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Ayer, Energía Estratégica emitió la entrevista que mantuvo con Ricardo Sierra, CEO de Celsia, en el marco de su ciclo de conversaciones, denominado ‘Protagonistas’.

“Nuestro plan era llegar a 200 MW y hoy tenemos en proyectos y construcción más de 650 MW” renovables, destacó el especialista. Y enfatizó que, gracias a alianzas como la que generó en octubre del 2019 con Cubico, en 2025 llegarán a los 1,2 GW de renovables operativos en Colombia.

En esa línea, el egresado en Administración de Negocios por la Universidad Eafit se refirió a los parques eólicos Acacia (80 MW) y Camelias (250 MW) que Celsia adjudicó en la subasta estatal del 2019. “Esperamos comenzar a construir los parques a final de este año”, adelantó.

E hizo especial mención al potencial eólico de esa región de Colombia, enfatizando que los vientos de La Guajira cuentan con un factor de planta de entre el 50 y hasta el 65%, siendo uno de los más potentes e interesantes del mundo.

Sierra destacó que el nivel de producción de energía eléctrica es “muy estable”, permitiendo una producción en rangos horarios que van desde las 5 de la mañana y hasta las 11 de la noche. “Da muchísima firmeza. Esas plantas se podrían comparar casi con centrales hidroeléctricas”, resaltó.

Subastas

El CEO de Celsia valoró el esfuerzo del Gobierno de Iván Duque en el lanzamiento de dos subastas de energías renovables donde hubo adjudicaciones, pero opinó que este tipo de convocatorias deberían permitir la participación de todas las tecnologías.

Observó que las renovables variables no sólo son muy competitivas para lograr imponerse por peso propio frente a otras fuentes, sino que la matriz eléctrica de Colombia es lo suficientemente renovable (el 70% lo conforman las hidroeléctricas, haciendo del país uno de los 10 menos contaminantes del mundo) como para darse el lujo, dado el caso, de adjudicar tecnología fósil.

Otro de los puntos que plantó Sierra es eliminar el mecanismo complementario que fija la subasta. Éste, cabe recordar, consiste en que, si queda un remanente de energía por adjudicar por no haber habido un suficiente entrecruzamiento de las puntas de oferta (generadores) y demanda (comercializadores), se da otro proceso donde la demanda queda adjudicada por defecto.

Por caso, en la última subasta, llevada a cabo en 2021, se adjudicaron inicialmente 2.551,27 MWh/día (el 46,22% de la demanda objetivo) a un precio promedio de 135,85 pesos por kWh.

Por tal motivo se activó el mecanismo complementario obligatorio, donde fueron seleccionados otros 2.044,4 MWh/día (37,04% de la demanda objetivo) a un valor medio de 180,72 pesos por kWh, valor que, a los ojos de muchos comercializadores, es caro.

Para Sierra, el mecanismo complementario fue “un desastre” por generar “unos precios que eran demasiado altos”. A razón de esta experiencia, el directivo consideró: “Creo que es una lección que se aprendió y que no se va a volver a repetir”.

Por otro lado, el CEO de Celsia advirtió que sería un “error muy grande” que en una próxima subasta se le conceda un cupo específico a la eólica marina.

“Esa tecnología, a pesar de ser muy interesante, todavía sigue sin ser competitivas frente a las tecnologías que tenemos hoy renovables, como solar viento (en tierra) y agua”, argumentó.

Mercado privado

Por otra parte, Sierra destacó que el sector privado está traccionando muchos proyectos de renovables y que las subastas estatales quedarán en un segundo plano al calor de este crecimiento.

“No somos subastas-dependientes”, enfatizó y aclaró que solo un 20 a un 25% de los 1,2 GW que pretende tener Celsia al 2025 provendrán de subastas; el resto tendrá que ver con el sector privado.

En ese sentido, destacó los mecanismos que está trabajando la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), como el de Derivex y la Bolsa Mercantil, que serán clave para el desarrollo del sector.

Bonos verdes

Entre otros temas de agenda, Sierra enfatizó sobre los bonos verdes que está emitiendo Celsia, donde encuentran cada vez más apetitos de las financieras por las características que ofrece la empresa.

Precisó que hasta el momento emitieron 420 mil millones de pesos (unos 150 millones de dólares) “a muy largo plazo y con muy buenas condiciones”, y que ahora la compañía firmó otro crédito por hasta 500 mil millones de pesos más.

El bloque de diputados de MORENA presentó la ruta legislativa para que la reforma eléctrica de López Obrador se discuta y vote en la cámara baja del Congreso de la Unión entre el 11 y el 13 de abril. Es decir, que el proceso podría iniciar al día siguiente de la consulta de revocación de mandato. 

Este hecho se da luego de que las Comisiones de Puntos Constitucionales y Energía pusieran a disposición el Acuerdo para analizar, discutir, y en su caso aprobar en comisiones, la “Iniciativa del Ejecutivo Federal por el que se reforman los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos”, bajo una modalidad semipresencial. 

Y en el mismo tenor de esto último, se detalla que las Juntas Directivas acuerdan incorporar las propuestas, opiniones o iniciativas diversas que procedan, dentro de los plazos siguientes que lo permitan en su oportunidad. 

Pero el tiempo que tendrán para ello no será demasiado, dado que el documento enviado por el partido político MORENA, señala que entre el 7 y 9 será circulado el dictamen para que su tratamiento en comisiones sea 11 de dicho mes y, una vez aprobado, se vote en el pleno de la Cámara. 

Cabe recordar que la iniciativa de reforma constitucional necesita que dos terceras partes de Diputados den su voto positivo para que pase al Senado, donde allí también requiere esa misma cantidad para que la propuesta pase a los Congresos locales de los Estados.

Pero según manifestaron los expertos del sector en diversos diálogos con Energía Estratégica, MORENA y sus aliados políticos todavía no cuentan con los votos suficientes para su aprobación, por lo que dependerá de cómo respondan los otros partidos en el Congreso. 

El PRI define el futuro de la reforma energética en México

Aunque también es preciso tener en cuenta que hay nueve gobernadores del país que ya se mostraron a favor de la iniciativa para modificar la Constitución, puntualmente los de Campeche, Chiapas, CDMX, Guerrero, Michoacán, San Luis Potosí, Sonora y Tlaxcala, 

Y si bien aún queda camino por recorrer, las renovables – y la mayoría del sector energético – se encuentran en stand by debido a la incertidumbre generada por los cambios en las reglas del juego del mercado eléctrico. 

Pronto se cumplirán dos meses de la última comunicación oficial del avance de la primera de seis Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) que lanzó Puerto Rico. 

El 4 de febrero el Negociado de Energía de Puerto Rico aprobaba mediante Resolución y Orden la construcción de dieciocho proyectos por un total de 844.8 MW en el archipiélago. 

Aún no se conoce cuáles son las empresas que responden a los proyectos calificados ni si podrán firmar PPAs con la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE) ya que aún restan pasos intermedios antes de la firma de contratos, como una evaluación de la Junta de Supervisión Fiscal (JSF)

“Supuestamente ya enviaron los contratos a evaluación pero todo se mantiene confidencial y no han dado ninguna información adicional”, comunicó José Torres, director de Monllor Capital Partners. 

En conversación con Energía Estratégica, el referente consultado explicó que los datos entregados a sobre cerrado en los RFP se sometieron al Negociado bajo sello de confidencialidad y solo cada empresa sabe si sus contratos fueron aprobados o no por la autoridad.

Aquello inquietaría a algunos actores que quieren ingresar a participar en el mercado. Como ejemplo de esto, Torres mencionó que en la página del Negociado de Energía ya se registran pedidos de personas pidiendo que hagan la información pública, porque más que resguardar al proceso, se lo estaría dotando de incertidumbre.  

“Puerto Rico está saliendo de sus deudas y esto genera atractivo. Por el lado del inversionista privado, hay suficiente apetito, aunque quizás no al precio que quiere la autoridad”.

“Ahora bien, restará que la Autoridad resuelva las propias para dar mayor certeza al inversionista”, advirtió Torres.

Y explicó: “en cuanto a energía renovable ya aceptaron más de 800 MW y si asume un dólar watt, eso es casi un billón de dólares que están en la mesa y para tú poder tener un contrato tienes que tener el equity, por lo menos. Tendrán que poner cartas de crédito para ir hacia adelante”.

Por fortuna de las partes interesadas que realizan seguimiento diario de los avances de las RFP, una empresa privada será quien oficie de Coordinador Independiente de la segunda ronda o “tranche 2” que se prevé que adjudique entre 1000 MW a 1200 MW renovables adicionales. 

Ahora bien, el manto de incertidumbre también alcanzó a esta segunda ronda. A pesar de contar con una plataforma específica para realizar anuncios oficiales del proceso de licitación, desde hace un mes se puede advertir que no se hacen publicaciones en dicho espacio. 

“Imagino que están esperando que haya alguna noticia especial del tranche 1 antes de publicar sobre el tranche 2”, consideró Torres. 

La Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura (CIFI) ha sido encargada por oEnergy Holding SpA para estructurar el financiamiento de un portafolio de 24 proyectos fotovoltaicos PMGD con una capacidad total de 72 MWp, estimado en un costo de US$ 86,6 M.

Dentro de la financiación, CIFI va a participar con un monto de US$ 15.5 Millones a Pinguino Emperador SpA, empresa de oEnergy Holding SpA propietaria de este portafolio, para construir las primeras plantas PMGD del portafolio, mientras se cierra el total de la financiación con otras instituciones financieras que han mostrado el interés en participar junto a CIFI.

