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Desde el 2019 a esta parte, a través de la subasta del Cargo por Confiabilidad (8 proyectos), la subasta de renovables del 2019 (14 proyectos) y la de este año (11 proyectos), Colombia ha adjudicado 2.878 MW de energía eólica y solar fotovoltaica.

Se trata de todo un salto cuantitativo, teniendo en cuenta que, hasta antes del 2018, el país no contaba con más de 200 MW de potencia instalada entre esas dos tecnologías.

Y el 2022 pareciera ser que trancitará el mismo sendero positivo. Por un lado, la compañía de distribución de la costa Atlántica, Air-e, ya puso en marcha su convocatoria, que tiene por objeto adjudicar entre 300 a 500 MW en proyectos eólicos y solares.

De acuerdo a la última adenda que lanzó Air-e, los interesados (35 hasta el momento) presentarán sus ofertas el 17 enero del 2022, y la empresa tendrá tiempo hasta el 28 de febrero para realizar las adjudicaciones.

“Este tipo de iniciativas es positiva”, destaca el Director Ejecutivo de SER Colombia, Germán Corredor, en contacto con Energía Estratégica.

Para el dirigente, “el hecho de que comercializadores grandes y las empresas estén pensando ya en avanzar con mecanismos para poder comprar energías renovables, es positivo” porque “genera una nueva opción de contratación a largo plazo que seguramente facilitará la financiación de algunos proyectos”.

Por otra parte, Corredor recuerda que está muy pronto a autorizarse la aprobación del mecanismo que presentó Derivex ante la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que permitirá la comercialización de energía entre privados.

Del mismo modo, el directivo de SER Colombia espera que durante el año entrante pueda avanzar el proyecto de la Bolsa Mercantil, que también permitirá la contratación entre particulares, a través de subastas específicas.

Por otro lado, según ratificó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, a distintos referentes de la industria energética, están trabajando para que, en 2022, pueda lanzarse la cuarta subasta a largo plazo de energías renovables en manos del Estado, cuyo horizonte de entrada en operación comercial sería el 2025.

“No sabemos este Gobierno si tendrá tiempo de lanzar la convocatoria el año que viene, pero si lo logran será un mecanismo interesante para la industria”, reconoce Corredor.

Al tiempo que destaca: “Mientras mayores facilidades de contratación tenga un mercado, más competitivo es: Se logran precios más eficientes y la industria crece”.

Costa Rica atiende el 99,91% de su demanda a partir de generación renovable, así lo indican los informes más recientes elaborados por el Centro Nacional de Control de Electricidad (CENCE).

No obstante, en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) el porcentaje de participación de las renovables es un tanto menor. Si bien, las hidroeléctricas siguen dominando la escena en un 66,36% del total de la capacidad, las termoeléctricas aún representan el 13,23% instalado. Detrás acompañan las eólicas con 10,98% y las geotérmicas con 7,30%. Siendo el bagazo y la solar las fuentes con menor presencia con un 1,98% y 0,15%, respectivamente.

Aquel valor inferior vinculado a la fotovoltaica podría virar en redes de distribución con la reciente aprobación de la Ley 22.009, conocida como “Ley para la Promoción y Regulación de los Recursos Energéticos Distribuidos a partir de Fuentes Renovables”.

Según advirtió Ignacio Salazar, director comercial de Greenenergy y miembro del Comité Técnico de la Cámara de Generación Distribuida, con la aprobación de esta ley Costa no sólo se permitirá mayor transparencia al mercado sino que también se abren nuevas oportunidades comerciales para usuarios y generadoras.

¿Qué es lo que se viene? Para el referente consultado, el año 2022 va a ser un año «pesado» a nivel de confección regulatoria pero “oportuno” para sentar las bases que permitan la maduración del mercado eléctrico junto a un mayor despliegue de renovables en redes de distribución.

«Es un norte regulatorio sumamente sano donde se hace un llamado a los distintos entes involucrados para que entre 6 a 12 meses -dependiendo de la complejidad de sus responsabilidades- tengan todo listo para la entrada en vigor de la ley. Para lograrlo, vendrán muchas mesas de trabajo en la que se pueda dar con todo el marco jurídico, normativo y reglamentario en torno a la nueva Ley”, introdujo Ignacio Salazar a Energía Estratégica.

Luego de sentadas las bases, podríamos hablar de una transformación del mercado eléctrico en Costa Rica con las energías renovables como eje para la sofisticación de las próximas ofertas que se puedan realizar.

De allí es que Salazar consideró que “se va a incentivar una adopción más rápida de las tecnologías de generación renovable. Hay grandes oportunidades de negocios en distintas escalas, por ejemplo, tras haberse tipificado el autoconsumo con y sin entrega de excedentes. Pero algo que se viene bastante fuerte es el tema de las plantas virtuales”.

“Si bien la ley eliminó el autoconsumo virtual, que era un tema bastante delicado, hace unos meses se sacó el plan de redes inteligentes donde se instala el concepto de plantas virtuales. Aquí hay mucho trabajo por hacer para permitir más claridad al desarrollo de la tecnología y generar más atractivo para la inversión junto a las renovables”, explicó.

Y continuó: “Hace unos meses también se firmó la actualización del manual de exoneraciones de bienes en Costa Rica y allí se incluyeron varias partidas de equipos de acumulación de hidrógeno verde, almacenamiento electroquímico como baterías, acumuladores y cualquier cantidad de tecnología adicional. Entonces, hay una gran oportunidad de ir desarrollando una norma técnica que permita el fácil acceso a modalidades que no sólo estén detrás del medidor, sino también para proyectos que se puedan montar perfectamente a las redes junto a renovables para brindar servicios auxiliares que sean de altísimo valor”.

La innovación sigue en materia de fuentes de generación renovable y dentro de los mercados energéticos de Latinoamérica. Y desde Estados Unidos buscan impulsar y escalar una nueva tecnología hacia la región. 

“Trabajamos en tecnología solar concentrada y nuestro componente innovador es un sistema de seguimiento patentado para posicionar espejos, el cual permite lograr la mayor precisión de apuntado en nuestra industria», comentó Shannon Martin, Customer Application Management Leader en Heliogen. 

Explicó que el sol brilla en los espejos y se refleja en la parte superior de una torre, lo que genera temperaturas elevadas de hasta 1500° centígrados en el receptor y éstas calientan las partículas que se recogen en un tanque aislado para su almacenamiento. 

“Desde el tanque, las partículas fluyen a un intercambiador de calor donde se puede utilizar para proceso industrial, hacer vapor o producir electricidad usando un ciclo de energía, o incluso conectar un electrolizador para producir hidrógeno verde”, detalló durante el Foro Energético Poblano.

Y continuó: “Tenemos almacenamiento térmico que nos permite bajar el costo del H2V porque permite que el electrolizador distribuya durante el día y la noche. Y Heliogen visualiza un futuro en que este vector energético sustituya a la quema de combustibles fósiles”. 

La planta modular estándar abarca un área de 650m x 650m y “puede producir 13 MWh de calor y 5 MWh de electricidad u 850.000 kilogramos de hidrógeno verde por año”, si la necesidad de cambiar el tamaño de la central. 

Además, Shannon Martín informó que el factor de capacidad renovable es cercana al 85%, en tanto que el costo de la energía sería menor a 1 peso por kilovatio hora, según estimaciones de Heliogen. 

Siguiendo esta misma línea, reconoció que este modelo que promueven se podría escalar para atender a pequeñas y grandes empresas del mercado Latinoamericano. “Y es más rentable el almacenamiento en estado térmico que con baterías”, aclaró.

“La compañía posee un papel crítico para hacer hidrógeno verde. Y tenemos planes de transportar energía renovable utilizando H2V a otros países que no tienen la capacidad de hacer este vector energético”, destacó la especialista.  

Tras 44 meses de diálogos y conversaciones, EPM logró el viernes 10 de diciembre la firma del contrato de acuerdo de transacción definitivo con la compañía Mapfre Seguros Generales de Colombia para la indemnización bajo la póliza Todo Riesgo Construcción y Montaje, por la contingencia ocurrida en el Proyecto Hidroeléctrico Ituango, por valor de 983,8 millones de dólares.

En una sesión extraordinaria el pasado martes 7 de diciembre, la Junta Directiva de EPM dio su aprobación para la suscripción del acuerdo este viernes. La firma del contrato de acuerdo de transacción de pago del siniestro en Hidroituango se llevó a cabo este viernes 10 de diciembre, en la sede de la Contraloría General de la República en Bogotá, por Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM y Pablo Andrés Jackson, CEO de Seguros Mapfre para Colombia, con la presencia de Iván Duque Márquez, presidente de Colombia y Carlos Felipe Córdoba, Contralor General de la República.

