 

Para postularse se deberán certificar los ahorros de energía generados con un Agente Certificador de Ahorros de Energía registrado en el MIEM, y cumplir con los demás requisitos exigidos en la convocatoria. En tanto que la fecha límite para presentarse es hasta el 22/07/2022.

Galicia es la segunda región española con más generación eléctrica renovable del país con un 74% del total, detrás de Castilla y León. 

La Directora General de Planificación Energética y Recursos Naturales de la comunidad, Paula Uría, comenta que se está elaborando una agenda energética, con vistas al 2050. «Fue presentada recientemente al comité de energía”, comenta la funcionaria.

“Queremos posicionarnos como un polo energético innovador dirigido a la eólica marina y almacenamiento energético. Creemos que tenemos el potencial y la capacidad para consolidarnos como una zona puntera en este sector.”, asegura Uría.

En este sentido destaca a la energía eólica como uno de los puntos de la comunidad autónoma: “El viento es el petróleo de Galicia”.

En las aguas entre Cedeira y Cariño, a 30 KM de A Coruña, la empresa BlueFloat construirá un parque eólico flotante con 80 generadores que alcanzará una potencia de 1,2 GW.

Durante el 2021 la comunidad gallega instaló cerca de 70 MW de potencia en proyectos eólicos, llegando a un total de 3,8 GW. Esto la ubica en el cuarto lugar de toda España.

Asimismo la directiva señala que desde la administración de Galicia trabajan para la integración de energías renovables no eléctricas: “Tenemos recursos estupendos en biomasa para la generación de energía térmica”.

Para fomentar proyectos que utilizan esta tecnología, se abrieron convocatorias para compañías que utilicen energías como la biomasa, aerotermia, geotermia, hidrotermia o termosolar. Estas ayudas tendrán un presupuesto de 6,1 millones de euros provenientes del Plan de Recuperación Transformación y Resiliencia.

En esta línea Uría destaca el apoyo del Gobierno de Galicia en el impulso de emprendimientos de gases renovables, destacando al hidrógeno verde como el principal vector energético del futuro.

“También estamos trabajando en proyectos de energía circular con la generación de biometano y la descarbonización de las redes de gas, a través de procesos de valorización de residuos para la biometanización”, remarca la funcionaria.

La Directora General de Planificación Energética recalca que es necesario “pisar el acelerador” para que no se pierdan las oportunidades en materia de renovables.

Críticas al PERTE

Por otro lado, Paula Uría menciona que hay muchos Planes del programa Proyectos Estratégicos para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE), pero no aún no tienen un impacto en el sector.

“Realmente no llega la ayuda todavía a las empresas para esos proyectos que los promotores quieren desarrollar. Falta regulación, seguridad para poder invertir y que se ponga encima de la mesa esa palanca de fondos europeos”, indica la funcionaria.

También advierte que “es necesario un marco regulatorio estable que de competitividad a las empresas. Esperamos que el Gobierno dé pasos para estabilizar la regulación en materia energética”.

Asimismo subraya que los fondos europeos Next Generation son una oportunidad importante y que deben servir como una palanca para consolidar proyectos industriales

En inicios del 2023 tendrá lugar la primera subasta que impulse el desarrollo de la eólica marina según el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Para referentes de los diferentes sectores que eligen esta tecnología para alcanzar el 42% de energías renovables hacia 2030 que exige el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). 

Aunque sostienen que la transición debe ser ordenada y a largo plazo, la soberanía energética y el avance en el mercado internacional de otros países preocupa a los inversionistas españoles. 

“Francia, Escocia, Alemania y Portugal ya están por la segunda subasta y nosotros estamos por los papeles”, sostuvo Beatriz Mato, Directora de Desarrollo Corporativo y Sostenibilidad de Greenalia, durante la Mesa redonda de Energías Renovables, organizada por El Español: La Galicia que viene.

Asimismo destacó que, particularmente aquí, se cuenta con el conocimiento, los puertos, la comunidad con más kilómetros de costa y el empuje de los promotores, y se pregunta: ¿por qué esperar si hay necesidad de acelerar al máximo?

Fue durante el evento del periódico que los integrantes de las compañías de renovables coincidieron en que el potencial que tiene esta región para aportar a la cadena de suministro de la eólica marina mantendría al país como líder en el mundo. 

“Desde el primer tornillo hasta el último lo podríamos hacer en España, incluso en Galicia”, afirmó Mato. 

Greenalia, Cobra, Ocean Winds, Blue Float, Iberdrola, Naturgy, Repsol, incluso referentes del panorama internacional como Equinor u Orsted, quieren instalar eólica marina en las costas españolas. 

Por su parte, Javier Monfort, Country manager de BlueFloat Energy en España se pregunta si llegarán a tiempo y revela un cierto temor de que, por impulsar la cadena de valor para el abastecimiento nacional, se pierdan de otros mercados. 

“En paralelo al marco normativo y el desarrollo de los parques comerciales, no sería una mala opción tener un marco para un proyecto de mostrador y estar listos a la proyección internacional”, agrega Monfort.

Como prueba de que existe demanda, muchos exponen la necesidad de reemplazar la capacidad fósil en los sectores industriales. 

De acuerdo a las empresas, los proyectos eólicos marinos cumplirán un papel fundamental en este sentido porque permitirá el acceso a aguas profundas para obtener una energía más predecible y con un perfil de generación que se adecúa a la exigencia industrial gracias a su carga base. 

La Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) remitió una carta al director ejecutivo de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) en la que solicitó que revisen las decisiones que impactan negativamente en la capacidad de construir y financiar nuevos proyectos renovables en Puerto Rico. 

El documento, que fue enviado vía e-mail ayer, lunes 16 de mayo del 2022, y al que tuvo acceso Energía Estratégica, expone los cambios abruptos que la AEE realizó en el medio del proceso del Request for Proposal (RFP) “Tranche 1”.

“Abandonando un mecanismo de descubrimiento de precios basado en el mercado, la AEE impuso unilateralmente, sin ningún análisis, justificación o explicación, un tope de precio de costo nivelado de energía (LCOE) de $105/MWh a los proponentes como condición para proceder en el Tramo 1 del proceso de RFP”, cuestionó la APER. 

Mediante la carta que lleva la firma de Julián Herencia, director ejecutivo de dicha asociación, se advierte que aquellos precios son “inalcanzables” dada la realidad actual del mercado. 

Inclusive enumeran nuevas variables que complican aún más el escenario y que sumados a la “arbitrariedad” de un LCOE máximo (precio impuesto por la AEE) hará que los desarrolladores no puedan financiar y construir proyectos. 

Inicialmente la APER indica que los aumentos en los costos de los proyectos se ven agravados por un aumento sin precedentes en las tasas de interés a largo plazo y el costo de capital asociado para los proyectos de EE. UU. Al respecto precisan que el rendimiento del Tesoro de EE. UU. a 30 años ha aumentado desde un mínimo en diciembre de 2021 de 1,69 % a 3,12 % al 10 de mayo de 2022, lo que representa un aumento de casi el 85 % en aproximadamente 5 meses. 

Así mismo, subraya que el hecho de que la AEE haya cancelado el RSA con sus Tenedores de Bonos y la Cámara de Representantes haya amenazado con cancelar el contrato de Luma, aumenta la incertidumbre y el costo de capital para proyectos con la AEE como contraparte. 

