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La Subsecretaría de la Industria, dependiente del Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación, dio a conocer la convocatoria 2022 del Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores (PRODEPRO) entre los cuales se incluye al sector de la “tecnología verde”, que acapara energías renovables, la nuclear e hidroeléctricas.

La finalidad está puesta en desarrollar empresas locales que contribuyan al impulso de una mayor profunda industrialización del país, diversificación de la matriz productiva interna y promoción de la productividad y competitividad, además del fortalecimiento de la generación de valor agregado en el sector industrial y promover la creación de empleo calificado.

El gobierno dispondrá de dos herramientas financieras (aportes no reintegrables – ANR – y bonificación de tasa, además de una destinada a la asistencia técnica. 

En lo que refiere a ANR, el límite económico por proyecto es de $60.000.000 y se financiará hasta el 70% del mismo. Pero si el proyecto cuenta con perspectiva de género (más del 50% sean mujeres o personas de géneros no binarios), se ampliará el porcentaje en 5% para bienes de capital. 

Y una vez aprobado el proyecto, se tendrá que presentar un seguro de caución por el 100% del ANR, que deberá ser validado por la Tesorería General de la Nación para que el dinero sea depositado en un plazo cercano a los treinta días.

Por el lado de la bonificación de tasa, se financiará hasta seis puntos porcentuales en general, y hasta ocho puntos en proyectos de industria 4.0, en créditos de hasta $240.000.000. 

Mientras que la asistencia técnica se verá bonificada por el 70% del costo, pero si la empresa es una MiPyME, la cobertura será del 100%. Y a ello se debe agregar que se bonificará el 100% del costo para el concepto de “Línea de Asistencia Tecnologías de Gestión”. 

Además, bajo la modalidad cliente – proveedor se potencian las herramientas financieras, dado que se adicionan dos puntos porcentuales a la bonificación de tasa y el ANR prácticamente duplica el monto máximo por proyecto ya que pasaría a $100.000.000. 

Pero para aplicar a esta categoría, las compañías proveedoras deben presentar una carta de intención del cliente, la cual establezca una demanda futura estimada del bien al que se apunta con el proyecto de inversión. 

Mientras que la relación comercial entre las dos partes debe ser nueva, por lo que no puede ser una continuación de un acuerdo pasado, según explicaron desde la Subsecretaría de la Industria.

El próximo evento de Latam Future Energy está a la vuelta de la esquina. La cumbre “Mexico, Central America and the Caribbean Summit 2022” que se llevará a cabo este 30 y 31 de marzo, en el Hotel Intercontinental Real de Santo Domingo.  

La primera jornada pondrá especial atención al rol del almacenamiento en la transición energética. Entre los temas en discusión se destaca la regulación de frecuencia, la velocidad de la respuesta de los sistemas, distintos mecanismos de control y la resiliencia de la red. 

Cada vez más países debaten entre exigir baterías de apoyo a nuevas generadoras renovables de fuentes variables o incorporar proyectos particulares de almacenamiento por bancos de baterías o hidrógeno interconectados a la red. 

Por eso, el eje del debate durante el próximo evento de Latam Future Energy estará puesto en el almacenamiento como clave para un mayor despliegue de energías renovables en la región. 

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Allí, referentes de empresas como AES, Growatt, Huawei, Nsolar y Solis participarán de dos paneles junto a asociaciones y autoridades de gobierno de República Dominicana y Puerto Rico. 

Mientras que desde el gobierno adelantarán las medidas de fomento y regulación que evalúan implementar, operadores de red expondrán los retos que encuentran en los sistemas y los fabricantes contestarán explicando los nuevos alcances de la tecnología. 

A continuación, compartimos en detalle los paneles donde el almacenamiento será central. No se pierda la oportunidad de asistir y acceder a la información más actualizada del sector energético de la región. 

Panel 5: Generación distribuida y almacenamiento: grandes aliados de los sectores industrial, comercial y residencial

Alfonso Rodríguez – Viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética  – Ministerio de Energía y Minas – República Dominicana
Juan Carlos Navarro – Co Fundador & Senior Advisor – NSolar Panamá
Daniel Mata – Director Comercial de Cuentas Corporativas Rep. Dominicana – Huawei
Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis
Milton Morrison – Gerente General – Edesur Dominicana
Eduardo Solis – Latam Marketing Manager & Product Specialist – Growatt
Modera: Karina Chez – Managing Partner – KAYA Energy Group

Panel 6: Focus Puerto Rico: Proyectos Utility Scale & Almacenamiento

Francisco Berríos Portela – Director del Programa de Política Pública Energética – Departamento de Desarrollo Económico y Comercio – Puerto Rico
Mario Hurtado – Director de Asuntos Regulatorios – LUMA
Javier Rúa Jovet – Director de Políticas – SESA Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico
Arnaldo Bisono – Business Development Manager – AES Puerto Rico
Modera: Nanda Singh – Energía Estratégica

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“Estamos encantados de trabajar con PCR una vez más, reforzando los intereses de ambas compañías para acelerar la transición energética en Argentina, donde Vestas fue pionera en energía eólica. Continuaremos desempeñando un rol activo en el sistema de energía renovable de Argentina con la colaboración y confianza de nuestros socios” afirma Andrés Gismondi, director de ventas de Vestas LATAM Cono Sur (excepto. Brasil).

“Nos complace volver a trabajar con Vestas en dos nuevos proyectos. PCR es una de las compañías líderes involucradas en la transición energética en Argentina y, junto con Vestas, ya hemos construido 330 MW y durante el año 2023 nuestros nuevos proyectos sumarán 86 MN más”, expresa Martín Brandi, CEO de PCR.

Este nuevo pedido incluye 19 turbinas V150-4,5 MW, así como un contrato de servicio Active Output Management 5000 (AOM 5000) de 30 años, optimizando la producción de energía durante la vida útil del proyecto.

La entrega de turbinas está prevista para el primer trimestre de 2023, mientras que la puesta en marcha está prevista para el cuarto trimestre de ese mismo año.

Con este nuevo pedido, Vestas consolida su posición de liderazgo en Argentina con un 50 por ciento de cuota del mercado.

SunPower, empresa con 37 años en el mercado energético, amplió la garantía de la línea de paneles fotovoltaicos Maxeon por un plazo de 15 años y de esta manera sus productos ofrecerán este mecanismo por cuatro décadas. 

Esto no sólo aplicará en la producción de energía, sino también en el producto, lo que conlleva el servicio técnico y la cobertura a lo largo de ese período. 

Según aclaró Gerardo Hernández Liñán, Sales & Technical Trainer Latam de la compañía, la garantía estará disponible para los módulos fotovoltaicos que se utilicen para el segmento de generación distribuida (hasta 500 kW en México), como así también en la utility scale. 

“Y si bien en Latinoamérica momentáneamente sólo aplica en México, la intención es extenderla a más mercados de la región. Mientras que en España ya está vigente esta garantía de 40 años”, agregó durante un webinar. 

Además, el especialista comentó que la ventaja estará en que los paneles solares resistirán las condiciones climáticas o del ambiente de un techo común y corriente y que la decisión llega luego de los resultados obtenidos en el último tiempo. 