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, destacó que “el acuerdo se firma dentro del ajuste definitivo por las pérdidas derivadas de la contingencia presentada en el Proyecto Hidroeléctrico Ituango, que se inició el 28 de abril de 2018, en el que nuestro equipo de expertos técnicos de diversas áreas de la Empresa, con el direccionamiento de la Junta Directiva y su Presidente, alcanzó con la aseguradora Mapfre y sus reaseguradoras, respetando sus protocolos y procesos técnicos, un monto total de indemnización por la póliza Todo Riesgo Construcción por 983,8 millones de dólares que serán cancelados el próximo 31 de enero”.

Por su parte, Pablo Andrés Jackson, CEO de Seguros Mapfre para Colombia, indicó que “después de un largo trabajo técnico, Mapfre ha decidido celebrar este contrato de transacción con EPM, el mismo que implica concluir de manera definitiva el siniestro más importante del mercado asegurador colombiano”.

Durante el acto, el directivo añadió que “Colombia confió en Mapfre y Mapfre siempre cumple con sus clientes, independientemente del tamaño o de la complejidad de los casos. Mapfre, con el respaldo de sus reaseguradores, ya ha anticipado 350 millones de dólares por daños y abonaremos el resto en las próximas semanas, conforme con el acuerdo de transacción que hemos firmado”.

El gerente general de EPM afirmó que “la contingencia hizo que un Proyecto que costaba 10 billones de pesos, hoy en día cueste 18,3 billones de pesos. Ese mayor valor ha sido asumido al 100% por EPM. Por ello, cuando llegamos a un punto como el de hoy, acompañado por la institucionalidad, donde se van a recuperar 983,8 millones de dólares, es una buena noticia para todos, porque son recursos de EPM y deben volver a EPM, porque también da cumplimiento a la responsabilidad civil que tiene Mapfre dentro del fallo. Por esto estamos aquí (Bogotá) en la Contraloría General de la República”.

Carrillo Cardoso agregó que «este contrato de acuerdo demuestra un actuar responsable de todos los que somos funcionarios públicos. Demuestra que las voluntades son materializables, demuestra que EPM a pesar de todo lo que pasó se mantuvo en pie, se mantuvo firme y va a terminar el Proyecto Hidroeléctrico Ituango oportunamente. Estos recursos llegan con destinación específica para el Proyecto”.

Es importante recordar que, a la fecha, Mapfre Seguros Generales de Colombia ha realizado pagos anticipados a EPM por 350 millones de dólares, a través de la póliza de Todo Riesgo Construcción y Montaje. Los reembolsados se hicieron así: 150 millones de dólares en diciembre de 2019, 100 millones de dólares en septiembre de 2020 y 100 millones de dólares en agosto de 2021. Estos recursos han sido destinados a la recuperación de Hidroituango.

La póliza de seguros
La póliza Todo Riesgo Construcción y Montaje tomada con EPM con la compañía Mapfre Seguros Generales de Colombia tiene un límite asegurado por 2.556 millones de dólares para cobertura de daños materiales de infraestructura y equipos. Adicionalmente, cuenta con un cubrimiento por el retraso en la entrada en operación de la central hidroeléctrica por 628 millones de dólares, montos que fijan la máxima responsabilidad de la aseguradora.

Este pago alcanzado gracias al trabajo comprometido del equipo humano de EPM, que por 44 meses negoció con Mapfre y sus reaseguradores el ajuste definitivo, es un hito mundial, pues se trata de uno de los pagos más altos por un siniestro amparado en una póliza Todo Riesgo Construcción y Montaje.

Los recursos obtenidos por los pagos de la aseguradora Mapfre van destinados a la atención de la recuperación del Proyecto Hidroeléctrico Ituango y al desarrollo de las obras, que permitirán tener en operación la primera unidad de generación en el segundo semestre de 2022, con un ingreso paulatino de las restantes siete turbinas.

El Proyecto Hidroeléctrico Ituango avanza en la mitigación de los riesgos para las comunidades ubicadas aguas abajo de la prensa, el cuidado del ambiente y la recuperación técnica de la futura central, que generará cuando opere en su totalidad el 17% de la energía que el país necesita para su crecimiento y contribuirá al bienestar y calidad de vida de millones de colombianos.

Latinoamérica avanza en la regulación, planificación e implementación del hidrógeno verde. Cada país lo hace a un ritmo distinto, ya sea con hojas de ruta, proyectos piloto o la discusión del marco normativo pero, al fin y al cabo, en el último tiempo se ha visto una tendencia creciente hacia dicho vector energético y la descarbonización de la matriz energética. 

A continuación Energía Estratégica hace un repaso de los principales países del mercado latinoamericano, y en qué estado se encuentra el H2V y sus avances en el 2021. 

Chile fue el primero en publicar la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, a fines del año pasado. Y esta política tiene como horizonte lograr producir 25 GW de H2V al 2030, a un precio de 1,5 dólares el kilo y, de ese modo, ser líder como exportador global de dicho vector energético y sus derivados. 

El país es, quizás, quien tuvo mayor progreso en la materia y se posiciona como uno de los grandes referentes de la región, a tal punto que cuenta con varios emprendimientos de compañías multinacionales a lo largo de su territorio, como por ejemplo “H2 Magallanes”, anunciado a principios de mes por Juan Carlos Jobet, Ministro de Energía y Minería. 

A ello se debe agregar que la Agencia Internacional de Energía identificó que Chile es el país con la mayor cartera de proyectos de esta índole en América Latina, con un total de trece pipelines.

Colombia siguió los pasos de Chile y en los primeros días de octubre de este año presentó su Hoja de Ruta para situarse como uno de los países que produzcan este combustible ecológico a uno de los precios más competitivos del mundo, con la posibilidad de exportarlo, principalmente a Asia y Europa.

Descargar la Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde de Colombia

La proyección es que, hacia los próximos 10 años, haya entre 1 a 3 GW de capacidad para electrólisis, lo que supone que hubiera de 1,5 a 4 GW de capacidad instalada de renovables dedicada exclusivamente a la producción de H2.

Y se prevé que antes que termine el mandato del presidente Iván Duque (7 de agosto del 2022), habrá en marcha por lo menos tres proyectos pilotos, uno vinculado a la refinación de combustibles de Ecopetrol y otros dos en materia de transporte.

No obstante, se destacó que hay otros trece en análisis, que podrían desarrollarse en el corto plazo, vinculados a usos industriales, transporte, generación eléctrica y usos mixtos. Y durante el mismo evento de lanzamiento, se oficializó la Asociación Colombiana de Hidrógeno, con diez empresas miembro.

Paraguay también dio un gran paso y a mediados de noviembre lanzó la hoja de ruta de H2V y dio detalles de los pilotos, que se llevarán a cabo en Villa Elisa (Área Metropolitana de Asunción), Ciudad del Este y Encarnación, bajo una inversión estipulada de USD 10.000.000. 

Los otros países que dieron fuertes avances fueron Uruguay, Panamá, Costa Rica y Perú. 

En el primer caso, el gobierno ya hizo estudios sobre el potencial de producción (Ver enlace) e incluso estrechó lazos con Francia, Países Bajos e Italia su promoción. Y se espera que prontamente se oficialicen y detallen ejes y proyectos de manera gubernamental. 

Además, la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (ANCAP) ratificó un modelo de negocio para producir hidrógeno verde a partir de energía eólica offshore en aguas jurisdiccionales del país. 

Por el lado de Panamá, la novedad radica en que se lanzará la fase 1 de su hoja de ruta el martes 28 de diciembre, con el objetivo de ser un hub energético para América Latina, y se evalúan los números para instalar una planta transformacional que pase de “H2 comprimido a otros carriers de H2V”.

Costa Rica, en cambio, ya considera como bienes inexorables a los equipos para la producción de H2V y el proyecto de Ley de Hidrógeno Verde está camino a su aprobación. 

El Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) del país liderará el proceso de construcción de la Estrategia Nacional, con un plazo máximo de un año desde la promulgación de la ley. La elaboración será posible gracias al apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) con fondos provenientes del Gobierno de Japón.

Mientras que Perú expuso resultados del diagnóstico realizado por la Asociación Peruana de Hidrógeno y Engie Impact, donde se estimó 9 GW de electrolizadores y 15 GW renovables al 2050. De este modo, se encamina a tener los ejes centrales para la producción, aunque desde el sector manifestaron que se necesitan políticas públicas de promoción.