El compromiso de CIFI se compone de un tramo de deuda senior de US$ 12.9 Millones y un tramo de deuda subordinada de US$ 2.6 Millones, iniciando los desembolsos durante el mes de marzo.

“Muy contentos por la confianza que, una vez más, se ha depositado en CIFI para liderar esta transacción con la que apoyamos al grupo oEnergy en su crecimiento y desarrollo como un jugador importante en el panorama eléctrico Chileno”, expresa Guillermo Sierra, Director de Finanzas Estructuradas y Corporativas de CIFI.

Desde 2004 en Chile se han aprobado leyes que impulsan la creación de centrales de energía renovable (ER). Los PMGD (Pequeños medios de generación distribuida) desempeñan un rol importante en este sector.

En la actualidad, los pequeños generadores suman cerca de 1.000 MW, (4 % del total de la capacidad en el sistema) y las centrales solares fotovoltaicas representan el 74% de esta capacidad.

A lo largo de los años, Cifi ha adquirido una amplia experiencia en el sector de energías renovables, llegando a estructurar préstamos para siete proyectos de PMGD dentro del sistema de organización energética de Chile.

Y lo ha hecho siempre con visión de generar un impacto positivo y sostenible en las comunidades. Todo su personal trabaja comprometido y con luces largas para que cada proyecto sea social y ambientalmente responsable.

CIFI (Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura, S.A.)

CIFI es la entidad financiera no bancaria con más de 20 años de experiencia en el financiamiento de infraestructura y energía en Latinoamérica y el Caribe. Creada en 2001, la compañía ha analizado más de 600 proyectos y ha participado en más de 200 transacciones por un valor mayor a US$1.8 mil millones. CIFI se ha convertido en un participante líder en la tendencia hacia proyectos de infraestructura sustentable en América Latina y en el desarrollo económico en general de la región.

Para los 750 habitantes de Vila Restauração en el Amazonas su calidad de vida ha mejorado de forma sustancial, ya que han pasado de tener solo 4 horas de luz al día a disponer de un suministro ininterrumpido. Además la energía de la que disponen ahora es limpia a diferencia de la anterior que procedía con un grupo electrógeno diesel.

El sistema de generación y almacenamiento de energía está compuesto por cuatro inversores solares, con sus respectivos de paneles solares; cuatro inversores de almacenamiento con sus respectivos bancos de baterías; dos grupos electrógenos de biodiesel y un cuadro de baja tensión para automatización y protección de la microrred.

El sistema funciona para que durante el día la generación fotovoltaica además de suministrar electricidad al pueblo recargue las baterías que entrarán en funcionamiento más tarde. Así, durante la noche el pueblo continúa teniendo energía gracias a que la recibe de las baterías que fueron cargadas durante el día.

¿Y qué ocurre cuando está nublado? Cuando está nublado, la carga de la batería es baja y el sistema fotovoltaico no proporciona suficiente energía para alimentar de energía al pueblo ni recargar las baterías, en ese momento se activa el grupo electrógeno que proporciona la energía necesaria a la aldea y, además, carga las baterías.

Cabe destacar que todo el funcionamiento de esta microrred, formada por un lado del sistema de generación y, por otro lado, del almacenamiento de energía, está automatizado.

Este funcionamiento permite la creación de sistemas donde la generación de energía fotovoltaica se ajusta mediante desvíos de frecuencia de la microrred para evitar sobrecargar los bancos de baterías y satisfacer la demanda por parte de los habitantes de la aldea, con lo que se consigue el equilibrio entre generación, consumo y almacenamiento de energía.

Sobre Ingeteam

Ingeteam es una empresa tecnológica internacional especializada en la conversión de energía eléctrica. Su desarrollo tecnológico en electrónica de potencia y control inversores, convertidores de frecuencia, controladores y protecciones), máquina eléctrica rotativa (motores, generadores y conjunto bomba-motor sumergible Indar), sistemas (integración de ingeniería electro-mecánica y de automatización) y servicios de operación y mantenimiento, le permite ofrecer soluciones para los sectores de generación eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica y fósil, industria de la transformación de
metales, naval, hidrógeno verde, recarga de vehículo eléctrico, tracción ferroviaria y red de energía eléctrica, buscando siempre una generación, un transporte, un almacenamiento y un consumo energético más fiable, eficiente y sostenible.

Ingeteam opera en todo el mundo y cuenta con establecimiento permanente en 24 países, empleando 4.100 personas. Su actividad está estructurada sobre la base del I+D+i propio, invirtiendo anualmente en el mismo más del 5% de su cifra de negocio.

El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo un encuentro de trabajo en la ciudad de París con su par de Minas y Energía de Brasil, Bento Albuquerque, con quien analizó la agenda de la integración energética regional, fundamentalmente enfocada en la Argentina y ese país, principal socio comercial del Mercosur.

En el encuentro, Guzmán estuvo acompañado por el embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, y el subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio.

Durante la reunión, los ministros abordaron temas vinculados al desarrollo energético de la región, la infraestructura energética para la integración, y acordaron trabajar de forma conjunta a efectos de definir un esquema de cooperación en el desarrollo energético para la región, que consideraron fundamental para mejorar la competitividad de la industria.

“Es fundamental trabajar de forma articulada para fortalecer la integración energética de nuestra América del Sur, dando lugar a un mercado de una escala mayor que resulte en un aumento significativo de la producción, una mejora de la seguridad energética de la región y una disminución de los costos de producción que aumente la productividad de la industria regional”, sostuvo Guzmán tras el encuentro.

En ese contexto, el ministro destacó que existen “oportunidades de desarrollo energético significativas y que son transformadoras de la competitividad de la industria. Argentina y Brasil deben tener el liderazgo en la agenda energética regional y, para ello, cotinuaremos trabajando en conjunto”, concluyó Guzmán.

Por su parte, el embajador Scioli destacó que “la integración estratégica con Brasil avanzó sólidamente en este encuentro entre los ministros Guzmán y Bento y generará para nuestros países múltiples beneficios. La decisión del presidente Alberto Fernández de avanzar con el gasoducto Néstor Kirchner acelera este proceso”, puntualizó.

En ese marco, se acordó que Guzmán viajará a Brasil el próximo 8 de abril para continuar la agenda de trabajo con Albuquerque. El ministro también se reunirá con su par de Economía, Paulo Guedes.

Clean Hydrogen Partnership es una asociación institucional público-privada de la Unión Europea, integrada por Hydrogen Europe, que cuenta con 315 miembros relevantes del panorama industrial, Hydrogen Europe Research, con 103 miembros de I+D+i y la Comisión Europea.

Su predecesor, Fuell Cells and Hydrogen Joint Undertaking (FCH JU), ha dejado un valioso legado con el programa marco Horizonte 2020, que llevó a cabo una gran inversión público-privada en proyectos de hidrógeno y pilas de combustible, con 287 proyectos respaldados por valor de más de 1000 millones de euros.

Se trataron temas transversales como los valles de hidrógeno, el almacenamiento y distribución, usos finales y producción, que seguirán su curso en esta convocatoria.

Siguiendo con las actividades de la  Strategic Research and Innovation Agenda (SRIA), y con los objetivos de construir sinergias con otros programas, poner en marcha iniciativas en materia de regulación, gestionar el conocimiento disponible, fomentar la competitividad de las tecnologías, la cooperación internacional y la participación de pequeñas y medianas empresas; esta convocatoria cuenta con un total de 41 “topics” repartidos en 7 temáticas diferentes:

Renewable Hydrogen Production – 10 topics
Hydrogen storage and distribution – 11 topics
Transport applications – 8 topics
Clean heat and power – 4 topics
Cross-cutting Issues – 5 topics
Hydrogen Valleys – 2 topics
Strategic Research Challenges – 1 topic

Estos  41 “topics” se agruparán, a su vez, en 10 acciones de innovación (IA), 29 acciones de investigación e innovación (RIA) y 2 acciones de coordinación y apoyo (CSA). 6 Acciones de Innovación (AI) se consideran de importancia estratégica y se seleccionan como Flagship Projects, de los que se espera que tengan un impacto significativo en la aceleración de la transición a una economía del hidrógeno.

La convocatoria 2022 cuenta con 300,5 millones de €, divididos en dos partidas:

179,5 M€ – Solicitudes: Desde el 1/03/2022 hasta el 31/05/2022.
121 M€ – Solicitudes: Desde el 1/03/2022 hasta el 20/09/2022.

El próximo 30 de marzo tendrá lugar un Infoday a nivel nacional organizado por el CDTI en el que participará la AeH2 y la Plataforma Tecnológica Española de Hidrógeno y de las Pilas de Combustible (PTE HPC), en la que se debatirá sobre las perspectivas de participación de España en esta convocatoria de proyectos.

Consulta la información publicada por la CHP y las grabaciones del Infoday del día 15 de Marzo aquí.
Consulta el artículo sobre la convocatoria publicado por la CE aquí.

El 5 de abril es la fecha elegida por Grenergy, compañía global productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y almacenamiento, para recibir ofertas de lo que es probablemente la primera ‘subasta inversa’ de Latinoamérica.

¿De qué se trata? En lugar de participar en los procesos de compañías que demandan energía limpia, Grenergy, como productora independiente, es quien organiza su propia subasta para vender la energía producida por su planta fotovoltaica Gran Teno, la cual contará con una potencia instalada de 240 MW.

La idea de la compañía es licitar 380 GWh/año a partir del año 2024 (fecha en que estaría operativo el parque solar), donde puedan participar generadoras, comercializadoras y otras empresas, como grandes consumidores.