“La credibilidad de la AEE y de Puerto Rico como contraparte viable para proyectos de energía renovable está en entredicho”, sostienen. 

Además de estos problemas, rememora que en marzo de 2022 el Departamento de Comercio de EE. UU. inició una investigación sobre las denuncias de que los módulos producidos en el sudeste asiático se estaban utilizando para eludir los aranceles antidumping sobre las importaciones de China. Al respecto, subrayan que el riesgo implícito de la investigación representa un aumento adicional del 50 % al 250 % en los precios de los módulos, y una encuesta reciente de desarrolladores de energía solar muestra que cuatro quintas partes de las entregas de módulos informadas se han cancelado o retrasado. 

Por último, debido a la demora en la ejecución del contrato, señalan que será imposible que los desarrolladores califiquen para el crédito fiscal a la inversión (ITC, por sus siglas en inglés). 

“Solo una parte de los 18 proyectos seleccionados puede calificar para el 22 % de ITC en 2023 si se limitan los retrasos adicionales en la ejecución del contrato, mientras que el resto tendrá solo un beneficio de 10 % de ITC en 2024 o posteriormente. En otras palabras, una pérdida de beneficios del 8% ya realizada y una pérdida de beneficios potencial del 20% de los precios BAFO del Tramo 1”, incluye en su análisis. 

De allí es que APER solicita respetuosamente que la AEE ejerza su liderazgo para evitar esta potencial crisis, sugiriendo que la AEE:

De a conocer los resultados de sus análisis de mercado del costo estimado para construir proyectos de energía renovable en Puerto Rico, incluidos todos los insumos para sus cálculos de LCOE y un desglose de los costos de interconexión que estimó la AEE, a todas las partes interesadas relevantes, incluido el NEPR, el FOMB y aquellos desarrolladores que calificaron para el Tramo 1 RFP;
Convoque a una cumbre con los participantes de la RFP del Tramo 1, el NEPR y la JSAF, para una discusión abierta y franca sobre las condiciones actuales del mercado y la capacidad de construir y financiar estos proyectos bajo los aumentos de costos realizados y proyectados antes mencionados, junto con el precio por debajo del mercado. precios de PPA LCOE;
Proporcione una oportunidad adicional para presentar BAFO para todos los proponentes originales calificados del Tramo 1 que tendrán en cuenta los impactos inflacionarios y de la cadena de suministro discutidos en este documento; y
Verifique que su Plan Fiscal 2022 incluya dichos impactos inflacionarios y de la cadena de suministro discutidos aquí para reflejar la tendencia correcta de precios del mercado de PPOA renovables.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) ha puesto a disposición de todo público una Guía para el Interesado en constituirse en Usuario Autoproductor con Excedentes de Energía (UAEE).

Allí, se aclara que los usuarios del sistema de distribución que quieran enmarcarse como UAEE podrán inyectar energía eléctrica a dicho sistema si esta es producida por generación con fuentes de energía renovable, se ubica dentro de sus instalaciones de consumo, y no recibe remuneración por dichos excedentes.

Aquello no quita el hecho de que el Distribuidor cobre el cargo fijo y los cargos por potencia que le sean aplicables a cada Usuario, según la tarifa correspondiente.

No obstante, sí se contempla que bajo el esquema de medición neta el Distribuidor reconozca aquella energía inyectada como “crédito de energía a favor del usuario”, hasta que dicho crédito sea agotado contra el consumo del UAEE.

¿Con cuáles tecnologías se puede generar? El Ministerio de Energía y Minas determinó que los UAEE pueden incorporar sistemas de biomasa, solar, eólica, geotérmica e hidráulica.

Sobre los sistemas que se pretende instalar, los formularios exigen indicar el número total de unidades generadoras que conforman el proyecto -en el caso del uso de tecnología solar, se debe indicar la cantidad de paneles solares y su potencia- y la suma total en kilovatios (kW) de capacidad.

Además, se debe describir los medios de protección, control y desconexión automática instalados que garantizan que no podrán inyectar energía eléctrica al sistema de distribución ante fallas de este o cuando el voltaje de la red de distribución se encuentre fuera de las tolerancias establecidas en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución -NTSD-.

Es preciso indicar que la guía también aclara en qué consiste el formulario para que los usuarios informen al Distribuidor sobre las instalaciones de generación dentro de sus instalaciones de consumo, señalando las particularidades de cada Distribuidor, sea este:

EEGSA – Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A. para los departamentos de Guatemala, Sacatepéquez y Escuintla.
DEOCSA – Distribuidora de Electricidad de Occidente, S.A. para los departamentos de Huehuetenango, Quiché, Quetzaltenango, San Marcos, Totonicapán, Retalhuleu, Suchitepéquez, Sololá y Chimaltenango.
DEORSA – Distribuidora de Electricidad de Oriente, S.A. para los departamentos de Petén, Alta Verapaz, Baja Verapaz, Izabal, Chiquimula, Zacapa, Jalapa, Jutiapa, Santa Rosa y El Progreso.

En el caso del Número de identificación del usuario ante el Distribuidor, si el usuario es cliente de EEGSA se debe colocar el número de “correlativo” que aparece en su factura por servicios de electricidad; si el usuario es cliente de DEORSA ó DEOCSA, se debe completar con el NIS que aparece en su factura; y, finalmente, si es usuario es cliente de una Empresa Eléctrica Municipal (EEM) es preciso colocar el número que lo identifica ante su Distribuidor.

“Para cumplir con los plazos establecidos en los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) debemos pensar en resolver la falta de insumos para la cadena de suministro y la aceleración de  tramitaciones administrativas”, afirma Rafael González Sánchez, Director General de Generación de Endesa.

El directivo asegura que España tiene el potencial de liderar la transición energética alcanzando antes del 2030 el incremento del 42% de renovables sobre el uso final de la energía, mejorando la eficiencia energética en un 39,5% y logrando el 74% de renovables en la generación eléctrica.

Pero para eso considera que es necesario dejar de depender de las importaciones y acortar las rutas del suministro, potenciando la industria y los servicios nacionales. 

Observa que, con los incentivos lanzados por el Gobierno, se ha iniciado una avalancha de proyectos que solicitan tramitación administrativa y esto ha creado dificultades para poder digerir el volúmen de tramitaciones en los plazos debidos.

Ambos fenómenos: el retraso de las importaciones y el cuello de botella en los distintos ámbitos: ministerial, autonómico y regional produjeron un retroceso en la generación de energías renovables. 

“Esperamos que con nuevas medidas que agilicen las tramitaciones y las ayudas financieras cojamos otra vez la senda de crecimiento e incluso se acelere el cumplimiento de los objetivos del PNIEC”, enfatiza el ejecutivo de Endesa. 

Planes de la empresa

Sobre los planes de la compañía, Gonzáles Sánchez  comenta que en los últimos 3 años se han construido 2000 MW de nueva capacidad renovable.

Asimismo, indica que,  en el marco del PERTE, están llevando a cabo la repotenciación  de uno de sus primeros parques eólicos, construido en la década del 90. 