Argentina también va en camino hacia una Estrategia Nacional Hidrógeno 2030 y desde el sector energético se presentó un proyecto para actualizar la Ley Nacional N° 26.123 (promulgada en 2006), el cual prevé establecer un porcentaje de consumo nacional de H2 de origen renovable, alcanzando un mínimo del 35% para el mencionado año.

De todos modos, ya hay acuerdos y emprendimientos en desarrollo, como el caso de la mega inversión de 8.400 millones de dólares de la compañía australiana Fortescue o el piloto que planea Haizea en Río Negro, además del trabajo constante desde hace años por parte de Hychico, por poner algunos ejemplos.  

México es otro que posee proyectos en desarrollo en su territorio e incluso diversas entidades realizaron estudios sobre el H2V (GIZ estimó un potencial de 22 TW de electrólisis PEM instalable), aunque aún no cuenta con un marco normativo específico sobre el tema, sumado al hecho que las energías renovables atraviesan un momento de incertidumbre debido a las reformas planteadas por la administración actual.  

Tanto IRENA como la AIE indican que la energía eólica marina debe multiplicarse por más de 20 desde la actual capacidad instalada de unos 40GW hasta unos 2TW en 2050 para cumplir el reto de la red cero, mientras que el Pacto presentado por IRENA y GWEC a las Naciones Unidas pide la instalación de 380GW de energía eólica marina para 2030.

Williams asumirá la responsabilidad de una serie de iniciativas clave que el GWEC está liderando o en las que está participando, incluida la iniciativa Ocean Energy Pathways, que proporcionará asistencia técnica y conocimientos especializados a los gobiernos, y la Global Offshore Wind Alliance, que está siendo creada por IRENA, el Gobierno danés y el GWEC para aumentar la ambición y compartir experiencias y aprendizajes entre los gobiernos.

Ben Backwell, director general de GWEC, expresa: «Como vimos por el interés sin precedentes en la COP26, la eólica marina se está consolidando como la tecnología clave de la transición energética, y la ambición de los gobiernos de adoptar la eólica marina está creciendo exponencialmente»

En este sentido agrega que «alcanzar estos enormes objetivos no es imposible, pero requerirá un gigantesco esfuerzo común entre la industria, los gobiernos y las comunidades».

En relación a la nueva directora, valora que «Rebecca ha demostrado ser una defensora y líder muy eficaz a través de su organización de la Coalición de Energía Eólica COP26, y no puedo pensar en una persona mejor que Rebecca para liderar nuestros esfuerzos en alta mar».

Williams es una experta en energías renovables, cambio climático y transición energética. Recientemente dirigió el programa de trabajo de la industria eólica en la COP26 y la campaña «El viento es lo tuyo».

Antes de esto, dirigió el equipo de políticas de RenewableUK, donde trabajó para desarrollar políticas y comprometer a las principales partes interesadas en el contexto del programa de energía eólica marina del Reino Unido, líder en el mundo.

Está especializada en el diseño del mercado, trabajando estrechamente con los gobiernos y los reguladores para lograr un cambio que proporcione energía renovable a la escala necesaria para la red cero.

Antes de unirse a RenewableUK, trabajó en cambio climático y energía en la ONG WWF-UK, donde se centró en temas como el Acuerdo de París sobre el Cambio Climático, y una exitosa campaña para asegurar la eliminación de la generación de energía a base de carbón en el Reino Unido.»

Sobre su incorporación a GWEC, Rebecca Williams, resaltó: «Estoy encantada de incorporarme a GWEC de forma permanente. Durante mi comisión de servicio he visto la capacidad de la organización para realizar importantes avances en la apertura de mercados para la eólica».

«En la próxima década, la energía eólica marina debe consolidarse como una de las principales herramientas de descarbonización disponibles en el mundo, proporcionando puestos de trabajo cualificados y beneficios económicos para las comunidades, a la vez que se colabora con nuevos y apasionantes sectores como el del hidrógeno verde, y yo quiero desempeñar un papel en este viaje. También quiero dar las gracias a RenewableUK por darme la oportunidad de desempeñar un papel en el apoyo al crecimiento exitoso del mercado eólico del Reino Unido».

Dan McGrail, director general de RenewableUK, dijo: «Estoy agradecido a Rebecca por su trabajo ayudando a impulsar los éxitos políticos que hemos logrado en los últimos años en RenewableUK. Rebecca aportará una gran experiencia en el sector eólico marino del Reino Unido, líder en el mundo, a su nueva función global. Le deseamos a Rebecca mucho éxito y esperamos seguir trabajando en colaboración con GWEC».

Williams se incorporará oficialmente a GWEC en su nuevo cargo el 15 de diciembre de 2021.

Acerca del Consejo Mundial de la Energía Eólica

El Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC) es una organización basada en sus miembros que representa a todo el sector de la energía eólica.

Los miembros de GWEC representan a más de 1.500 empresas, organizaciones e instituciones de más de 80 países, entre los que se encuentran fabricantes, promotores, proveedores de componentes, institutos de investigación, asociaciones nacionales de energía eólica y renovable, proveedores de electricidad y compañías financieras y de seguros.

Más información: www.gwec.net

Mendoza Abogados es un estudio jurídico que comenzó a operar hace tres años en Colombia y ya cuenta con clientes de renombre, como Cubico Sustainable Investments, Celsia, SoEnergy y Powertis, a quien acompañó en la última subasta estatal de energías renovables con el proyecto fotovoltaico de 99,9 MW (135 MWp), Manglares, que resultó adjudicado.

“Acompañamos a nuestros clientes desde la estructuración del proyecto, su desarrollo, y los llevamos hasta el cierre financiero”, destacó Mateo Mendoza, Socio Fundador de Mendoza Abogados, quien aseguró que, además, brindan soporte a los bancos como asesores legales para evaluar proyectos.

“Hacemos el Due Diligence, contratos de crédito, contratos de garantías bajo un esquema de Project Finance, y los acompañamos hasta el cumplimiento de condiciones precedentes para lograr el desembolso de los créditos”, precisó.

En el marco del evento físico «Latam Future Energy Colombia», realizado en Bogotá los días 27 y 28 de octubre, Mendoza analizó la subasta de energías renovables, donde se adjudicaron a nueve empresas 11 proyectos solares fotovoltaicos, por 796,3 MW, a un precio promedio de 155,8 pesos colombianos por kWh, 60% más que los 95,65 pesos por kWh que resultaron de la convocatoria anterior.

“Creo que el precio medio con el que se cerró la subasta es mucho mejor para poder financiar los contratos”, indicó al respecto el especialista, que justificó su afirmación por el mayor flujo de caja que tendrán los emprendimientos. “Naturalmente, mientras más ingresos tenga el proyecto, más deuda le cabe”, observó.

¿La fecha de entrada a enero del 2023 es una limitante para obtener financiamiento? No necesariamente, indicó Mendoza.

No obstante, Mendoza señaló cuál es la preocupación que les surge a los bancos respecto a la posibilidad de la finalización de contratos de manera anticipada, y barajó distintas soluciones al respecto.

Marco regulatorio

Por otra parte, el Socio Fundador de Mendoza Abogados opinó sobre los beneficios tributarios que concede la Ley 1715, pero advirtió que hay algunos incentivos que no se pueden obtener hasta tanto una compañía no empiece a generar utilidades en Colombia, lo que provoca algunos inconvenientes para las compañías extranjeras.

Observó que esa maniobra podría generar concentración dentro del mercado energético renovable.

Panamá avanza en la formulación de la Estrategia Nacional de Innovación del Sistema Interconectado Nacional (ENISIN). Hoy, viernes 10 de diciembre, se convocó a la tercera mesa de trabajo destinada a presentar y debatir como tema principal los Ajustes en el Mercado Eléctrico.

La reunión iniciará a las 8 am con palabras de bienvenida de Rosilena Lindo, subsecretaria Nacional de Energía, y Arturo Alarcón, especialista Senior de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). No es menor aquella participación.

Desde el Gobierno, más precisamente desde la Secretaría Nacional de Energía, enfocaron su gestión de este año para delinear las nuevas bases que requiere el mercado en colaboración con representantes de todos los actores que intervienen en el sector eléctrico.

