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La Licitación Abierta a Largo Plazo de Guatemala está a la vuelta de la esquina. El proceso que deberá ser convocado por las Distribuidoras Eléctricas que operan en el país cuenta desde hace un año con los Términos de Referencia y ya estaría afinando sus pliegos de bases y condiciones.  

No se trata de un mecanismo nuevo, pero sí que había sido discontinuado y se pretende retomar. 

Para esta convocatoria, los Términos de Referencia elaborados por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) (ver detalle) proponen la contratación a centrales que oferten los precios más competitivos, con la salvedad que se priorice a energías renovables en la adjudicación. 

A través de la la Resolución CNEE-267-2021, la CNEE propone que: “la Potencia Garantizada a adjudicar deberá ser como mínimo el 50 % (…) a través de plantas de Generación Nuevas cuyo tipo de tecnología de generación sea con Recursos Renovables, pudiendo llegar a contratarse hasta el 100 % del requerimiento total de potencia, siempre que se minimice el costo total de compra de potencia y energía”.

Ahora bien, quienes tendrán la última palabra serán las compañías: Distribuidora de Electricidad de Occidente, Distribuidora de Electricidad de Oriente y Empresa Eléctrica de Guatemala, quienes ratificarán o modificarán las características de la licitación en los pliegos definitivos. 

Si bien desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) confían que aún no se cuenta con fecha exacta de su lanzamiento, las expectativas ascienden porque habrían señales de autoridades que indican que debería ser durante el primer semestre de este año. 

“Según ha trascendido públicamente desde la CNEE se prevé que durante el mes de mayo queden aprobadas las bases de licitación”, señalaron desde AGER. 

Aquello ha generado movimiento en el sector, ya que podría garantizar la continuidad de centrales de generación renovable nuevas y/o existentes, a través de un mecanismo confiable con contratos a largo plazo. 

“Los procesos de licitación abierta en Guatemala, han sido procesos transparentes que promueven el desarrollo de proyectos de generación de energía a través de la iniciativa privada, partiendo de ello y de lo que se estipula en la Política Energética actual, la cual busca que la generación de energía a través de fuentes renovables alcance hasta un 80% de la matriz de generación actual”, señaló a este medio Carina Velásquez, coordinadora de Comunicación y RRPP de la AGER. 

Y amplió: “Como sector de las energías renovables confiamos que la convocatoria permitirá que se genere con transparencia una libre competencia y que tal y como lo establecen los TDR al menos el 50% de lo contratado provenga de proyectos de generación de energía a través de fuentes renovables”.

El operador del mercado eléctrico colombiano, XM, informó a Energía Estratégica que durante el primer trimestre del 2022 ingresaron dos nuevas plantas de generación de energía, que totalizan cerca de 11 MW.

La primera fue la central solar Delphi Helios 1 META, de 9,9 MW, propiedad de la compañía Enersua, que comenzó a operar el pasado 3 de marzo.

El 30 de marzo hizo lo propio la Pequeña Central Hidroeléctrica ‘Las Violetas’, de PCH EL COCUYO, que posee 0,945 MW en el departamento de Antioquia.

Si bien el volumen de potencia ingresado este año aun es bajo, para XM se vendrán trimestres que dará un verdadero giro.

“Considerando los proyectos de generación que tienen concepto de conexión aprobado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), con fecha de puesta en operación para 2022 los cuales cuentan con garantía bancaria de acuerdo con el marco normativo actual, se espera que durante el año ingresen más de 3.000 MW de nuevos proyectos de generación”, advierten.

El 50%, unos 1.500 MW serían solares fotovoltaicos; un 22% hidroeléctricos, es decir, 660 MW, donde Ituango es la planta con mayor aporte a este porcentaje. Luego, el 19% serían proyectos térmicos y el restante 9% eólicos, unos 270 MW.

“Se resalta que de los 3000 MW esperados, el 80% es mayor a 20 MW y por tanto pertenecerán al despacho central”, destacan desde XM.

Lo cosechado

De acuerdo al administrador del sistema, durante 2021 entraron en operación en el Sistema Interconectado Nacional ocho proyectos de generación, que suman 131,4 MW.

Según Jaime Alejandro Zapata Uribe, Gerente del Centro Nacional de Despacho de XM, “los nuevos proyectos puestos en operación en 2021 y en el primer trimestre de 2022 (11 MW), permitieron aumentar la capacidad efectiva de las plantas con Fuentes de Energía Renovables No Convencionales (FERNC) de 79 MW a 153 MW, lo que repercute en un aumento de la confiabilidad de nuestro Sistema Interconectado Nacional”.

“Esperamos que en 2022 el sistema se siga expandiendo, propendiendo cada vez por tener un sistema más robusto y confiable, encaminados en los retos que tenemos en el sector hacia la transición energética», enfatizó el funcionario.

Mediante seis llamados a Solicitudes de Propuestas (RFP), Puerto Rico planteó contratar cerca de 3750 megavatios de energías renovables e integrarlos a la red eléctrica local junto con sistemas de almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP).

El primero de aquellos puso en juego 1000 MW solares y 500 MW de baterías equivalentes, además de aceptar propuestas de VPP por 150 MW. Y si bien, en este tramo ya se anunció la aprobación de algunos proyectos estimados en 800 MW, el proceso aún transita su etapa final a la espera de confirmar finalmente a los adjudicados y asignarles la firma de un PPA.

Hasta tanto, el segundo tramo ya está en marcha por 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 (4) horas.

Pocas certezas existen de la cantidad a adjudicarse en VPP, pero Accion Group, coordinador independiente contratado para los tramos 2 y 3 de RFP, quiso transparentar las intenciones de innovar en los términos que se definan, sin relegar calidad del servicio y posibilidad de interconexión de los mismos.

Al respecto, es preciso aclarar que Puerto Rico considera VPP a todo recurso de almacenamiento de energía, recurso de energía renovable o recurso de respuesta a la demanda a aquellos agregados a un recurso que colectivamente no exceda 1 MW en su punto de interconexión con el Sistema de Distribución y puede proporcionar Servicios de Red a la AEE.

Un detalle no menor es que se evalúa la posibilidad de que las VPP tengan beneficios adicionales que permitan que, por ejemplo, durante la etapa de evaluación, el NEPR-IC otorgue preferencia a los VPP por sobre proyectos de gran escala.

Al respecto, durante la reunión virtual que se llevó a cabo la semana pasada para partes interesadas en este proceso, Accion Group aclaró que aún no saben cuánto adicionaran en este tramo en VPP, pero prevén que las opciones para VPP se amplíen en tramos futuros.

“No queremos proponentes que inviertan su tiempo y dinero en presentar propuestas que no puedan entrar en servicio”, alertaron desde Accion Group.

No obstante se mostraron abiertos a recibir comentarios para mejorar los términos de la participación de VPP, ya que identifican que puede traer valor a la gestión del sistema.

“Accion y LUMA están trabajando en los parámetros y requisitos ya que las VPP siguen siendo un componente para satisfacer las necesidades del sistema”, aclararon.

El jueves pasado, la provincia de Buenos Aires dio un paso histórico para el avance de las renovables con la adhesión a la Ley Nacional N° 27424, que establece el régimen de fomento a la generación distribuida. 

Y si bien fue una adhesión parcial a los beneficios promocionales, impositivos, fiscales y de financiamiento establecidos en la normativo, no quita que ello sirva de puntapié para que crezca mucho más a la GD en el país, teniendo en cuenta la provincia de Buenos Aires (principalmente el AMBA) concentra el 40% de la demanda eléctrica nacional. 

Sin embargo, todavía resta un paso fundamental para que realmente se pueda implementar en el territorio bonaerense: la reglamentación. Regulación que el Poder Ejecutivo debe realizar dentro de los 180 días subsiguientes, según lo establecido en la adhesión. 

“Hasta que la ley no esté reglamentada, no tiene aplicación. Desde estarlo para que tenga efecto concreto sobre la demanda y los usuarios hagan el proceso con sus distribuidoras o cooperativas, porque sino estas últimas pueden manifestar que no saben cómo hacer el procedimiento”, explicó Marcelo Álvarez, especialista en temas energéticos y co-coordinador de LATAM del Global Solar Council junto a Rodrigo Sauaia, en diálogo con Energía Estratégica. 

“Se estima que no se tome mucho tiempo para ello y que, mediante una convocación a los distintos actores del sector, se haga una mesa técnica de discusión. Creo que la reglamentación terminará saliendo, aunque habrá que esperar si se da en los plazos que se mencionaron. Pero la generación distribuida llegó para quedarse y la provincia de Buenos Aires debería liderar y no resistirse a ella”, agregó. 

Justamente, la propia regulación también es la que marcará lo que verdaderamente significa la adhesión parcial respecto a la total, que según comentó el especialista, a priori parece que el procedimiento sea diferente en términos de inscripción y registros. 

De todos modos, Marcelo Álvarez reconoció que hay oportunidades en la evolución de la distribuida en PBA, sobre todo en el sector industrial ya que les permitirá realizar una inversión en infraestructura a valor dólar oficial, pagando en pesos con un stock que posean.

“Hay una coyuntura que posibilitaría un crecimiento rápido de la demanda: hay muchas empresas argentinas que tienen un stock de pesos en un contexto inflacionario y que no quieren o no pueden ir al dólar oficial, y por ende podrían adquirir capital durable que ayuda a bajar los costos operativos, si es que saben que lo harían con un modelo que las ampare”, explayó. 