“Con esta garantía aseguramos que nuestros módulos podrán funcionar las cuatro décadas. Y en cuanto a resultados, en 2019, con más de quince millones de paneles solares vendidos, la tasa de devolución de garantía es del 0.005%, es decir, un panel de cada 20,000”, aseguró. 

“Significa el hecho de poder asegurar que soportan distintas adversidades, como por ejemplo resistencia extrema a las grietas, además de representar que la inversión de los clientes sea más segura”, continuó. 

Siguiendo esta misma línea de efectividad, Hernández Liñán detalló que los paneles también producirán, “como mínimo”, un 5% más de energía en promedio a partir de los mismos watts nominales luego de la instalación, en comparación con los paneles estándar de PERC monocristalino. 

Y ello se debe tener en cuenta ya que durante el año pandémico tuvieron un volumen de instalación cercano a los 2100 MW alrededor del mundo, sumado a que actualmente poseen más de 367000 clientes, entre ellos el grupo Total Energies como accionista de Maxeon Solar Technologies. 

Con eso, Shell se convierte en la empresa con mayor capacidad de licenciamiento en Brasil, superando a Ventos do Atlântico, que totaliza 15 GW, en cinco proyectos. Para darle una idea, la suma de toda la capacidad eólica terrestre en Brasil hoy es de 21 GW.

“Con más de 20 años de experiencia en energía eólica en el mundo y más de 50 años de tradición en proyectos costa afuera, Shell pretende combinar su experiencia en estos dos frentes con el objetivo de brindar más energía y energía limpia al país”., valora Gabriela Oliveira, gerente de Generación Renovable de Shell en Brasil.

La iniciativa es parte del compromiso de Shell con los objetivos de descarbonización para la transición energética, dice la compañía.

Los parques eólicos de Shell están ubicados en los estados de Piauí (Piauí, 2,5 GW), Ceará (Pecém, 3 GW), Rio Grande do Norte (Galinhos, 3 GW), Espírito Santo (Ubu, 2,5 GW), Rio de Janeiro (Açu, 3 GW) y Rio Grande do Sul (Tiburón Blanco, 3 GW).

La empresa dice que los estudios ambientales comenzarán en 2022 y que está a la espera de la definición del resto de la normativa que guiará el desarrollo de estos proyectos en el país.

En la agenda de los inversionistas está el marco regulatorio, que necesita definir las reglas para el acceso a las áreas costa afuera y, eventualmente, la inserción de la energía en el mercado.

El interés por la energía eólica marina en Brasil se ha disparado en los últimos dos años y empresas nacionales y extranjeras demuestran que la fuente, antes algo lejana en la planificación energética, ahora es una alternativa prometedora para futuros mercados bajos en carbono.

El Ministerio de Minas y Energía (MME) publicó un decreto para regular la contratación de las áreas.

El Congreso Nacional también discute el tema: el principal PL fue propuesto por Jean Paul Prates (PT/RN) y es relatado por el líder del PL, Carlos Portinho (RJ), en el Senado, quien dijo a la agencia epbr lo que piensa sobre el marco fresco.

“El temor de las distribuidoras por la masificación de las energías renovables no se justifica si estas son eficientes”, declaró José Ramon Acosta Pujols, exdirector de Regulación y director de Mercado Eléctrico Minorista de la Superintendencia de Electricidad; actual presidente de la Junta de directores de FLORESTA Incorporada y tesorero de la Junta Directiva de PRONATURA. 

En conversación con Energía Estratégica, el experto del sector eléctrico dominicano consideró que si bien en estos momentos un aumento significativo de la generación distribuida podría perjudicar a las empresas distribuidoras esto sólo sería así por cómo están concebidas ahora esas empresas. 

En tal sentido sostuvo que su privatización efectiva prepararía el terreno para un mayor despliegue de techos solares ya que, aunque podría disminuir la tasa de crecimiento de la demanda por la incorporación de prosumidores, distribuidoras con la suficiente expertise podrían seguir operando con rentabilidad.

Y no pasaría sólo por cobrar o no un peaje por distribución a quienes usen las redes sino por operar de manera eficiente el sistema, realizando las inversiones necesarias que aseguren mejoras que repercutan positivamente a todos los actores del sector. 

Las mejoras en la calidad del servicio son contempladas en la Ley General de la Reforma Pública 141-97 y la Ley General de Electricidad 125-01, las cuales suponen que las empresas distribuidoras son operadas y administradas por el sector privado bajo concesiones. 

Si bien en la práctica el funcionamiento, organización y registro de las distribuidoras sería tal; Edesur, Edenorte y Edeeste aún son propiedad del Estado dominicano, a través de  la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) y el Fondo Patrimonial de las Empresas Reformadas (FONPER). 

Al respecto, José Ramon Acosta Pujols consideró:

“Empresas privadas con experiencia en administración de la distribución de energía eléctrica harían un magnífico trabajo en República Dominicana. Mucho mejor que el Estado que su visión y su misión no es operar empresas sino regularlas y fiscalizarlas para que sean eficientes”.

Y justificó: “Con empresas privadas nos aseguramos una mejor calidad del servicio, porque preferirán invertir en aquellas cosas que podrían provocar una interrupción del servicio para evitarlas antes que pagar compensaciones. Así el servicio mejoraría notablemente”. 

Las pérdidas de las empresas distribuidoras eléctricas rondarían el 30% en promedio, siendo Edeeste la más comprometida con casi un 50%, según declaraciones efectuadas por el ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte el año pasado.

Y aunque la situación de las distribuidoras esté mejorando, una reducción significativa de las pérdidas podría darse -desde la óptica de Acosta Pujols- seleccionando a una empresa capaz de llevar a cabo un trabajo más eficiente, aunque este lleve su tiempo. 

“Está previsto en la Ley y ojalá el Gobierno tome la decisión de licitarlas cuanto antes porque el proceso de elegir una compañía con experiencia en distribución puede demorar. Fundamentalmente porque deberán corregir los huecos y debilidades que tuvieron los primeros contratos de concesión, de modo tal que este segundo intento resulte exitoso en cuatro a seis años”, señaló Acosta Pujols. 

En la consideración de este experto del sector eléctrico existirían empresas privadas interesadas en administrar las distribuidoras de República Dominicana y la normativa actual les daría una mayor certeza con la que antes no contaban. 

En concreto, aseguró que esa variable que favorece la privatización es el proceso de emisión de una nueva tarifa de transición que en un periodo de 4 a 6 años llegaría a ser una tarifa técnica, lo que le garantiza a los potenciales interesados en adquirir una concesión que van a recuperar su inversión y podrán continuar el negocio. 

“Hay algunos grupos que se oponen a la privatización de las distribuidoras con el argumento de que el sector privado aumentará las cobranzas para recuperar su inversión, buscando su propio interés y no el nacional citando algunas debilidades de los contratos”. 

“Estoy de acuerdo en que existen debilidades en los contratos pero estos se pueden revisar oportunamente para que bajo nuevas condiciones las empresas que reciban la concesión de las distribuidoras respondan a los intereses del país”, expresó Acosta Pujols.  

Y es que esta decisión del Gobierno acarrearía algunos efectos que pueden considerarse negativos para la estructura de las empresas en la actualidad y la continuidad de su personal. 