En diálogo con Energía Estratégica, Juan Friedl, Director de Comercialización de Grenergy en Chile, cuenta que todo el proceso será canalizado a través del Marketplace local de electricidad Match Energía.

Para participar “hay que registrarse, pero es tan fácil como registrarse a cualquier sitio donde uno navega habitualmente. Allí está toda la información de la subasta inversa, los anexos para poder postularse y todas las indicaciones necesarias; incluso la opción para hacer preguntas”, indica el directivo.

“Una vez que hayamos recibido las ofertas, pasaremos a la etapa de negociación de las condiciones contractuales adicionales a las que están en las bases de licitación”, agrega Friedl.

Consultado sobre la posibilidad de flexibilizar la fecha límite de entrega de ofertas, el directivo confieza: “Aun no lo hemos evaluado, pero en caso de ser necesario lo discutiremos internamente y podríamos ver de extenderla; pero hasta el momento es el 5 de abril”.

Sobre las expectativas de Grenergy sobre la convocatoria, el Director de Comercialización manifiesta: “Creemos que esta subasta va a ser bastante exitosa y que podamos colocar la energía que esperamos (380 GWh/año), por lo tanto, si el resultado es el que esperamos, este se va a transformar en un mecanismo habitual para poder colocar la energía solar de los próximos proyectos que entren en operaciones”.

El parque solar

Según informó la empresa, la planta fotovoltaica Gran Teno, de donde se generará la energía para esta subasta, “se encuentra en un estado de desarrollo muy avanzado, con el permiso de conexión ya aprobado por la Comisión Nacional de Energía y por el Coordinador Eléctrico Nacional, y cuenta también con la aprobación ambiental”.

Además, el emprendimiento se ubica en la zona centro del país, donde se concentra gran parte del consumo eléctrico nacional y donde su producción se vuelve estratégica para diversos sectores industriales.

“Esta es una ventaja, porque la mayoría de los proyectos solares se ubican en la zona norte del país, y traer esa energía al centro tiene unos costos que son propios del mercado eléctrico que puede hacer menos atractiva su compra de energía. Tenerlo en el cetro lo hace más atractivo, porque disminuye el riesgo a los compradores que quieran adquirir esa energía para abastecerse en la zona centro”, enfatiza Friedl.

Chile, un mercado estratégico para Grenergy

Chile es uno de los mercados estratégicos de Grenergy que cuenta con un pipeline global de más de 10 GW en 10 países de todo el mundo. En Chile, tiene instalado su centro de operaciones para el cono sur y posee un pipeline superior a 2,6 GW en diferentes etapas de desarrollo.

Además, se ha convertido en uno de los principales actores del sector en el país con la conexión de más de 40 plantas solares fotovoltaicas, que ya superan los 400MW de capacidad en la red.

Sobre Grenergy Renovables

Grenergy Renovables es una compañía española creada en 2007, productora independiente de energía a partir de fuentes renovables, fundamentalmente eólica y fotovoltaica, que cotiza en el Mercado Continuo desde el año 2019.

Su modelo de negocio abarca todas las fases del proyecto, desde el desarrollo, pasando por la construcción y la estructuración financiera hasta la operación y mantenimiento de las plantas.

La compañía cuenta con un pipeline global de más de 10 GW en varias etapas de desarrollo en los diez países donde opera en el mercado europeo (España, Italia, Polonia y Reino Unido), norteamericano (Estados Unidos) y latinoamericano (Chile, Perú, México, Argentina y Colombia).

En su última actualización de fines de febrero, la Agenda Regulatoria del Ministerio de Minas y Energía de Colombia indica que pondrá a consulta pública una Reglamentación para instalaciones de centrales nucleares.

En efecto, la iniciativa apunta a expedir un “Reglamento sobre Instalaciones Nucleares y se establecen los requisitos para la obtención de licencias para su operación, parada prolongada, modificación y desmantelamiento”.

Para ello, la iniciativa buscará establecer modificaciones a la Resolución 181475 de 2004 (resolución 18-1475 de 2004), que hasta el momento genera el marco para la instalación de este tipo de fuentes de energía en Colombia.

Según la Agenda Regulatoria, julio será el mes en que se ponga a consulta pública esta normativa, la cual se aprestará a recibir los comentarios del sector privados.

La experiencia colombiana en la materia

Colombia es un país con país con poca tradición en materia de energía nuclear, donde la poca tecnología se emplea no tanto para generar energía eléctrica sino para la medicina y algunas actividades de la industria petrolera.

El país cuenta con un solo reactor nuclear desde hace más de 50 años, que fue donado por los Estados Unidos. Desde entonces su desarrollo ha sido casi nulo en investigación y aprovechamiento de esta fuente de energía.

Algunas de las razones por las que el país no ha avanzado con fuerza en la instalación de plantas de energía nuclear son, por un lado, los costos y el tiempo que demora su instalación. Por otro lado, el potencial hídrico del país lo orientó a apostar más por la energía hidroeléctrica.

No obstante Colombia es miembro del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), producto de ello se beneficia de algunos proyectos de su programa de cooperación técnica, que es el mecanismo principal de esta entidad de la ONU para transferir tecnología nuclear a los estados miembros, en ámbitos como la salud y la nutrición; la alimentación y la agricultura; el agua y el medio ambiente; las aplicaciones industriales y el desarrollo; así como la gestión de los conocimientos nucleares.

Los anuncios de una primera licitación de 450 MW en Honduras fueron bien recibidos por el empresariado. No obstante, los generadores tomaron recaudos al referirse a la completa aceptación del inicio del proceso licitatorio, hasta tanto no se atiendan algunas cuestiones de fondo que garanticen el éxito de aquel. 

“Es necesaria la licitación porque necesitamos adquirir potencia y energía a un precio más competitivo, pero primero hay que ordenar la casa”, valoró Samuel Rodríguez, agente generador renovable.

Desde la perspectiva de Rodríguez, sería contraproducente abrir una licitación antes de conocer cómo se resolverán los problemas actuales del sector. 

Al respecto, consideró que sería preciso: 

reafirmar la implementación completa de la Ley General de Industria Eléctrica porque es el marco legal para que haya certeza jurídica 
desarrollar un plan para rescatar financieramente a la ENEE que incluya saldar los casi 15 mil millones de lempiras con los generadores 
habilitar las transacciones de compraventa de energía entre privados y permitir que empresas comercializadoras de energía participen de licitaciones
abrirse más al mercado regional para hacer transacciones desde Estados Unidos hasta Panamá y a largo plazo 
repensar el plan de expansión de transmisión y convocar a una licitación para infraestructura para la interconexión de los 450 MW entrantes 

De allí trajo a colación que, en su análisis, la única salida que encuentra sería implementar al 100% la operación del Mercado Eléctrico Nacional (MEN). 

En concreto, se trataría de un mercado mayorista donde las compraventas de electricidad puedan ser realizadas por todos los agentes dentro del mercado de contratos y el mercado de oportunidad. 

Pero para lograrlo advirtió que la escisión de la ENEE sería requisito sine qua non para luego abrir más el juego al sector privado. 

“La ENEE entre más compra y vende en su estructura actual, más pierde”, cuestionó. 

Stakeholders recomendaron a Xiomara Castro impulsar un pacto eléctrico en Honduras

Hasta tanto aquello se resuelva, el agente del mercado hondureño consultado sostuvo que se respiran aires de incertidumbre que impiden proyectar nuevas inversiones a la brevedad.

“Si es un tema de planificación de largo plazo, se tendrá que dotar de certeza financiera al mercado para que cuando los proyectos adjudicados llegasen a entrar -tal vez de aquí a cinco años-, el balance general de la ENEE esté en mejor estado”.

“Buscamos mejores condiciones en el mercado para que los precios que podamos lograr en la licitación sean los más competitivos y se operativice el sector”, subrayó. 

ENEL y la consultora Deloitte lanzaron el proyecto “Hoja de Ruta de Transición Energética en la Argentina”, para cuantificar costos y beneficios económicos de acelerar el proceso en el país, de cara al 2050 y actualizar la publicada en 2019. 

Para ello se prepararán cinco mesas de trabajo con diferentes actores de diversos sectores estratégicos y se generará un diálogo para impulsar medidas acordes a reducir la huella de carbono y afrontar el cambio climático. 

Y más allá de la participación de las energías renovables y el hecho de profundizar en la gestión de la energía, la novedad de esta actualización estará en el rol del hidrógeno como vector de descarbonización, además del crecimiento del mercado y uso del almacenamiento en el sector energético. 

“Argentina posee excelentes condiciones para el desarrollo del hidrógeno verde y del azul. Vemos que para el 2030 se espera paridad entre los costos de ambos vectores. Esto es sumamente relevante porque permitirá que el H2V se pueda introducir y facilitar el cumplimiento de los objetivos de descarbonización”, señaló Damián Grignaffini, gerente Financial Advisory de Deloitte, durante la presentación. 

“Otro punto clave que consideramos para la transición energética es la introducción de baterías y acumulación de energía que permita brindar sustento, principalmente a las renovables, y prevenir las fluctuaciones por condiciones climáticas”, agregó. 

Sobre esto último, sostuvo que posibilitará un mayor grado de flexibilidad a los operadores de la red, evitando que haya cortes de suministro, además que permitirá descongestionar la red de transmisión en las horas de consumo pico y dilatar la necesidad de grandes inversiones en la red, uno de los hechos que frenó la continuidad de las energías verdes en Argentina. 

De todos modos, el especialista aclaró que deben bajar los costos de este tipo de tecnología para que tome mayor lugar en la matriz energética del país. Y las proyecciones a futuro indican que así será. 

