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Ecuador se prepara para el lanzamiento de su Proceso Público de Selección por Bloque de Energía Renovable No Convencional de 500 MW. Este viernes 10 de diciembre será la presentación de los pliegos finales.

A partir de esa fecha, los interesados en el proceso tendrían 2 meses para realizar preguntas y recibir aclaraciones del proceso, de modo que puedan alistarse para la presentación de ofertas técnica (Sobre 1) y económica (Sobre 2) en el primer semestre del 2022.

¿Qué está en juego? La composición del Bloque ERNC I de 500 MW se divide en Sub Bloques de hidroelectricidad por 150 MW, energía eólica hasta 200 MW, 120 MW de energía solar y 30 MW proveniente de bioenergías.

De la ficha de proyectos se desprende que los plazos para la concesión de proyectos que resulten asignados será de 30 años para hidro, 25 años tanto para eólico como para solar y 20 años para biomasa, biogás y biogás de residuos urbanos.

Además, se indica que junto a la oferta técnica el proponente deberá presentar la garantía de seriedad y vigencia de la oferta, por USD 20.000,00 por cada MW de Potencia Ofertada, así como la factibilidad de conexión al Sistema Nacional de Transmisión (SNT) o al sistema de distribución, según su ubicación, potencia a instalarse y características particulares de interconexión.

Hasta la fecha, todo esto se mantendría sin alteraciones. Ahora bien, los requisitos para la oferta técnica expresados en el prepliego podrían sufrir cambios en el documento final que se lance este viernes. Según pudo saber Energía Estratégica “algunos” detalles se actualizarán pero todas las modificaciones serían “para bien” del proceso.

Con esta convocatoria, se renuevan las expectativas de empresas locales y extranjeras para impulsar nuevas inversiones. Y es que, en caso de que como resultado de este proceso no se adjudiquen todos los subbloques renovables previstos, se contempla la posibilidad de una etapa complementaria libre de tecnología para asignar la potencia restante con base en el precio más bajo ofertado.

Este sería solo el puntapié inicial del gobierno de Guillermo Lasso en su apuesta por las energías renovables ya que en el año 2022 se prevé el lanzamiento de un nuevo Bloque de 500 megavatios de generación renovable sumados a futuros bloques específicos para hidroeléctrica, biomasa y geotermia, todos estos incorporados en el Plan Maestro de Electricidad.

Panamá cuenta con 51 MW de capacidad de generación distribuida proveniente de unos 1400 sistemas fotovoltaicos instalados, de acuerdo con registros de la Secretaría Nacional de Energía (SNE).

Según reporta la iniciativa Generación Sole del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) y la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) el 80% de esos “techos solares” se ubican en el sector residencial, el 15% estaría en comercios y el 5% restante en industrias.

“Aunque la mayor parte de la Generación Solar Distribuida (GSD) está en techos de casas, eso no representa ni el 20% de la capacidad porque obviamente son instalaciones más chicas. La mitad de la capacidad instalada prácticamente están en unos 200 comercios que están ahorrando buena parte de su consumo diurno a largo plazo”, declaró Federico Fernández, presidente de la CAPES, durante un evento del PNUMA.

Y remarcó: “En la Cámara Solar tenemos miembros regulares, miembros asociados y miembros profesionales a título individual, todos dispuestos a hacer crecer esto”.

Pero la industria aún enfrentaría retos para poder masificar esta alternativa de generación. Entre ellos, Fernandez numeró:

1- Instrumentales: barreras de burocracia y permisología en alcaldías y con bomberos que retrasan las instalaciones
2- Preconceptos: se sigue concibiendo a la energìa solar como algo nuevo y que continuará bajando de precio pero en el tiempo de espera los usuarios dejan de ahorrar
3- Financieros: promesa de repago muy extenso y alternativas de financiamiento insuficientes

Como respuesta a aquello será clave la implementación de la Estratégica Nacional de Generación Distribuida (ENGED) que llegaría para mejorar las condiciones marco y permitir un mayor despliegue de la generación solar distribuida.

¿Cuánto más podría crecer este mercado?

De acuerdo con Ignacio Romero, referente de la iniciativa Generación Sole del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), en las condiciones actuales del mercado, unos 1450 MW de generación solar distribuida resultan técnica y económicamente viables.