“Las empresas distribuidoras tienen posiblemente más del doble del personal que se requiere. Una empresa privada está llamada a corregir esas ineficiencias administrativas. De hecho el Pacto Eléctrico prevé que los gastos de operación que están por encima del 20% se reduzcan al 10%, eso supone una disminución del personal además de una reducción de pérdidas comerciales”, concluyó el referente consultado.

Cuatro estados del sur y sudeste de Brasil son los principales responsables del gran impulso a la generación distribuida – y a la energía solar en general – del país, que ya alcanzó los 9258 MW instalados en todo su territorio y va por más. 

Minas Gerais (1593,5 MW), São Paulo (1210,9 MW), Río Grande do Sul (1099,6 MW) y Santa Catarina (491,2 MW) son las cuatro entidades federativas en cuestión que se ubican en el top 5 del ranking de GD – se cuela Mato Grosso en el cuarto lugar con 649,1 MW (7%) – y entre ellas suman 4.395,2 MW, es decir, el 47,3% de la potencia operativa conectada a la red de distribución del país

Y tal es la magnitud de dichos estados de Brasil que entre ellos también sobrepasan la capacidad de generación distribuida de otros países de la región, como por ejemplo México (2,031.25 MW) o Chile (2.117 MW en pequeña escala y 1796 MW en PMGD).

En tanto que Paraná (región sur), y Río de Janeiro y Espírito Santo (región sudeste), completan el listado de las zona analizada y se colocan en 6to (484,8 MW), 8vo (342,8 MW) y 17mo lugar (171,3 MW), respectivamente. 

Además, Minas Gerais también es el territorio del país que lidera la tabla de generación solar centralizada, con 14220,5 MW que se reparten entre 633,7 MW en operación, 1855,6 MW en construcción y 11731,2 MW que están a la espera de que inicien las obras pero que ya fueron otorgadas al mercado regulado y al mercado libre.. 

Más sobre la generación distribuida del país

Como se mencionó anteriormente, Brasil posee 9258 MW en sistemas de hasta 5 MW implementados en residencias, comercios, industrias, propiedades rurales y edificios públicos, gracias a que 859951 sistemas fotovoltaicos se conectaron a la red. Y la mayor parte de ellos pertenece al segmento residencial (44,7%). 

También cabe mencionar que la generación distribuida ya sobrepasó a la potencia instalada en centrales que utilizan petróleo y otros combustibles fósiles (tienen 9110 MW) en tanto que prácticamente duplicó la capacidad de los proyectos solares de gran escala, que en total es de 4735 MW (2,5% de la matriz energética). 

Entre el 21 de febrero pasado y ayer, 17 de marzo, avanzaron en tramitación ambiental cuatro mega proyectos eólicos y solares por 1.506 MW, los cuales motivarían inversiones por 1.382 millones de dólares. Tres de ellos se encuentran en estado de ‘calificación’ y uno en admisión.

ERNC Loa

El proyecto ERNC Loa, de la empresa Grupo Ibereólica, obtuvo su estado de ‘calificación’ por parte de la SEIA el pasado 8 de febrero.

El mega emprendimiento generará inversiones por 495 millones de dólares. Contempla la instalación de un parque eólico de 248 MW, compuesto de un conjunto de 40 aerogeneradores de 6.200 kW de potencia unitaria, y una planta solar fotovoltaica de 270 MW de potencia nominal, constituida por 548.352 módulos fotovoltaicos de 540 Wp de potencia nominal cada uno.

“Ambas instalaciones(por un total de 518 MW) compartirán una Subestación Transformadora 33/220 kV, y una Línea de Transmisión Eléctrica aérea de 220 kV de simple circuito de 38,38 km de longitud, que conectará a la Subestación Frontera existente, para la evacuación de la energía en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN)”, aseguran desde la empresa.

Pampa Camarones’

Otro de los proyectos en ‘calificación’ (21 de febrero pasado) es ‘Modificación Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones’, de la empresa Engie, que generará inversiones por 210 millones de dólares.

Consiste en el aumento de la potencia de los paneles fotovoltaicos, de 300 Wp a 655 Wp o similar, del emprendimiento “Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones“.

“La planta fotovoltaica pasará de estar conformada por 1.200.000 módulos fotovoltaicos aprobados en la RCA N°009/2014, a 547.584 paneles de 655 Wp o similar de potencia cada uno, que en conjunto generarán una potencia total de hasta 359 MWp (Megawatt peak) en corriente continua (DC)”, es decir, unos 300 MW (AC), señalan desde Engie.

Culenco

El Parque Eólico Culenco también ingresó en ‘calificación’ el 21 de febrero pasado.

El proyecto, presentado por la empresa Plan 8, costará unos 305 millones de dólares, y comprende la construcción y operación de un nuevo parque eólico proyectado para generar una potencia de hasta 256 MW, el cual estará constituido por 32 aerogeneradores de 8 MW de capacidad cada uno.

En admisión

De la saga de mega proyectos que avanzan en la SEIA, el único en ‘admisión’ ingresó ayer, 17 de marzo. Se trata del ‘Parque Fotovoltaico Llanos de Marañón’, que generará unos 372 millones de dólares de inversión.

El Proyecto consiste en la construcción y operación de una planta de módulos fotovoltaicos para la generación de energía eléctrica, contemplando la instalación de 819.801 módulos fotovoltaicos sobre seguidores horizontales de un eje.

Los módulos irán conectados a 2.160 inversores de 200kW de capacidad cada uno. A su vez, los inversores se conectarán a 72 Centros de Transformación de 6 MVA cada uno. El Proyecto tendrá una potencia nominal de 432 MW y una potencia peak de 458 MW.

Finalizó la etapa de consulta a las Modificaciones al Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica y Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista en Honduras (ver detalle). 

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) recibió 48 comentarios de partes interesadas y cerca de la mitad estuvieron vinculadas a energías renovables y normas técnicas para usuarios autoproductores que se interconectan a las redes de distribución.

Entre las consideraciones que se hicieron se destaca aquella solicitando incentivar la inyección de excedentes de tecnologías renovables por sobre otras alternativas de generación. 

Tal es el caso de comentarios enviados por trabajadores de la Secretaría de Energía, quienes cuestionaron un nuevo inciso que permitiría la inyección y pago de excedentes a autoproductores de otras fuentes de generación distintas a las renovables. 

Octavio Alvarenga, oficial técnico en Análisis de Mercados Eléctricos en la Secretaría de Energía, observó puntualmente:

“Evaluar la eliminación del inciso B, para que el RLGIE esté apegado a lo planteado en la LGIE”.

En explicación de aquello, Jair Isaac Nazar Alfaro, ingeniero analista de Mercados Eléctricos en la Secretaría de Energía, agregó: 

«El pago por excedentes de energía inyectado por fuentes no renovables va en contra de una ley superior al reglamento, en este caso la LGIE, artículo 15 inciso D que expresa lo siguiente: 

ARTÍCULO 15.- OPERACIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS. La operación de las distribuidoras se sujetará a lo siguiente:

Inciso D) MEDICIÓN BIDIRECCIONAL. Las empresas distribuidoras estarán obligadas a comprar el exceso de energía proveniente de fuentes de energía renovable que generen los usuarios residenciales y comerciales y que inyecten de retorno a la red, acreditándoles los valores correspondientes en la factura mensual. Cada distribuidora deberá proponer a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) para su aprobación la tarifa que se aplicará para tales compras. A ese fin las empresas distribuidoras instalarán medidores bidireccionales a esos consumidores».