Su objetivo es renovar las turbinas para aprovechar la capacidad de evacuación de una manera mucho más eficiente e inyectar más energía. “Por cada 10 turbinas instaladas hoy se necesita solo 1, es un verdadero avance en la tecnología”.

Además, los nuevos parques permitirán la hibridación con otros tipos de energía, incluir almacenamiento e integrarlos con proyectos de hidrógeno. 

Una solución complementaria

En cuanto al hidrógeno el Director General de Generación de Endesa asegura que “tiene sentido siempre que se produzca con energía limpia y su uso final es un complemento para la electrificación”. 

En este sentido, señala que la compañía lleva adelante tres tipos de proyectos: los próximos a las industrias como sustitución del hidrógeno gris; en los sistemas insulares, realizando pruebas de combustibles con bases hidrogenadas; y en los centros de producción de energías renovables.

Al respecto, González Sánchez sugiere que se debe seguir trabajando “en consorcios”, es decir: formando unidades con diferentes empresas en las diferentes etapas de la cadena de valor. 

Según la reciente información entregada por la agencia de análisis fotovoltaica autorizada PV InfoLink, y el medio de comunicación fotovoltaico de renombre mundial PV-Tech, Trina Solar fue clasificado en el segundo lugar a nivel mundial en los envíos globales de 8GW de módulos fotovoltaicos.

La compañía líder en soluciones integrales de energía inteligente espera mantener su clasificación por envíos de módulos durante este año por un total de 43GW.

Los analistas de la industria antes mencionados aseguran que los módulos 210 de alta potencia y bajo costo nivelado de energía (LCOE) se han convertido en la corriente principal de la industria la han ayudado en su gran éxito. Trina Solar fue la empresa pionera en el desarrollo de esta tecnología, prueba de esto son sus modelos Vertex G12-210 que han sido ampliamente aceptada por toda la industria.

Los envíos globales de módulos 210 aumentaron a 26 GW el año pasado, según los informes de los medios, y de estos envíos, Trina Solar contribuyó con 16 GW, colocándose en primer lugar. Para marzo, los envíos acumulados de módulos 210 se habían disparado para superar los envíos en 35 GW.

Con la industria fotovoltaica saltando a la era de 600W+ de potencia, la colaboración en cadena de la industria se ha vuelto más fluida, los inversores y rastreadores son totalmente compatibles con módulos 210, la ecología de 600W+ es más madura y la capacidad de producción y el envío de módulos 210 de alta potencia seguirá aumentando.

Trina Solar ha ganado reconocimiento internacional por la confiabilidad de sus soluciones y la bancabilidad de su marca muchas veces. El año pasado -y por siete años consecutivos- fue nombrado Top Performer, certificado por PVEL, el principal laboratorio independiente de pruebas fotovoltaicas.

También obtuvo una puntuación del 100 % en la Encuesta de bancabilidad de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), lo que lo clasificó como el principal proveedor de módulos financiables por seis años consecutivos y sumado a esto fue nombrado fabricante de nivel 1 de módulos fotovoltaicos de BNEF en el cuarto trimestre del año pasado.

La Secretaría de Energía de la Nación emitió la Resolución 330/2022 en la que habilitó un mecanismo para la comercialización de energía eléctrica de fuentes renovables para las distribuidoras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER),

Es decir que los agentes distribuidores del MEM y/o prestadores del servicio público de distribución podrán celebrar contratos de abastecimiento renovable con aquellos generadores, autogeneradores o comercializadores del MEM para abastecer a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI), con consumos mayores o iguales a 300 KW. 

“Es una resolución favorable. Viene a cumplir un punto pendiente de la Ley  N° 27.191 que prevé que la compra de energía a las distribuidoras era una de las formas en la que los GUDI tenían la posibilidad de cumplir con la obligación legal de consumo de energía eléctrica de fuente renovable”, destacó Nicolás Eliaschev, abogado y socio del estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

“Esto podría abrir la ventana de oportunidad a que los consumidores que, por sus características, estuvieron lejos de poder comprar energía eléctrica de fuentes renovables en las condiciones actuales, lo hagan mediante los distribuidores actuando como GUDI”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Asimismo, el especialista sostuvo que con este mecanismo se habilita una nueva demanda de contratos, elemento que consideró como positivo para el sector y para el cumplimiento de la Ley 27.191 en la que se fijó el objetivo de que, al menos, el 20% del consumo de energía eléctrica nacional al 2025 sea proveniente de generación renovable. 

Sin embargo, también reconoció que “la profundidad de este nuevo mercado dependerá de la regulación de detalle y, en especial, del precio estacional que los GUDI abonen como pass through al ser usuarios de las distribuidoras”. 

“En la medida que los Grandes Usuarios del Distribuidor se parezcan más a los Grandes Usuarios Mayores (GUMA), desde el punto de vista de su perfil de costos de energía eléctrica, tendremos mercados donde habrá incentivos para que los GUDI busquen comprar energía eléctrica de fuente renovable mediante los contratos habilitados por la nueva norma”, detalló Eliaschev. 

Cabe recordar que esta es una de las tantas decisiones gubernamentales en torno al MATER, considerando que a partir de la Res. 551/2021 permitió la baja de 16 proyectos adjudicados en diferentes rondas y, por ende, la liberación de más de 300 MW de capacidad de transporte. 

Y a ello se debe añadir que a principios del corriente año, la Secretaría de Energía de la Nación dispuso nuevas herramientas para un mejor funcionamiento del MATER, entre ellas el cambio de condiciones para el mecanismo de desempate e inhibiciones proporcionales en caso de incumplimiento de los plazos.

En consecuencia, pareciera que es este mercado entre privados el que en este tiempo actúa como principal driver de crecimiento del sector y una gran herramienta para alcanzar, de manera eficaz, las metas nacionales referidas a la transición energética. 

“Tanto esta resolución como la reciente Res. 330/2022 que habilitó la presentación de manifestaciones de interés para desarrollar proyectos de infraestructura, tienen en común una revalorización del distribuidor y de las conexiones en baja tensión como partes del sistema. Y si bien las medidas apuntan a dos objetivos distintos, son normas que pueden leerse en conjunto como desarrollos positivos para el sector de las renovables en Argentina”, concluyó el abogado y socio del estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani.

La aprobación de la reforma eléctrica en el Congreso Nacional de Honduras contempló la ratificación de medidas concretas que cambiarán el rumbo del sector. 

En específico, el artículo 5 impacta directamente a las renovables dentro de la denominada Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social. 

Ahora bien, la ley en su conjunto repercutirá no sólo en las generadoras que ya se encuentran operativas en Honduras y a las que se les debe más de 13000 millones de lempiras, sino que también iría en detrimento de otras inversiones privadas en el mercado. 

“Se estuvo hablando acerca de la adquisición de los proyectos por parte del Gobierno a un ‘justo precio’ como parte del plan de rescate de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica. Más sin embargo, no se está viendo aún como un tema de mercado”, advirtió Samuel Rodríguez, agente generador renovable. 

Desde la óptica del referente renovable, es importante resaltar que “la reforma conlleva la eliminación del mercado eléctrico” tal como fue concebido en los últimos ocho años bajo el concepto de libre mercado y funcionamiento en base a oferta/demanda. 