“En el análisis que realizamos, observamos que la GSD tiene un repago de la inversión igual o inferior a los 7 años. Es decir, que los 1450 MW que estarían dispuestos en 137785 instalaciones nuevas corresponden solamente a los que tienen repago económicamente atractivo en la actualidad”

Aquellas cifras fueron obtenidas durante la investigación para el informe denominado «Financiamiento de sistemas de generación distribuida: Oportunidades para la banca comercial en Panamá» (PNUMA, 2021) el cual destaca que el mercado panameño tiene un marco regulatorio vigente que cumple con todos los requisitos necesarios para establecer reglas claras a la actividad e incentivar la inversión. Este escenario favorable contemplaría los esquemas de compensación e incentivos, tramitología para la autorización de instalaciones y estándares para garantizar calidad y seguridad en las instalaciones.

Ahora bien, también se advierte que, de mejorarse aún más las condiciones en Panamá (por ejemplo, resolviendo los retos que tiene la industria a través de la ENGED), el potencial de inversión podría aumentar un 63% e incorporar 112600 instalaciones adicionales que representarían unos 835 MW más, en los próximos años. Al respecto, Romero indicó que un desafío para el sector es que esas instalaciones potenciales -que tendrían un periodo de repago entre 8 a 9 años- puedan amortizarse más rápidamente.

“Con la reducción de costos de la tecnología, aumentos de tarifas en algunos casos o sobre todo incentivos adicionales que se pudieran implementar, haría que el grupo de sistemas potenciales proyectos que están muy cerca de obtener la viabilidad, la obtengan”, señaló el referente del PNUMA.

Tras extensas investigaciones, análisis forenses, actividades de restauración y fortalecimiento de nuestros sistemas e infraestructura de TI junto con socios y expertos externos, todos los sistemas están, con muy pocas excepciones, en funcionamiento.

El trabajo y las investigaciones aún están en curso, y Vestas aún no tiene indicios de que el evento haya afectado las operaciones de los clientes y la cadena de suministro, una opinión que cuenta con el respaldo de expertos externos.

Durante el ataque, los datos se recuperaron ilegalmente de nuestros sistemas de TI y desde entonces los atacantes han amenazado con publicar los datos robados.

Cuando se descubrió el ataque, Vestas involucró de inmediato a las autoridades pertinentes y a los expertos en seguridad de TI e inició una investigación forense exhaustiva para identificar los datos que se habían visto comprometidos y las personas cuyos datos personales podrían haber sido afectados.

Las investigaciones aún están en curso, pero Vestas puede confirmar que los atacantes filtraron los datos robados y potencialmente los ofrecieron a terceros.

Vestas tiene razones para creer que los datos filtrados se relacionan principalmente con asuntos internos de Vestas.

Henrik Andersen, presidente y director ejecutivo, dice: “El 19 de noviembre, Vestas descubrió un ataque de un actor de amenazas, que nos complace decir que fracasó en su intento de extorsionar a Vestas. Nuestra resiliencia en una situación tan difícil se ve reforzada por el apoyo que hemos recibido de nuestros clientes, empleados, proveedores y otros socios, y en nombre de la Gerencia Ejecutiva y del Directorio quiero agradecer a todos los que nos han ayudado a llegar a la punto estamos ahora».

De todas maneras, aclara que «desafortunadamente, los atacantes lograron robar datos de Vestas, y esos datos se han compartido ilegalmente de manera externa».

«Para mitigar esta situación, estamos trabajando arduamente para identificar cualquier dato filtrado y colaboraremos con las partes interesadas y las autoridades afectadas. En ese sentido, pedimos apoyo continuo, comprensión y condena de actividades delictivas como el ransomware y el intercambio ilegal de datos ”, expresó Andersen.

Estamos investigando qué datos personales se ven afectados por el ataque. Mediante notificación, iniciaremos la comunicación con las partes afectadas en los próximos días.

Vestas desea enfatizar nuestro compromiso de proteger los datos personales utilizados por Vestas para operar nuestro negocio y proporcionará una actualización tan pronto como sepamos más.

¿Qué prioridades tienen desde EcoRed?

Nuestro eje transversal son las alianzas público privadas. Buscamos promover un espacio para que el sector privado entienda el cumplimiento de la ley de Medio Ambiente, pero también nos ocupa mucho tiempo e interés el trabajo con el sector público.

Creo que todas las transformaciones, que tiene que tener el sector, toda la industria y la economía en general, tienen que partir de las alianzas público privadas.