“Los pronósticos muestran que, para el año 2030, la demanda de celdas de baterías de ion-litio se multiplicará por catorce y el precio de las mismas se reduciría desde 132 USD / kWh a 62 USD / kWh”, explicó Grignaffini. 

Economía circular

Por otro lado, el gerente Financial Advisory de Deloitte reconoció la importancia de utilizar los residuos que no logren reincorporarse a la cadena de valor para producir energía con ellos: “Se debe ver la posibilidad de utilizarlos para la generación renovable, como por ejemplo a través de la gasificación de la biomasa”. 

¿Por qué ya se piensa en estas medidas? Según detallaron desde la consultora, la idea es reducir aún más la huella de carbono del sector energético, dado que éste emitió el 53% del total de emisiones de gases de efecto invernadero (193 millones de toneladas de CO2); la energía eléctrica es la responsable de un 25% de ese número. 

Por lo que llevarán adelante el proyecto y se espera que en el segundo taller (a mediados de mayo) se presenten los resultados preliminares de los estudios que en los que ya se encuentran trabajando. 

La Asociación Mexicana de Energía Eólica nuevamente arremetió contra el contexto energético que vive México, donde las energías limpias y las renovables continúan detenidas por la incertidumbre (principalmente jurídica) producto de las disposiciones gubernamentales de los últimos años. 

“El país requiere de energías limpias porque los combustibles fósiles están borrando la posibilidad de futuro de las siguientes generaciones. Y cualquier discusión de política energética debe tener en el centro la lucha contra el cambio climático”, manifestó Leopoldo Rodríguez, presidente de AMDEE, en declaraciones públicas de un evento. 

“El modelo energético existente fue un motor de la productividad de los diferentes sectores en México, permitiendo un suministro eléctrico cada vez más barato y competitivo”, agregó. Y es importante destacar que los costos de la energía eólica han registrado una disminución de 70% gracias a estas tecnologías.  

También se debe recordar que las Subastas de Largo Plazo (SLP) permitieron el ingreso de 5825.1 MW de energía renovable competitiva, de los cuales 1809.3 MW corresponden a generación eólica (334 MW de la 1° SLP, 786.1 MW de la 2° SLP y 689.2 MW fueron adjudicados en la 3° SLP). 

Lo que permitió que en su momento hayan disminuido los costos, pese a que posteriormente dicho mecanismo fue suspendido por la administración actual y todavía no se haya retomado. 

Ante ello, Ramón Fiestas, presidente del Consejo Global de la Energía Eólica (GWEC por sus siglas en inglés) en Latinoamérica y quien también participó del evento, sostuvo que México actualmente avanza a un ritmo cuatro veces por debajo de lo que debería para evitar el calentamiento de dos grados centígrados de la tierra. 

“Es necesario separar a la ideología de la definición y del desarrollo de los sectores energéticos, para construirlos con innovación, tecnología y eficiencia. El eólico es el sector que tiene que dar respuesta a objetivos de política internacional que tienen que ver con la transición a modelos energéticos eficientes, económicos y sostenibles en el tiempo”, apuntó. 

Y ello va en línea con lo planteado días atrás por la propia AMDEE, que aseguró que México necesita más de 9 GW renovables adicionales para cumplir con la transición energética al 2024 y 23 GW de energías limpias al 2030, acontecimiento que se observa difícil si continúa la incertidumbre y la reforma eléctrica.

La empresa ha suscrito con el Ayuntamientos de Eslava el primer convenio de colaboración ligado a su Proyecto Territorios en la región -el octavo en España-, que conjuga su aportación a la descarbonización de la economía y a la transformación del modelo energético con su deseo de impulsar el crecimiento de los distintos territorios, apoyándose en el talento local y potenciando el tejido social, industrial y empresarial de cada zona.

Con este nuevo acuerdo, Capital Energy se compromete a impulsar, durante la construcción del parque eólico Joluga, distintas actuaciones consensuadas entre ambas partes y que se ajustarán a las necesidades del municipio.

Estas se enmarcarán en unas líneas de acción concretas, entre las que se encuentran la mejora de infraestructuras y servicios, conectividad y digitalización, protección del patrimonio artístico y cultural, educación, salud e integración sociolaboral de colectivos desfavorecidos.

De hecho, ya se están barajando algunas iniciativas beneficiosas para los habitantes de Eslava, como la protección del yacimiento arqueológico de Santa Criz, reconocido como bien de interés cultural por el Gobierno de Navarra; el fomento del empleo juvenil y de grupos vulnerables; la puesta en marcha de proyectos de eficiencia energética y autoconsumo en instalaciones municipales o la mejora de la gestión del consumo de agua en la localidad.

La colaboración entre el consistorio y el grupo de energías renovables se mantendrá, asimismo, en la fase de operación y mantenimiento de la citada instalación renovable, ya que continuarán llevando a cabo acciones que cumplan con los citados requisitos.

A través de este convenio, tanto el ayuntamiento como la compañía reafirman su interés en contribuir al desarrollo sostenible del municipio, a través de actuaciones que garanticen una mejora efectiva de la calidad de vida de los vecinos y del entorno.

Joluga se situará en los términos municipales de Eslava y Ezprogui, y su línea de evacuación en las localidades de Ezprogui, Sada, Leache, Aibar y Lumbier, a las que Capital Energy está ofreciendo convenios similares al firmado con el Ayuntamiento de Eslava.

Este parque eólico contará con una potencia instalada de 20 megavatios (MW), repartida en cinco aerogeneradores de 4 MW de capacidad unitaria. Producirá cada año unos 60.000 megavatios hora (MWh) de energía limpia, el equivalente al consumo de casi 25.000 hogares navarros, y evitará la emisión a la atmósfera de más de 24.000 toneladas anuales de CO2.

La construcción de este parque eólico supondrá una inversión de más de 20 millones de euros, así como la creación de aproximadamente 78 puestos de trabajo durante los periodos punta de las obras. En la fase de operación y mantenimiento, dará empleo permanente a unos tres profesionales de la zona y contribuirá también a generar alrededor de dos puestos de trabajos indirectos.

Por otro lado, Joluga aportará, cada año y a lo largo de toda su vida útil, unos 100.000 euros a las arcas locales -mediante el pago de impuestos y alquiler de terrenos- y contribuirá al PIB con más de 480.000 euros. A esta cuantía recurrente se sumará el pago puntual del ICIO, que superará los 500.000 euros.

El Proyecto Territorios, un valor diferencial

A través del Proyecto Territorios, Capital Energy quiere articular su compromiso con el desarrollo sostenible, convertirse en un vecino más de las regiones en las que está presente y contribuir a su crecimiento social y económico.

Para lograrlo, y al igual que ha hecho en Eslava, la compañía se compromete a destinar partidas económicas específicas, durante las fases de construcción y operación de sus instalaciones renovables, a la materialización de acciones acordadas con los distintos grupos locales de interés.

Como resultado de este enfoque diferencial, el grupo considerará las particularidades y necesidades de cada una de las regiones en la selección de estas iniciativas.

El Proyecto Territorios comenzó su andadura mediante el convenio de colaboración que la empresa suscribió con el Ayuntamiento de Lebrija, municipio sevillano en el que está construyendo el parque eólico Loma de los Pinos.

Luego llegaron los de Galicia, con la Comunidad de Montes Vecinales en Mano Común (CMVMC) de Fontemourente; Andalucía de nuevo, con el Ayuntamiento de Jerez de la Frontera; y Aragón, con el Ayuntamiento de la localidad zaragozana de Maella y con los de Fuendejalón, Ainzón y Bureta.

Con estas actuaciones, Capital Energy constata que quiere acompañar el desarrollo de sus proyectos de energías renovables en España y Portugal con el lanzamiento de programas de acción social y ambiental, adaptados a las necesidades locales, para maximizar su contribución al progreso socioeconómico de todos los territorios en los que opera.

En línea con su compromiso con la transición energética ecológica y justa, Capital Energy cuenta en la actualidad en la península ibérica con una cartera de proyectos eólicos y solares que ronda los 34 gigavatios (GW) de potencia, de los que más de 8 GW ya disponen de los permisos de acceso a la red concedidos.

Capital Energy ha culminado su objetivo estratégico de estar presente a lo largo de toda la cadena de valor de la generación renovable: desde la promoción, donde la compañía tiene una posición consolidada gracias a su trayectoria de 20 años, hasta la construcción, producción, almacenamiento, operación y el suministro. La empresa tiene 16 oficinas en España y Portugal en las que trabajan cerca de 360 empleados.

El Consejo de Ministros, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha aprobado la Hoja de Ruta del biogás, disponible aquí, que identifica los retos y oportunidades del desarrollo de este gas de origen renovable y plantea multiplicar por 3,8 su producción hasta 2030, superando los 10,4 TWh.

Enfocada en la valorización de residuos (agropecuarios, industrias agroalimentarias, municipales y lodos de depuradora), impulsará el aprovechamiento del biogás por dos grandes vías: la producción de electricidad y calor útil –sobre todo para la industria–, y su utilización como biocombustible sostenible en movilidad. Se encuentra en tramitación una orden ministerial con las bases reguladoras para repartir ayudas por 150 millones de euros.

Este desarrollo del biogás, particularmente importante en el actual contexto europeo, permitirá evitar la emisión a la atmósfera de aproximadamente 2,1 millones de toneladas de CO2 equivalente al año. También servirá para reducir la dependencia energética y reforzar la economía circular, y fijará población rural, gracias al crecimiento de su amplia cadena de valor empresarial.