Pero por otro lado, un hecho que tomará relevancia en la evolución de la GD en el segmento residencial de la provincia PBA es lo que ocurrirá con los valores a tarifas eléctricas y los subsidios existentes, que dificultan un poco el cierre económico. 

“Mientras en Córdoba un sistema se puede amortizar en 6 o 7 años y hay financiamiento que cubre ese período, en algunos lugares de Buenos Aires con las tarifas residenciales más subsidiadas, puede que tarde más de 20 años en recuperar la inversión. Aunque eso cambiaría de un día para otro si se sinceran las tarifas de electricidad”, concluyó Álvarez. 

La industria de las energías renovables se encuentra en continuo crecimiento. La innovación tecnológica está a la orden del día y cada vez hay más familias de productos y modelos entre la oferta para el sector fotovoltaico. 

Ja Solar se destaca como uno de los fabricantes líderes de módulos solares que más producción de módulos tendrá. Según precisaron desde la compañía van a fabricar unos 40 GW de módulos sólo durante este 2022 (ver más). 

Las proyecciones de negocios en su producto estrella lo llevaron a perseguir elevar su cuotas de participación en distintos mercados, incrementar la producción de modelos estratégicos y hasta ser distinguido internacionalmente. 

Según Deege Solar, “DeepBlue 3.0 de JA Solar recientemente entró en la lista de los paneles solares más eficientes para instalaciones solares domésticas a partir de 2022”. 

Y es que, la compañía asegura que los módulos de la serie DeepBlue 3.0 adquieren un atractivo diferenciados frente a otras alternativas por adoptar múltiples tecnologías que ahorran costos y aumentan las ganancias para los usuarios. 

Su tecnología de punta incluye las celdas PERCIUM+ de nueva generación de 182 mm, configuración de obleas de silicio dopadas con Ga, multibarra colectora y celda de medio corte.

Aquello ha llevado a que los módulos de la serie DeepBlue 3.0 hayan tenido una buena aceptación en el mercado global desde su lanzamiento, con envíos globales acumulados que superan los 12 GW para fines de 2021, cubriendo 86 países y regiones de todo el mundo.

En concreto para América Latina y el Caribe, la serie de paneles solares MBB 182 mm fue el producto principal en este año al representar el 70% de los envíos en Centroamérica y Sudamérica (incluidas las áreas del Caribe). Un 47% fue conquistado por paneles mono y el 23% por bifaciales. Siendo los meses de mayor éxito de envíos, el mes de mayo para los mono (54,07 MW) y noviembre para los bifaciales (98,41 MW).

JA Solar apuesta a quedarse con el 20% del mercado de Centroamérica y Colombia

EUPD Research anunció recientemente el primer lote de ganadores del sello Top Brand FV 2022. En Brasil y Sudáfrica, el fabricante de inversores Solis ha sido galardonado con el sello Top Brand FV 2022.

Esto se basa en una encuesta de instaladores fotovoltaicos en Brasil y Sudáfrica realizada por EUPD Research, una organización de investigación económica y de mercado. Solis ha recibido este prestigioso premio por séptima vez consecutiva.

A lo largo del período de la encuesta, EUPD Research entrevistó a empresas de instalación fotovoltaica sobre sus hábitos de compra, las marcas que tienen en sus carteras y una variedad de otros temas. Como resultado, Solis logró resultados sobresalientes en términos de preferencia del cliente, reconocimiento de marca, satisfacción y recomendación. Como resultado, Solis será reconocida como una empresa fotovoltaica top para 2022.

«La concesión de este respetado sello de la industria ofrece otra confirmación del compromiso de Solis con la innovación, la calidad, la confiabilidad y el liderazgo tecnológico de los productos», dijo Eric Zhang, director de ventas globales de Solis.

«Con 16 años de influencia de la marca en el mercado fotovoltaico, Solis ha mantenido una cooperación estable con los clientes existentes y ha atraido a muchos clientes nuevos. Solis no solo representa una alta confiabilidad, sino también nuestra proximidad incansable al mercado y un servicio inigualable orientado al cliente.

Solis ha establecido oficinas globales y centros de servicio técnico posventa. en el Reino Unido, los Estados Unidos, Australia, Brasil, Sudáfrica, India, México, España, los Países Bajos, Rumania y otros lugares. Esperamos con ansias presenciar el futuro de la energía solar en todo el mundo».

En los últimos años, Brasil y Sudáfrica se han convertido en importantes mercados fotovoltaicos. En este entorno de crecimiento, es fundamental que las empresas se posicionen dentro del grupo objetivo clave de instaladores. Solis se ha establecido con éxito entre los intermediarios del mercado más importantes y una vez más ha sido galardonada como Top Brand FV en Brasil y Sudáfrica”, explica Mark A.W. Hoehner, fundador y director ejecutivo de EUPD Research.

El panorama en los mercados fotovoltaicos globales es altamente competitivo y, por lo tanto, el Sello de Top Brand ayuda a los intermediarios a identificar las marcas adecuadas para ofrecer a sus clientes. Solis se está implementando a largo plazo con una visión internacional, insistiendo en centrarse en el producto, posicionando a los clientes en el lugar y desarrollando tecnología para impulsar al mundo con energía limpia.

Finalmente nació Greenfield PV. La compañía creada por Smartenergy y el Grupo Prodiel, cuenta con un equipo de más de 50 profesionales y tendrá el objetivo hacia el 2025 de desplegar un porfolio de proyectos solares fotovoltaicos de más de 4 GW en España.

«Es una empresa comprometida con el desarrollo sostenible y la conservación del medio ambiente», destacó el vicepresidente de Grupo Prodiel, Miguel Somé, al respecto. Y enfatizó: «Nos enfocamos en un modelo de desarrollo responsable y ordenado de los activos solares fotovoltaicos».

El director de operaciones de Smartenergy, Joao Cunha, consideró que la ‘joint venture’ Greenfield PV representa «un excelente ejemplo del trabajo que está haciendo Smartenergy al identificar oportunidades en toda Europa y, en este caso, en España, creando sinergias en toda la cadena de valor».

Además, valoró que, con «este paso gigante», la firma de inversión suiza «ahora está bien posicionada para un mayor crecimiento en España».

Cabe recordar que Smartenergy ha adquirido una importante cartera de proyectos de Prodiel que supera 1 GW de energía solar fotovoltaica. Greenfield PV prestará servicios de desarrollo a ambas carteras, la creada de manera conjunta con Prodiel y que acaba de adquirir al grupo sevillano.

La matriz del fondo Smartenergy tiene su central en Wollerau (Suiza), y es el accionista principal de Edisun Power Europe AG, cotizada en la bolsa de Zúrich.

Cuenta con filiales de desarrollo de proyectos en España, Portugal, Italia y Alemania, y desarrollade proyectos solares FV, eólicos e hidrógeno.

“Estamos fuertemente comprometidos en desarrollar el potencial del hidrógeno verde y las tecnologías relacionadas con la producción, almacenamiento y aplicación del hidrógeno como complemento ideal para la gestión de energías renovables”, aseguran desde la compañía.

Por su parte, es de destacar que Prodiel y Everwood crearon el pasado año una joint-venture para desarrollar proyectos solares con 7 GW en gestión, de la que salió en pasado mes de febrero, cuando sale de DVP Solar, que pasa a ser propiedad exclusiva de Evewood Capital.

Banverde y el Gobierno de la Ciudad de México firmaron un convenio de colaboración para que las micro, pequeñas y medianas empresas puedan acceder a financiamiento para instalar paneles fotovoltaicos y calentadores solares, acuerdo que se inscribe bajo la Acción Institucional para el Fomento a la Transición y la Sustentabilidad Energética en MiPyMEs. 

Aquellas compañías interesadas en las energías renovables y en participar de esta iniciativa deberán tener un consumo eléctrico de hasta MXN 50,000 en su recibo. El esquema de financiamiento puede llegar hasta MXN 2,000,000 por proyecto, mientras que los plazos de los contratos son entre 1 a 4 años, en los cuales los esquemas de desarrollo de aquellos emprendimientos financiados por Banverde garantizan la operación y mantenimiento del sistema. 

Alberto Fabio González, director de Asuntos Corporativos y socio fundador de Banverde, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y comentó que “el acuerdo se da en el marco de sus esfuerzos de combatir el cambio climático y de sustento económico a las empresas de la entidad federativa” y que utilizan esta plataforma para poder completar otra parte de los apoyos que prevén. 

“Este tipo de programas van hacia otros segmentos de mercado mayores al de generación distribuida anunciado meses atrás, en este caso con el objetivo de ampliar el espectro que abarcamos”, reconoció el especialista. 

Y cabe recordar que Banverde, el primer fondo dedicado a generación distribuida solar en México para clientes comerciales e industriales, fijó la meta de financiar 40 MW de sistemas de esta índole durante el 2022, lo que representa alrededor de USD 40,000,000. 

“Por el momento nos mantendremos en esta línea para apoyar a las micro, pequeñas y medianas empresas, pero no descartamos seguir con otras iniciativas para desarrollar soluciones financieras para la pequeña y mediana industria”, sostuvo Alberto Fabio González. 