Hay que procurar que las acciones empresariales vayan alineadas a la política pública pero la organización siempre ha entendido que hacer cambios al interior de las empresas sin influir en la política pública es no hacer nada.

¿Qué temas abarcan?

Aunque nuestro principal énfasis es ambiental también estamos trabajando en otras áreas vinculadas a la sostenibilidad.

Nuestra organización tiene 100 miembros y entre ellos existen empresas de todos los sectores productivos. Como no somos una cámara gremial ni sectorial, pues obviamente tratamos temas muy variados.

¿Qué papel juega la energía?

Vemos muy interesante el tema de la energía. Las grandes generadoras eléctricas del país están aquí y bueno otros tipos de empresas como empresas de manufactura también avanzan con plantas de biomasa o solar, por ejemplo.

Se está migrando la matriz energética aquí y las energías renovables están siendo muy importantes.

Ahora con el tema del cambio climático las cosas se hacen más fáciles entre el sector público y privado. Tenemos una relación muy cercana con el Consejo de Cambio Climático y con el Ministerio del Medio Ambiente. Por no ser nosotros una cámara sectorial la aproximación con el Estado es muy distinta. Es mucho más fácil el relacionamiento porque nosotros hablamos en nombre de distintos sectores.

Nosotros somos articuladores. Traemos a la gente a la mesa, podemos hacer de mediadores y facilitadores de encuentros entre sectores que de repente no se iban a encontrar.

Al respecto, ¿cree que urge trabajar en mesas multisectoriales?

Eso se está dando aquí. Por lo menos nosotros tenemos una iniciativa que se llama mesas de articulación empresarial para la Acción Climática. Ahí, se reúnen empresas para ver por ejemplo cuáles son sus aportes al Acuerdo de París, cómo han contribuido a las NDC y de ahí viene el Estado para tener conversaciones interesantes en las que se pueden sentar las bases para dictar nuevas políticas y hacer intercambios de buenas prácticas.

A tres meses de finalizar el Gobierno de Sebastián Piñera, el Poder Ejecutivo presentó un proyecto de Ley para incentivar la utilización del almacenamiento de energía a través de baterías, y fomentar además la electromovilidad.

La iniciativa ingresó a la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas; deberá también discutirse en la Comisión de Hacienda.

El Gobierno tiene la intención que el proyecto se apruebe velozmente, antes que finalice su gestión, ya que fue declarada con el “Mensaje 363-369”, que “hace presente la urgencia Discusión inmediata”.

Para Teresita Vial, Directora de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), la iniciativa es interesante, pero requerirá complementos técnicos y remunerativos.

En diálogo con Energía Estratégica, la especialista explica que el proyecto introduce cambios sobre la Ley General de Servicios Eléctricos.

“La ley, en el Título II BIS que regula la Coordinación y operación del Sistema, Eléctrico Nacional, indica quiénes pueden participar del mercado de transferencias de energía y potencia, y hasta ahora no estaban incluidos los sistemas de almacenamiento. Entonces lo que se hace ahora es incluirlo en estos artículos”, señala.

La analista observa que, con este proyecto, se propone la posibilidad que se remunere la inyección de energía eléctrica y aporte de potencia de las baterías a nivel de la transmisión, y que, del mismo modo, se incorpore esa misma posibilidad a nivel de la distribución como PMGD, es decir, proyectos descentralizados de hasta 9 MW.

“Esto significa que uno va a poder instalar una batería sola, sin necesidad de que exista un proyecto solar o eólico al que se acople. Es decir, iguala a la batería sola con cualquier otro medio de generación”, precisa la Directora de ACESOL.

El proyecto, además, se refiere al almacenamiento a nivel Net Billing (conexiones para autogeneración de hasta 300 kW). “Tal como está indicado en el proyecto, se podría poner una batería en una casa, almacenar energía y luego inyectarla a la red durante las horas de no uso de la misma, pero no se indican detalles tales como, de donde se podrá obtener la energía para cargar esa batería”, advierte Vial.

“Asimismo, se indica la posibilidad de que un vehículo eléctrico inyecte la energía almacenada a las redes de distribución, y en consecuencia se sumaría un nuevo actor a la generación distribuida. Esto último, a priori, nos genera cierta preocupación de cómo convivirán todos esos actores sin una regulación adecuada, que vendría a ser ley de medios energéticos distribuidos, cuya tramitación aún no se inicia”, comenta Vial.