Otros comentarios también alertaron sobre la eliminación del segmento de Usuarios Autoproductores Industriales, una confusa clasificación a las inyecciones no renovables como consumidores calificados y la necesidad de incentivos a renovables. 

Pedro Emilio Banegas, Country Business Manager de Celsia Energía en Honduras, expresó: 

“Así como mejora el tratamiento a los excedentes en este caso para los “cogeneradores” de igual manera se deben incluir incentivos adicionales para los Usuarios Autoproductores de fuentes renovables específicamente que se aumente el límite de inyección de excedentes a la red de distribución”.

Por su parte, Oscar Armando Nunez Duarte de la empresa Generación De Energía Renovable S.A. – GERSA, observó:

“En esta reforma, se está eliminando a los Usuarios Autoproductores Industriales que no disponen de cogeneración pero sí disponen de generación electricidad renovable o no renovable, por ejemplo Sistema Fotovoltaico, generación con búnker, LPG…”. 

Aquello coincidió con el comentario de Evelyn Núñez, directora ejecutiva de la Asociación de Proveedores de Energía Renovable Distribuida de Honduras (APRODERDH): 

“Actualmente, existen muchos Autoproductores Industriales que no son cogeneradores, por lo que el reglamento debe mantener la mención a ellos. Los Autoproductores Industriales son más que los cogeneradores”.

En adición Kevin Rodríguez, director ejecutivo de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) también consideró: 

“Se sugiere colocar “así como” para que se entienda que la referencia a los usuarios de cogeneración es como ejemplo y no se entiende que es exclusivo a ellos la aplicación de la disposición. (Ver propuesta de esta misma consulta pública en el art. 48)

A efecto de evitar contradicciones entre reglamentos, se sugiere revisión del Reglamento de Tarifas en su capítulo 4, ya que en su artículo 154 hace referencia a metodología específica de pago de excedentes cuando el usuario está en MT. 

Se debe realizar una reserva respecto a casos de generación con capacidad instalada menor de 5MW, donde la Empresa Distribuidora debe encargarse de la liquidación de esta energía y de actuar como coordinador intermediario de estos; conforme a la sección 3.2 NTPO”.

Por fortuna, se consideraron admisibles aquellos comentarios efectuados por referentes locales de empresas líderes del sector renovable, así como de representantes de asociaciones y técnicos de la cartera energética. 

Se espera que la CREE considere las observaciones y trabaje en los próximos días en una oportuna actualización del Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica y Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista en Honduras.

La Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés) volvió a poner la mirada en qué se necesita para alcanzar los objetivos de transición energética y la reducción de la emisión de gases de efecto invernadero. 

Apostolos Petropoulos, analista de energía de la División WEO de la IEA, participó de la Semana de la Eficiencia Energética en la Industria 2022 e hizo foco en cómo Latinoamérica puede seguir el camino de cero emisiones hacia las próximas décadas. 

“Desde el lado energético, la región necesitaría un aumento de las inversiones en 110 mil millones de dólares en energía limpia para ser net zero al 2030 y llegar a la temperatura de 1.5°C”, sostuvo el especialista. 

“En el mejor escenario, la energía eólica y solar tendría una participación del 40% en la generación de electricidad en la región al 2050 y se espera que, bajo ese panorama, al menos el 50% de los mercados de LATAM puedan utilizar todo tipo de renovables para la generación de energía”, agregó. 

Siguiendo esta misma línea, reconoció que se espera que la mayor parte de las renovables en América Latina se encamine hacia la fotovoltaica dada que “la mayoría de mejores se realizaron en todo el proceso solar”, por lo que consideró que eso lo hará mucho más costeable. 

Aunque dejó en claro la relevancia de invertir en nuevas tecnologías. “Por ejemplo, el hidrógeno es clave para ciertos sectores, como la industria y la aviación”, aseguró. Y justamente, el desarrollo del H2 ha sido y es una de los grandes focos de la región en el último tiempo, a tal punto que varios países ya lanzaron su hoja de ruta, mientras que otros aún la diagraman. 

Por otro lado, también mencionó cuál es el panorama a nivel global, donde mencionó que se observa una “aceleración de la capacidad instalada de paneles solares para alcanzar la generación de los 50000 GWh al 2030”; mientras que las adiciones anuales de capacidad solar fotovoltaica y eólica alcanzan los 470 GW en 2030. 

“En un escenario de emisiones cero, vemos una disminución bastante importante del uso del petróleo y aumento drástico de inversiones en infraestructura y energía limpia, superando los USD 3000 billion”, amplió. 

En tanto para el 2050 estima que los aerogeneradores y las nuevas baterías comprenderán hasta mil millones de dólares de dólares invertidos en el mercado global bajo un escenario net zero. Y ese negocio podría ser parte de los “1200 GW de capacidad renovable adicional necesarios para llegar a las metas de cero emisiones de carbono al 2050”, según explicó Petropoulos. 

Con el objetivo de potenciar el desarrollo de proyectos de hidrógeno y amoniaco verde a gran escala en Chile, Mainstream Renewable Power anunció el nombramiento de Tomás Anuch como el nuevo Hydrogen Business Development Manager de la compañía.

El nombramiento se da en el marco del rápido crecimiento de la empresa en Chile y Latinoamérica.

Con esta designación, Mainstream da un nuevo paso en el desarrollo de nuevos combustibles limpios y sostenibles, y avanza en línea con la alianza firmada el año pasado con Aker Clean Hydrogen, empresa noruega dedicada a la producción de hidrógeno verde a escala industrial.

Tomás Anuch es ingeniero civil industrial de la Pontificia Universidad Católica de Chile y cuenta con nueve años de experiencia en el desarrollo, construcción y operación de proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y sistemas de almacenamiento de energía.

Su experiencia comenzó el 2013 en Solairedirect Chile, donde participó en el desarrollo de más de 500 MW de proyectos solares y trabajó en la construcción de los parques fotovoltaicos Andacollo y Los Loros (50 MW).

Posteriormente, formó parte de Engie, donde encabezó los proyectos fotovoltaicos Intipampa en Perú (44 MW) y el proyecto de almacenamiento de energía BESS de Arica. En 2019, ingresó a Mainstream Renewable Power donde lideró la construcción de tres proyectos solares: Río Escondido, Valle Escondido y Pampa Tigre (que suman en total 350 MW).

Cabe recordar que, en febrero de 2021, Mainstream anunció un acuerdo con la compañía de inversión noruega, Aker Horizons, la que asumió una participación de 75% de la empresa de energías renovables a nivel global. A raíz de esta nueva alianza, Mainstream Renewable Power y Aker Clean Hydrogen, empresa de propiedad de Aker Horizons, colaborarán en la producción de hidrógeno y amoníaco verde en Chile para liderar la creación de una cadena de valor verde en base a este nuevo combustible limpio.

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha abierto la convocatoria de ayudas para proyectos pioneros y singulares de hidrógeno renovable, dotada con 150 millones, y cuatro programas de ayudas a la cadena de valor innovadora del hidrógeno renovable, con 250 millones.