Aquello significaría volver a un modelo de comprador único y que este sea la empresa eléctrica estatal. 

Durante el debate de la ley algunos participantes del mercado se refirieron a los impactos negativos que podría tener aquel monopolio de mercado y lo lejos que estaría aquella medida de un efectivo rescate financiero de la ENEE. 

Entre ellos, se indicó a este medio que el hecho de que el gobierno sea muy reciente pudo haberle llevado a tomar decisiones desconociendo o sin considerar algunas variables centrales para el funcionamiento del mercado. 

En cuanto a los generadores, Samuel Rodríguez se refirió a distintos tipos de impactos que repercuten en distintos segmentos del mercado. 

“Para los generadores pequeños y medianos, que son en su mayoría hidroeléctricas, más bien el problema es que estos proyectos hidroeléctricos ya van por la cuarta refinanciación de sus proyectos con la banca a raíz del impago que tienen con la empresa nacional son 10 facturas que le deben y esto está provocando una crisis financiera para estos pequeños proyectos”. 

“Para los proyectos renovables grandes que son eólicos y solares en su mayoría, si bien representan intereses de grupos grandes financieramente, el tema es bajar precios. Estos tienen un precio preferencial de 18 centavos los primeros 300 megas en solar y en el eólico 21 centavos o 18 centavos, que son precios sumamente competitivos y que pudieran tener una mejora más en el precio. Sin embargo, esto tiene que surtir efecto en un cambio contractual”, advirtió. 

¿Qué se debate en las mesas de renegociación? Lo que se buscaría en estos casos es una equivalencia financiera en la que bajar precio tal vez signifique alargar el plazo del contrato. No obstante, son son temas que todavía no están cerrados porque las mesas de renegociación continúan. 

Otra variable que según Rodriguez sería preciso reevaluar, sería el techo dispuesto para los consumidores calificados: «en la actual ley ellos pretenden aumentarlo de 400 kW -incluyendo a cerca de 300 empresas- a 5 MW -lo que serían apenas siete empresas». 

¿Porqué no sería acertado ese cambio? El agente generador explicó a este medio que el déficit financiero que representa la tarifa de alta tensión para la ENEE es mucho mayor y la compromete a tener que comprar más energía. 

“Mientras más energía compra la ENEE y más energía vende a precio de tarifa de alta tensión, más pérdidas financieras va a tener”.

“Actualmente vemos que la implementación de la Resolución 075 se está adelantado con éxito, estamos finalizando un proceso de transición donde se han regularizado las conexiones existentes y se ha liberado capacidad de transporte”, destaca José Fernando Prada, durante el 5º Encuentro y Feria Renovables y Recursos Distribuidos LATAM.

El experto comisionado aseguró que “los nuevos procedimientos de asignación de capacidad de transporte de energía simplifican y hacen más transparente el proceso de conexión en el SIN”.

De acuerdo a estimaciones de la UPME, la capacidad total que se podrían liberar luego de haber surtido efecto la normativa, es de 7.467 MW.

“Ya hay muchas plantas que tienen fecha de puesta de operación garantizada, lo que nos da más seguridad respecto a qué plantas se van a conectar en los próximos años al Sistema Interconectado Nacional; y ya se está adelantando el primer proceso de asignación de conexiones con las nuevas reglas”, indicó Prada.

El experto recalcó que la normatividad hace énfasis al seguimiento de los proyectos con conexión aprobada para tener la certeza de que entrarán en operación en el tiempo previsto. “Sabemos que las empresas son serias, pero igualmente exigimos un compromiso frente a la asignación de un recurso escaso”, observó.

Cabe recordar que una de las exigencias que impone la Resolución 075 es elevar el monto de la garantía, de 1 a 10 dólares por kW. Inclusive, de no respetarse ciertos tiempos de la curva S, los proyectos deberán incrementar sus cauciones, pudiendo llegar hasta 40 dólares por kW. Es decir, 4 millones de dólares para un proyecto de 100 MW.

“La Resolución 075 de 2021 define unos procedimientos uniformes y los plazos de cada etapa, centraliza y designa un encargado de la asignación de capacidad de transporte de energía, establece la información que debe suministrarse y un nuevo método para la asignación periódica y simultánea de capacidad de transporte en el SIN de manera más eficiente para el sistema, junto a la implementación de una ventanilla única para realizar todo el proceso”, resaltó Prada.

Por otra parte, explicó que este cambio era necesario por el presente del sistema eléctrico colombiano. “Veníamos de utilizar procedimientos de conexión que fueron útiles por bastantes años para conectar plantas de energía de gran tamaño, que se localizaban de manera dispersa en el país y con largos períodos de construcción”, indicó.

“Sin embargo pasamos rápidamente a enfrentar una situación de una gran cantidad de solicitudes de plantas de diferentes tamaños con períodos más cortos de construcción, en zonas donde se necesitaban refuerzos de la red de transporte, que generó una problemática compleja para la conexión de nuevos proyectos”, expuso.

Y remató el comisionado experto de la CREG: “En ese sentido, la decisión de la CREG fue poner la casa en orden en el tema de conexiones, de donde surge la Resolución 075 de 2021”.

República Dominicana acumula 220 MW de potencia instalada renovable bajo el esquema de medición neta. Estos sistemas, principalmente a partir de tecnología fotovoltaica, podrían crecer aún más si no se toparan con algunas barreras del mercado. 

«Lo que se debe mejorar mucho es el tema trámites, lo que pueden ser trabas burocráticas y alinear a los diferentes actores estatales hacia un mismo objetivo, una política energética que trascienda más allá de un período de un gobierno de cuatro año”, observó el titular de la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER).

Durante su participación en el ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica con destacados actores del sector energético renovable, Marvin Fernández, presidente de ASOFER, señaló: 

«Si bien es cierto que se habla de grandes proyectos de energía renovable que tienen dificultad para evacuar esa energía, ya se están haciendo las inversiones para que esa energía se logre transportar de un punto a otro. Lo mismo pudiera pasar en generación distribuida. Una generación en distintos puntos del país atomiza mucho el aumento de la demanda y tiene un impacto más inmediato en la factura eléctrica de las personas que invierten en esto, ya sea empresas o residencias, ayudando a descongestionar las redes y ralentizar el aumento de potencia en los transformadores de las empresas distribuidoras, mejorar las pérdidas técnicas. De esa manera, creemos que se debe ir aumentando la penetración de energía renovable distribuida”.

Recordando el estudio de GIZ que indicaba la viabilidad de aumentar el 15% del límite de interconexión de sistemas de generación distribuida al 50% en circuitos urbanos y 25% en circuitos rurales observó: 

“Los límites que plantea el reglamento actual deben ser revisados y aumentados”.

 “Desde nuestro punto de vista, el único límite que debe existir debe ser un límite técnico. Si una red no soporta mayor cantidad de inyección de energía renovable deberá estar definido por el transformador de esa localidad o de la subestación, pero nunca un límite debe estar ligado a la demanda máxima del cliente que es lo que está planteando la nueva propuesta de reglamento a la que aún no se le ha hecho la vista pública. Creemos que esa propuesta aún tiene muchas oportunidades de mejora”. 