Pero todo esto, ¿en que condiciones se aplicará? Vial responde: “El mercado de transferencia de potencia y energía de las baterías se remunerará de la misma forma que al resto de los participantes de dichos mercados, a costo marginal en el caso de la energía y al precio nudo de la potencia en caso de aporte de esta, pero que los detalles de como se regularán dichos inyecciones o aportes, y en que condiciones se remunerarán, serán determinados en un reglamento. Además también se tendrán que precisar los detalles técnicos, de seguridad, conexión, coordinación y operación de estas también a través de un reglamento y posiblemente también una norma técnica”.

“Si bien el proyecto constituye un avance en la implementación de los sistemas de almacenamiento, por ahora, y hasta que no se dicte el reglamento es un proyecto que no tiene mucha utilidad práctica, porque todo va a depender de cómo se bajen los requisitos y condiciones de implentación y operación”, resume la experta.

Y advierte que por más que el proyecto se apruebe rápidamente, los aspectos técnicos podrían demorar un buen tiempo, sobre todo teniendo en cuenta que habrá recambio de funcionarios dentro de la CNE con la llegada del nuevo Gobierno a partir del 11 de marzo del 2022, fecha en la cual deberá asumir inmediatamente el nuevo Presidente electo de la segunda vuelta, que se celebrará el próximo domingo 19 de diciembre.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo a fines de octubre pasado en Bogotá, Jorge Ochoa, Director para Latinoamérica de UL Renovables, hizo un repaso general sobre la última subasta de energías renovables de Colombia, donde se adjudicaron a 9 compañías 11 proyectos solares fotovoltaicos a 796,3 MW, a un precio promedio de 155,8 pesos por kWh.

El especialista observó que, de esas nueve compañías, sólo cuatro operan en Colombia, las otras cinco desembarcarán con estos proyectos y deberán enfrentar los retos que propone Colombia.

“Nuestro rol, como independientes, es precisamente apoyar esos puntos clave, tanto en desarrollo como en la parte de financiación y operación, como expertos en puntos muy concretos y asegurar el éxito de los proyectos”, enfatizó Ochoa, y destacó que la mitad de los proyectos adjudicados en 2019 recibieron el apoyo de UL Renovables.

En ese sentido, el analista ofreció algunos ‘tips’ para que las empresas tengan en cuenta a la hora de garantizar el éxito de sus proyectos renovables.

Primero, advertir cambios que pueda llegar a haber a nivel de generación. Ochoa propuso que se hagan “estimaciones más adecuadas de lo que se puede esperar a nivel de generación (de energía) de cada uno de los proyectos”.

Otro punto: el regulatorio, ligado a la calidad de los contratos y sus garantías. Ochoa puntualizó sobre “la experiencia de cómo se regula a nivel de contratos, tanto en compraventa de energía como los propios suministros a nivel de riesgos”.

Como tercer ítem, el especialista puso el foco sobre el tema social-ambiental. “Es definitivamente un ‘most’ en el sentido de que haya estrategias en el mediano y largo plazo de cómo tratar, tanto a nivel social como de posibles requerimientos de estudios de impacto ambiental, estas cuestiones”, sostuvo.

Y advirtió: “En etapas muy avanzadas de proyectos, un problema de estos, no visto desde un inicio o no tratado de la manera más adecuada, puede hacer que básicamente se cancele ese proyecto”.

Financiación

¿Son más financiables estos proyectos que los del 2019 por mayores pecios? “Me parece que sí”, respondió el analista ante la consulta de Latam Future Energy. Los argumentos, en el video.

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) de la Secretaría de Energía de la Nación recibió ofertas para la provisión e instalación de equipos fotovoltaicos para sesenta establecimientos públicos de once Parques Nacionales, ubicados en las provincias de Córdoba, Entre Ríos, La Rioja, Neuquén, Santa Fe y Tucumán, así como de un destacamento fronterizo del Ejército Argentino en Pino Hachado, Neuquén.

El secretario de Energía, Darío Martínez, destacó que “el PERMER nos permite que habitantes de diferentes zonas rurales puedan acceder al servicio eléctrico, a través de fuentes renovables, una gran política de un gobierno federal”.

También indicó que “esta apertura de sobres es muy importante porque nos acerca aún más a la posibilidad de proveer de energía limpia a los parques nacionales y acompañar de esta manera el cuidado de estas áreas protegidas. Además de poder llegar con electricidad a lugares donde no llegan las líneas, nos permite dar pasos firmes en la transición energética en la que el mundo está encaminado”.