La primera línea apoyará proyectos con viabilidad comercial para la producción y consumo local de hidrógeno renovable en sectores de difícil descarbonización, como la industria o el transporte pesado. El plazo permanecerá abierto desde el 7 de marzo hasta el 6 de mayo.

Los cuatro programas de ayudas a la cadena de valor innovadora impulsarán el conocimiento técnico y la capacidad productiva mediante el desarrollo de avances tecnológicos y prototipos a lo largo de la cadena de valor del hidrógeno, así como de instalaciones de ensayo y nuevas líneas de fabricación.

Los cuatro programas se refieren a grandes electrolizadores, la demostración y validación de vehículos de hidrógeno, la investigación industrial y experimental y el fomento de capacidades y avances tecnológicos en líneas de ensayo y la fabricación. El plazo permanecerá abierto desde el 8 de abril hasta el 7 de junio de 2022.

En ambos casos, los criterios de adjudicación primarán la participación de Pymes, el impacto positivo en zonas de Transición Justa, la reducción de emisiones y la creación de empleo.

La primera sesión será el lunes 21 de marzo a las 12:00 horas, bajo el título: ‘Los programas de ayudas del hidrógeno renovable: proyectos pioneros y singulares y cadena de valor’.

La sesión contará con el siguiente programa:

12:00h Bienvenida y presentación – Joan Groizard, director general del IDAE
12:10h La convocatoria de proyectos pioneros y singulares – Miguel Rodrigo, jefe del departamento de Marco Regulatorio y Estrategia del IDAE
12:40h La convocatoria de cadena de valor – Marta Martín, jefa de servicio en la Subdirección General de Hidrocarburos y Nuevos Combustibles del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico
13:10h Turno de preguntas y respuestas
13:30h Cierre

Enlace al registro de inscripción.

El martes de esta semana, la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Senadores de Chile trató el proyecto de Ley que “promueve la generación de energía renovable” (descargar).

La iniciativa, presentada por los legisladores Guido Girardi, Isabel Allende y Yasna Provoste, Alejandro García-Huidobro y Rafael Prohens cuenta con un solo artículo: “Prohíbese inyectar al Sistema Eléctrico Nacional, a partir del primero de enero de 2030, energía eléctrica cuya fuente primaria sea la combustión de sustancias fósiles”.

Es decir que se propone que, en los próximos 8 años, toda la capacidad eléctrica instalada de Chile sea renovable.

¿Cómo lograrlo? El texto propone que el país continúe el sendero de crecimiento hacia una matriz que incorpore cada vez más fuentes limpias (a agosto del 2021 un 53,3% de la capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), corresponde a energía renovables: 24% hidráulica; 17,8% solar; 9,9% eólico; 1,5% biomasa; y 0,2% geotérmica).

Pero además sostiene la incorporación de “almacenamiento” de lo generado, especialmente a través de fuentes eólicas y solares fotovoltaicas, mediante la producción de hidrógeno verde. Allí no se hace mención a baterías.

Indica que este energético obtenido a través de la descomposición del agua “cuenta con la particularidad de permitir cumplir las mismas funciones que los combustibles fósiles en la generación de energía. También permite ser aplicado en las distintas industrias del país y en la descarbonización de la industria del transporte, con un menor impacto ambiental que sus alterativas”.

La votación

Durante la votación en la Comisión de Minería y Energía del Senado el primer informe sobre el proyecto de Ley de promoción a la generación de energías renovables se aprobó con 26 votos positivos. Hubo uno negativo y ocho abstenciones.

No obstante, los legisladores resolvieron que el proyecto vuelva a la Comisión para ser debatido en particular (aunque sea de artículo único) porque eso es lo que se acordó allí.

En efecto, el proyecto permanecerá hasta el 14 de abril próximo, a las 12 horas (de Chile), para obtener nuevas indicaciones. La idea de los senadores es que los nuevos funcionarios de Gobierno puedan dar su parecer sobre la propuesta.

En el intento de sanear el sistema eléctrico e incorporar un mecanismo dinámico y eficiente para la asignación de nuevos proyectos de energía eléctrica, las distintas áreas del Gobierno colombiano están ocupadas en aplicar la famosa Resolución CREG 75.

Pero desde la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) advierten atrasos (ver). Aseguran que la operatividad del sistema de ventanilla única mediante el cual se tramitará la radicación, estudio, aprobación y seguimiento de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de los ‘proyectos clase 1’ (grandes proyectos) en el SIN debía estar implementada antes del 21 de junio de 2022. Pero no será posible.

Por lo tanto, se propone una prórroga en el cronograma, de la siguiente manera:

Las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1, en cuanto a la presentación del estudio de conexión y disponibilidad de espacio físico, será el 30 de junio de 2022, antes la fecha se había fijado para el 31 de marzo del 2022.

La posición asignada en las filas 1 y 2, de que trata el artículo 11 de la Resolución CREG 075 de 2021, será informada a más tardar el 24 de noviembre de 2022. Antes la fecha era el 30 de septiembre del 2022.

La emisión de conceptos de conexión que no requieren expansión se extenderá hasta el 30 de diciembre del 2022. Antes la fecha era el 31 de octubre de 2022.

La Emisión de conceptos de conexión que requieren expansión también se fijaría para el 30 de diciembre del 2022. Antes era el 20 de diciembre del 2022.

También se señala que se extenderá el plazo de implementación de la ventanilla única hasta el 31 de diciembre de 2022.

Estas modificaciones están en análisis por parte del Gobierno. Se espera que en los próximos días haya un pronunciamiento definitivo al respecto.

Liberar capacidad de transporte

Cabe recordar que, tal como señaló Energía Estratégica (ver nota), Christian Jaramillo Herrera, Director General de la UPME existen 24.750 MW que poseen asignación (18.721 MW que tienen capacidad asignada hasta julio del 2021 y 6.000 se asignaron este año), pero unos 8.572 MW serían dados de baja por no pagar garantías (de 10 dólares por kW).

Luego, el espectro se reasignará bajo un orden de prioridad, que será debidamente detallado por resolución.

Según adelantó Jaramillo Herrera, se les dará más puntos a las energías más competitivas, capaces de abaratar los precios de la bolsa. “Esto va a bajar costos de generación y es menor factura para los colombianos”, enfatizó el número uno de la UPME.

Indicó que los problemas de restricción también serán bien ponderados. “Hay ciertas zonas del país a la que es difícil llevar la energía, y cuando se genera localmente arregla el problema. Esos proyectos bajarán los costos de restricciones, que son muy importantes”, manifestó.

Sostuvo que también serán premiados “los que ayuden a disminuir pérdidas en el sistema”, debido a la cercanía de los consumos.

Además, agregó que entre los ponderables habrá algunos “nuevos”. Por un lado, las que emitan menos Gases de Efecto Invernadero (GEI) serán mejor puntuadas que las contaminantes.

Por otro lado, los proyectos con flexibilidad, que permitan aumentar o disminuir su generación según como lo considere necesario el despacho, serán mejor puntuados que aquellos que no lo hagan. Este es un punto en contra para las renovables variables, que dependen del recurso solar o del viento para funcionar.