El uso en el transporte facilitará cumplir el objetivo del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, de alcanzar una cuota de energía renovable del 28% en 2030, así como los hitos europeos de penetración de biocarburantes avanzados, que deberán llegar al 3,5% del total ese mismo año.

Garantías de origen y objetivos de venta y consumo

Para dinamizar el mercado del biogás, la Hoja de Ruta contempla 45 medidas concretas en cinco ejes de actuación:

Instrumentos regulatorios. Se establece la creación de un sistema de garantías de origen, similar al de la electricidad renovable, para que los consumidores puedan distinguir el biogás del gas fósil convencional, poniendo en valor su origen renovable; un real decreto en tramitación contempla dicho sistema. También incluye la agilización y homogeneización de los procedimientos administrativos y la mejora de la normativa sobre residuos, para facilitar la obtención del gas renovable y el uso posterior del digerido resultante tras el proceso anaeróbico, principalmente como fertilizante.
Instrumentos sectoriales. Destaca la posibilidad de establecer objetivos anuales de penetración en la venta o consumo de biogás, con cuotas de obligado cumplimiento; además, se propone fomentar su producción en zonas con abundante materia prima –donde haya explotaciones ganaderas, industria agroalimentaria o plantas de tratamiento de residuos–, junto con medidas para promover el consumo in situ, en flotas de vehículos, en usos térmicos, en la producción de hidrógeno, y la sustitución en general del gas de origen fósil, siempre que sea económicamente viable.
Instrumentos económicos. Destinar líneas de ayuda existentes para financiar la innovación y el desarrollo tecnológico del biogás y aprovechar el impulso que puede proporcionar al sector el Plan Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), que incluye ayudas al biogás.
Instrumentos transversales. Buscan priorizar los proyectos de biogás en zonas de transición justa, introducirlo en pliegos de contratos públicos, divulgar sus ventajas, crear comunidades energéticas y grupos de trabajo para facilitar su implantación.
Impulso de la I+D+i. Mediante el fomento a la investigación para reducir las emisiones de gases contaminantes, el impulso a proyectos de demostración de la utilización de biogás en la industria, o la promoción de la innovación en tecnologías menos maduras, entre otros.

El biogás, una prioridad estratégica

El despliegue del biogás es una de las medidas recogidas en el PNIEC. Además, se incluye en el PRTR, dotado de los fondos europeos Next Generation, y forma parte del Proyecto Estratégico para la Recuperación y la Transformación Económica de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento (PERTE ERHA).

En concreto, dentro de la componente 7 del PRTR, para el ‘Despliegue e integración de energías renovables’, se van a lanzar próximamente las primeras ayudas a proyectos singulares de instalaciones de biogás que contribuyan a descarbonizar distintos sectores de la economía. Estas instalaciones podrán ser de digestión anaerobia; para la producción de calor, generación de energía eléctrica, cogeneración, o producción de biometano; o instalaciones para tratamiento del digerido. Está previsto destinar un presupuesto de 150 millones para el impulso del biogás. El Proyecto de Orden por el que se regulan las bases de estas ayudas se encuentra actualmente en fase de tramitación.

Los gases de origen renovable forman parte de la solución para alcanzar la neutralidad climática en 2050 y contribuyen a la consecución de los objetivos de reducción de emisiones y de penetración de energías renovables propuestos para España en el año 2030. Asimismo, el despliegue del biogás presenta numerosos beneficios medioambientales y permite crear sinergias con las industrias locales mediante su uso en localizaciones cercanas a su producción.

Este carácter estratégico se ha visto reforzado por la coyuntura internacional, el conflicto en Ucrania y la escalada de precios del gas de origen fósil, tal y como demuestra la reciente Comunicación de la Comisión «REPowerEU: Acción conjunta para una energía más asequible, segura y sostenible», que contempla incrementar la ambición de los objetivos del paquete «Fit for 55» para los gases renovables producidos a partir de fuentes de biomasa sostenibles, en particular los desechos y residuos agrícolas.

Por ello, la Hoja de Ruta del Biogás contribuye a conseguir objetivos planteados en políticas transversales del Gobierno de España, como el desarrollo de la economía circular, el reto demográfico y la transición energética justa e inclusiva.

Varias provincias de Argentina todavía no adhirieron a la Ley Nacional N° 27424, que establece el régimen de fomento a la generación distribuida de energía renovable a la red eléctrica pública, entre las que se encuentran Buenos Aires, Santa Fe y Misiones, entre otras, pese a tener un gran potencial de usuarios-generadores. 

Ante esta demora, Juan Carlos Villalonga, experto en temas energéticos y ex diputado nacional, dialogó con Energía Estratégica y comentó que “hay provincias donde es un error garrafal no haber adherido”, por el buen recurso que poseen, además de un sector rural con capacidad de invertir y producir energía.

“Son estos momentos donde la GD podría ayudar a que estemos más robustos en el sistema. Pero vemos un grupo de provincias que, por razones ideológicas y de concepción del sistema eléctrico, hace que se trabe el ingreso de la distribuida”, agregó. 

Bajo esta misma línea, planteó la importancia de que los distintos sectores se pongan de acuerdo y se proporcionen todas las facilidades posibles en lo referido a la regulación para que los usuarios se conviertan en generadores y haya más inversiones en este segmento. 

“No es casualidad que las zonas con mayor cantidad de U/G y de potencia en GD sean Córdoba (427 U/G y 6.076,6 kW) y el AMBA (199 U/G y 1217,7 en PBA con Edenor y Edesur adheridas, además de 62 U/G y 1.060,4 kW en Ciudad Autónoma de Buenos Aires), porque allí la adhesión fue plena, se aplica la ley nacional sin ningún tipo de traba, el mecanismo es sencillo y el trámite se hace con gran celeridad”, sostuvo el especialista. 

“Eso demuestra que la facilidad, transparencia y rapidez en lo burocrático es esencial. Pero si entre medio del usuario y la distribuidora se ponen diversas regulaciones y aspectos que demoran, el usuario se da de baja y se desalienta la iniciativa”, añadió.

Y continuó: “La adhesión plena a la ley es el mecanismo más efectivo. Y a partir de ello, se debe dar más beneficios o recursos que ayuden a incentivar al usuario”. 

Por otro lado, Cali (como le dicen sus colegas) también hizo foco en la propuesta de tomar como base el modelo PMGD de Chile para impulsar las renovables en Argentina y señaló que con ello y la generación distribuida se puede mover el mercado. 

“A lo mejor, con una muy buena adhesión hay muchas más instalaciones. Y si encima se pone un determinado beneficio para un segmento particular pueda utilizar este tipo de sistemas, mucho mejor”, concluyó. 

Brasil avanza en la transición energética y sigue puliendo detalles para que se pongan en marcha varios proyectos eólicos offshore a partir de una licitación competitiva y específica para dicha tecnología. 

Y tal como lo adelantó Energía Estratégica durante la COP26, la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) trabaja para lanzar una convocatoria en el corto plazo luego de que a principios de año se publicaran los lineamientos iniciales para generación de energía eólica marina.

Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de ABEEolica, aseguró que hay “alrededor de 100 GW de proyectos en licenciamiento ambiental”, es decir más del doble de durante la Conferencia de las Partes de Glasgow, ya que en aquel entonces mencionó que había 46 GW de proyectos offshore en desarrollo.

“Ante ello, ya estamos organizando la industria y nos preparamos para hacer una subasta en el próximo año, por lo que tendremos los aerogeneradores offshore antes del final de la década”, afirmó en declaraciones públicas. 

“Estamos organizando toda la estructura productiva, puertos y líneas de transmisión para producir energía eólica offshore e hidrógeno verde a partir de las energías renovables”, agregó. 

Es preciso recordar que Brasil acumula 21 GW de capacidad eólica instalada en 777 centrales eléctricas operativas de dicha tecnología, a la par que posee otros 4,9 GW en construcción, de acuerdo a los datos que presenta la Asociación. 

Por otro lado, la presidenta ejecutiva de ABEEolica mencionó que el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania afortunadamente no impacta de gran manera en el mercado de los aerogeneradores de Brasil dada la industrialización del sector en el país. 

“Por la naturaleza técnica de las turbinas, el país produce el 80% de las veletas de viento, lo que nos deja en una situación un poco más blindada. Como tenemos una industria muy fuerte capaz de producir lo que es equivalente a 4 GW, cerca de lo que se instaló el año pasado (3.6 GW), nos hace menos vulnerables a los pozos de producción y conseguimos organizar mejor nuestra industria”, manifestó.

De todos modos, reconoció que la materia prima es un un commodity que sufre sus impactos y que ya notaban cierto impacto en los insumos a partir del COVID y el impulso a la demanda de productos básicos, principalmente por China, “lo que generaba presión en los costos”, según explicó.

La semana pasada, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) llevó a cabo una nueva jornada de socialización sobre la Resolución CREG 075, medida que tiene como fin último reorganizar el espectro eléctrico colombiano, ya que muchos proyectos hoy ocupan capacidad de transporte pero tienen su plazo de puesta en marcha vencido y no cuentan con una garantía que los ampare.

“Esperamos que queden en juego 8.345 MW para la ronda de asignaciones de este año”, expresó de manera contundente Christian Jaramillo Herrera, Director General de la UPME, durante la jornada.

En efecto, el especialista indicó, comparando datos desde el 16 de febrero al 15 de marzo pasado, que en esos 30 días se llegó a determinar que de los 101, por 8572 MW, que estaban en proceso de liberación de capacidad, 90, por 8.345 MW, son los más comprometidos.