Por otro lado, también se refirió al tema incentivos; y, si bien aclaró que podrían prescindir de nuevos beneficios en sistemas para medición neta, consideró necesario incentivos para acumulación en baterías.   

«Dar un incentivo al almacenamiento de energía, desde nuestro punto de vista, ayudaría mucho a la penetración de las energías renovables principalmente durante la noche y a bajar los costos marginales de la energía, beneficiando a las empresas distribuidoras y a los dominicanos”. 

JA Solar, fabricante de módulos, obleas y celdas fotovoltaicas avanza en el mercado energético de Latinoamérica, luego de haber cerrado un 2021 con más de 940 MW comercializados a lo largo y ancho de la región y con buenas previsiones para el 2022. 

Tal como Energía Estratégica informó días atrás, la compañía prevé un gran ritmo de crecimiento para este año, con la mirada puesta en alcanzar los 2 GW de venta de paneles, de los cuales entre 30 y 40% estarán enfocados al negocio de la autogeneración.

Y una de los países centrales de esta parte del mundo será Brasil, donde cerraron 458.75 MW durante el año pasado y donde también presentarán un nuevo módulo que se integre a la oferta de productos que poseen hoy en día. 

“El mes pasado inició la producción de la familia P-Type de 580 W, tanto monofacial como bifacial, que complementará nuestro portfolio actual compuesto por módulos +540W (mono y bi), +450W (mono y bi) y 410W (mono)”, sostuvo Fernando Castro, Country Manager Brasil de JA Solar en el reciente evento de Latam Future Energy. 

“Esos equipos tienen una eficiencia de alrededor del 21% y son compatibles mecánicamente entre sí”, agregó durante Virtual Summit Brazil Renewables. 

Asimismo, adelantó que para el segundo semestre del corriente año ingresarán al mercado los paneles con celdas N-Tye y mayor eficiencia – de 22 a 23% – y que a futuro deberían alcanzar módulos de 620 W, también compatibles con la línea ya establecida. 

“Para ser precisos, tendremos la introducción de dos módulos N-Type +560W, de la misma dimensión física que el módulo PTYPE +540W, y también uno de +610W (misma dimensión que el módulo +580W)”, detalló en conversación con Energía Estratégica. 

A ello se debe agregar que para el 2024, trabajan en “nuevas tecnologías”, entre ellas HJT (Hetero-Junction Technology), y esperan alcanzar tener más producción de módulos con una eficiencia cercana al 25%, según detalló el Country Manager Brasil de JA Solar. 

Y cabe recordar que desde la empresa china buscan ser uno de los fabricantes top 3 en la región América Latina y el Caribe, por lo que este avance en Brasil es uno de las estrategias que tomarán para lograr dicho objetivo. 

El Gobierno Nacional de Argentina lanzó una convocatoria para presentar manifestaciones de interés (MDI) para desarrollar “integralmente” proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables en diversos puntos de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Y también se incluyó la posibilidad de incorporar infraestructura de almacenamiento de energía eléctrica, siendo la primera vez dentro de una convocatoria o llamado oficial de las autoridades del país. 

De este modo, el gobierno dio nuevas señales de avanzar con la penetración de las energías renovables, el cumplimiento de la Ley N° Ley 27.191 y el Acuerdo de París y la lucha contra el cambio climático y el calentamiento global. 

¿Hasta cuándo hay tiempo para la presentación? Las empresas públicas y/o privadas, sean o no agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), podrán realizar la manifestación de interés en forma digital, hasta las 18:00 horas del día jueves 30 de junio del corriente año. 

A partir de esta Resolución de la Secretaría de Energía (publicada como Res. SE 330/2022), se prevé disminuir o eliminar las restricciones de abastecimiento y los requerimientos de generación y/o importación forzada. 

El objetivo es “contribuir con una mayor sustentabilidad ambiental, social y económica en el MEM y favorecer al aumento de la confiabilidad en SADI”, a par de promover la “articulación productiva”, tanto a nivel provincial como regional. 

“Se considerará particularmente a los anteproyectos que permitan la sustitución de generación requerida por el transporte o distribución para el abastecimiento de la demanda, y el acompañamiento de costos referenciales de inversión estimados y las posibilidades de integración a la red”, detalla la disposición publicada días atrás en el Boletín Oficial.

Asimismo, CAMMESA elaboró un informe que identifica los nodos con requerimiento de generación local, su necesidad de despacho y estacionalidad, además de la incidencia incidencia de la generación renovable sobre los nodos con generación térmica, aunque se aclara que no es limitante a ingresos de renovables en otros puntos de la red, particularmente de distribuidores en redes de media tensión.

Y esta iniciativa por parte de las autoridades nacionales llegó en medio de la rescisión de los contratos truncados del Programa RenovAr, producto de la Res. SE 1260/2021 – lanzada en los últimos días del año pasado -, que estableció que los titulares de los proyectos tenían hasta 30 días para solicitar la baja y otros 90 días para exponer la documentación asociada. 

Sumado al hecho de que el sector energético del país ya venía reclamando por más capacidad de transporte e infraestructura eléctrica que dé paso al desarrollo de más renovables en el país para alcanzar los objetivos fijados en la ley nacional y en los planes de transición energética.

La primera convocatoria del programa de ayudas para proyectos de hidrógeno renovable cerró el 6 de mayo y según indicó Joan Groizard, Director General del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE): “Muy pronto vamos a poder anunciar los primeros resultados”.

Asimismo agregó que “nunca antes se había dedicado tanto presupuesto para transformar y reactivar la economía en España”. 

Las ayudas del PERTE EHRA para el hidrógeno renovable tendrán un valor de 150 millones de euros y serán adjudicadas a distintos emprendimientos, con valores de entre 1 y 15 millones dependiendo de su ubicación en la tabla de valoración pautada.

Por otra parte, el funcionario recordó que el día 7 de junio cerrará la convocatoria para el programa de ayudas a la cadena de valor del hidrógeno verde, cuyo objetivo es impulsar el conocimiento técnico y avances tecnológicos a lo largo del recorrido de producción del hidrógeno verde.

El programa para grandes electrolizadores contará con 100 millones, la demostración y validación de vehículos de hidrógeno con 80 millones, la investigación industrial y experimental con 40 millones, y el fomento de capacidades y avances tecnológicos en líneas de ensayo y la fabricación con 30 millones.

Groizard también mencionó que “el plan de recuperación propone multiplicar por entre 8 y 10 el orden de magnitud de presupuesto que venía gestionando IDAE destinado a la transición energética”

Acelerar gestiones

Por otro lado, Groizard se refirió a la tramitación ambiental y destacó las medidas que está empleando el Gobierno para acelerar la obtención de certificaciones para proyectos renovables.

Semanas atrás la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) envió una carta de reclamo al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

El Director General del IDAE anunció que se habilitará un “fast track” que agilice el trámite del informe ambiental para las tecnologías  renovables. 

“Entendemos que más parques de renovables en el corto plazo, significan una reducción de la dependencia energética”, aseguró el funcionario.

Así se expresó durante el evento “Fondos europeos de recuperación: los principales proyectos, al detalle”, organizado por ElDiario.es.

Iberdrola inauguró la planta de hidrógeno verde en Puertollano (Ciudad Real), la la mayor instalación de este tipo para uso industrial en Europa, que iguala además a la planta más grande en funcionamiento en el mundo en la actualidad.