“Estamos bien posicionados en una tendencia que poco a poco vuelven a necesitar varias industria para que puedan tomar el control de su gasto eléctrico. Y creemos que hay empuje a las propuestas que ofrecemos, adicionalmente que hay un cambio de conciencia ambiental por este tipo de sistemas”, agregó. 

Por otro lado, el programa de Energía Solar de la Ciudad de México para las MiPyMEs también contempla asesoría técnica y económica, vinculación con proveedores y el apoyo a la inversión, donde para el caso de los calentadores solares se brindará una ayuda del 40% del costo del sistema, con un tope de hasta MXN 200,000.

En tanto que para los sistemas fotovoltaicos se otorgará un respaldo del 20% del costo del sistema y la instalación pertinente, teniendo en cuenta que el límite será de hasta MXN 180,000.

Y según informaron desde las entidades, la convocatoria para poder ser beneficiarios del programa estará vigente hasta el 30 de octubre de 2022 para sistemas fotovoltaicos y hasta el 15 de diciembre para calentadores solares de agua.

El nuevo sistema de comercialización permitirá maximizar los niveles de calidad en los servicios de atención al cliente, facturación, y recaudación. Como parte de este nuevo sistema, la emisión de facturas no se realizará al mismo tiempo para todos los usuarios, lo cual permitirá distribuir las tareas operativas de mejor manera, así como disminuir la afluencia de clientes para realizar pagos, dado que la fecha de vencimiento de las facturas, no será el mismo para todos los clientes.

Asimismo, se implementa una facturación electrónica a fin de cumplir con la política de disminución de papel impulsada tanto por el Ministerio del Ambiente, Agua y Transición Ecológica como por el Consejo de Gobierno del Régimen Especial de Galápagos. De esta manera todos los documentos que se emitan desde la empresa serán remitidos al correo electrónico registrado por el cliente y también estarán disponibles para la descarga en la página web oficial de la institución:

www.elecgalapagos.com.ec

“Hemos realizado una inversión importante con la finalidad de alcanzar estándares internacionales de eficiencia y calidad que nos encaminen a brindarle a nuestros usuarios el mejor servicio, usando la mejor tecnología. Además, nos enorgullece ser la séptima empresa del país en dar este salto tecnológico”, comentó el presidente ejecutivo de ELECGALAPAGOS, Jefferson Cata.

Empresas de Distribución como: Centrosur, Quito, Azogues, Regional del Sur, Riobamba y la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL EP), ya cuentan con esta innovadora plataforma orientada a brindar a los usuarios servicios de calidad a través de procesos estandarizados en cuanto a atención al cliente, recaudación, facturación, gestión de cartera y medición, entre otros.

El Gobierno del Encuentro a través del Ministerio de Energía y Minas y ELECGALAPAGOS trabaja de forma comprometida en beneficio de la población de la provincia de Galápagos.

El Gobernador de Tierra del Fuego AeIAS, Gustavo Melella junto al Ministro Jefe de Gabinete, Agustín Tita, recibieron en Casa de Gobierno al Presidente de la empresa MMEX Resources Corp., Jack Hans, y al CEO de la compañía, Nabil Katabi, en un encuentro donde los empresarios expusieron su proyecto de inversiones para generar energía verde en la provincia.

La propuesta de la compañía estadounidense es la instalación de un parque eólico en Río Grande, al norte de la provincia, y la instalación de una planta de electrólisis que generará 55 toneladas de hidrógeno por día, cuya potencia exacta, es de un mínimo de 160 megawatts. Mientras que la inversión estimada será de 500 millones de dólares para la electrólisis, viento y producción de amoníaco, con la consecuente generación de empleos relacionados que, se estima, será de 1200 puestos de trabajo.

Se prevé que el producto final sea exportado a Europa y Asia, ya que de momento no hay demanda de hidrógeno en Argentina y aprovechando la posición marítima de la Río Grande y de la Provincia en general.

Al respecto, el Gobernador, Gustavo Melella celebró la posibilidad de contar con este tipo de propuestas y aseguró que “se trabaja fuertemente en la búsqueda de proyectos que generen inversiones en energía verde, lo hicimos hace algunos días atrás con la empresa Total Austral con la firma del convenio y hoy estamos teniendo la posibilidad de anunciar el desembarco de MMEX en Tierra del Fuego”.

“La Provincia está abierta a nuevas inversiones del sector privado, el estado tiene que estar acompañando y respaldando estas opciones que significarán la generación de empleo, la industrialización de nuestros recursos naturales y el avance hacia la trasformación de la industria”.

Por su parte, el Presidente de MMEX Resources Corp., Jack Hans especificó que «la empresa toma el trabajo ya desarrollado en Texas, combinado con la empresa Siemens Energy, quienes generarán el desarrollo tecnológico para traerlo a Tierra del Fuego; el proceso que se está realizando en Estados Unidos es con energía solar, aquí en la provincia se realizará con energía eólica, aprovechando las condiciones magníficas que tiene este territorio”.

En continuación, el directivo señaló que su intención principal es “ayudar a la provincia y convertir a Tierra del Fuego, en tierra de energía renovable”.

A su vez, el Ceo de MMEX, Nabil Katabi, ponderó el encuentro y precisó que «en Río Grande las condiciones de viento son de las mejores del mundo, es un hecho que se está dando a conocer y creo que estamos bien avanzados comparados con otras iniciativas, porque para hacer cosas de este tamaño se necesita ingeniería específica y hay pocas empresas en el mundo que tienen esa capacidad, Siemens Energy es una de ellas y llevamos más de un año trabajando con ellos”.

Finalmente, Katabi explicó que “se terminó el estudio de prefactibilidad técnico y se tiene la ingeniería hecha de la parte de electrólisis; la parte eólica está muy desarrollada en el mundo, entonces parte de lo que conversamos con el gobierno de la provincia es aprovechar la información existente para avanzar por ese lado; una vez obtenido los datos, trabajaremos para poder tener todo listo, quizás en 2 años”.

El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) registra que, en lo que va de abril, ya se expidieron Resolución de Calificación Ambiental (RCA) a 13 proyectos de energía, que motivarán inversiones por un monto aproximado a los 575,8 millones de dólares.

El emprendimiento que más se destaca por lo novedoso de la tecnología es HyEx, que producirá hidrógeno verde.

La planta, presentada por Engie, contará con un arreglo de electrolizadores con una potencia instalada total de aproximadamente 26 MW y está ubicada a 25 km aproximadamente de la ciudad de Tocopilla.

“El suministro eléctrico para alimentar el proyecto provendrá de una conexión con la subestación Tamaya (110/33 kV), mediante una zanja con cableado soterrado; mientras que el abastecimiento de agua desmineralizada provendrá de la Central Térmica Tocopilla (CTT)”, informó la compañía.

E indicó: “Con el fin de producir y suministrar H2 las 24 horas del día, el proyecto considera un sistema de compresión y almacenamiento de H2, el cual permitirá suministrar H2 durante todo el día, sin que necesariamente la operación del proceso de electrólisis sea continua”.

El hidrógeno producido por la electrólisis alimentará la planta de producción de Amoníaco Verde propiedad de ENAEX, la que se ubicará en un terreno adyacente al emprendimiento.

Otra iniciativa que recibió el RCA fue el proyecto ‘Ampliación Planta Solar Pampa Unión’, que pretende potenciar la planta Cerro Dominador de 210 a 600 MW.

Actualmente, la central combina 110 MW de Concentración Solar de Potencia (CSP), tecnología también denominada ‘termosolar’, y 100 MW fotovoltaicos. En virtud de este nuevo emprendimiento se sumarán 390 MW fotovoltaicos más, que podría estar en marcha a finales del 2024.

Por otra parte, entre los emprendimientos se destacan otras seis plantas solares por 143 MW. Cinco de ellas son PMGD (hasta 9 MW de potencia neta), y uno, el “Proyecto Solar Fotovoltaico Don Humberto”, posee 90,5 MW.

Además, cabe mencionar al proyecto eólico, único de la lista, PMGD Eólico Chara, que contará con tres aerogeneradores de 5,5MW, es decir 16,5 MW, según lo informado por la empresa patrocinadora.

Finalmente, según la SEA recibieron sus RCA tres emprendimientos eléctricos.