Con este panorama, Jaramillo indicó que los proyectos eólicos o solares con baterías tendrán una gran puntuación en este esquema.

Otro aspecto que remarcó el funcionario es que los proyectos que tengan asignación en subastas tendrán prioridad al igual que los que tienen licenciamientos ambientales aprobados por sobre los que aún no los tienen.

En el marco de las elecciones presidenciales de Costa Rica, los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) empezaron a formar parte del discurso de los candidatos presidenciales y causaron revuelo ante la opinión pública a un mes de la segunda vuelta electoral. 

El candidato del Partido Liberación Nacional (PLN), José María Figueres, compartió su posición sobre los ODS en una actividad organizada esta semana por El Observador y la oficina de las Naciones Unidas en Costa Rica (ver video).

En tanto, Rodrigo Chaves, candidato del Partido Progreso Social Democrático (PPSD), quien también había sido invitado pero declinó asistir al evento antes mencionado, ya habría compartido su posición una semana atrás durante un evento de la Alianza Empresarial para el Desarrollo (ver video). 

“En la última semana, fundamentalmente en redes sociales, se ha tornado en discusión la postura que ha tenido un candidato y otro frente a los ODS”, consideró José Dengo, socio de CDG Environmental Advisors. 

Principalmente la opinión pública -mediante redes sociales- cuestionó el hecho de que un economista de larga trayectoria como Chaves haya sido tan poco receptivo a los ODS considerando que “no son urgentes para Costa Rica” y que un político de larga data como Figueres haya tomado esta temática como uno de los ejes de campaña en la antesala a la segunda vuelta electoral.

En concreto, José Dengo consideró: 

“Ha sido una de las fortalezas durante la campaña de Figueres su posicionamiento frente a temas como la transición energética y la búsqueda de una reactivación de la economía a partir de renovables”.

“Por su parte, el candidato Chávez no ha evitado hablar de esos temas pero ha tenido una visión más pragmática al comunicar que -desde su perspectiva- la economía circular y otros temas con esa tendencia no son prioridad porque no le dan de comer a la gente directamente”.

Ante aquello, el referente de CDG Environmental Advisors reforzó la idea de que quizás ese desentendimiento público de Chaves frente a los ODS podría ser más bien un tema de estrategia de comunicación que ha adoptado el candidato para la campaña, evitando referirse a otra cosa que no sea través de un lenguaje directo más popular y cometiendo aquellas “faltas” de conocimiento de los ODS, aunque junto al candidato Figueres sepan ambos de qué tratan y hasta tengan los mismos temas prioritarios que atender. 

Un punto de encuentro sería que ambos aspirantes a la presidencia de Costa Rica coinciden en que acabar con la desigualdad social es prioridad. La diferencia que sigue existiendo por lo pronto es que uno de los contrincantes convalida los ODS y dentro de ellos resalta atender medidas políticas que respondan a las brechas sociales y económicas que llevan a la pobreza; mientras que el otro candidato evita mencionar la taxonomía de los ODS simplificando su discurso pero aparentemente atendiendo a las mismas demandas.

Ahora bien, ¿qué hay con el ODS 7? ¿Darán prioridad al desarrollo de más energías renovables? 

Energía Estratégica se comunicó con miembros del equipo de asesores y referentes de campaña de cada partido político para acceder a mayores precisiones al respecto. 

Mientras que referentes del PLN compartieron su lectura sobre la necesidad de cambios estructurales profundos en el sector energético e inclusive justificaron la necesidad de convocar a subastas renovables el año próximo; desde el PPSD aún no emitieron comentarios al respecto a un mes de haber sido contactados desde este medio. 

Hasta tanto, el partido pendiente responda, desde la mayor imparcialidad posible, el referente consultado valoró:  

“En lo que tiene que ver con sostenibilidad el candidato Figueres tiene una propuesta mucho más robusta”.

Y es que, en los planes de gobierno que cada candidato presentó al Tribunal Supremo de Elecciones, mientras que el representante del PPSD se refiere a un despliegue 100% renovable sólo cuando menciona cubrir la demanda de nuevos datacenter en el país, desde el PLN se plantearon retos y oportunidades concretas para el sector energético renovable y se pronunció específicamente sobre el presente y futuro de las inversiones en el sector así como nuevos horizontes de mercado a partir del hidrógeno verde. 

Ver propuesta PPSD 

Ver propuesta PLN 

Uruguay se enfrenta a varios retos cruciales a atender en el corto plazo para seguir impulsando las energías renovables en el país. Y uno de ellos está vinculado con la generación solar distribuida y la modificaciones de las condiciones para acceder a los beneficios fiscales para el segmento comercial e industrial. 

Marcelo Mula, presidente de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER), dialogó con Energía Estratégica y explicó que se vio muy limitado a partir de febrero del 2021, pese a que en los comienzos de la GD y durante varios años en el país haya sido de gran ayuda. 

Hasta el 2021, un usuario comercial o industrial que deseaba poner paneles solares, realizaba la inversión con su dinero, pero le acercaba la factura al Estado y éste lo tomaba como parte de pago del impuesto a la renta (cerca de 30-40%). Todo esto reglamentado en los denominados ¨proyectos de inversión¨ presentados ante la COMAP.

“Sin embargo, desde aquel entonces se impusieron restricciones al otorgamiento de beneficios fiscales a las plantas fotovoltaicas. Por lo que el gran desafío es rever esa medida, porque realmente es poco lo que percibe el Estado en impuestos por evitar promover la energía solar, ya que la merma de recaudación depende de los años en el cual se genere la renta para ser neteada con el beneficio fiscal (generalmente lleva de 2 a 5 años)”, sostuvo el especialista. 

“Por ejemplo, si se invierten USD 2.400.000 en generación distribuida por parte de comercios e industrias que hayan aplicado a la Comisión de Aplicación de la Ley de Inversiones (COMAP). Y si de ese número se subsidia el 50%, como mucho es un valor de USD 1.000.000 por el período que deja de percibir el gobierno, pero con el corte abrupto del beneficio están matando a todo un sector que llevó más de 10 años construir”, agregó. 

Actualmente, para poder presentar el proyecto y acceder a ciertos incentivos, se pide que la instalación fotovoltaica sea parte de una inversión global mayor, donde la parte FV sea como máximo el 20%, de la inversión total y que a su vez esa inversión total genere empleo. 

Esto representa un panorama difícil de afrontar en particular para las pequeñas y medianas empresas del país, debido que no pueden aplicar a subsidios para inversiones solo en instalación fotovoltaicas, como fue durante años, y que fuese cortado abruptamente en febrero de 2021. 

Incluso Mula opinó que “con los cambios realizados se cortó el apoyo a la PyME porque una inversión de USD 20.000 le representa mucho esfuerzo y plata, y le cambia la vida de los costos mensuales; pero al no tener el beneficio, lo que representa mayor período de repago, y quizás no puedan gastar ese dinero en otras obras, que tienden a bajar los costos operativos de la PYME”. 

De todos modos, brindó cierta expectativa positiva hacia el sector y reconoció que ya se trabaja para retornar al régimen fiscal anterior, dado que se presentaron diversas notas y propuestas a las entidades gubernamentales, donde se plantea por ejemplo volver a un régimen pre pandemia enfocada en inversiones FV para el sector PYME de hasta USD 100.000.