Entre ellos, la banca resulta crucial. Es así que como una de las propuestas del Libro Blanco: “Bases para la innovación del sector eléctrico de Panamá” se prevé no sólo fomentar la accesibilidad a
recursos financieros para la transición energética a nivel nacional, sino también desarrollar alianzas entre la banca de segundo piso, la banca nacional y mecanismos de cooperación internacional para la conformación de herramientas que pongan a disposición fondos verdes para el sector energético.

Aquello no sería todo. Durante la reunión que contará con la participación de los consultores Pablo Corredor y Abdul Escobar se dará inicio a las mesas de trabajo que debatirán alternativas tales como implementar la figura de los comercializadores, permitir la compra de potencia al Gran Cliente, revisar el reconocimiento del concepto de potencia firme a plantas de energía renovables intermitentes y redefinir los parámetros para la contratación de potencia y energía en el mercado mayorista.

Primeramente el implementar la figura de los comercializadores generará discusiones en torno a cómo garantizar mayor diversidad en la oferta al consumidor y así fomentar nuevos esquemas de contratación, por ejemplo un comercializador de recarga de vehículos eléctricos, entre otras aplicaciones.

Por otro lado, con el objetivo de promover la competencia y la participación activa en el mercado del Gran Cliente se dialogará sobre permitir a este tipo de usuario elegir si realiza la compra tanto de energía y potencia con un generador o comercializador y que estos últimos hagan frente al pago de la potencia según la tarifa aprobada, y de esta manera aumentar la competitividad entre los oferentes que pueden dar servicios complementarios adicionales a los consumidores.

Entre otros temas, respecto a las propuestas que se tratarán en torno al reconocimiento de potencia firme a tecnologías como eólica y solar, se pueden precisar siete que menciona el Libro Blanco de las bases para la innovación del sector eléctrico de Panamá:

Evaluar la revisión del concepto de potencia firme, considerando primordialmente que es un atributo operativo para la garantía de suministro de la demanda más que una oportunidad comercial para resarcir una inversión.
Realizar una evaluación de las ventajas y desventajas de la introducción de un cálculo de Potencia Firme a plantas de ERNC asegurando que no se vea afectada la confiabilidad de la red eléctrica y la competitividad en el mercado de las mismas plantas de ERNC.
Revisar, adecuar e incluir dentro de la normativa el servicio auxiliar de compensación de potencia que incluya la potencia real que están entregando estas plantas de generación de cualquier tecnología.
Evaluar más de un escenario intra-diario e inter-estacional para el requerimiento de la potencia necesaria por estos bloques y que según la tecnología puedan competir en los períodos en donde cumplan con garantías de suministro de potencia.
Realizar estudios y adecuar el marco normativo para la entrada de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica tanto para los sistemas de reserva y regulación como para los sistemas más grandes que se utilizan para optimizar los despachos y proporcionar potencia firme, mismos que pueden ir en conjunto con cualquier tecnología generadora de electricidad como también participar como plantas individuales que pueden establecer contratos de reserva para almacenar o comprar la energía en el mercado spot.
Evaluar nuevos esquemas de contratación para asegurar la sostenibilidad financiera y los riesgos de las ERNC. Se deben revisar las Reglas de Compras para maximizar las opciones de contratación que permite el modelo de evaluación de ofertas con que cuenta ETESA.
Evaluar la participación que para estos fines puede tener los sistemas de almacenamiento de energía.

Según el último reporte de Generadoras de Chile (ver), el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) cuenta con una capacidad de 29.883 MW. De esa proporción, 16.526 MW son renovables y 13.357 MW son fósiles.

La fuente más representativa es la hidroeléctrica, con el 22% de la matriz (embalse con 3.395 MW, y pasada con 3.454 MW). Le sigue la solar fotovoltaica, con 19,3% (5.777 MW) y luego el carbón, con el 16,9% (5.064 MW), y el diésel, que representa el 16,8% (5.016 MW).

El informe también indica que se encuentran en estado de puesta en servicio, es decir, pronto a ingresar en operaciones, 2.768 MW de potencia, de la cual un 94,3% corresponde a fuentes de generación renovables.

No obstante a ello, Generadoras advierte serias complicaciones para el 2022 en materia energética. Citando uno de los últimos de estos estudios del Coordinador, advierten estrechez en las condiciones hidrológicas para el año entrante debido a la extensión del fenómeno La Niña, por lo que los rendimientos de los embalses bajarán sensiblemente.

“De acuerdo a uno de los últimos de estos estudios, el Coordinador prevé que, de continuar presentándose condiciones hidrológicas secas como las observadas durante el primer semestre de 2021, existe una alta probabilidad que durante el segundo y tercer trimestre del año 2022 se eleven los requerimientos de consumo de combustible diésel para generación eléctrica por sobre los 10.000 m3/día”, sostiene.

Además, citando la sección de comentarios finales del informe de sensibilidad del estudio de seguridad de abastecimiento del período octubre 2021 – septiembre 2022 del Coordinador, indican: “los proveedores de diésel informaron que la capacidad máxima de reposición de dicho combustible alcanza a 3.500 m3/día, por lo que la seguridad de abastecimiento del SEN podría verse comprometida de presentarse consumos promedios mayores a este número en períodos prolongados”.

A ello le suman factores externos “que podrían imponer dificultades adicionales”, como la situación de estrechez energética mundial que genera aumentos en los precios de combustibles para la generación eléctrica y atrasos en la construcción de nuevos proyectos de generación dada la pandemia.

Del mismo modo, Generadoras advierte una fuerte suba en los costos de la producción y cadena logística de piezas y partes de unidades de generación eléctrica.

En efecto, desde la entidad de productores de energía eléctrica de Chile consideran “fundamental establecer formalmente un comité de contingencia, liderado por el Ministerio de Energía, para coordinar las acciones urgentes y específicas”. Y argumentan: “Esto ha sido así en situaciones de estrechez energética anteriores como la sequía del año 1998 o la crisis del gas argentino en 2007”.

Las medidas

Entre las medidas prioritarias, consideran que se pueden implementar mejoras en la logística de combustibles, “dado que a pesar de todos los esfuerzos que puedan realizar empresas generadoras de manera individual, en situaciones de contingencia que puedan poner al límite las cadenas de suministro, la experiencia local e internacional muestra que es fundamental que la autoridad lidere y facilite todas las gestiones necesarias para evitar situaciones de estrechez”, explican.

Y especifican que se podrían otorgar la facilitación al acceso de visas de trabajo para choferes extranjeros de camiones y la ayuda del ejército en la coordinación, resguardo y transporte de combustibles.

“Dado el impacto social, económico y político de un posible quiebre de stock de energía, no es de sorprender que el gobierno del Reino Unido haya comenzado a implementar medidas con más de seis meses de anticipación al invierno del hemisferio norte, que es cuando se esperan las condiciones más desafiantes”, ejemplifican.

Otra acción que proponen es la extensión del decreto de racionamiento preventivo “hasta que cambien las condiciones señaladas precedentemente y permitan una operación segura y eficiente del sistema”.

Indican: “Una medida concreta habilitada por el decreto de racionamiento preventivo es la posibilidad de realizar un tratamiento especial de las instalaciones de transmisión eléctrica, por lo que será relevante revisar en detalle la factibilidad de implementar automatismos y criterios de operación que puedan liberar capacidad de transporte de energía”.

También proponen explorar mecanismos que permitan el desarrollo de infraestructura de emergencia, “de manera análoga a la instalación de puentes tipo “mecano” en situaciones en que el desarrollo de instalaciones permanentes de transporte de energía no permitan entregar soluciones de corto plazo”, sostienen.

Entre Ríos recientemente promulgó la Ley N° 10.933, de Energía Eléctrica Sostenible, por la cual declaró de interés a la generación, almacenamiento y utilización de energías renovables, y adhirió a la Ley Nacional N° 27.424 (Generación Distribuida), a la par que fomentará el desarrollo y promoción de este tipo de tecnologías.

“Esta ley provincial incorpora una serie de promociones e incentivos para que quede plasmado en todo el estado provincial y los organismos tomen la importancia que tienen las energías renovables”, señaló Germán Rearte, coordinador de Energía Renovables y Eficiencia Energética de la Secretaría de Energía de Entre Ríos, en diálogo con Energía Estratégica. 

Y explicó que más allá que la energía sea de fuentes renovables, una central debe cumplir con los protocolos de seguimiento de huella de carbono y mediciones en todos sus ciclos. Si esa huella es cero o negativa, es una central sostenible, pero en tanto sea inferior a la de una central convencional, se considerará en “transición sostenible”. 