El acto ha contado también con la participación del delegado del Gobierno en Castilla-La Mancha, Francisco Tierraseca; el alcalde de Puertollano, Adolfo Muñiz; el secretario de Estado de Política Territorial y Función Pública, Alfredo González; el presidente de Fertiberia, Javier Goñi; la consejera de Economía, Empresas y Empleo de Castilla-La Mancha; y el consejero de Desarrollo Sostenible de Castilla-La Mancha, José Luis Escudero.

La planta supone el inicio de un gran plan de más de 2.000 millones de euros para sustituir el gas importado por hidrógeno verde en la producción de amoniaco para fertilizantes.

Con una inversión total de 150 millones de euros, que incluye tanto las instalaciones de hidrógeno verde como una central fotovoltaica dedicada, la planta de Puertollano podrá llegar a producir hasta 3.000 toneladas de hidrógeno verde anuales y evitar la emisión de 78.000 toneladas de CO2 al año.Y podría convertir a España en un referente en la producción y desarrollo de este nuevo vector energético, que contribuiría de forma decisiva a la descarbonización de sectores difíciles de electrificar como el de los fertilizantes, la industria de alta temperatura o el transporte pesado.

La planta de Puertollano podrá generar hidrógeno 100% verde a través de uno de los mayores sistemas de electrólisis del mundo y la utilización de energía renovable procedente de una innovadora planta solar fotovoltaica de 100 MW, integrada en la instalación.

Esta planta – la primera de este tipo de la compañía en España – cuenta con paneles bifaciales y un sistema de baterías de ion-litio, con una capacidad de almacenamiento de 20 MWh. Sus módulos bifaciales permiten una mayor producción, al contar con dos superficies sensibles a la luz. De esta forma, tendrá una producción anual de unos 156.000 MWh.

EFECTO TRACTOR Y CREACIÓN DE EMPLEO

La ciudad de Puertollano se podría beneficiar además de un nuevo proyecto que está promoviendo Iberdrola para aprovechar en el futuro el calor residual que se produce en la planta de hidrógeno, como resultado del proceso de electrólisis, para crear una red de calor 100% verde en el municipio. Esta iniciativa –pionera para la compañía– permitirá reducir el consumo de combustibles fósiles para calefacción de la localidad.

El hidrógeno verde producido en la planta de Iberdrola se podrá utilizar en la fábrica de amoniaco que el Grupo Fertiberia tiene en Puertollano que, gracias a esta tecnología, podrá reducir las necesidades de gas natural en la planta y se convertirá en la primera compañía europea de su sector que desarrolla una experiencia a gran escala de generación de amoniaco verde.

La puesta en marcha de la planta de Puertollano supone la primera fase del plan que contempla el desarrollo por parte de Iberdrola de 40.000 toneladas anuales de hidrógeno verde para consumo de Fertiberia de aquí a 2027, con una inversión potencial de 1.800 millones de euros. Esta iniciativa supondría el 20 % del objetivo nacional a 2030 y lograría que alrededor del 25 % del hidrógeno actualmente consumido en España no genere emisiones de CO2.

El pasado 11 de mayo, Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) expuso ante la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputadas y Diputados, donde explicó por qué se debe bajar el límite de la potencia conectada de 500 kilowatts para ser cliente libre.

En la actualidad, los clientes regulados, aquellos que están bajo ese límite de 500 kW, no pueden elegir ni a su suministrador ni su fuente de energía (solar, hídrica, eólica) ya que están sometidos al monopolio de la distribución.

“Si se bajara el límite de 500 kW a solamente 400 kW tendríamos beneficios para más de 32.000 pymes que podrían tener la oportunidad de elegir y optar a esta reducción en sus costos de energía. Hemos dicho con anterioridad que esto es lo mismo que un Fogape dirigido a las pymes pero que al Estado no le cuesta un peso”, aseguró Andrade.

El representante de la gremial sostuvo que esta medida va en ayuda directa a la economía de las pequeñas y medianas empresas y destacó que el Gobierno puede bajar el límite de la potencia sin ninguna modificación reglamentaria o legal.

“Puede bajar el límite de potencia mediante el procedimiento establecido en la Ley General de Servicios Eléctricos (artículo 147) que dice que el “Ministerio de Energía podrá rebajar el límite de 500 kilowatts indicado en esta letra, previo informe del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia””, indicó.

Según el secretario ejecutivo, el TDLC se tiene que pronunciar sobre si hay o no competencia. “Y eso ya está demostrado. El ingreso de los comercializadores en el mercado del suministro ha causado una reducción de hasta un 30% en las cuentas de la electricidad para los clientes libres”, indicó.

¿Cuál es el universo al que puede llegar una medida de esta naturaleza? De acuerdo con Andrade, si se considera el universo total de pymes, “tenemos del orden de 180.000 empresas, negocios, etc., que podrían tener acceso a nuevos servicios, así como al beneficio de una reducción en su cuenta”, comentó.

ACEN piensa que la ayuda que significa para las pymes optar a estas reducciones de costos y a esta mejora en los servicios que trae aparejada la baja de la potencia es de alto impacto. Incluso, cree que se puede empalmar perfectamente con una modificación a la Ley Eléctrica y llegar en el futuro hasta los usuarios residenciales que podrían optar a este tipo de tarifas más convenientes y a ser suministrados a través de un comercializador.

“La propuesta de ACEN para que no afecte demasiado a los contratos y tarifas existentes, es que esta rebaja se haga en forma gradual, vale decir, ir bajando la potencia conectada 100 kilowatts cada año”, dijo Andrade.

Finalmente, comentó que la asociación ha hecho un estudio que describe que, en un escenario de movilidad alta, se espera que alrededor del 20% de las empresas que están entre 400 y 500 kilowatts se cambiaría el primer año, lo que significaría algo así como 6.000 usuarios. “Al cabo de 6 años, tendríamos cerca de 30.000 empresas pymes beneficiadas con esta medida”, concluyó.

Las nuevas autoridades de gobierno de Honduras acusan una pesada herencia que recae sobre las finanzas de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). 

No sorprendió que durante la toma de posesión en enero del 2022, la presidente Xiomara Castro, se haya referido a aquello; pero sí resultó extraño e inesperado que mandatara una revisión de contratos con las generadoras privadas para el “rescate” de la estatal. 

 “Se han otorgado decenas de contratos de generación de energía solar, térmica e hidroeléctrica a precios onerosos y lesivos al interés nacional”, había acusado Castro durante su primer discurso oficial como presidente constitucional. 

De allí, es que las nuevas autoridades de la ENEE empezaron a revisar esos contratos antes de pagar los pendientes, dilatando aún más los 13000 millones de lempiras de deuda que la estatal tiene pendiente de pago con generadoras eléctricas privadas.

El escenario se complicó aún más al materializarse una Mesa de Renegociación de Contratos con Generadores. Y, según pudo saber Energía Estratégica, las reuniones que iniciaron el 2, 3 y 4 de mayo y se continuaron ayer 12 de mayo aún no logran consensos. 

Que encima el pleno del Congreso Nacional haya aprobado el 11 de mayo la reforma de la ley eléctrica terminó por dejar al sector eléctrico en una peligrosa incertidumbre. 