Así como también vaticinó que el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay “apoya” que se vuelva al beneficio previamente mencionado, restando ahora el apoyo del Ministerio de Economía y Finanzas, en particular de la OPP, para avanzar en una solución a esta grave problemática del sector.

La guerra en Ucrania genera mayor incertidumbre a futuro y preocupan los costes de los usuarios particulares, la industria y el comercio.

“España está abogando por una reforma estructural del mercado de la energía en la Unión Europea”, expresa.

Sánchez dejó entrever también nuevas medidas a favor de las energías renovables para evitar la dependencia del gas ruso que, en el caso de España, no es tan importante como para otros países como Alemania.

Sánchez llama a desacoplar el precio del gas porque va contra el bienestar de ciudadanos e industria

Esta visita a Bratislava, la primera en 12 años de un presidente del Gobierno español, era la primera parada de una gira europea en la que Sánchez está intentando convencer a los países de la Unión Europea de que apoyen la posición de España.

Además, Sánchez ha asegurado que España puede contribuir de manera mucho más decisiva al mercado energético europeo con sus capacidades de regasificación de gas natural licuado, aunque ha reiterado que para ello es fundamental avanzar en las interconexiones con el resto del continente.

También ha mencionado otras medidas que a su juicio son necesarias en materia energética para reducir la dependencia del gas ruso como aumentar el número de proveedores y de fuentes de energía alternativas.

La tecnología eólica flotante, considerada la última frontera del sector eólico marino, está ganando adeptos en países como Gran Bretaña, Francia y partes del sudeste asiático.

Aunque se espera que sea más eficiente que las turbinas eólicas marinas de fondo fijo, todavía no hay ningún proyecto a escala comercial en funcionamiento y se espera que los costes sigan siendo altos esta década.

Matos Fernandes afirmó que las condiciones eólicas de Portugal hacen que esta tecnología sea eficiente y viable, y confía en que contribuya a reducir las tarifas eléctricas a largo plazo, además de ayudar al país a cumplir su objetivo de ser un exportador neto de energía.

Lamentó que la concesión de licencias medioambientales para los grandes parques eólicos terrestres sea «cada vez más complicada, debido a la huella ecológica que siempre tienen», pero dijo que Portugal podría evitarlo utilizando turbinas flotantes en sus aguas costeras profundas.

«Portugal quiere convertirse en un gran exportador de energía renovable en el futuro y por eso tiene que apostar por la eólica en alta mar», dijo en una entrevista.

Portugal, que cerró sus dos centrales de carbón el año pasado, tiene 7,3 GW de capacidad hidroeléctrica y 5,6 GW de eólica terrestre, que juntos representan el 83% de su capacidad total instalada.

El país, que se ha comprometido a ser neutro en carbono para 2050, obtiene el 60% de su electricidad de fuentes renovables, y el ministro cree que alcanzará el 80% antes de la fecha límite de 2030.

Actualmente, Portugal sólo cuenta con un pequeño proyecto eólico flotante de 25 megavatios frente a su costa atlántica.

La Unión Europea tiene 16 GW de capacidad eólica marina instalada y pretende alcanzar al menos 60 GW en 2030.

Cada vez queda menos tiempo para cumplir con los objetivos pactados en el Acuerdo de París y en las normativas y planes nacionales de transición energética. Y en el caso particular de México, desde la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) comentaron que el país no tiene un rumbo claro para incorporar energías limpias y renovables. 

“Estamos discutiendo un modelo en el cual se pretende privilegiar el uso generación basada en combustibles fósiles, que necesariamente nos llevará a una energía más cara y contaminante, cancelando la transición energética sobre la cual ya tuvimos avances sustanciales”, sostuvo Leopoldo Rodríguez, presidente de AMDEE, durante una conferencia de prensa. 

“Para avanzar en la línea de este combate a los efectos del cambio climático y lograr el crecimiento y bienestar que el país requiere, necesitamos energía asequible y confiable, pero sobre todo, energía limpia, porque las emisiones que produce la generación de electricidad con combustibles fósiles están borrando la posibilidad de futuro de las siguientes generaciones”, agregó. 

Es por ello que el especialista detalló cuánta capacidad renovable se debe instalar México para alcanzar el 35% de la participación de fuentes limpias en la generación eléctrica al 2024: 

“Tendríamos que invertir en el despliegue de 9500 MW de nueva potencia para que entre en operación al 2024”, adicionales a los 7154 MW eólicos en operación y los poco más de 6500 MW solares instalados en utility scale. 

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“Además, México tendría que incorporar 23000 MW de energías limpias para 2030 y para esto se requieren treinta y ocho mil millones de dólares en inversión, tanto en la generación como en transmisión. Pero ninguna empresa en el mundo tiene la capacidad para realizar esta inversión”, continuó.

Con eso última oración se refirió puntualmente a la Comisión Federal de Electricidad, empresa productiva del Estado a la cual, mediante la reforma eléctrica propuesta por López Obrador, se le busca dar el control de, al menos, el 54% del mercado eléctrico de México, en tanto que hasta el 46% restante quedaría para el sector privado. 

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Y bajo la lupa de Leopoldo Rodríguez, de aprobarse las modificaciones a la Constitución en los términos actuales, “las emisiones contaminantes crecerán 65% por el incremento en el uso de combustibles fósiles, mientras que los costos de transmisión aumentarán entre 32 y 52%”. 

“México no cumplirá con las metas para combatir el cambio climático y se está alejando de la posibilidad de generar electricidad a precios competitivos”, concluyó. 

Argentina sigue creciendo en materia de generación distribuida bajo la Ley Nacional N° 27424 luego de haber triplicado la capacidad durante el año 2021.

Y tras el segundo mes del 2022, la Secretaría de Energía de la Nación reportó que se alcanzaron 10222 kW instalados y conectados a la red mediante un medidor bidireccional en 760 usuarios – generadores. 

Sin embargo, febrero fue un mes tímido para este segmento renovable, debido a que nuevamente hubo un vaivén en lo que respecta a capacidad, luego de un comienzo de año prometedor – enero sumó 717 kW -. En esta oportunidad sólo se incorporaron 399 kW en 25 U/G. 

Pero en lo que respecta a potencia reservada por el distribuidor, dicho mes se colocó en el podio histórico con 927 kW, sólo por detrás de septiembre y noviembre de 2021 (1324 kW y 1178 kW, respectivamente). 

Y si bien Argentina aún está lejos de las proyecciones realizadas en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017 – cerca del 5% de la cantidad de U/G prevista -, hay evolución en la generación distribuida a nivel nacional. 

Incluso diversas autoridades del gobierno anunciaron que se concentran en GD para el sector industrial y agroproductivo a partir de políticas públicas y posibles nuevos beneficios. 

Asimismo, se debe añadir lo hecho por parte de las provincias del país para impulsar los techos solares en sus territorios, como así también aquellas que poco a poco se adhieren a la Ley Nacional N° 27424 y reglamentan las normativas correspondientes. 

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En este aspecto a nivel provincial, Córdoba sigue liderando el ranking de cantidad de usuarios – generadores como el de potencia instalada: 427 U/G y 6076,6 kW, a lo que se debe agregar otros 112 trámites en curso y  2381,3 kW de capacidad reservada. 