Tras esta promulgación, el gobierno de Entre Ríos irá en búsqueda de su reglamentación. Y para ello, el próximo miércoles se llevará a cabo una convocatoria en el Centro Provincial de Convenciones (CPC) a las 10 hs y también mediante plataforma virtual para aquellos organismos e instituciones que no están cerca de Paraná (se requiere acceso previo). 

“Dicho acto tendrá el objetivo de reunir a los principales actores para que puedan aportar elementos para la reglamentación en aquellos artículos que les concierne”. 

“La idea es hacer una reglamentación participativa o colaborativa para que la ley funcione, ya que si todos participan y se apropian de la mayoría o todo lo que diga la normativa y se trabaja en cómo se ejecutará, funcionará”, detalló Rearte. 

Cabe mencionar que Entre Ríos fue pionera en materia de uso de fuentes renovables destinadas a la producción de energía eléctrica (Decreto 4315/16), el cual ya permitía la conexión de usuarios – generadores. 

Sin embargo, el especialista consideró que pasó un tiempo prudencial (a fin de mes se cumplen cinco años) y éste “necesitaba una actualización, además de ampliar los derechos que un decreto otorga». Por lo que consideró que esta nueva normativa y el panorama venidero es “muy prometedor”. 

“La idea es que esta ley fomente a que los ciudadanos, empresas y personas jurídicas se vean entusiasmadas a la hora de formalizar su conexión. Creo que tiene los contenidos para que eso suceda”.

“Abre mucho juego y el próximo paso es quererla, en sentido empático y técnico, de apropiarse de las posibilidades que brinda. Y una vez reglamentada, trabajar en proyectos renovables, al menos de mediana escala, equipar a la provincia con recursos renovables y habilitar programas que permitan el acceso de toda la sociedad a contar con este tipo de energía”, manifestó en cuanto a expectativas. 

El premio REvolucionarios fue fundado en 2020 por el Consejo Global de la Energía Eólica (GWEC), Greenpeace Internacional y REN21, en honor a la labor de toda una vida del fallecido director general de GWEC, Steve Sawyer.

GWEC, Greenpeace International y REN21 convocan a todos los jóvenes líderes de las energías renovables de América Latina que trabajen en el sector público, el sector privado o la sociedad civil, a presentarse a la segunda edición de los REvolucionarios.

Steve fue un tenaz guerrero de las energías renovables, y su firme creencia en las energías renovables como solución al cambio climático sigue inspirando a quienes trabajan en el sector del clima y las energías renovables.

Reflejando los valores de Steve, el premio pretende empoderar a los jóvenes que trabajan en las fronteras de la revolución de las energías renovables con un amplio paquete de premios que hace hincapié en la inversión, el estudio y el liderazgo intelectual.

BASES Y CONDICIONES

Si tú, tu colega o tu amigo sois un REvolucionario como Steve, ¡presenta tu candidatura al premio antes del 30 de enero de 2022!

Un jurado determinará el ganador del premio, centrándose en cinco criterios clave: liderazgo, energía renovable, innovación, escalabilidad y diversidad.

El jurado está compuesto por personas cercanas a Steve, incluidos miembros de su familia y de su red personal, GWEC, REN21 y Greenpeace International.

Comercializadora Revi es una empresa que pertenece al Grupo Luz LATAM, y dio sus comienzos como suministradora de líneas de transmisión y subestaciones.

“Actualmente estamos realizado suministros a varios proyectos, como Elecnor y JE, para sus líneas de transmisión y subestaciones”, destacó Gisel Uribe, Directora Comercial de REVI, durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo a fines de octubre pasado en Bogotá.

La directiva, acompañada por su colega Marcel Dietl, Coordinador de Innovación y Desarrollo de la compañía, explicó que con el correr de los años, REVI amplió su estructura hacia nuevas unidades de negocio, como el almacenamiento a través de baterías y el hidrógeno verde, entre otras cosas.

En ese sentido, Dietl ahondó sobre el asesoramiento que les están dando a las empresas en sectores como el almacenamiento de energía a través de baterías.

“Si tenemos una industria, miraremos cómo es su perfil de carga (su comportamiento de uso de energía eléctrica, para analizar consumos en cada ciclo de facturación), cuál es la necesidad del cliente y desarrollar así el modelo de negocio que al fin le permita la integración de energías renovables junto con el almacenamiento”, indicó el directivo.

Explicó que este tipo de soluciones es muy conveniente en países con tarifas diferenciales, donde el almacenamiento podría generar mayor rentabilidad ya que se podría inyectar en horas de mayor paga. Además, agregó que la acumulación permite coberturas frente a la volatilidad de la Bolsa de Energía. “La mayor parte de mi consumo energético la podría suministrar yo mismo y eso asegura un mayor control sobre gastos de operación”

Por otra parte, Dietl señaló que también están trabajando en proyectos a gran escala y aseguró que están en conversaciones con Canadian Solar, la adjudicataria para el diseño, construcción, operación y mantenimiento del Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (SAEB) de 45 MW a instalarse en Barranquilla, departamento del Atlántico.

Hidrógeno verde

El Coordinador de Innovación y Desarrollo de REVI destacó la Ruta de Hidrógeno que presentó el Gobierno de Colombia y reveló que están en conversaciones con la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) de Medellín para desarrollar proyectos piloto con tecnología nacional.

En esa línea, Dietl confió que están en conversaciones con Ecopetrol para avanzar en alianzas que permitan profundizar en este tipo de iniciativas de hidrógeno verde, y que no descartan vincularse con otras compañías.

“Como empresa, queremos ofrecerles a los inversionistas un acompañamiento local de sus proyectos (de hidrógeno verde): brindarles los productos de la cadena de valor, como electrolizadores, tecnologías de almacenamiento, tuberías, sensores y hasta la aplicación y asesorarlos en la parte de la asesoría”, resaló el directivo de REVI.

Mientras explora nuevos caminos para salir de su endeudamiento, Puerto Rico prepara su recuperación económica con las energías renovables como eje estratégico. 

Así lo dejan entrever distintas medidas que el Gobierno está acelerando en el cierre de este año 2021 y que permiten ver condiciones favorecedoras fundamentalmente para el despliegue de energía solar fotovoltaica en los distintos segmentos del mercado.  

En lo que respecta a inversiones en utility scale la gran expectativa del mercado gira en torno a la reactivación de los tramos o “tranche” de Solicitudes de Propuestas o “Request for Proposals” (RFP) para que se presenten proyectos de generación, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP).

El interés existe desde el sector privado. Si se repasan las cifras de la primera RFP se recibieron un total de 66 propuestas de las cuales la mayoría fueron de recursos solares fotovoltaicos (30) y almacenamiento de energía autónomos (29). Ver detalle.

Al respecto, vale la salvedad de que aunque sólo uno de los seis procesos de RFP que anunció el gobierno vió la luz este 2021, el interés que se despierta en el cierre de este año es por el segundo tranche que podría lanzarse en los próximos días bajo nuevas condiciones que iría a implementar el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) a favor de impulsar nuevas inversiones renovables. Meses atrás se evaluaba por ejemplo, ampliar la convocatoria. Ver detalle.

Si bien el avance de las RPF sería la gran noticia que mantendría en vilo a la industria renovable en Puerto Rico, el sector vería crecimiento en otros segmentos del mercado con el impulso de algunas medidas del gobierno. 

“Ya está entrando el dinero de la reconstrucción poshuracán María para iniciativas vinculadas a energías renovables, el cual garantizará resiliencia a las familias afectadas”, indicó a este medio Gabriel Pérez Sepulveda, gerente regional en LATAM de Blue Planet. 

Como referente de una empresa de baterías, Gabriel Pérez Sepulveda destacó que aquellas soluciones no sólo están contemplando generación sino también almacenamiento y que no se trataría sólo de una medida sino de varios programas que se implementarán en el corto plazo. 

Por ejemplo, mediante el Programa de Subvención en Bloque para el Desarrollo Comunitario para la Recuperación ante Desastres de Puerto Rico (CDBG-DR, por sus siglas en inglés) se están encauzando fondos para energizar 12000 casas.

Este mismo mes, se iniciará la instalación de un proyecto piloto de kits fotovoltaicos en 5 residencias para luego continuar con un plan de interconección de 200 sistemas mensuales a partir de 2022. 

Además, otra iniciativa involucra al incentivo denominado Apoyo Energético que es parte del Programa de Política Pública Energética (PPPE) impulsado por el Gobierno de Puerto Rico con fondos del Plan de Rescate Americano (ARPA) y consiste en ofrecer US$ 25000 para instalaciones de energías renovables con almacenamientos de PyMEs para PyMEs de la isla.  