En conversación con este medio, Karla Martínez, presidenta de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) y gerente de Asuntos Regulatorios y Relacionamiento de CMI Capital, advirtió: 

“Luego de la aprobación de la reforma eléctrica, nos preocupa que no se tomaron en consideración varios aspectos que se habían planteado en reuniones previas, como lo referente a los mecanismos de revisión de contratos y compromisos adquiridos ante las banca internacional por parte de los inversionistas y considerar incluso la terminación de la relación contractual en caso de no llegar a un acuerdo”. 

En concreto el artículo 5 de la denominada Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social, determina que «en caso de no ser posible la renegociación, se autoriza plantear la terminación de la relación contractual y la adquisición por parte del Estado previo el justiprecio».

De allí que la referente empresario alerte: “Esto pone en riesgo la certeza jurídica y desincentiva la inversión extranjera en el país que tanto necesita el desarrollo económico”.

¿Cuál sería la solución? Desde AHPEE, Karla Martínez observó: “La reforma eléctrica debe tratarse de manera conjunta entre los sectores implicados para buscar la mejor solución para la ENEE”. 

“Desde nuestras capacidades, siempre hemos estado dispuestos a trabajar de la mano con el Estado de Honduras en la búsqueda de soluciones a la crisis de la ENEE y el sector eléctrico en general, y continuar contribuyendo al desarrollo de las comunidades con las que nos relacionamos”. 

“A la vez, buscamos que se nos escuche en las reuniones que tendremos nuevamente y se puedan revisar los contratos en un marco de construcción de valor de ambas partes”.

La segunda convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) acumula certezas e interrogantes. Si bien la publicación de los borradores de pliegos de bases y condiciones trajo transparencia al denominado «tranche 2», las preocupaciones de desarrolladores interesados en participar en este proceso se acentúan porque aún no terminan de resolverse cuestiones de fondo.

Primeramente, stakeholders aguardan por conocer cómo culminan las adjudicaciones del Tranche 1 y sus efectos en la disponibilidad de interconexión antes de embarcarse en el nuevo proceso. 

Aquello no debería demorarse más de lo que ya se ha demorado porque también preocupa el largo tiempo para la obtención de los permisos que terminan por impactar adversamente en los tiempos de inicio de obra y construcción de los proyectos. Según alertan desarrolladores, algunas agencias como el Departamento de Arqueología del Instituto de Cultura y las Municipalidades están colocando requerimientos exhaustivos y exigiendo estudios complementarios a terrenos ya impactados que demoran el avance de nuevos desarrollos.

En adición, las demoras en la resolución del proceso de bancarrota de Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) también tendría implicaciones negativas, fundamentalmente para conseguir financiamientos a tasas competitivas de los proyectos.

Aquello no sería todo. En la antesala del proceso de subasta también preocupa la competitividad que pueda lograr la tecnología. 

Por un lado, una alerta está puesta sobre nuevos impuestos/tarifas (countervailing & antidumping duties) instruido por el gobierno de USA que podrían repercutir en incrementos y volatilidad en los costos de los equipos principales para nuevos proyectos de generación y acumulación de energía. 

Por otro lado, según advirtieron desarrolladores de Puerto Rico, existen incrementos en costos de mano de obra competente como consecuencia de ajustes recientes al salario mínimo en la construcción que podrían repercutir en el avance de los proyectos. 

Además, continúan los interrogantes por los costos de logística y transportación como consecuencia de la pandemia y la guerra de Rusia-Ucrania. Tanto la disponibilidad de fletes marítimos compatibles para transportar solar fotovoltaica como eólica estarían sobredemandados y con altos costos. 

Sumado a aquello, se puede mencionar también retrasos en la entrega de equipos principales como consecuencia de la indisponibilidad de algunos materiales por incremento en costos y logística para la región de América Latina y el Caribe. 

Otra preocupación común en la región que no es excepción en Puerto Rico es la disponibilidad limitada de terrenos aptos, a precios competitivos y bajo condiciones de éxito de los proyectos. Para resolver este punto, restaría implementar entonces en el archipiélago alternativas tales como licitaciones de terrenos fiscales que mercados como el chileno han implementado efectivamente.

Luego de todos los debates políticos y energéticos que hubo en México en torno a la reforma eléctrica de López Obrador, el sector reconoce que hay viejos y nuevos retos, desafíos y oportunidades para que se sigan impulsando las energías limpias y renovables en el país. 

Raúl Asís Monforte González, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C (AMER), dialogó con Energía Estratégica y sostuvo la importancia de aumentar el límite de la generación distribuida y regular el almacenamiento de energía. 

“Hay una oportunidad muy grande para avanzar en la GD, ya que si bien creció de manera relevante en México, la penetración todavía tiene puntos por avanzar. Y creo que debe fomentarse, porque hay muchísimos lugares donde es el método ideal para generar energía”, anticipó. 

“Además de pensar en desarrollar proyectos de almacenamiento de energía, que también pueden brindar servicios muy valiosos a la red de una manera más competitiva y económica de la que hoy la hacen otros sistemas”, continuó. 

Es por ello que el especialista planteó la trascendencia de realizar modificaciones normativas que promuevan dichas tecnologías y esquemas, aunque aclaró que “no en el sentido de la reforma eléctrica”. 

“Creo que el tope de la generación distribuida debería crecer, por lo menos, a 2 o 3 MW, porque permitiría llegar a muchas industrias que hoy ven competitivo generar energía en sitio y no lo pueden hacer porque su necesidad de energía es mayor a la que puede proporcionarle un pequeño proyecto de 500 kW”, manifestó.

“Y si bien es cierto que podría ser a través de un decreto gubernamental, pero tendría más fuerza si fuera una reforma al artículo específico de la Ley de la Industria Eléctrica que limita la GD a 500 kW, que debería de pasar con cierta facilidad en el Congreso de la Unión”, amplió. 

Asimismo, observó que eso solo no es suficiente, sino que debe estar acompañado de un proceso de inversión en las líneas de distribución para que aguanten mayor capacidad renovable y se brinde un buen suministro eléctrico sin fallas, además de la propia agilización de los trámites de interconexión.

Alerta en México: Atrasos en las interconexiones de generación distribuida y centros de carga

Mientras que para el lado de la utility scale, Raúl Asís Monforte González apuntó que “se requiere” legislar el storage, acorde a lo que en reiteradas ocasiones manifestaron varios actores del sector eléctrico de México (ver enlace). 

“Los grandes proyectos también deben pasar por un proceso de una «adecuada planeación”, encontrar los mejores sitios y diseñar e implementar inversiones en reforzar las líneas de transmisión y de distribución de todo el país”, mencionó. 

“Ojalá que, entendiendo el mensaje de transitar hacia energías limpias y el no rotundo a la contaminación que generan los combustibles fósiles, las autoridades se pongan a trabajar en desarrollar e implementar los instrumentos legales, normativos, financieros, tecnológicos y académicos que favorezcan el avance de las energías limpias en una transición energética justa, incluyente, equitativa y asequible”, concluyó.

La invasión de Rusia a Ucrania, iniciada en febrero, generó una serie de consecuencias en los mercados europeos. En España, el precio de electricidad por MWh rompió su récord en marzo, con 545 euros el MWh, y llegando a tener picos de 700 € el MWh.