Esto se debe a que hay 11 emprendimientos, por 220 MW, que “no era pertinente hacerles la apertura porque podían tenían unos requisitos cumplidos que podíamos no haber revisado”.

Jaramillo indicó que se detectó que había siete con conexión temporal y uno, de hecho, ya estaba en operación comercial, por 120 MW. A otros cuatro

De los 90 procesos comprometidos, 88 ya tuvieron aperturas, por 8.255 MW, pero hay dos pendientes, por 40 MW.

De las 88 aperturas, ya se archivaron 17, por 1.240 MW. De estas, una, por 200 MW, presentó un recurso de reposición; y 10 fueron liberadas, por 1.040 MW.

Asimismo, hay 58 liberaciones, por 4868 MW, de las cuales la mayoría ya están en firme.

DESCARGAR PRESENTACIÓN

En la jornada de socialización, Jaramillo remarcó que a partir de la Ventanilla Única (acceder) se deberán presentar los proyectos, se llevarán a cabo las asignaciones de capacidad de transporte y las asignaciones de capacidad de transporte con uso compartido de activos de conexión.

“No vamos a recibir solicitudes de conexión si no es por aquí”, advirtió el director de la UPME.

Además, será a través de este mecanismo que las empresas podrán realizar modificaciones de sus proyectos, como acceder a la opción para proyectos que requieran capacidad mayor a la disponible o modificar la fecha de puesta en operación (FPO).

Puntajes

Por otro lado, el referente de la UPME indicó que se están evaluando criterios de priorización de los proyectos, los cuales todavía están siendo analizados. Se publicaría una propuesta definitiva la primera semana de abril.

No obstante, el criterio que se está planteando hasta ahora es considerar a tres grupos de proyectos. El primero de ellos (A), son los que tienen ‘obligaciones con el sistema’, como subastas a largo plazo o de cargo por confiabilidad.

Los que vienen en prioridad son los del grupo B, que son aquellos que tienen superados todos los trámites que requiere el licenciamiento ambiental, como consultas previas. Si el avance es parcial, los proyectos quedarán confinados al grupo C.

“Con esto no es que queramos premiar a los que hayan podido lograr su licenciamiento ambiental, sino que, empíricamente, esa es una de las fuentes de incertidumbres más grandes de los proyectos”, indicó Jaramillo, deslizando la complejidad de algunos proyectos que están años para poder alcanzar su licenciamiento ambiental.

Desde los últimos años a esta parte, Chile ha experimentado un crecimiento exponencial en la incorporación de tecnología solar fotovoltaica a su matriz energética.

De acuerdo al último reporte de estadísticas (ver) elaborado Asociación Chilena de Energías Renovables Alternativas (ACERA), ésta fue la segunda fuente de mayor participación de los primeros dos meses de este 2022 (enero y febrero), con el 19,3% (1.259 GWh), solo superada por el carbón, con el 26% (1.785 GWh).

Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), existen en construcción 3.458 MW solares fotovoltaicos que se incorporarán más temprano que tarde a los 4.996 MW ya operativos.

Por su parte, el último reporte PMGD publicado por el Coordinador Eléctrico Nacional registra que, de todos esos MW solares instalados, 1.195 MW corresponde a Pequeños Medios de Generación Distribuida, los cuales, a su vez, representan el 71% de todo el universo PMGD conectado.

Asimismo, según la CNE, existen un total de 149 de estos emprendimientos de hasta 9 MW en construcción, por 767,55 MW, que entrarán en operación durante este año. Un dato a destacar es que el 94% de ellos son solares fotovoltaicos: 133 por 727,35 MW.

Sin embargo, la industria prevé una caída en el proceso de construcción de estos grandes y medianos proyectos.

¿Por qué? Un factor para los PMGD es el cambio en el precio estabilizado por otro de remuneración por bandas horarias, que desalentará un poco su interés en el mercado. Pero el verdadero desafío a sortear tiene que ver con la congestión de las líneas de transmisión, que restringe aún más el juego para los grandes proyectos.

Carlos Cabrera, presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), comentó ayer en el programa ‘Hágase la Luz’, transmitido por TXSPLUS, que este fenómeno se produce debido al tiempo que demandan las construcciones de nuevas líneas de transmisión. Propuso que debería darse una reforma en la gestión y planificación de estas obras.

“Deberíamos tener casi como una unidad de planificación nacional, como ocurre en muchos países, a que se enfoque y ocupe 100% en la planificación del sistema eléctrico, porque hoy en día es un híbrido entre el Coordinador y la CNE (Comisión Nacional de Energía)”, consideró el dirigente.

Ante este contexto, Cabrera opinó que ahora el gran atractivo para el mercado solar en Chile vendrá de la mano del despegue de la autogeneración (Net Billing) y el desarrollo de la solar térmica.

“Se ingresó (al Congreso) un proyecto en Net Billing, que nos gustó mucho, que permite aumentar la potencia de conexión de 300 a 500 kW, y, además, lo cambia de capacidad instalada a inyección”, destacó Cabrera.

Pero indicó que existe un problema para la autogeneración y es la falta de financiamiento.

Ante esto, una propuesta de ACESOL es la utilización de un sistema que funciona en California. Consiste en que la compra e instalación de un sistema de autogeneración renovable pueda ser incluida dentro de los créditos hipotecarios. Luego, esta inversión podría valorizar el inmueble. “La plusvalía es cercana al 5 o 6%”, destacó Cabrera.

Por otra parte, el dirigente hizo una especial mención a la actividad solar térmica y su necesidad de “reposicionarla” dentro de Chile.

“Queremos que el sector solar térmico tenga una regulación”, anticipó y argumentó: “No hay especificaciones técnicas ni fiscalización. Es un sector que necesita una estructura, certificaciones y exigencias mínimas; con eso bastará para que tenga su despegue”.

Explicó que, sin este tipo de regulaciones, el mercado se plaga de productos de baja calidad que, al presentar fallas, genera un efecto de rechazo en el mercado.

“Vamos a trabajar fuerte el tema solar térmico con las nuevas autoridades” más allá de la tecnología aplicada a las viviendas sino a nivel industrial, se comprometió el presidente de ACESOL.

Y enfatizó: “En la minería hay aplicaciones muy buenas como puede ser celebrar un PPA térmico, de calor, donde se contratan flujos y condiciones (al igual que un PPA eléctrico)”.

Vestas tiene un alto nivel de proyectos que se están poniendo en marcha en América y Europa, y su constante actividad de instalación en Asia-Pacífico le ha permitido cruzar la marca de 16,6 GW.

Amit Sharma, Practice Head of Power en GlobalData, dice: «Vestas es un fabricante líder de turbinas eólicas con una sólida cartera de productos. Vestas está diversificando su huella geográfica en energía eólica marina con nuevas instalaciones en todo el mundo, así como un crecimiento significativo en Europa y nuevos mercados en la energía eólica terrestre».

GE Renewable Energy ocupa el segundo lugar con más de 11,7 GW de instalaciones, lo que representa alrededor del 13,4 % de la participación de las instalaciones anuales a nivel mundial, debido al tremendo desarrollo en su mercado local, Estados Unidos.

Sharma continúa: «Siemens Gamesa Renewable Energy SA (SGRE), se mantuvo en tercer lugar, con más de 10,99 GW de instalaciones de aerogeneradores con su participación del 12,6%, en 2021. La fusión de Gamesa y Siemens creó una posición sólida en la industria de la energía eólica. La ventaja competitiva de un mayor tamaño y escala, junto con una fuerte diversificación geográfica, proporcionaron el impulso necesario para que SGRE mantuviera su posición en los rankings.

Xinjiang Goldwind Science & Technology Co Ltd ocupó el cuarto lugar en el ranking, con alrededor de 7,7 GW de instalaciones, lo que representa el 8,8% de la participación.

Nordex SE ocupa el quinto lugar. Instaló 8,2 GW en 2021, duplicando su cifra de 2020 de 4,72 GW, lo que resultó en una participación del 9,4% de las instalaciones mundiales de aerogeneradores.

Sharma agrega: «Los cinco principales fabricantes de turbinas en conjunto representaron casi el 65 % de la capacidad instalada total en 2021. El crecimiento constante provendrá de mercados maduros.

Las energías renovables ganaron lugar en la agenda de la Cámara de Representantes de Puerto Rico. No sólo están en curso distintas Vistas Públicas que atañen al sector sino también se están llevando a cabo reuniones clave entre delegados de la Asamblea Legislativa y referentes empresarios para tratar la resolución de problemáticas que afectan al despliegue de nuevos proyectos. 

Sin ir más lejos, en el inicio de esta semana Carlos Johnny Méndez, líder de la delegación del Partido Nuevo Progresista, recibió a Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento (SESA). 

Entre los temas que abordaron se destaca la urgencia de acelerar la firma de contratos a nuevos proyectos de generación así como la necesidad de evitar cobros adicionales como el “impuesto al sol” y “cargo por transición” a autoproductores.

Puntualmente, se refirieron al avance de los primeros “tranches” de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) y a cómo colaborar para viabilizar los proyectos que resulten adjudicados.

“Hablamos del compromiso de que se cumplan los porcentajes de renovables establecidos en la Ley 17/2019 y la imperiosa necesidad de que se cumplan los RFPs mandatados por el Negociado de Energía para que AEE contrate hasta 4000 MW de renovables antes del 2025”, precisó Javier Rúa-Jovet a Energía Estratégica. 

Y reveló: “El legislador se comprometió en tener puertas abiertas no solo para proteger la legislación actual, sino hacer cualquier cambio que pueda ayudar a que esos proyectos se contraten y se construyan”.