Finalmente, a todo aquello se suma el compromiso de LUMA -nueva operadora del sistema de transmisión y distribución de energía eléctrica de Puerto Rico- para facilitar el acceso a las energías renovables a las redes. Puntualmente, la empresa estaría trabajando en un nuevo portal para agilizar permisos de interconexión para nuevos proyectos.

Los bonos están garantizados por la Compañía y se califican como «bonos verdes» de acuerdo con los Principios de Bonos Verdes de la Asociación Internacional de Mercados de Capitales (ICMA) y el Marco de Financiación Verde adoptado por la Compañía en Europa, Oriente Medio y África, o región EMEA.

Los bonos se ofrecieron y vendieron únicamente a “non-US persons” fuera de los Estados Unidos de conformidad con la Regulation S de la Securities Act of 1933 de los Estados Unidos (la «Securities Act»).

Los bonos no han sido, ni serán, registrados bajo la Securities Act o las leyes de valores de cualquier Estado u otra jurisdicción de los Estados Unidos.

Los bonos no pueden ser ofrecidos o vendidos en los Estados Unidos sin su registro o al amparo de una exención aplicable a los requisitos de registro.

Los bonos, con un valor nominal unitario de 100.000 euros cada uno, tienen un plazo de cinco años y un cupón del 4,0%.

Los inversores de los bonos han sido principalmente entidades públicas de crédito, fondos de inversión y sociedades no financieras.

Canadian Solar podría obtener más fondos en los próximos doce meses hasta completar el importe máximo total de 100 millones de euros del Programa de Bonos, en función del calendario de sus necesidades de capital y de las condiciones del mercado.

Con los ingresos de los bonos verdes, Canadian Solar pretende apoyar el crecimiento, el desarrollo y la construcción de su cartera de energía solar fotovoltaica y de almacenamiento en baterías en EMEA, actualmente de 4,6GW y 2,0GWh respectivamente, y contribuir a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas.

El pedido incluye el suministro y la puesta en servicio de las turbinas eólicas, así como un contrato de servicio Active Output Management 5000 (AOM 5000) de 10 años, diseñado para garantizar un rendimiento optimizado del activo.

La entrega de aerogeneradores comienza en el segundo trimestre de 2022 y la puesta en servicio está programada para el cuarto trimestre de 2022.

Vestas es el socio global de la industria energética en soluciones de energía eólica con más de 145 GW de turbinas en 85 países.

“Nos complace asociarnos una vez más con Invenergy, líder mundial en energía sostenible, y expandir el sector de energía renovable en Illinois con el parque eólico Sapphire Sky”, destaca Laura Beane, presidenta de Vestas North America.

« Nos enorgullecemos de trabajar con socios de proyectos que comparten esos mismos objetivos. Esperamos profundizar nuestra inversión y presencia en nuestro estado natal de Illinois junto con Vestas ”, saluda Bryan Schueler, vicepresidente ejecutivo y líder comercial de construcción.

Junto con el PVKIT, PVKONCEAL oculta la cara frontal del conjunto de paneles solares fotovoltaicos, protegiendo todos los componentes mecánicos y eléctricos que se encuentran debajo, además crea un acabado atractivo y limpio.

También ayuda a minimizar la intrusión de animales pequeños, escombros y objetos no deseados debajo de la matriz solar.

PVKONCEAL está hecho de aluminio resistente a la corrosión con un PVDF negro de alta calidad pre acabado (el mismo acabado de pintura premium que se usa para revestir techos metálicos) hecho para durar la vida útil del panel solar y el techo metálico.

La solución ligera y versátil se puede utilizar en dos orientaciones para cubrir marcos de módulos de 30-46 mm de espesor.

«Estamos muy contentos de agregar PVKONCEAL a nuestra cartera de productos, ofreciendo una solución estéticamente agradable que protege el sistema fotovoltaico solar y la inversión del propietario», destaca Rob Haddock, CEO y fundador de S-5.

Y agrega: «Nuestro equipo siempre está enfocado en responder a las necesidades de la industria mientras continuamos innovando nuevas y mejores soluciones en una mejora constante del producto y un modo de invención / reinvención para brindar ventajas competitivas a nuestros clientes».

Sobre S-5!

Desde 1992, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación de techos metálicos. Las abrazaderas de S-5! fijan elementos auxiliares a los techos de metal con juntas verticales y sujetos expuestos, manteniendo la integridad del techo.

Las soluciones de S-5! están diseñadas para una variedad de aplicaciones montadas en el techo, lo cual ahora se han instalado en más de 2 millones de techos metálicos, incluidos 3.5 GW de energía fotovoltaica en todo el mundo, brindando una resistencia y una longevidad nunca antes vistas. Para obtener más información, visite  www.S-5.com  .

La problemática ambiental y el alto costo en las tarifas energéticas han despegado el uso de energías que tienen como fuente al sol.

Crecen los usuarios, la demanda y con ello hasta la fabricación de estos sistemas a nivel Nacional, tal es el caso de Energe que cuenta con una planta de producción propia y se instala para brindar estas soluciones a residencias e industrias de todo Córdoba.

Estos sistemas permiten que cada usuario desde su techo produzca su propia energía, tanto en su línea fotovoltaica para la demanda de electricidad como así también en lo térmico, para contribuir al calentamiento de agua (termotanque solares y climatización de piscinas).

Entre sus más de 7.000 obras, se destaca la recientemente instalada por ENERGE en la Casa Ronald McDonald Córdoba que a partir de sus 54 paneles permite una generación anual de aproximadamente 38.000kW/h y contribuye al funcionamiento de todo el equipamiento de sus instalaciones y un ahorro económico vital para cuidar los recursos de la fundación y multiplicar su causa.

Desde lo ambiental el aporte es también todo un mensaje y muy importante, al evitar emisiones de CO2 en un equivalente al obtenido por más de 16.000 árboles plantados.

Sobre Casa Ronald McDonald

Las Casas Ronald son un espacio de contención y acompañamiento para las familias que deben permanecer lejos de sus hogares porque sus hijos necesitan recibir tratamientos médicos por cáncer, trasplantes u otras enfermedades de alta complejidad.

Cada día, acompañan a 83 familias en sus 4 Casas para que puedan mantenerse cerca de sus hijos y que puedan recibir la atención médica y los recursos que necesitan.

Las Casas tienen el propósito de ayudar a esos niños y a sus familias, brindándoles el amparo y la contención de un hogar. Existen cuatro casas de este tipo en el país.

Córdoba cuenta con una sede y ubicada en calle Bajada Pucará 1787 al lado del Hospital, recibe desde marzo de 2008 a familias que llegan diariamente desde el interior de la provincia, de la zona centro y noroeste y del exterior del país al Hospital de Niños de la Santísima Trinidad de Córdoba para recibir tratamientos oncológicos o de otras patologías de alta complejidad. Al momento, más de 1.400 familias ya han recibido la contención por parte de esta Casa.

Energe y una apertura para crear valor social y ambiental

Con motivo de esta inauguración y dada esta alianza, la marca organizó un streaming en vivo para contarle a toda la comunidad el gran aporte realizado por esta fundación.

Para ello, Eugenia Silva (responsable en Casa Ronald y Sala Familiar Córdoba), detalló a la audiencia e invitados presenciales sobre el alcance de su misión y su impacto en la comunidad cordobesa.

Energía solar ENERGE también para el Hospital de Niños

Por su parte y en este contexto, la firma a través de la articulación de la fundación CRM, entregó un equipo solar para el calentamiento de agua al Hospital de Niños de la Santísima Trinidad.

“Es clave para la institución establecer alianzas, aportar nuestro granito de arena al planeta y que a su vez, esto permita disminuir los costos de servicios fundamentales para nuestro día a día”, contó Juan Ledesma, Director del Hospital.

Las familias interesadas en ingresar a La Casa Ronald de Córdoba, deben ponerse en contacto con el Servicio de Asistencia Social del Hospital de Niños de la Santísima Trinidad de Córdoba al teléfono (0351) 458-6431.

Arabela Carreras, gobernadora de la provincia de Río Negro, y Alberto Fernández, presidente de la Nación firmaron un convenio el pasado lunes en Casa Rosada para crear la Zona Franca de Sierra Grande.

Esta medida forma parte del paquete de acciones que buscan potenciar la región, facilitando el desarrollo del plan de Hidrógeno Verde. Y con la restitución de la Zona Franca, se potenciarán las condiciones de competitividad comercial y se transformará la región en un polo de desarrollo clave.