Nombre
WEB
MW
Comunas
Provincias
Titular
Inversión (MMU$)
Fecha presentación
Fecha aprobado

Ampliación en S/E El Avellano
Ver
0
Los Angeles
Ñuble-Concepción-Bío Bío-Arauco
Compañía General de Electricidad S.A.
3,3548
22-oct-2021
4-abr-2022

Subestación Seccionadora Agua Amarga 220 KV
Ver
0
Vallenar
Chaqaral-Copiapó-Huasco
Transquinta S.A.
10,3610
21-oct-2021
8-abr-2022

Parque Fotovoltaico El Rosal
Ver
11
Los Angeles
Ñuble-Concepción-Bío Bío-Arauco
MVC SOLAR 12 SpA
11,0000
23-ago-2021
4-abr-2022

HyEx – Producción de Hidrógeno Verde
Ver
26
Tocopilla
Tocopilla-El Loa-Antofagasta
ENGIE LATAM S.A.
47,0000
23-ago-2021
18-abr-2022

Nueva Conexión y Ampliación S/E Celulosa Laja
Ver
0
Laja
Ñuble-Concepción-Bío Bío-Arauco
CMPC PULP SpA
1,5600
20-ago-2021
11-abr-2022

Parque Fotovoltaico San Ramón
Ver
9
Paine
Chacabuco-Santiago-Talagante-Melipilla-Maipo-Cordillera
San Ramón Solar SpA
12,0000
20-may-2021
4-abr-2022

Parque Fotovoltaico Titan Solar
Ver
12,5
Antofagasta-Sierra Gorda
Tocopilla-El Loa-Antofagasta
DPP HOLDING CHILE SPA
12,0000
19-may-2021
18-abr-2022

Parque Fotovoltaico Doña Elvira
Ver
11
Chillán

MVC SOLAR 56 SpA
11,0000
23-abr-2021
18-abr-2022

Planta Fotovoltaica Bonasort
Ver
9
Antofagasta
Tocopilla-El Loa-Antofagasta
GR Lauca SpA
9,9000
21-abr-2021
1-abr-2022

Planta Fotovoltaica Agrovisión
Ver
9
Yungay

MVC SOLAR 11 SPA
11,0000
21-abr-2021
25-abr-2022

Proyecto Solar Fotovoltaico Don Humberto
Ver
90,552
Til-Til
Chacabuco-Santiago-Talagante-Melipilla-Maipo-Cordillera
PSF DON HUMBERTO SPA
75,0000
21-abr-2021
4-abr-2022

PMGD Eólico Chara
Ver
16,5
Calbuco
Osorno-Llanquihue-Chiloé-Palena
Parque Eólico Chara SpA
11,7000
20-abr-2021
8-abr-2022

Ampliación Planta Solar Pampa Unión
Ver
390
Sierra Gorda
Tocopilla-El Loa-Antofagasta
Pampa Unión SpA
360,0000
22-mar-2021
1-abr-2022

Un grupo de quince diputados de la Nación le solicitó al gobierno argentino que informe varias cuestiones relacionadas al Programa RenovAr, destinado a la promoción de inversiones y desarrollo en energías renovables.

Uno de los puntos claves refiere a aquellos proyectos que no se concretaron y que tampoco optaron por la rescisión contractual estipulada en la Resolución SE 1260/2021, ya que, según los legisladores, “hay 34 proyectos, que en total suman alrededor de 1.500 MW de potencia adjudicada sin construir, que aún no han respondido a la resolución”.

Por lo que pidieron respuestas sobre las medidas que tomará el Poder Ejecutivo Nacional respecto de esas emprendimientos en stand by para poder proceder con la liberación de su prioridad de despacho de potencia asignada y así dar continuidad al avance de las renovables en el país. 

De igual manera, también hicieron mención a los proyectos adjudicados en la ronda 3 del RenovAr (Mini Ren), lanzada en el año 2019 y que adjudicó 238 MW repartidos en 38 centrales de baja escala, generando compromisos de inversión por aproximadamente USD 400.000.000. 

“La Secretaría de Energía no ha avanzado en la suscripción de contratos de abastecimiento de energía renovable, sino que simplemente se ha limitado a prorrogar sus plazos de vencimiento”, detalla el pedido de informe. 

Y como consecuencia, concretamente se demanda una actualización del estado de situación de dicha convocatoria, a qué se deben las demoras en la suscripción de contratos y en qué plazo se normalizará el proceso licitatorio. 

¿Por qué surge esta solicitud en estos momentos? Debido a que transcurrieron más de la mitad de la gestión de gobierno y a que los que el porcentaje de cobertura de energías renovables se encuentra por debajo de lo acordado en la Ley Nacional N° 27191, que detalla que al 31 de diciembre de 2021, se debían alcanzar como mínimo 16% del total del consumo propio de energía eléctrica. 

“Ante ello, ¿cuándo se prevé el lanzamiento de una nueva ronda de licitaciones? ¿Se están analizando otras formas de cumplir con la meta establecida en la ley anteriormente mencionada? De ser así, ¿cuáles?”, puntualiza el documento presentado en el Congreso que tiene la firma de Camila Crescimbeni, Maria Eugenia Vidal, Gerardo Milman, Marcela Campagnoli, Rogelio Frigerio, Graciela Ocaña, Danya Tavela, Federico Frigerio, Alfredo Schiavoni, Dina Rezinovsky, Adriana Ruarte, Matias Taccetta, Victoria Morales Gorleri, Germana Figueroa Casas y Lisandro Nieri. 

“Pero si el motivo de la demora fuere la falta de capacidad de las redes de transporte eléctrico para evacuar la generación de energía renovable, ¿qué medidas se han tomado para ampliar su capacidad? ¿Cuándo se realizarán nuevas licitaciones para construir nuevas líneas de transmisión?”, cuestiona la petición. 

El pasado viernes 22 de abril, el Ministerio de Energía y Minas publicó el acta de precalificación en torno al Proceso Público de Selección (PPS) para el desarrollo del proyecto de interconexión al sistema petrolero, denominado Sistema de Transmisión Nororiental (STNO).

Las cuatro empresas de España, Perú y Colombia que presentaron las muestras de interés quedaron habilitadas y podrán adquirir los derechos de participación y acceder al cuarto de datos (data room), que contiene toda la información del proceso y están habilitados para ser potenciales oferentes del PPS.

Según indica el cronograma de este PPS, la publicación del acta de precalificación se produce una vez culminadas las etapas de revisión de muestras de interés, subsanaciones a petición de la Comisión Técnica y evaluación de precalificación. Las empresas que cumplieron con los requisitos dentro de la etapa de recepción de muestras de interés son: CELEO REDES SLU, COBRA INSTALACIONES Y SERVICIOS SA junto a CYMI CONSTRUCOES E PARTIPACOES S.A., Interconexión Eléctrica Perú SA ESP ISA, Eléctricas de Medellín Ingeniería y Servicios SAS.

El Acta de Precalificación está publicada en la página web del Ministerio de Energía y Minas: https://www.recursosyenergia.gob.ec/

Posteriormente, se prevé la visita técnica de sitio, etapa de preguntas y respuestas, preparación de ofertas, evaluación y calificación de las ofertas técnicas, evaluación de ofertas económicas y, finalmente, para el 23 de enero de 2023, proceder con la recomendación de adjudicación o declarar desierto a este proceso público de selección.

El Sistema de Transmisión Nororiental permitirá disponer de infraestructura de transmisión que conecte el Sistema Nacional Interconectado (SNI) con el Sistema Interconectado Eléctrico Petrolero (SIEP), ubicado en el nororiente del Ecuador, con lo cual se dotará de energía limpia a la industria petrolera.

Su construcción requerirá de una inversión estimada de USD 386 millones y un plazo de concesión de 30 años. Incluye la construcción de tres sub-sistemas de transmisión, seis nuevas subestaciones con una capacidad de transformación de 539,5 mega voltamperios MVA y 290 km de líneas de transmisión, energizadas a 230, 138 y 69 kilovoltios (kV), que alimentarán alrededor de 300 megavatios (MW) de demanda del SEIP.

La empresa que resulte adjudicada suscribirá el contrato de concesión y será la encargada de realizar el financiamiento, diseño, construcción, operación y mantenimiento del STNO durante el tiempo de la concesión. Por su parte, el Estado controlará el cumplimiento de las obligaciones del concesionario, velando por el cumplimiento del contrato y la normativa aplicable.

Inicia la Tercera Edición del Curso Intensivo de Movilidad Eléctrica organizado por el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la Universidad de Buenos Aires (CEARE – UBA).

Según precisaron desde el CEARE – UBA, el curso brindará herramientas para comprender el desarrollo del negocio y las políticas necesarias para su promoción y despegue en Latinoamérica, con una base en las tecnologías disponibles y experiencias desarrolladas en varias ciudades.

Alejandro Gottig, Daniel Fernández y Gastón Turturro serán los docentes encargados de impartir los contenidos orientados para profesionales, técnicos, gestores y tomadores de decisión, tanto del ámbito público como privado.

Ya se encuentra disponible en la página oficial del CEARE-UBA el plan de estudio, así como el costo y forma de pago. Ver

Como adelanto, la modalidad de las clases será virtual con un formato sincrónico y asincrónico combinando en 5 encuentros previstos para 5 de mayo, 19 de mayo, 2 de junio, 16 de junio y 30 de junio de 2022, a las 18:00 hs. con duración de una hora de exposición y luego ronda de preguntas y debate. 

Además de las clases virtuales, se contemplan actividades extra que involucran un Test drive de Nissan Leaf previsto para el martes 31 de mayo del 2022, así como otras visitas a instalaciones de prestigiosas empresas como Siemens y ABB, una vez avanzada la cursada. 

De allí, y en lo vinculado al sector de generación y almacenamiento energético, se destaca dentro del plan de estudio un tratamiento específico a la integración de energías renovables intermitentes al sistema eléctrico, la gestión de energía centralizada y descentralizada con V2G y servicios complementarios. 

A través de este curso, que tiene una duración de 20 horas, se puede acceder a un certificado digital de aprobación oficial del CEARE – UBA. 

No se puede perder esta oportunidad de formación profesional. Acceda a todo el detalle en: https://ceare.org/movilidadelectrica.php

Enertis Applus+, firma global de consultoría, ingeniería y control de calidad, referente en el sector de energías renovables y soluciones de almacenamiento, ha prestado sus servicios de inspección técnica a la empresa Colbún para su planta solar fotovoltaica Diego de Almagro Sur, en Chile, con una potencia de 230 MW.