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Al respecto es preciso recordar que la primera edición de RFP está en su fase final y 14 proyectos renovables por 844.8 MW están a la espera de su aprobación definitiva para resultar adjudicados. En tanto que, el segundo tranche sigue en su etapa inicial aún con el borrador de los pliegos pendiente de publicación. 

Por otro lado, respecto a la cancelación del Acuerdo de Reestructuración de la Deuda (RSA) de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), el referente de SESA señaló: 

“Le agradecimos al legislador Méndez por ser parte del frente común multipartidista que se ha opuesto consistentemente a la RSA”.

“Ese frente de múltiples legisladores fue crítico para derrotar esa mala propuesta de la Junta de Supervisión Fiscal y fundamentalmente en lo relativo a imponer cargos a la generación renovable detrás del metro para pagar la deuda de AEE”.

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Los proyectos renovables en México se vieron afectados por la incertidumbre que generaron varias disposiciones de la administración actual del país, entre ellos la propuesta de reforma eléctrica que todavía se debate en el Congreso de la Unión. 

Y el Estado de Yucatán no es la excepción, debido a que posee varias centrales autorizadas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) que están a la espera de que se resuelva esta situación que atraviesa el país y se conozca bajo qué condiciones pueden continuar e invertir. 

“Hay 24 proyectos renovables autorizados, pero sólo cinco se encuentran operativos y éstos, al día de hoy, ya generan el 25% de la demanda energética del Estado. Los otros 19 emprendimientos están detenidos por la incertidumbre y, por ende, trabajan con ciertas precauciones”, reconoció Jorge Charruf, presidente de CANACINTRA Yucatán, durante una entrevista con Energía Estratégica

Estas centrales representan 1308 MW de capacidad en stand by, de las cuales 828 MW corresponden a once parques eólicos y 480 MW a plantas fotovoltaicas. 

Es decir que, de dar continuidad a todos ellos, se agregarían a los 292 MW renovables ya operativos en la entidad federativa de Yucatán (244 MW eólicos, 48 MW solares de gran escala y 68 MW de generación distribuida), y la capacidad instalada total alcanzaría los 3 GW (existen 1521 MW de generación fósil y de gas natural). 

“Si ya hubieran visto la luz, además de los setenta mil millones de pesos mexicanos que representan en inversión, Yucatán se volvería un referente en generación de energía renovable ya que es un lugar estratégico para invertir en este tipo de tecnologías”. 

“Es indispensable aterrizar esos emprendimientos frenados, que nos dará un costo competitivo de energía que no tienen ninguna afectación internacional, pero también permitirá atraer más inversiones”, aseguró Charruf. 

Además, aclaró que es de vital importancia que se resuelva esto dado que el Estado que se encuentra en constante crecimiento económico, principalmente en el sector industrial, lo que hace que la demanda de energía crezca casi al doble (5.5%) que la media nacional (3.4%), según explicó el especialista. 

“Estamos a la espera de la resolución de la política energética que se debatirá en la Cámara de Diputados y ver cómo evolucionará el mercado, dado que difícilmente algún inversionista decida emprender si le cambian las reglas del juego”, concluyó el presidente de CANACINTRA Yucatán.

La semana pasada, el presidente de Colombia, Iván Duque, junto a su ministro Minas y Energía, Diego Mesa, visitaron los primeros dos pilotos de generación de energía mediante hidrógeno del país, ambos ubicados en Cartagena.

El primero de ellos fue el piloto de Ecopetrol, que se construyó en la Refinería de Cartagena (Reficar) y que permitirá probar el potencial uso de agua en los procesos y la estabilidad en la producción de esta tecnología.

El proyecto se ejecutará durante los próximos tres meses y utilizará aguas industriales de la refinería para producir diariamente 20 kg de hidrógeno verde de alta pureza (99.999%), informaron desde Ecopetrol.

“Es con hechos que hoy Ecopetrol acaba de instalar este primer electrolizador y que a partir de esta fecha ya transita en el país el primer vehículo que se carga con hidrógeno verde en nuestro país y es el Toyota Mirai que tiene una estación de carga y que nos permite soñar con lo que es la Transición Energética hacia una movilidad más limpia”, destacó Duque, quien durante la jornada se subió al vehículo.

Más tarde, las autoridades visitaron el proyecto piloto de Promigas, ubicado en la Estación Heroica de la empresa, a partir del cual se producirá hidrógeno verde para inyectarlo en la red de gas natural en la zona de Mamonal en Cartagena, generando un impacto positivo sobre el gas natural del sector industrial y los habitantes de la zona.

En la primera fase, la compañía producirá cerca de 1,574 kilogramos al año de hidrógeno verde que, mezclados con gas natural y dispuestos en la red de distribución energética, permitirá reducir la huella ambiental de la operación al evitar emisiones de 6 toneladas de CO2 al año.

“Hoy somos líderes regionales en Transición Energética, pero para el año 2030 seremos el mayor exportador de hidrógeno verde en toda América Latina y El Caribe”, remató con entusiasmo el presidente Duque.

Los dos pilotos son los primeros en entrar en funcionamiento desde el lanzamiento de la Hoja de Ruta del Hidrógeno lanzada por el Ministerio de Minas y Energía en septiembre de 2021 con el objetivo de desarrollar este mercado en el país y así contribuir con los compromisos que tenemos en materia de reducción de emisiones.

Créditos para proyectos

En ese mismo marco es que el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) anunció que a partir de hoy pone en marcha su línea de financiamiento denominada +H2 COLOMBIA (ver).

“La convocatoria está dirigida a proyectos de producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, re-electrificación y uso del hidrógeno verde. Para el caso del hidrógeno azul, se financiarán iniciativas relacionadas con producción y gestión eficiente de la energía y que se consideren claves para acelerar la implementación de la hoja de ruta definida por el Gobierno y lograr su implementación”, indican desde la entidad.

En diálogo con Energía Estratégica, Katharina Grosso Buitrago, directora ejecutiva de FENOGE, señala que el fondo estará compuesto inicialmente por 1 millón de dólares.

“Esperamos superar esa meta en solicitudes y gestionarlas a través de más recursos FENOGE y de cooperación internacional, así como de fondos de pre inversión privados”, confía la directiva.

Resultados esperados de la convocatoria

Según el FENOGE, las expectativas para la convocatoria +H2 COLOMBIA son las siguientes:

Entregar al mercado un insumo que le permita conocer de manera general (cuantitativa y cualitativa), las condiciones actuales de este mercado emergente, que faciliten posibles alianzas con otros actores en procura de generar economías de escala.
Cuantificar de manera aproximada la cantidad de emisiones de CO2 reducidas como aporte de cada iniciativa a la descarbonización del sector energético.
Publicar una lista de elegibles, para acceder a los recursos destinados para estudios de pre-inversión con base a la metodología de evaluación implementada en la Fase 2 y los proyectos con mejores indicadores costo eficientes que permitan facilitar el financiamiento para su implementación.

De acuerdo con la Hoja de Ruta del Hidrógeno, Colombia tiene potencial para lograr producir entre 1GW y 3 GW electrólisis para hidrógeno verde en el mediano plazo, además estos proyectos podrían atraer inversiones de hasta US$5.500 millones y ayudaría a generar entre 7.000 y 15.000 empleos durante la próxima década.

Se estima que el desarrollo del hidrógeno le permitirá a Colombia la reducción de entre 2,5 y 3 millones de toneladas de CO2 en la próxima década, lo que contribuye al cumplimiento de las metas de la COP21 de alcanzar la carbononeutralidad en 2050.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) avanzó con la aprobación y publicación de una actualización a los Términos de Referencia para la próxima licitación de 450 MW que deberá convocar la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

“Esas modificaciones fueron comunicadas a la ENEE y allí ya se están preparando las bases definitivas”, aseguró el comisionado José Antonio Morán Maradiaga. 

En específico, el comisionado indicó que se realizaron algunas aclaraciones para las ofertas, se implementaron correcciones a la fórmula y se realizaron divisiones de los tipos de contratos que podrán suscribirse.

“Tradicionalmente la ENEE a firmado contratos PPA de potencia y energía asociada, pero ahora hemos ampliado el abanico de posibilidades para que haya contratos solamente para potencia, exclusivamente para energía o un mix de potencia y energía”, indicó José Morán. 

Y continuó: “Se prevé que la licitación inicie este año, esté abierta a centrales existentes y nuevas para iniciar un suministro dentro de 3 años y a largo plazo”. 

La duración de los contratos no está definida aún. Si bien la legislación vigente contempla 10 años o más para contratos a largo plazo y se estila que estos lleguen a los 15 años, la CREE habría dejado la última palabra a la ENEE, quien con la asistencia de una firma consultora internacional terminará por definir los pliegos definitivos y publicarlos en los próximos días.

De acuerdo a declaraciones del comisionado consultado, la decisión de ampliar sus sugerencias respecto a los PPA fue motivado por la idea de aprovechar las ventajas inherentes a los distintos tipos de energía, ya que el sistema no sólo necesita potencia firme sino también energía más barata. 

“Necesitamos plantas con costos variables menores”, señaló el comisionado Morán. 

Y agregó: “Se van a hacer como máximo cuatro rondas sucesivas a sobre cerrado para seleccionar en cada ronda la combinación de suministro al menor costo en potencia y energía. Por eso, también hemos sugerido analizar el suministro hora por hora en el periodo evaluado”.