Un escalón más abajo se encuentra la provincia de Buenos Aires, con 199 U/G y 1217,7 kW conectados a la red gracias a las distribuidoras adheridas. Pero como la propia gobernación provincial aún no adhirió, los usuarios no pueden contar con los beneficios e incentivos pertinentes. 

Por lo que, desde el sector energético se ha comentado en reiteradas ocasiones que podría aumentar este segmento si finalmente se aprueba la normativa pertinente que al día de hoy todavía espera la decisión del Senado bonaerense. 

Mientras que el podio en ambos aspectos lo completa la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA), que se adhirió al régimen de fomento en mayo del 2019 y desde aquel entonces suma 62 U/G y 1.060,4 kW. 

Los países del Caribe afectados gravemente por fenómenos meteorológicos extremos tienen requisitos indispensables a la hora de pensar la estabilidad de la red eléctrica, lo que repercute en el parque de generación entrante.

Entre las exigencias técnicas para interconectar renovables, existen tanto semejanzas como diferencias entre los sistemas de las distintas islas al referirse a un factor crucial como lo es la regulación de frecuencia.

Por ejemplo, Puerto Rico requiere un porcentaje de respaldo en baterías a algunos proyectos renovables variables. Mientras que en el vecino país de República Dominicana, la Superintendencia de Electricidad evalúa la implementación de una nueva regulación semejante. ¿Qué lecciones aprendidas de Puerto Rico puede tomar República Dominicana?

En específico, desde la reglamentación puertorriqueña se exige un Battery Energy Storage System (BESS) que represente el 10% de la potencia nominal de proyectos de generación superiores a 1 MW.

Pero eso no sería todo, también se solicita que ese sistema BESS tenga la capacidad de inyectar energía a la red de manera inmediata y durante 9 minutos; con lo cual, algunos desarrolladores sobredimensionan el BESS en un 15% o 20% de la capacidad AC del proyecto para poder considerar todo el tiempo de descarga leve y así responder a las demandas del mercado.

Aquello supone importantes costos económicos adicionales al previsto para un proyecto renovable estándar, ya que su valor no sólo se incrementa por los altos precios de componentes del BESS sino también por algunos servicios asociados al control de la instalación completa.

“Como mínimo los costos de un proyecto de más de 1 MW en Puerto Rico vs República Dominicana hoy puede estar variando entre un 10 a un 20 o incluso 25% por el costo del sistema BESS que se exige y la adecuación de otros productos y servicios a una mayor complejidad de la arquitectura eléctrica en el sistema”, consideró David Koch, gerente de ventas en MC Central America, la oficina regional de la empresa alemana Meteocontrol GmbH.

Para que los números estén a favor del proyecto de inicio a fin el referente regional de Meteocontrol llamó a no descuidar algunos desafíos que aparecen dentro del ámbito de monitoreo y control como lo pueden ser los sistemas de protecciones y respaldos para que el BESS trabaje en paralelo y junto a un Power Plant Controller, llegado el caso.

En conversación con Energía Estratégica, David Koch, consideró que si bien este tipo de requisitos afectará en los CAPEX de los proyectos, se lograría una buena compensación ante nuevos servicios complementarios que pueden ofrecerse a través de los sistemas BESS y que terminarán por garantizar ingresos adicionales a los proyectos.

Ahora bien, contar con mayores incentivos sería un gran impulso para hacer más viables a este tipo de instalaciones tanto en el mercado puertorriqueño como en el dominicano.

“A mi criterio, más beneficios fiscales para sistemas de almacenamiento apoyarían también a la implementación de estos sistemas híbridos en la región que, a fin de cuentas, ayudarán a la estabilidad de la red”, indicó David Koch.

Leer versión en inglés

The Caribbean countries severely affected by extreme weather events have essential requirements when considering the stability of the electricity grid, which has repercussions on the incoming generation park.

Among the technical requirements to interconnect renewables, there are both similarities and differences between the systems of the different islands when referring to a crucial factor such as frequency regulation.

For example, Puerto Rico requires a percentage of battery backup for some variable renewable projects. While in the neighboring country of the Dominican Republic, the Superintendency of Electricity is evaluating the implementation of a similar new regulation. What lessons learned from Puerto Rico can the Dominican Republic apply?

Specifically, Puerto Rican regulations require a Battery Energy Storage System (BESS) that represents 10% of the nominal power of generation projects greater than 1 MW.

But that would not be all, it is also requested that this BESS system have the capacity to inject energy into the network immediately for the duration of 9 minutes; with which, some developers oversize the BESS by 15% or 20% of the AC capacity of the project to be able to consider all the light discharge time and thus respond to market demands.

This entails additional significant economic costs to those expected for a standard renewable project, since its value is not only increased by the high prices of BESS components but also by some services associated with the control of the complete installation.

“At a minimum, the costs of a project of more than 1 MW in Puerto Rico vs. the Dominican Republic today may be varying between 10 to 20 or even 25% due to the cost of the BESS system that is required and the adaptation of other products and services will add to a greater complexity of the electrical architecture in the system”, considered David Koch, sales manager at mc Central America, the regional office of the German company meteocontrol GmbH.

For the numbers to speak in favor of the project from start to finish, the meteocontrol regional referent called for not neglecting some challenges that appear within the field of monitoring and control, such as protection and backup systems for the BESS to work in parallel. and together with a Power Plant Controller, if necessary.

In a conversation with Energía Estratégica, David Koch considered that although these types of requirements will affect the CAPEX of the projects, a good compensation would be achieved in the face of new complementary services that can be offered through the BESS systems and that will end up guaranteeing additional income to the projects.

Now, having more incentives would be a great boost to make these types of facilities more viable in both the Puerto Rican and Dominican markets.

«In my opinion, more fiscal benefits for storage systems would also support the implementation of these hybrid systems in the region, which, in the end, will help the stability of the grid,» said David Koch.

La Visión de Puerto Quequén Sustentable, es una premisa compartida con la gestión del Gobierno de la Provincia de Buenos Aires en sintonía con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Naciones Unidas para el Cambio Climático para el 2030 y los compromisos asumidos por Argentina en la Conferencia Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático.

“Los escenarios presentes y futuros del cambio climático y sus impactos sobre los sistemas logísticos de nuestra estación marítima, sumado al cumplimiento de los compromisos internacionales y las nuevas exigencias de los mercados, nos exigen buscar sistemas sostenibles”, destacó el presidente del Consorcio de Gestión de Puerto Quequén, Jorge Alvaro, en el momento de la firma del Convenio.

Lo sustancial del Convenio es realizar los estudios de prefactibilidad y factibilidad para el reemplazo progresivo de la matriz energética del Puerto hacia fuentes renovables.

Alvaro indicó que “en el camino a la sustentabilidad, la iniciativa concluirá con el proyecto para montar una red de generadores eólicos en torno al ejido del puerto con capacidad para abastecer de energía todas las demandas eléctricas actuales y proyectadas”.

Entre los beneficios conexos del proyecto, existe la posibilidad de utilizar parte de la energía generada para producir hidrógeno verde. De esta manera, Puerto Quequén se colocaría a la vanguardia de los puertos de ultramar en la generación, explotación y consumo de energía originada en fuentes renovables.