Sin embargo, en abril, la eólica y la fotovoltaica tuvieron incrementos de producción históricos, de un 4,8% y un 7% respectivamente, en la región ibérica, lo que derivó en el descenso del precio de la energía a 150 € el MWh, el valor más bajo desde el comienzo de la guerra.

Mientras que hace una semana, el presidente de España, Pedro Sánchez, pidió por la autonomía energética del país y reivindicó el apoyo de su gobierno hacia las energías renovables. 

Y en el marco del webinar “Autoconsumo contra la inflación”, organizado por la empresa noruega Otovo, el jefe de ventas en España Christian Rooney, destacó el rol del autoconsumo solar para generar ahorros económicos en el segmento residencial. 

Considerando que durante el 2021, más de 800.000 hogares y empresas españolas instalaron sistemas fotovoltaicos, como herramientas para combatir las subas en la tarifa de la electricidad. Y que la propia Otovo presentó informe del primer trimestre del 2022 en el que veía un crecimiento del 138% en España y, 13% para los emplazamientos que además incorporan almacenamiento como respaldo. 

Rooney destacó que con la compra de paneles solares, se puede ahorrar hasta un 50 o 60% del valor de la factura eléctrica. Y con la incorporación de baterías, ese número podría llegar al 90%.

“El cliente en vez de pagar 170 €, con una instalación fotovoltaica queda en 70 € al mes, llegando a ahorrar 1200 € al año, que es más de 15% de retorno de inversión de los sistemas”, resaltó el jefe de ventas de Otovo.

En esta línea, el especialista también recalcó la durabilidad de estas instalaciones, que poseen una garantía de 5 años como mínimo, y que se asegura un 80% de efectividad de producción a lo largo de 25 años.

“Con los paneles solares se garantiza energía a costes determinados durante el resto de la instalación y los usuarios se olvidan de la suba precios”, aseguró.

“En la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) en España, en 2021 se dispararon hasta el 6,5%, del cual el mayor porcentaje es la electricidad. Mientras que los valores de facturas en el país se multiplicaron por cuatro, y esta es una tendencia que no parece que vaya a bajar”, agregó directivo.

La evolución de las renovables en Brasil fue exponencial en los últimos años, a tal punto que tan solo en 2021 instaló casi 6 GW solares (entre proyectos de gran escala y generación distribuida) y 3,8 GW eólicos, siendo récord del país en ambos casos. 

Y este 2022 no sería la excepción ya que podría darse otro gran salto en la penetración de las renovables en la matriz eléctrica e incluso volver a romper los registros de la potencia eólica instalada. 

“Prevemos terminar el 2022 con más de 27 GW eólicos operativos, lo que significa que nuevamente podríamos batir el récord ya que se estima 5 GW para este año», aseguró Elbia Gannoum, presidenta de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) durante el reciente evento de Latam Future Energy. 

“Esta velocidad aumentará en los próximos años porque nuestro promedio de contratación anual hasta 2017 era de 2,5 GW y ahora se incrementó hasta 4 GW, principalmente por el crecimiento del mercado libre”, agregó. 

Para tomar dimensiones, el protagonismo de Brasil en cuanto a la instalación de aerogeneradores es tal que durante el 2021 fue el tercer país del mundo que más invirtió en esa tecnología y actualmente ocupa el sexto lugar en cuanto a capacidad eólica instalada. 

“Tiene un papel fundamental en la expansión de fuentes renovables y también está muy bien posicionada en las nuevas inversiones. Incluso, la eólica ya es la segunda fuente de generación eléctrica de Brasil, con el 11,8% del total de la matriz gracias a 21,6 GW de potencia [795 parques operativos]”, detalló Elbia Gannoum

Además, según datos compartidos por la Asociación durante el virtual summit de LFE, la potencia onshore bajo esta tecnología llegaría hasta poco más de 34,5 GW al 2026, con una suba notoria entre el corriente año y el 2024. 

Crecimiento podría darse gracias a las Subastas de Nueva Energía, recordando que la A-4 se llevará a cabo el 27 de mayo, ya tiene 542 ofertas eólicas por un total 21432 MW y las centrales adjudicadas deberán entrar en operación antes del 2026. Mientras que para el segundo semestre de este año se prevé que se hagan la A-5 y A-6. 

Offshore

Por el lado del desarrollo de los proyectos en aguas jurisdiccionales de Brasil que otra vez aumentó la cantidad de parques y potencia en proceso de licenciamiento en el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA), alcanzando 133,3 GW repartidos en 54 centrales. 

Energía Argentina S.A (ENARSA) firmó un acuerdo para proveer de hidrógeno verde al Puerto de Rotterdam (Países Bajos), producido a partir de un proyecto ubicado en la zona de Bahía Blanca. 

Y de ese modo ENARSA 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 al año para 2030. 

Y en el caso particular del resto de Latinoamérica, tampoco pasa desapercibida la situación del puerto más grande de toda Europa – y el tercero más activo del mundo -, debido a que en ya se firmaron varios convenios y memorando con otros países de la región, lo que lo convierte en un polo estratégico para la comercialización, aplicación y transporte del vector energético, considerando todo el potencial de la región. 

A principios del año pasado, Chile fue uno de los primeros países de América Latina en firmar memorándum de entendimiento  (MoU por sus siglas en inglés) con la entidad portuaria para exportar hidrógeno verde hacia el viejo continente. 

Y cabe recordar que el país trasandino tiene una Estrategia Nacional de H2V, aprobada a finales del 2020, que posee tres objetivos principales: contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; producir el hidrógeno verde más económico en el año 2030; y estar entre los 3 principales exportadores para 2040.

Por lo que dicho acuerdo fue un paso histórico, tanto para su propios planes nacionales como así también para aportar a descarbonizar las matrices de los países que tienen la ambición de carbono neutrales. 

A la par de ello, Uruguay también estrechó lazos con el Puerto de Rotterdam e incluso lanzó un informe en conjunto (sumando al Banco Interamericano de Desarrollo – BID) sobre el potencial para realizar una economía del H2V. 

Estudio en el que se llegó a la conclusión de que el país podría alcanzar 300 GW de energía eólica offshore y 30 GW onshore, además de que requeriría hasta €45.000 millones para producir hidrógeno verde. 

Mientras que a fines del 2021, las autoridades gubernamentales de Uruguay viajaron a Europa y profundizaron la relación con la entidad portuaria que abarca más de 3000 compañías comerciales, mediante un MoU para promover inversiones y que dicha ciudad sea la entrada constituya una puerta de entrada  para el H2V producido en tierras uruguayas.

A ello se debe agregar que Colombia suscribió un memorando en febrero de este año, con el objetivo de establecer un corredor de exportación e importación de H2V y sus derivados, lo que permitirá avanzar en los objetivos de su hoja de ruta. 

Plan que proyecta que, hacia los próximos 10 años, haya entre 1 a 3 GW de capacidad para electrólisis en el país, lo que supone de 1,5 a 4 GW de capacidad instalada de renovables dedicada exclusivamente a la producción de hidrógeno, con la posibilidad de exportarlo, principalmente a Asia y Europa.