«Es un proyecto que venimos trabajando hace un año, para ir acompañando las inversiones en materia de energías renovables, en particular el hidrógeno verde, un combustible que está teniendo su protagonismo en el escenario mundial», dijo la gobernadora, culminado el encuentro.

Explicó que tras esta firma, se trabajará para emplazar «un Parque Industrial en una zona históricamente golpeada desde lo económico, y nos permitirá equilibrar económica y productivamente la provincia».

Reflexionó luego que el H2V «es una oportunidad para el mundo, con el objetivo de trabajar en la mitigación de la emisión de gases de efecto invernadero» y señaló que la transición energética «tendrá una importancia relevante y la producción de Hidrógeno Verde será parte de este plan».

Una vez ratificado este convenio por Ley Provincial, se deberá crear una Comisión que avanzará en el llamado a licitación nacional e internacional para la concesión del espacio, de acuerdo a lo establecido por la Ley 24.331.

¿Qué significa la restitución de la Zona Franca?

Tiene un corte industrial y un claro sesgo exportador, que está beneficiado por su estratégica localización sobre el mar argentino.
El área geográfica propuesta cuenta con los servicios de agua, luz y gas necesarios. También con rutas pavimentadas de acceso y su correspondiente salida al océano.
Los estudios de suelo existentes ostentan un lugar ideal para la radicación de industrias exportadoras, dado que los niveles con respecto a las mareas son notablemente más elevados.
Permitirá acelerar y potenciar el crecimiento del ecosistema de innovación y rediseñar el mapa productivo industrial y tecnológico de la provincia, cumpliendo una acción de fuerte impacto e integración socioeconómica.
Sumará acciones para integrar fuertemente a la provincia a los mercados internacionales, fomentando su inserción en el mapa productivo del futuro a partir de la transferencia del conocimiento, la innovación y el valor agregado a la producción.
Instrumentará políticas transversales entre los distintos estamentos organizacionales del Estado provincial, con el fin de impulsar la transferencia de tecnología al sector productivo.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó el primer borrador del Plan Energético Nacional 2022 – 2036. En el mismo se incluyen las proyecciones de la demanda de electricidad y recomendaciones sobre cómo atender su crecimiento sostenido con distintas fuentes de generación.

Entre las energías renovables no convencionales (ERNC), se destacan eólica y solar como las más viables dentro del análisis realizado por la CNE al considerar fundamentalmente su competitividad.

“Actualmente, estás son las tecnologías que presentan un LCOE más competitivo”, afirma el documento.

Además, se considera su valor como energético amigable con el medioambiente y en línea con los compromisos internacionales en torno al Acuerdo de París, visto que “cada 100 GWh generado a través del viento o la irradiación solar que sustituya energía térmica proveniente de gas natural evitará la emisión de 47,350 toneladas de CO2”.

Recientemente comunicamos que bajo la presidencia de Luis Abinader, el Ministerio de Energía y Minas de la República Dominicana refuerza su compromiso con la reducción de emisiones y propone cubrir el 25% del abastecimiento de electricidad a través de fuentes de ERNC antes de finalizar el 2025 (ver detalle).

De allí es que la CNE identifica que “requerirían la instalación de aproximadamente 1300 MW adicionales de proyectos fotovoltaicos, 400 MW adicionales de proyectos eólicos y el desarrollo de proyectos vinculados a la gestión de residuos sólidos que aporten cerca de 1000 GWh/año”.

Para el caso de estas centrales se aclara que aún “se deben crear las condiciones para que, de manera planificada, las inversiones en parques fotovoltaicos y eólicos en tierra continúen desarrollándose”.

Es preciso repasar que la CNE como institución que se encarga de la gestión operativa de las políticas energéticas, recibe, revisa y entrega las concesiones provisionales y definitivas para la explotación de obras eléctricas aprobadas por el poder ejecutivo.

En tal sentido, hasta la fecha se registran 34 proyectos renovables con concesión definitiva y 39 en status de concesión provisional, entre los que destacan aquellos de fuente solar fotovoltaica (ver detalle).

Ahora bien, el primer borrador del Plan Energético Nacional 2022 – 2036 que estará bajo consulta hasta la primera semana de enero del 2022 revela que existe la posibilidad de convocar licitaciones futuras para potenciar tecnologías renovables bajo el Régimen Especial para energía renovable no convencional en el SENI, según la Ley Núm. 57-07.

Así es que el documento sugiere: “Evaluar la viabilidad y conveniencia de establecer el esquema de licitaciones para la compra de energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables. De este modo, se podría satisfacer la demanda de energía al tiempo que se perciben importantes beneficios socioeconómicos en la reducción del costo de operación y suministro del SENI”.

Aquella no sería una apuesta para el corto plazo ya que además de los 1700 MW eólicos y solares al 2025, luego se proyecta alcanzar el 30% del abastecimiento a través de ERNC en el 2030 a partir de 1100 MW adicionales.

Primer borrador del Plan Energético Nacional 2022 – 2036

La Cámara de Diputados de México realizará el parlamento abierto sobre la reforma constitucional eléctrica entre el 17 de enero y mediados de febrero del próximo año, es decir en los primeros días de las sesiones ordinarias del 2022. 

Así lo informó el diputado federal Rubén Moreira, presidente de la Junta de Coordinación Política (Jucopo), quien también detalló que “el partido político MORENA lo pidió para el día 11 de enero, para que se discutiera en una semana, mientras que la oposición dijo que no, que sea de un mes”, 

“Por lo que se planteó un intercambio de trabajo para revisar las propuestas legislativas que tenemos y en su caso, encontrar puntos de consenso”, aclaró. 

Y según detalló, ya se definió la lista de temas a analizar y los asuntos que se abordarán en distintas instancias y entidades del Congreso: 

“Se hizo una lista que se platicarían y creo que quedó completa. Algunos son en la Junta de Coordinación Política, otros abiertos en la Junta de Coordinación, mientras que algunos en el Canal del Congreso y en comisiones”, manifestó.

Si bien el parlamento abierto será de aproximadamente un mes, el diputado federal Coahuilense no descartó la posibilidad de que “pudiera seguir el debate” en muchos de los puntos, con tal de alcanzar una decisión definitiva. 

“Aquellas cosas que le sirvan a la Nación las revisaremos. Y las que sean un retroceso, evidentemente no avanzarán”, agregó Moreira. 

La gran incógnita que surgió fue si el debate en Diputados se realizaría tras este parlamento abierto, pero el presidente de Jucopo se encargó de despejarla y vaticinó que “eso sería después de las elecciones”, es decir, después de junio del 2022, si es que se llega a algún acuerdo.

“La situación es muy compleja, porque este retraso también genera incertidumbre en los mercados”, amplió refiriéndose a la demora de una decisión y la cantidad de empresas que ya aseguraron no continuar con sus inversiones en el país. 

Cabe recordar que Andrés Manuel López Obrador envió el proyecto de reforma el pasado 1 de octubre. Y en el mismo se prevé la cancelación de todos los permisos de generación otorgados previamente, que la comisión Federal de Electricidad controle el 54% del mercado eléctrico y la eliminación de la Comisión Reguladora de Energía y del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), entre otras medidas

Pero para que esta modificación a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos finalmente logre su aprobación, se tendría que lograr la mayoría calificada – aprobación de dos terceras terceras partes tanto de la Cámara de Diputados como de Senadores -, hecho que hoy en día no posee consenso.

La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) de Uruguay hace tiempo que trabaja en un modelo de inversiones en energía eólica offshore para producir hidrógeno verde en cuatro regiones de aguas jurisdiccionales del país, cada una con cuatro bloques. 

Y entre los principales aspectos de la oferta conceptual, ya se había mencionado que existe una potencia nominal conservadora de 1.25 GW y una capacidad de producción de mayor a 100.000 toneladas de hidrógeno por año.  

Recientemente, Alejandro Stipanicic, presidente de ANCAP, reconoció que ya hubo avances en la materia y que las áreas designadas ya están puestas a consideración de varias empresas. “Hay algunas decenas de empresas interesadas que ya preguntaron sobre el proyecto”, precisó. 

Y agregó que las bases del llamado son sencillas y tienen el sustento de las rondas de petróleo y gas hechas previamente por la entidad. De este modo, el especialista vaticinó que “la adjudicación se hará en dos llamados al año, con una fórmula sencilla”. 