La planta, ubicada en la región de Atacama, una de las zonas con mayores niveles de radiación solar del mundo, se emplaza en un terreno de 330 hectáreas y cuenta con una capacidad de generación anual promedio de 648 GWh de energía eléctrica, equivalente al consumo de 110.000 viviendas.

Durante la realización del servicio de testing de módulos, un técnico de Enertis Applus+ estuvo presente en la planta, realizando labores de inspección visual y ensayos de electroluminiscencia tanto a la llegada de los módulos fotovoltaicos a planta, como tras su instalación, para verificar la integridad de los módulos.

El objetivo de este tipo de ensayos es comprobar que los módulos se encuentran en correcto estado tras el transporte de fábrica, manipulación e instalación en planta para salvaguardar su funcionalidad durante la vida útil del proyecto. En total, se inspeccionaron 3850 módulos de tecnología bifacial.

Además de los mencionados ensayos de inspección visual y electroluminiscencia a la llegada de los paneles a la obra y de electroluminiscencia nocturna en paneles montados, Enertis Applus+ ofrece otros servicios de testeo con tecnologías de última generación que permiten verificar el correcto funcionamiento de los módulos, los componentes principales y la instalación eléctrica de las plantas solares fotovoltaicas de forma rápida y exhaustiva.

En este sentido, la firma cuenta con soluciones como electroluminiscencia y termografía masivas, electroluminiscencia diurna, curva I-V para paneles bifaciales, técnicas de machine learning e inteligencia artificial para el análisis de los datos recolectados, etc.

Enertis Applus+ también dispone del PV Mobile Laboratory (PVML), una unidad móvil pensada para llevar a cabo el control de calidad de los módulos fotovoltaicos en el propio lugar de la instalación. Hasta la fecha, este laboratorio móvil ha trabajado en 39 proyectos en México, América Central y América del Sur analizando más de 5 GW de potencia en módulos fotovoltaicos.

Lanzado en 2012, el PVML está disponible en Chile, América del Norte y Europa, cuenta con una patente industrial y posibilita proveer servicios avanzados y en línea con estándares internacionales, tales como ensayos de determinación de potencia máxima en condiciones estándares de medida, electroluminiscencia, aislamiento eléctrico e inspecciones termográficas.

Como señala Ignacio Fernández, Head of Testing de la compañía: “Enertis Applus+ está presente en América del Sur desde 2012, donde tiene una experiencia acumulada en servicios de inspección técnica de alrededor de 200 proyectos fotovoltaicos, que suman aproximadamente 12 GW de potencia. Esto nos convierte en una compañía referente en esta materia en la región, y nos enorgullece apoyar a grandes empresas del sector, como Colbún, en su apuesta por la calidad de sus activos fotovoltaicos.”

“El proyecto Diego de Almagro Sur reafirma nuestro compromiso con el plan de energías renovables que ha trazado la compañía para los próximos años. Esperamos que este parque solar, uno de los cinco más grandes a nivel país, sea un aporte a la matriz energética nacional, alineándose con los objetivos de avanzar hacia una economía menos intensa en emisiones”, sostuvo César Novoa, jefe del Proyecto Diego de Almagro Sur.

Cabe señalar que Diego de Almagro Sur forma parte de una cartera de proyectos renovables de Colbún en fase avanzada de desarrollo por cerca de 1.800 MW. Adicionalmente, la empresa continúa avanzando en una cartera de proyectos en etapa más temprana por 1.000 MW adicionales.

El mundo avanza en el camino de la transición energética y la mitigación del cambio climático, con indicios de que la energía se está volviendo más sostenible y ampliamente disponible, por lo que la continuidad de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) se vuelven cruciales en el proceso. 

Ante ello, Marcela Guerra Castillo, diputada federal por el Partido Revolucionario Institucional y vicepresidenta de la Cámara de Diputados de México , aseguró que ya se integró un grupo de trabajo en el Poder Legislativo del país para analizar y dar seguimiento a los ODS que se integran en la Agenda 2030.

“La finalidad de concretar leyes para este fin, y que el Congreso mexicano cumpla con este compromiso”, reconoció durante un evento organizado en Dallas, Estados Unidos. 

Incluso precisó que se estableció un plan de trabajo con los ejes enfocados en una agenda de consenso, presupuesto sostenible, fortalecimiento de las capacidades institucionales y la consolidación y ampliación de las alianzas estratégicas.

Y entre las nueve iniciativas presentadas en el Congreso de la Unión se destacan la reforma de los artículos 1° y 4° de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Medio Ambiente; además de la modificación del artículo N° 216 de la Ley del Impuesto sobre la Renta (ISR) para garantizar la creación de empresas que produzcan energías limpias, mediante la aplicación de un crédito fiscal equivalente al 30 por ciento del monto de las inversiones que realicen. 

Hecho que va directamente relacionado con el séptimo objetivo de las ODS que plantea aumentar considerablemente la proporción de energía renovable en el conjunto de fuentes energéticas al 2030.

Así como también duplicar la tasa mundial de mejora de la eficiencia energética e incrementar la cooperación internacional para facilitar el acceso a la investigación y la tecnología relativas a la energía limpia, incluidas las fuentes renovables. 

“Asimismo, estamos en un proceso de reformar la ley de desarrollo rural sustentable, la ley general de cambio climático y todas aquellas que permitan garantizar los principios de conversación, preservación, restauración y aprovechamiento sostenible”, destacó la vicepresidenta de la Cámara de Diputados de México. 

El objetivo principal del evento será impulsar las actividades del sector de las energías renovables y debatir nuevas perspectivas de la evolución del sector para que las compañías tengan la posibilidad de mostrar avances tecnológicos, hacer inversiones y desarrollar proyectos que contribuyan a la transformación energética del país.

El encuentro contará con una agenda de conversatorios académicos y una feria comercial, que reunirá a entidades de gobierno y empresas del sector de las energías renovables y los recursos energéticos distribuidos de todo América Latina. 

Se abordarán temas como nuevas tendencias, mitigación del cambio climático, transición energética, expectativas y realidades regulatorias de las FNCER, entre otros. 

Entre la lista de más de 80 conferencistas y compañías que asistirán, destacan: Maurizio Bezzeccheri, director para América Latina de ENEL; Xavier Genis, director operativo y socio de Boston Consulting Group; y Larry Sacks, director de Misión Colombia de USAID, entre otros. 

Fatih Birol, el director de la Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés), realizará una intervención virtual en la que hablará sobre tendencias e implicaciones globales de las energías renovables y su importancia en la mitigación del cambio climático.

Enel Green Power será el patrocinador oficial y Canadá el país invitado. También estarán presentes Applus y Nordex/Acciona en la categoría de Patrocinador Oro; Fronius y Solaire en la de Patrocinador Bronce. Ramón Fiestas – Presidente Latam del Global Wind Energy Council. 

La feria comercial, por su parte, contará con expositores como Enel, Nordex, Versa, Applus, Hybretec, DVP Solar y Óptima Consultores, Terpel, e Ingenostrum, entre otros. Esta será la plataforma ideal para hacer y renovar alianzas estratégicas, un espacio para encontrar proveedores, posicionar marca, hacer nuevos contactos con empresas de interés, y renovar alianzas estratégicas que permitan el fortalecimiento de los negocios en el mediano y largo plazo.

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha dado luz verde a la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) de la Interconexión España–Portugal Norte, un trámite imprescindible para la autorización definitiva de este proyecto prioritario para la Unión Europea y vinculante para Red Eléctrica de España (REE).

Esta nueva infraestructura, que aumentará la capacidad de intercambio de electricidad entre ambos países, ha sido incluida en la Planificación de la Red de Transporte de Electricidad 2021-2026, recientemente aprobada por el Gobierno de España, y declarada como Proyecto de Interés Común (PIC) por la Unión Europa, por considerarla imprescindible para incrementar la conectividad y avanzar en el cambio de modelo energético en Europa.

Con una inversión de 55 millones de euros, la nueva interconexión reforzará la fiabilidad y garantía de suministro en ambos lados de la frontera, incrementando la capacidad de intercambio en unos 1.000 MW, hasta alcanzar un total de 4.200 MW de España a Portugal y de 3.500 MW de Portugal a España.

Además, la instalación generará unos ahorros anuales estimados de 22 millones de euros al sistema eléctrico y una reducción de las emisiones de CO2 de 150 kton al año. Asimismo, esta futura interconexión aumentará el uso e integración de energías renovables (239 GWh/año) en el territorio, favoreciendo su crecimiento económico y sostenible, y contribuyendo al cumplimiento de los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) y a los compromisos adquiridos con la Unión Europea.

El proyecto, que se ha diseñado eligiendo la alternativa más favorable desde el punto de vista social, ambiental y técnico, es el resultado de un proceso de análisis y consultas con el territorio y las diferentes administraciones. Así y de forma consensuada también con los responsables del proyecto en Portugal (REN), se ha establecido el punto de conexión transfronterizo entre los municipios de Arbo (Pontevedra) y Monçäo (Viana do Castelo).

De esta manera, el nuevo enlace conectará los sistemas eléctricos de España y Portugal a través de las provincias de Ourense y Pontevedra en España y el distrito de Viana do Castelo en Portugal.