Pero aquello no sería todo. De acuerdo al Plan Indicativo de Expansión, se sugería a corto plazo una primera convocatoria por bloque de contratación de 260 MW de potencia firme y una segunda licitación que incorpore un bloque del orden de 100 MW de capacidad instalada de centrales con capacidad firme.

Mientras que, en lo que respecta a contrataciones a largo plazo, en el escenario de expansión de mínimo costo resulta una necesidad de adicionar 375 MW firmes en Puerto Cortés; mientras que, en el Litoral Atlántico serían 125 MW adicionales a los requerimientos de potencia; y finalmente se contempla un tercer bloque de contratación de 500 MW.

Ahora bien, en concreto desde la CREE revelaron a este medio que luego de la convocatoria de 450 MW avanzarán en un nuevo llamado por 250 MW.

“La ENEE nos comunicó la necesidad de licitar 250 MW adicionales y hemos tomado la decisión de que se van a manejar con un proceso de licitación que se va a llevar a cabo de manera concurrente separado pero un poco traslapado con el de 450 MW”, confirmó el comisionado José Morán.

En ambas licitaciones, el carbón será la única tecnología que será excluida de esta convocatoria a pedido de la Secretaría de Energía de Honduras tras la COP26. 

En su momento, la exdirectora de política y planificación energética de la Secretaría de Energía, Sindy Arely Salgado Ferrufino, aseguró a Energía Estratégica que a partir de su participación en la coalición Powering Past Coal Alliance (PPCA) todas las medidas del gobierno deberán alinearse al compromiso de desplazar al carbón de la matriz eléctrica hondureña para el 2050.

El Ministerio de Minas y Energía, conducido por Diego Mesa y secundado por Miguel Lotero, decidió postergar hasta el 26 de abril la fecha límite para la rúbrica de los contratos PPA entre comercializadores y generadores adjudicados en la subasta de energías renovables, llevada a cabo el año pasado.

El plazo máximo estaba fijado para el viernes 18 de marzo pasado, pero, tal como anticipó este medio, desde la cartera de Energía estaban analizando esta prórroga dada la cantidad de solicitudes de comercializadores.

En principio, algunas de estas empresas se mostraban reacias a firmar estos contratos, por considerarlos caros. Sin embargo, ocurrió un giro. Muchas de ellas comenzaron a recibir ofertas por parte de otras comercializadoras que les están queriendo comprar estos volúmenes de energía limpia adjudicadas en la subasta.

Esto ocurre porque, tal como indica el Plan Nacional de Desarrollo (PND), los comercializadores deberán llegar al 10% del consumo con renovables a partir del 2023. Y hay empresas que no estaría llegando, de ahí el interés de estas compras de energía.

Es que la subasta de renovables es prácticamente la única herramienta que tienen para lograrlo. Los comercializadores del mercado no regulado no tienen más opción que esta. En cambio, a los que atienden el mercado regulado también se les computa la energía tranzada en el SICEP, pero –según explican las empresas a este medio- allí ellos no saben qué fuentes de energía están comprando hasta tanto no se cierran las negociaciones.

Es decir, podrían cerrar volúmenes de energía que no sean aplicables al 10% que exige el PND, lo que les genera una gran incertidumbre al momento de ir a negociar allí para satisfacer este fin.

Otro mecanismo contemplado por el PND son los instrumentos que habilitaría la Resolución CREG 114 (hasta ahora los presentados por Derivex y la Bolsa Mercantil), que permiten el traspaso de contratación de energía bilateral al mercado regulado. Pero éstos todavía no están activos para este fin.

Según pudo saber Energía Estratégica, la expectativa del Ministerio de Minas y Energía es que ambos mecanismos estén en funcionamiento a partir del segundo semestre de este año.

El pedido de los comercializadores

Según informó la cartera energética a través de la última circular informativa sobre el proceso de la subasta (ver), el pedido de extensión de la fecha límite para la firma de los PPA lo hicieron formalmente cinco empresas comercializadoras.

Una de ellas fue Franca Energía. Otra fue Italener, que argumentó en su pedido de prórroga: “Nos encontramos analizando oportunidades de nuevos proyectos que nos permitan balancear el impacto de los contratos de la presente subasta”.

ISAGEN, otra de las compañías que hizo extensivo su pedido de una ampliación en la fecha límite para la rúbrica de los PPA, fue más directa: “Hemos sido abordados por algunos distribuidores de energía, interesados en ser cesionarios de los derechos de adjudicatario (como compradores de energía), que fueron otorgados a ISAGEN mediante asignación del mecanismo complementario”.

Por su parte, tanto CEMEX Energy como MESSER Energy Services, pidieron al Gobierno que el plazo máximo sea hasta el 15 de mayo próximo, argumentando el mismo motivo que las otras compañías comercializadoras.

El Ministerio fue contemplativo, pero tampoco tanto: La fecha límite para la firma de contratos entre partes será ahora el martes 26 de abril de este año. Con esta postergación, desde la cartera energética confían que cerrarán exitosamente esta tercera subasta a largo plazo de energías renovables.

El desembarco de Javiera Toro al mando del Ministerio de Bienes Nacionales llegó con una novedad: La cancelación de distintas licitaciones de terrenos fiscales para el desarrollo de diferentes actividades, entre ellos de energías renovables.

A través de una Circular Aclaratoria (ver), publicada en jueves de la semana pasada, la cartera decidió “postergar la recepción de ofertas y apertura de las propuestas públicas programadas para el mes de marzo” de un total de 12 proyectos por 21 terrenos, que en total suman 4.233,7 hectáreas.

Según indica el documento, las licitaciones quedarán suspendidas “hasta nuevo aviso”.

Pampa Camarones

El proyecto (ver) licitaba 1.330,55 hectáreas totales en 5 macrolotes: Lote A – 304,63 ha | Lote B – 304,63 ha | Lote C – 250 ha | Lote D – 250 ha | Lote E – 250 ha | Lote G – 280,55 ha | Lote H – 300 ha | Lote I – 350 ha.

“Se trata de un territorio de gran extensión e interés para el desarrollo de proyectos de energías renovables, ya que en el sector se encuentran la subestación Chaca y la subestación Vitor, así como las líneas de transmisión eléctrica Arica-Pozo Almonte (110kv) y Cóndores-Parinacota (220 kv)”, comunicó el Ministerio sobre sus características.

Palestina

Palestina (ver licitación) trata de una concesión donde se ponen en juego 166,24 hectáreas, en dos lotes, en la provincia de Antofagasta, comuna homónima.

“Inmueble cercano a la subestación Palestina, a 55,96 km de La Negra. Cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”, indica el Ministerio.

Quebrada de Mateo 1 y 2

Quebrada de Mateo 1 y 2 (ver licitación) trata de una subasta por 56,2 hectáreas, en dos lotes, en la provincia de Antofagasta, comuna homónima.

“Inmuebles cercanos a la subestación dedicada Alto Norte, 8 km al sur del sector La Negra. Cuentan con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”, destaca Bienes Nacionales.

Yungay

Yungay (ver licitación) trata de una concesión donde se ponen en juego 25 hectáreas en la provincia de Antofagasta, comuna homónima.

El “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, a 6 km al poniente de la línea de transmisión eléctrica “Tap off Llanos – Aguas Blancas” (66 kv)”, precisan desde el Gobierno.

Quebrada Saco

Quebrada Saco (ver licitación) trata de una subasta por 29,88 hectáreas en la provincia de Antofagasta, comuna homónima.

El “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, 8,6 km al noreste de la subestación Mantos Blancos, y cercano a la línea de transmisión eléctrica», indica el Ministerio.

Calama Oeste, Lote A

Calama Oeste, Lote A (ver licitación), ubicado en la comuna El Loa, provincia de Calama, Antofagasta

Consiste de una licitación por 25,63 hectáreas con “potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”.

Yalquincha 1 y 2

Yalquincha 1 y 2 (ver licitación) consiste de 70,12 hectáreas en dos lotes ubicados en Calama, Antofagasta.

“Inmuebles con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, 8,6 km al noreste de la subestación Mantos Blancos, y cercano a la línea de transmisión eléctrica”, precisa Bienes Nacionales.

Oficina María Elena Norte

Oficina María Elena Norte (ver licitación), provincia de Tocopilla, comuna de María Elena, es una concesión por 30,08 hectáreas, cuyo “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energía renovable, 9 km al poniente de la subestación Crucero y cercano a la subestación Tap off La Cruz.

Vergara

Vergara (ver licitación), provincia de Tocopilla, comuna de María Elena, cuenta con una superficie de 90 hectáreas.

“Terreno de geometría regular accesible desde la Ruta 5. Cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”, asegura Bienes Nacionales.

Acceso Sur Mejillones

Acceso Sur Mejillones (ver licitación)  se ubica en Mejillones, provincia de Antofagasta. La superficie a licitar acá es de 2.368,42 hectáreas, en cuatro lotes.

“Inmuebles con potencial para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos, 5 km al sur de Mejillones”, dice Bienes Nacionales.

Michilla Bajo

Michilla Bajo (ver licitación), se trata de 20,79 hectáreas ubicadas en la provincia de Antofagasta, ciudad de Mejillones.

“El inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables, 1,3 km al noreste de la subestación Esperanza y cercano a líneas de transmisión en 110 kv”, precisan desde Bienes Nacionales.

Quebrada de Tames

Quebrada de Tames (ver licitación) es otro de los complejos, también ubicado en la provincia de Antofagasta, ciudad de Mejillones, y donde también se concesionarán 20,79 hectáreas.

El Ministerio indica que el “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos, 1,5 km al poniente de la subestación El Lince y cercano a líneas de transmisión en 110 kv”.