Stipanicic también explicó que los oferentes deberán plantear un programa de trabajo, así como el rol y participación del Estado en el informe de las ganancias de la empresa y una posible participación de ANCAP para su asociación. “En este último caso, cuando avance el proyecto y se dé luz verde al mismo, ANCAP deberá desembolsar su parte y acompañar la inversiones”, aclaró. 

Por otro lado, en la presentación que la  Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland realizó en el evento Expocarga 2021 se detalló que a partir de la firma del contrato habrá varios períodos a tener en consideración:

Estudios de escritorio con información existente (1 año + 1 OPT)
Nueva adquisición y procesamiento de datos (2 años + 2 OPT)
Proyecto piloto offshore para producir H2V (2 años + 2 OPT)
Desarrollo y producción de hidrógeno en alta mar (25 años + 25 OPT)

Si bien el presidente de dicha entidad reconoció que puede ser un cronograma de diez a quince años tener los aerogeneradores ya instalados los molinos en aguas jurisdiccionales de Uruguay, sostuvo que “se piensa que puede estar mucho antes y que las circunstancias del mundo llevarán a que haya interesados mucho más rápido”. 

Y cabe recordar que para darle más énfasis al modelo de negocio de eólica offshore que prevén, se llevó a cabo un estudio conjunto con el Puerto de Rotterdam, donde se llegó a la conclusión de que el potencial de generación eólica offshore es cercano a 300 GW, mientras que onshore, aproximadamente 30 GW. 

El 23 de noviembre pasado, inició el período de consultas de la iniciativa “Ventana al Futuro”, que consiste en la asignación de terrenos fiscales para la producción de hidrógeno verde en Chile.

Hasta el momento, son más de 10 las empresas que han manifestado interés por esta convocatoria, que asignará los inmuebles de manera directa y no a través de licitaciones públicas como se venía realizando.

Según promotores, los Ministerios de Energía y Bienes Nacionales, explicaron que estas concesiones se realizarán de manera “excepcional”. “Chile buscar comprometer proyectos de este combustible, para así afianzar el liderazgo del país en su producción”, indicaron voceros.

Las compañías interesadas hasta ahora son Total Eren, Four Trees Capital, Barra, Acciona, AVS Solar One, Aquila Energía, ATCO Chile, Grupo Mercados Energéticos, Antuko y firmas de abogados como Estudio Philippi Prietocarrizosa Ferrero DU & Uría, Bertrand Galindo Barrueto Barroilhet Abogados y Abogado Barros & Errázuriz.

De acuerdo al cronograma oficial, la apertura de solicitudes para la asignación de terrenos durará dos semanas: Comenzará el próximo lunes 3 de enero y finalizará el viernes 14 de ese mismo mes.

«La mecánica también permite que los interesados postules terrenos fiscales que se encuentren disponibles y que no tengan un uso planificado incompatible con la finalidad del Plan Nacional de Fomento a la Producción de Hidrógeno Verde en Territorio Fiscal», indicaron desde los ministerios en la Circular N1 publicada el martes de esta semana.

Ademas, adviertieron que las plantas que se monten sobre los inmuebles deberán disponer, como mínimo, 20 MW de capacidad en electrolizado.

También señalan que las concesiones onerosas serán entregadas a 40 años plazo y contemplan tanto la producción de hidrógeno verde como sus derivados y las servidumbres necesarias para su operación.

De acuerdo a lo informado, la construcción de las plantas deberá comenzar a más tardar el 2025. Para el año 2030 tienen que estar operando al menos, 20MW de capacidad de electrolizadores.

“El acuerdo se enmarca en nuestra estrategia de hidrógeno verde para desarrollar esta industria en nuestro país con beneficios económicos, ambientales y sociales. Su correcta implementación desarrollará al 2050 un mercado nacional de hidrógeno verde y sus derivados de 9.000 millones de dólares por año y un mercado de exportación de 24.000 millones de dólares por año. Con un potencial de mercado equivalente a lo que es el cobre hoy en día”, destacó oportunamente el Subsecretario de Energía, Francisco López.

“Estamos avanzando con 250 MW solares y otros 250 MW eólicos. Y el próximo año queremos ampliar 500 MW más”, destacó Peter Ruth, Director en Construcción de MPC Energy Solution.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», el experto indicó que, para la empresa, Colombia es una plaza clave para expandirse en la región. “Tiene una ubicación estratégica en Latinoamérica, y por eso MPC Energy Solution eligió como base tanto Bogotá como Panamá”, resaltó.

En esa línea, Ruth recordó que la empresa está construyendo el Parque Solar Los Girasoles, con una capacidad de 9,5 MW, que empezará a operar a partir del segundo trimestre de 2022, y entregará alrededor de 23 GWh por año a la comercializadora de energía Renovario, durante un período de 12 años.

Cabe destacar que este acuerdo se dio en el marco de la Primera Subasta Privada de Energía Renovables lanzada por Renovatio en noviembre del 2020.

Por otra parte, MPC Energy Solution está construyendo el proyecto Planeta Rica, de 26,55 MWp, el cual requerirá un monto de inversión total de 24 millones de dólares.

De acuerdo a estimaciones de la empresa, el proyecto empezará a funcionar a principios del tercer trimestre de 2022 y generará electricidad suficiente para satisfacer las necesidades energéticas de más de 10.000 hogares en Colombia.

El emprendimiento venderá toda la electricidad generada en el marco de un contrato de compraventa de energía de 15 años a una importante empresa regional de servicios públicos.

Retos 2022

Consultado sobre los desafíos que MPC Energy Solution encuentra en la construcción de proyectos, Ruth señaló uno que obedece al marco internacional, como lo son la disparada de precios de componentes fotovoltaicos y el del transporte de mercancías.

Pero además indicó que hay otro local propio de un mercado que está dando sus primeros pasos.

Explica: “Hace dos años que se han comenzado a instalar plantas grandes (eólicas y solares), entonces vemos que, si bien hay instaladores y EPCistas locales, todavía deben continuar ganando experiencia en el buen manejo de un proyecto solar”.

No obstante, y del mismo modo, el experto comenta que sucede algo similar con las empresas de afuera que desembarcan en Colombia y aún deben aprender dinámicas locales para poder desempeñarse como lo hacen en otros países. “Ese es un desafío y en eso estamos trabajando”, remató el Director en Construcción de MPC Energy Solution.

La Compañía Electroenergética del Austro (Elecaustro) confirma el inicio de la construcción del Proyecto Eólico Minas de Huascachaca (PEMH) de 50 MW.

Según introdujo Antonio José Borrero Vega, gerente general de Elecaustro, el equipo ya se encuentra trabajando en el sitio de emplazamiento ubicado en el cantón Saraguro, provincia de Loja.

Puntualmente, en estos momentos estarían realizando las excavaciones y plataformas para las cimentaciones para ocho aerogeneradores que serán instalados en la meseta de Uchucay y seis adicionales que irán en la meseta Yuluc del cantón.

Las tareas se extenderán durante todo diciembre y enero a la espera de los componentes importados para el montaje final.

“El 18 de diciembre embarcan en China todos los equipos: aerogeneradores, torres, palas, etc”, aseguró a este medio el gerente general de Elecaustro.

Y reveló que la empresa se prepara para que el montaje inicie posiblemente en la primera quincena del mes de febrero del 2022 para poderlo tener operativo durante el año.

Este será un gran hito en la historia de Elecaustro. No sólo se trata de su primer emprendimiento con tecnología eólica, además es el de mayor envergadura dentro del portafolio de la empresa.

En la actualidad, Elecaustro cuenta con un parque de generación compuesto por la termoeléctrica El Descanso (19,2 MW) y cuatro centrales hidroeléctricas: Saucay (24 MW), Saymirín (15,5 MW), Ocaña (26 MW) y la minicentral Gualaceo (0,97 MW).

En lo que respecta al detalle técnico del Proyecto Eólico Minas de Huascachaca (PEMH) de 50 MW, se precisó que las torres tendrán una altura de 90 metros y que la generación estará a cargo de 14 aerogeneradores de 3,571 MW cada uno, que se conectarán a una línea de transmisión doble circuito que une a la ciudad de Cuenca con la ciudad de Loja.

Para asegurar el éxito de la instalación es que la empresa china Dong Fang Electric Corporation (DEC) -encargada de suplir los aerogeneradores y llevarlos hasta el puerto ecuatoriano- dispuso una empresa de su confianza para que concluya con el transporte, montaje, pruebas y operación asistida por dos años junto a Elecaustro.