El proyecto contempla la construcción en el lado español de las subestaciones de Bearíz 400 kV y Fontefría 400/220 kV, y dos nuevas líneas a 400 kV, una de conexión entre las dos subestaciones de 30 km de longitud, y la línea de interconexión entre Fontefría y la frontera con Portugal de 21,7 km.

Por su parte, el tramo portugués, con una longitud aproximada de 66 km, continúa desde el punto de paso por la frontera hasta la subestación de Ponte de Lima.

Red Eléctrica continúa trabajando con las administraciones competentes en la obtención de las autorizaciones administrativas y permisos pendientes, preceptivos para el inicio de los trabajos de construcción.

“Todos los miembros de la asociación vamos a tener que hacer en esfuerzo grande para entender que las renovables en Colombia han empezado una nueva etapa; ya no solamente se trata de posicionar la tecnología, sino que los proyectos entren a tiempo y se superen muchas de las barreras para conectar proyectos no solo a gran escala sino a pequeña escala, tanto conectados a red como offgrid”.

Con estas palabras Alejandro Lucio, nuevo Presidente de SER Colombia, explica a Energía Estratégica cuáles son las ambiciones de su gestión al mando de la entidad, la cual comenzó desde la semana pasada y se prolongará hasta marzo del 2023.

“Cuando se constituyó SER Colombia en el año 2016, todos los esfuerzos de la asociación se dieron buscando la introducción de las renovables. En ese momento no teníamos subastas, ni la reglamentación de Generación Distribuida; las renovables eran una cosa exótica”, recuerda el dirigente, quien en ese momento participaba como Director Ejecutivo del gremio.

Comenta que la entidad se constituía por apenas algunas empresas entusiastas, por lo que el trabajo de evangelización para la introducción de las renovables no convencionales fue arduo. Ahora cuentan con 80 asociados de diferentes tamaños y tecnologías.

“Hoy día las renovables son una realidad en Colombia, donde no solamente juegan un papel fundamental sino que son el futuro de la expansión de generación en Colombia”, resalta Lucio, argumentando que “las renovables son parte clave del programa de Gobierno actual y de los discursos de todos los candidatos a la presidencia”.

“En estos seis años (2016-2022) la asociación ha hecho esfuerzos muy grandes por posicionar a las renovables, con mucho éxito, pero ahora es importante que SER Colombia entre ahora en una segunda etapa que tendrá que ser fortalecida entre todos los miembros”, enfatiza el titular de la Junta Directiva.

Y observa: “Ya las renovables dejaron de ser un proyecto para convertirse en una realidad en Colombia y hay unos retos muy grandes para que todos estos emprendimientos que se están desarrollando, y son auspiciados, puedan finalmente funcionar”.

“Para ello -agrega-, muchas de las barreras para conectar proyectos, de licenciamiento, ambientales, sociales deberán superarse, para convertirse en una realidad y generar energía”.

“Tenemos que fortalecer el posicionamiento de la asociación y convertirla en la entidad de energía más importante de Colombia”, remata Lucio, quien además es fundador de Óptima Consultores.

La nueva junta

En la Asamblea General Ordinaria celebrada el 24 de febrero pasado, fue elegida la nueva Junta Directiva de la Asociación de Energías Renovables de Colombia (SER Colombia), que regirá entre abril de 2022 y marzo de 2023. Pero desde la semana pasada comenzaron funciones.

Este cuerpo directivo está conformado por 18 miembros y representará los valores empresariales de los 80 Asociados, aportará una visión integral del sector de las energías renovables no convencionales en representación del gremio.

El presidente de la nueva Junta Directiva de SER Colombia será Alejandro Lucio; quien fue director ejecutivo de la Asociación entre 2016 y 2018.

Lucio llega a la presidencia de la Junta con una amplia trayectoria en el sector. Es fundador y director de Óptima Consultores y cuenta con más de 20 años de trayectoria profesional en los mercados financieros y energéticos.

Así mismo, entre la lista de principales se encuentran Bayron Triana de Air-e, María Juliana Tascón de Solarpack Colombia, Camilo Jaramillo de Hybretech, Diego Patrón de Jemeiwaa Kai, Elodie San Galli de EDF, y Jairo Leal de Green Yellow; quienes conforman los primeros lugares de una mesa de 18 miembros para la toma de decisiones del gremio representante de las energías renovables en Colombia.

En la suplencia estarán Shirley D. Arjona E de Engie, Juan Jose Angulo de Angulo Martínez y Abogados, Martín García de Vestas, Sandra Bejarano de Acciona Energía, Farid Mohamadi de Enercon, Felipe de Gamboa de Vientos del Norte, Victoria Bonilla de Enel Green Power, Juan Carlos Ruíz de Powertis y Domenico Mazzillo de Siemens Energy.

Germán Corredor continuará como Director Ejecutivo de SER Colombia.

El ministro de Energía y Minas de Ecuador, Juan Carlos Bermeo Calderón, participó del ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica con actores relevantes del sector energético.

El pasado jueves, accedió a brindar su testimonio exclusivo a este medio internacional de noticias, haciendo un espacio en su agenda para hacer públicas algunas declaraciones que involucrarán nuevas inversiones de energías renovables. El video de aquella entrevista podrá verse en vivo este martes 26 de abril a las 11 am (GMT-3).

En relación al primero Proceso Público de Selección (PPS) por Bloque de ERNC de 500 MW, el ministro reveló que alrededor de 140 empresas han expresado su interés en invertir en Ecuador y 37 de aquellas ya han pagado los derechos de acceso al data room para participar.

“Estamos afinando los últimos detalles de los modelos de los contratos que podrán ser utilizados por los inversionistas, en caso de resultar beneficiados con estos procesos”, señaló.

En lo que respecta a la firma de contratos de proyectos previamente adjudicados, el ministro aseguró que el pasado jueves 21 se estaban definiendo sus términos y adelantó que esta semana habrá novedades por comunicar:

“Para atender esta entrevista, que lo hago con mucho gusto, he debido de tomar la decisión de salirme de la reunión en la que estaban todas las empresas de Villonaco, El Aromo y Conolophus reunidas con el Ministerio de Finanzas del Ecuador y con la Secretaría de Alianzas Público Privadas, todos juntos en una mesa para definir de forma clara y precisa los términos del contrato de concesión y del fideicomiso que es el instrumento de pago y la garantía de pago para los inversionistas”, aseguró el ministro.

Y adelantó: “Hoy mismo (21/04/22) se está tratando de cerrar todo aquello que tiene vinculación con el contrato y con el fideicomiso; de forma que, ojalá la próxima semana, podamos firmar el primer contrato con presencia del Presidente de la República”.

En ocasión de la entrevista con Energía Estratégica, no sólo se refirió al despliegue de energías renovables en gran escala, sino también a las posibilidades de su masificación a través de proyectos de generación distribuida hasta 1 MW y 10 MW en algunos otros casos.

En aquella charla amena de casi 20 minutos Juan Carlos Bermeo Calderón también tuvo oportunidad de compartir detalles sobre su trayectoria profesional previa a ser nombrado ministro, confió a este medio porqué cree que las energías renovables contribuyen al Ecuador y aseguró que pronto instalará paneles solares en las terrazas del Ministerio de Energía y Minas, para dar una señal clara de su compromiso con la transición y para abaratar costos con este tipo de tecnologías,  destacando que el camino es migrar hacia estas alternativas de generación para eliminar progresivamente a los fósiles dentro de la matriz.

No se pierda de esos detalles y mucho más, en el video que se transmitirá en vivo este martes 26 de abril a las 11 am (GMT-3).

De los 9 proyectos eólicos, por 1584 MW, adjudicados durante el año 2019 en las subastas a largo plazo de energías renovables y la de Cargo por Confiabilidad, son tres los que avanzan sin mayores inconvenientes.

Por un lado, el parque eólico Windpeshi, de 200 MW, de Enel Green Power; por otro, Alpha, de 212 MW, y Beta, de 280 MW, ambos de EDPR. Estos casi 700 MW estarían operativos durante el 2023, aunque hay expectativas de que alguno de ellos se adelante para finales de este mismo año.

Como contracara, se encuentran los proyectos Casa Eléctrica (180 MW) y Apotolorru (75 MW), de AES Colombia; y Tumawind (208 MW) y Chemesky (99 MW), de Enel, que no dependen tanto de su propia construcción y puesta en funcionamiento, sino de la línea eléctrica que les permitirá despachar su energía al centro del país: la Colectora I.

Se trata de una obra de gran envergadura, que recorrerá 475 kilómetros desde el centro-norte de La Guajira hacia el centro-sur del Cesar, y entraría en operaciones durante el 2024, según indican fuentes a Energía Estratégica.

Esto provocaría que los 550 MW eólicos que dependen de ella recién puedan inyectar energía cuando esté lista la mega obra.

Según el pliego de licitación de la Colectora I, publicado en junio del 2017, la fecha de inicio de operación de la subestación en 500 kV, más sus líneas asociadas, era antes del 30 de noviembre de 2022.

Pero fuentes al tanto de todo el proceso cuentan que Grupo Energía Bogotá (GEB), adjudicataria de la obra, se vio fuertemente afectada por las extensas negociaciones con los propietarios de los terrenos (consultas previas) donde se ubicará la subestación y por pasará la línea.

La empresa requiere de acuerdos con más de 200 comunidades. Lo han logrado con unas 140 a pesar de la pandemia del COVID. Pero restan otras 70 para concluir con este procedimiento, que son catalogadas como las “más difíciles” porque entre ellas tienen conflictos internos, lo que suma aún más complejidad.

Una vez que se cierre todo el trámite de consultas previas, GEB conseguiría un paso clave para su licenciamiento ambiental. Con esta tramitación aprobada por la ANLA, recién podría comenzar la construcción de la línea.

“La empresa se ha manejado con toda la paciencia y los requerimientos que esto demanda; pero los tiempos de La Guajira no son los tiempos del proyecto”, advierte la fuente.

Y explica: Hay que respetar las costumbres y decisiones de los Wayúu (comunidades locales), pero queremos que sean procesos más acelerados porque sabemos que el desarrollo de estos proyectos genera mejoras para todos ellos”.

Cabe recordar que para acelerar estos procesos de consultas previas y acondicionar los territorios del norte colombiano para que pueda emplazarse no solo la Colectora, sino los proyectos de energías renovables a montarse allí, el Gobierno junto a las empresas creó un espacio denominado ‘Mesa de La Guajira’ para tratar estos temas. Según las fuentes, el espacio es indispensable para el éxito de esta tarea.

Nueva obra

Por otra parte, desde la UPME están trabajando en el lanzamiento de una licitación para otra línea eléctrica que vaya desde La Guajira al centro del país, la cual contará con tecnología de punta: Será en corriente continua de alta tensión (HVDC).

El trazado de esta línea aún está en evaluación y se está evaluando la posibilidad de que tenga tramos submarinos, para reducir la cantidad de consultas previas. Desde el Gobierno contemplan que una línea de esta envergadura permitirá transportar grandes volúmenes de energía renovable proveniente del norte colombiano.

Por caso, Chile está desarrollando un proyecto de las mismas características, denominado Kimal-Lo Aguirre, la cual es capaz de transportar 3.000 MW nominales, aproximadamente el doble que Colectora I.

Muchos observan al hidrógeno verde (producido con renovables, especialmente variables) como el combustible clave del futuro para descarbonizar las matrices energéticas del mundo y que los países pueden alcanzar su carbono neutralidad al 2050.

Pero para ello, la industria del hidrógeno deberá atravesar un período de maduración. Que tiene que ver no sólo con la construcción de proyectos que permitan el desarrollo de la tecnología y su depreciación, sino también generar instrumentos financieros que los soporten. Otro dato clave será estimular la demanda.

Para abordar estos temas, Energía Estratégica conversó con Massimiliano Cervo, experto en la materia y actual Especialista en Inversiones de Evergreen Investment Partners (Evinpa).

¿Se están cerrando Project Finance para proyectos de hidrógeno verde en Latinoamérica?

Si, hay modelos de Project finance que se están llevando a cabo para la financiación de proyectos de hidrogeno en América Latina, quizás en menor escala que a nivel global por cuestiones de cantidades de proyectos que se han anunciado y donde se estén construyendo.

¿Cuáles son los países de la región con más potencialidad para el avance de este tipo de proyecto, teniendo en cuenta variables no solo de recursos sino de inversión?

A mi parecer los países a los cuales hay que observar en la próxima década son Brasil, Chile, Colombia y México.

¿Cuántos proyectos, o capacidad, creen que podría desarrollarse hacia el 2030 en Latinoamérica?

Las agencias más importantes de energía esperan un crecimiento significativo de la capacidad instalada en América Latina, esperando un aumento en la demanda de hidrogeno de aproximadamente un 65% en un caso optimista.

Esto obviamente vendrá acompañado de varios proyectos, hasta el día de la fecha se han anunciado hasta 35 GW de electrolisis a instalar en Latinoamérica.

¿La creación de la demanda es una condición limitante para este tipo de desarrollos? 

La demanda es una condición de borde para los proyectos, especialmente si estamos buscando un Project finance donde necesitamos asegurar ingresos para poder saldar la deuda.

Veo un gran potencial para la descentralización de la producción de hidrogeno, para uso directo más que el despliegue a gran escala en el corto plazo. De esta manera podemos generar un mercado que demande hidrogeno y poder considerar proyectos que estipulen la exportación a futuro.

Desde la Asociación de Energías Renovables de Perú -SPR- anunciaron que apoyan el despliegue de Sistemas de Almacenamiento de Energía BESS, ya que este tipo de alternativas no sólo adquieren valor por estar alineadas a una transición energética libre de carbono, sino también por su complementariedad con renovables como eólica y solar que cada vez es más oportuna debido a la progresiva caída en su precio.

En representación del gremio empresario, Paloma Sarria, directora ejecutiva de SPR, declaró:

“Según la Hoja de Ruta de Transición Energética elaborada por Deloite, el precio de las baterías de ion litio disminuirán en un 94% desde el 2010 al 2030. Así como los paneles solares y sistemas eólicos disminuyeron significativamente sus costos, vemos que las baterías siguen una tendencia a la baja”.

Y se comprometió durante un evento de Novum Solar: “Seguiremos trabajando en lo que falta para lograr su implementación, como un marco normativo robusto en el corto-mediano plazo que permita el ingreso de los sistemas de almacenamiento como mecanismo oferente de servicios complementarios”.

Al respecto, la ejecutiva argumentó que la intención del sector privado con proyectos renovables que integren baterías es contribuir primeramente a incrementar la disponibilidad de energía en zonas aisladas y reducir la dependencia a los combustibles fósiles.

Como ejemplo de aquello, reveló: «Nuestro asociado Novum Solar ha implementado un proyecto solar con sistemas BESS en uno de los distritos más alejados del Perú donde el acceso es solo por vía aérea o fluvial».

Así como los sistemas renovables con almacenamiento conectan a zonas aisladas, otros ejemplos de interconexiones al sistema eléctrico nacional no sólo son vistos como posibles sino también como necesarios, desde la óptica de SPR.

En tal sentido, Paloma Sarria destacó su utilidad para compensar las desviaciones de frecuencia e incrementar la estabilidad del sistema, lo que se traduce en una mejora sustancial de la calidad de energía y el servicio de electricidad.

Por otro lado, aquellas instalaciones detrás del medidor también serían muy provechosas para el Perú y es un nicho del mercado que desde la SPR destacan para efectuar un despliegue aún más acelerado junto a energías renovables.

Mientras que en instalaciones para los segmentos residencial y comercial se puede perseguir su masificación junto a techos solares por fuera de la red. En tanto, para industriales se proyectan importantes mejoras en gestión de la energía, eficiencia energética y reducción del consumo con energías renovables en los horarios productivos.

Y finalmente, regresando a utility scale, cobran sentido nuevamente las baterías ante la incorporación de renovables en próximas convocatorias de distribuidoras, lo que podría dar una apertura a nuevas formas de ofertar potencia, energía y servicios complementarios.

Como una alternativa ecológica al generador de gas contaminante y ruidoso, Infinity 1500 proporciona un suministro de energía limpio, silencioso y eficiente para múltiples escenarios de aplicación.

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Infinity 1500 tiene una capacidad de batería de 1554 Wh y una salida de CA de 2000 W, que puede alimentar casi el 95 % de los electrodomésticos y de exterior, con sus 12 tomacorrientes disponibles para diversas necesidades eléctricas.

En términos de eficiencia de carga, tiene una impresionante velocidad de carga de CA que tarda solo 1,6 horas en cargarse por completo. Como generador solar, cuenta con una entrada solar de 800 W y tiene una excelente eficiencia MPPT de hasta el 99 %.

Además, se adopta la tecnología de sistema de gestión de batería (BMS) líder de Growatt para garantizar una mayor seguridad de la batería. También se admiten funciones como la fuente de alimentación ininterrumpida (UPS), la expansión de unidades múltiples y el control remoto de la aplicación para satisfacer las necesidades adicionales de los escenarios extendidos.

Este nuevo producto se lanzará primero en el mercado estadounidense y, posteriormente, también estará disponible en Europa, Asia Pacífico y otros países y regiones.

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El proyecto hidroeléctrico El Tambolar de Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan alcanzó un día histórico en su avance gracias a que se desvió el río San Juan, hecho necesario para ejecutar los diversos trabajos de obra y tener seco el recinto donde se fundará la presa. 

Y de este modo se alcanzó alrededor del 25% de la totalidad del proyecto que aportará 70 nuevos megavatios a la provincia y al Sistema Interconectado Nacional (SIN), entre otros beneficios, además que producirá un promedio de 343 GWh/año de energía eléctrica.

“Tiene un gran significado simbólico llegar al desvío del río, ya que representa sacar el cauce al Río San Juan y hacer lugar para comenzar la construcción de la presa, que es, en definitiva, la parte más importante de la obra de El Tambolar, tanto en volumen como en función”, destacó Miguel Gil, vicepresidente del EPSE, en conversación con Energía Estratégica. 

“Detrás de todo hito hay mucho trabajo, desde personas involucradas en el desarrollo hasta aquellos que realizan las tareas en la actualidad. Esto da un poco de muestra de los frutos de la labor”, agregó.

¿Cuáles son los próximos pasos? Se continuará con las excavaciones de túneles, el corte del agua subterránea, como así también la propia instalación de la central hidroeléctrica, el equipamiento de la misma, y la construcción del aliviadero, que permitirá evacuar caudales superiores a los que podrían ser almacenados. 

“Pero una vez que finalice la fase de la pantalla plástica se empezaría con los rellenos de presa, de más de seis millones de metros cúbicos”, detalló Miguel Gil. 

En tanto se estima que la finalización de la quinta planta hidráulica de la provincia sea en diciembre del 2025 o enero 2026 se termine la construcción e instalaciones de la central, siempre y cuando durante ese plazo no existieran problemas ni se retrasen las obras, según mencionó durante el diálogo con este portal de noticias.

Gracias a ello y a los otros proyectos renovables, tanto ya instalados como en desarrollo, como por ejemplo el parque solar de 350 MW que EPSE prepara en etapas, “San Juan pasará de importar la mayor parte de su energía a cubrir prácticamente el 90% de la demanda”

“El desarrollo que vimos en los últimos años ha sido muy positivo y, personalmente, siento orgullo de poder ser parte de todo esto”, concluyó el especialista. 

El Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) propone la adjudicación de 600 MW de almacenamiento al 2024 y que en el plazo de dos años (2026) esa potencia esté en funcionamiento.

Durante el webinar “Perspectivas de los mercados de energía en Europa. Visión de futuro: Almacenamiento”, organizado por Aleasoft, el Director de ALEASEN, Raúl García Posada, advirtió: «Las ayudas del Plan tienen que ser asignadas a fines del 2023, por lo que deberían salir a participación pública antes de que termine el verano».

De lo contrario, para el ejecutivo no se llegará a este objetivo de corto plazo que promete el PRTR.

Asimismo, planteó dificultades para los objetivos del Plan Nacional Integrador de Energía y Clima (PNIEC) al 2025. Son «prácticamente irrealizables» para la mayoría de tecnologías, consideró.

Aunque indicó: “Quizá podamos tener algo en el almacenamiento From The Meter (Delante del Contador) en el año 2026, gracias al plan de recuperación”. El PERTE ya tiene abiertas sus convocatorias destinadas a estos proyectos innovadores en fase experimental.

En esta línea, también se mostró optimista con el almacenamiento en baterías, asegurando que “se puede llegar a las metas propuestas, por lo menos tiempo y posibles esquemas hay», comentó García Posada.

El PRTR dispone de 1.365 millones de euros, de los cuales 684 estarán destinados al despliegue del almacenamiento energético. Restando las ayudas en la primera etapas, quedarán para invertir en estos proyectos 424 millones de euros.

Por otro lado, Miriam Bueno Lorenzo, Subdirectora General de Prospectiva, Estrategia y Normativa en Materia del Energía del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, resaltó los avances en el desarrollo del almacenamiento.

Destacó que el componente 8 del PERTE, Infraestructuras eléctricas, promoción de redes inteligentes y despliegue de la flexibilidad y el almacenamiento, tiene en su composición 4 reformas.

“Las dos primeras ya están cumplidas, que serían tanto el marco habilitador para la integración de renovables al sistema enérgico (Redes, almacenamiento e infraestructura), como la estrategia de almacenamiento energético”, remarcó Bueno Lorenzo

Y complementó que están trabajando en las otras dos, que son: El desarrollo del marco normativo para la agregación, gestión de la demanda y servicios de flexibilidad. Y la última es la de Sandboxes o banco de pruebas regulatorias.

Nuevas oportunidades

“Cuándo podrá el almacenamiento incorporarse a estos mercados, pues cuando se aprueben estos proyectos, estamos viendo cómo fechas finales de 2022-Comienzos del 2023. Las plataformas de secundaria y terciaria, estarán operativas en el mercado ibérico a mediados de 2023. Y la implantación total, en la plataforma europea, está prevista para mediados/finales de 2024”, destacó Raúl García Posada.

El Director de ALEASEN informó que cuatro asociaciones europeas, entre ellas la asociación europea de almacenamiento, han escrito una carta a la Comisión Europea para que se incorpore al almacenamiento como una solución al problema de dependencia del gas.

Semanas atrás, la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) envió una carta al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico expresándole grandes retrasos en la entrega de permisos para el avance de los proyectos.

Explicaron que para un trámite de una instalación fotovoltaica hay demoras de dos años, que pueden extenderse hasta los cuatro años.

En diálogo con Energía Estratégica, Alejandro Labanda, director de Estudios y Regulación de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), advierte sobre ese tema: “Todos los proyectos se ven afectados por la ralentización que suponen, por ejemplo, los informes preceptivos. También los de autoconsumo por cuestiones de tramitación local”.

Durante el 2021 se conectaron en total 3,5 GW en suelo, buena parte de ellos celebraron contratos bilaterales con empresas, pocos se enfocaron al Pool.

“Este año esperamos que en suelo se instalen unos 3 GW, llevamos unos 600 MW en lo que va del año, y en autoconsumo unos 1,5 GW”, señala Labanda sobre las no tan altas expectativas para este año, impulsadas por la cantidad de trabas que encuentra la industria en las tramitaciones.

Cabe recordar que el 2019 fue el mejor año de la energía fotovoltaica de la historia de España, marcando un récord de capacidad total instalada de 4,8 GW, entre suelo y autoconsumo.

Labanda desliza que, si se destrabaran las barreras administrativas para que se aprueben mayor cantidad de proyectos, esa mejora se notaría sobre el 2022 pero más aún en el 2023, donde inclusive podría romper la marca histórica.

“El impacto de las medidas de simplificación administrativa se notaría un poco este año, pero sobre todo el año siguiente. Se podrían alcanzar los 4 GW”, destaca el directivo.

Para acelerar los procesos burocráticos, la misiva enviada al Ministerio de Transición Ecológica enumera cuatro propuestas transversales.

Primero buscan plantear una “digitalización de procesos e introducción de mayor teletrabajo en la administración” para, por ejemplo, cambiar actividades presenciales por una comunicación telemática. “En algunas comunidades autónomas es necesario ir en persona a depositar y recoger las garantías económicas.”, dice en la carta.

Luego una “mayor dotación de personal cualificado y agilidad en la cobertura de plazas tras bajas y permisos”. Aquí se resalta un limitado número de personal trabajando en administraciones públicas y una lentitud para cubrir plazas vacantes por bajas o permisos.

Además se reclama la constitución de un equipo de seguimiento de proyectos en cada administración. En este punto buscan la creación de una figura, dentro mismo de la administración, que lidere y busque el cumplimiento de los plazos y los objetivos.

Y finalmente la introducción de una vía de consultas para el personal técnico de la administración. “Los desarrolladores remarcan que les resulta imposible obtener respuestas a las consultas que realizan a la Administración”, aparece en el texto.

El presidente de Estados Unidos, Joe Biden, le solicitó públicamente al Congreso que apruebe los nuevos beneficios, entre los que se incluyen algunos destinados a las renovables y la eficiencia energética. 

“Hago un llamado al Congreso para que apruebe nuevas inversiones y créditos fiscales para reducir los costos para las familias. Eso incluye créditos fiscales para comprar un vehículo eléctrico o de pila de combustible, paneles solares, bombas de calor y ventanas más eficientes, lo que permite ahorrar dinero en las facturas de gas y energía”, escribió en la cuenta presidencial de Twitter. 

Pero estas declaraciones no son casualidad, ya que justamente las posteó horas después de su conferencia de prensa por el Día Mundial de la Tierra, en la que planteó que uno de los puntos del Plan de Rescate Económico es reducir los costos de energía para las familias “en un promedio de USD 500 al año al combatir el cambio climático”.

“Proporcionemos inversiones y créditos fiscales para climatizar los hogares y negocios con el fin de que sean energéticamente eficientes y obtengan un crédito fiscal. Duplicar la producción de energía limpia de Estados Unidos en energía solar, eólica y mucho más”, detalló en dicho acto. 

Y cabe recordar que semanas atrás, el propio presidente estadounidense presentó la iniciativa de presupuesto para el año fiscal 2023, entre las que contempla fondos para grandes proyectos, generación distribuida y sistemas aislados de la red. 

Y a ello se debe agregar que la administración de Biden también prevé desarrollar las renovables de mayor escala: el pasado miércoles anunció cuáles son los pasos que están tomando para aumentar la cantidad de proyectos en tierras públicas, lo que significa un verdadero interés público sobre las energías limpias en el país. 

El informe de la Oficina de Administración de Tierras de EE. UU. (BLM por sus siglas en inglés) que fue dirigido al Congreso, detalla que se espera que aumenten las aprobaciones federales, ya que trabaja para cumplir con un mandato del Congreso de permitir 25 GW para 2025, o una capacidad suficiente para alimentar 4,75 millones de hogares. 

Y anticipa que permitan más de 30 GW de potencia entre fuentes de generación eólica, solar y geotérmica entre los años fiscales 2022 y 2025, teniendo en cuenta que el año pasado se admitieron casi 2,9 GW repartidos en diez proyectos solares por 2,8 GW acumulan y dos geotérmicos por 100 MW. 

Mientras que de cara al futuro, la agencia dependiente del Departamento de Interior del Estados Unidos pronostica que durante el 2022 se permitan 3,6 GW de capacidad, en 2023 otros 5,6 GW, en 2024 alrededor de 13,5 GW y 6,9 GW en 2025, de los cuales habría 39 plantas fotovoltaicas en tierras públicas.