La apertura de sobres se llevó a cabo en el Salón Rojo del Ministerio de Economía, con la presencia de la Directora General de Programas y Proyectos Sectoriales y Especiales del Ministerio de Economía, Lic. Soledad Iglesias y del coordinador de PERMER, Ing. Luciano Gilardon. Las empresas que presentaron ofertas fueron Mega S.R.L., Coradir S.A., Se. Mi. S.A., Ecos S.A., Coba srl. y Multiradio S.A.

El lote N° 1, para el que se presentaron cuatro ofertas, corresponde a 33 instalaciones en edificios públicos: 14 en Córdoba, 6 en Entre Ríos, 2 en La Rioja, 4 en Santa Fe y 7 en Tucumán; mientras que en lote N° 2, con cinco ofertas, corresponde a 28 instalaciones en la provincia de Neuquén. La licitación prevé un plazo de obra de ocho meses para ambos lotes.

“Las instalaciones permitirán abastecer estas áreas protegidas de forma constante y segura con energía fotovoltaica, evitando la contaminación sonora y atmosférica de los generadores alimentados por combustibles fósiles», resaltó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

Los Parques Nacionales beneficiados por esta iniciativa son Nahuel Huapi, Lanín, Laguna Blanca y Arrayanes, en la provincia de Neuquén; Quebrada del Condorito y Traslasierra, en Córdoba; Pre Delta y El Palmar, en Entre Ríos; Aconquija, en Tucumán; Talampaya, en La Rioja; e Isla de Santa Fe, en la provincia homónima. La licitación prevé siete kits con características diferentes, adaptadas a distinto tipo de instalaciones, como viviendas, galpones o seccionales.

El Proyecto PERMER, dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, promueve la inclusión social y el desarrollo socioeconómico de los habitantes y trabajadores de las zonas rurales de todo el país por medio de la electrificación de hogares, escuelas, centros de atención primaria de salud, comunidades aglomeradas y pequeños emprendimientos productivos en zonas que no cuentan con acceso a la red de distribución eléctrica. Al basarse en fuentes renovables, también contribuye a diversificar la matriz energética nacional.

PERMER evaluará todas las ofertas recibidas. Las empresas que resulten adjudicatarias deberán construir las plantas generadoras y sus respectivas conexiones a las redes existentes en ambas poblaciones.

Toda la información relacionada con los avances de esta licitación 7/2021 “Provisión e instalación de equipos fotovoltaicos e instalaciones internas en edificios de instituciones públicas para las provincias de Córdoba, Entre Ríos, La Rioja, Neuquén, Santa Fe y Tucumán” se encuentra disponible para su consulta en la página web de PERMER

José Bejarano, jefe de la oficina de innovación en Siemens Energy, reconoció que uno de los pasos en el camino de la transición energética y de la descarbonización es a partir de la integración entre los distintos tipos de tecnologías de generación eléctrica.

“Es empezar a integrar tecnologías tradicionales con aquellas que nos traerán el futuro de la descarbonización profunda. Es decir, plantas híbridas, cómo operar centrales de generación térmica en conjunto con renovables y tipos de almacenamiento”, explicó durante el Foro Energético Poblano. 

Puntualmente, sobre el rol del almacenamiento y las ventajas y beneficios de dicha tecnología, manifestó que habrá que esperar cómo se desarrollan las diferentes formas del mismo y cuál será su perfil operacional.

Aunque aseguró que “será una pieza clave para seguir en el proceso tecnológico de implementación de nuevos conceptos y descarbonización profunda” y que ya hay oportunidades “claras” en el corto plazo y la actualidad, aunque aclaró que “cuando haya más renovables, “otras formas de storage serán necesarias, incluso el hidrógeno verde como forma de ello”. 

De todos modos, el especialista apuntó a que las renovables se vuelvan el centro de la discusión y tomen un mayor rol. ¿Por qué? Si bien consideró que su crecimiento e introducción a la matriz energética fue “exponencial”, sostuvo que “siguen en el margen y las tecnologías que permiten dar confiabilidad a la electricidad todavía son de generación térmica”. 

“Para llegar al futuro de la descarbonización profunda, eso debería cambiar, que las energías renovables y aquellas que no tienen emisiones sean el centro, mientras que las térmicas deben ser el margen”, agregó. 

Por otro lado, José Bejarano se refirió al rol de los diferentes actores de la cadena para que se fomente los ecosistemas de innovación en el país: 

“Necesitamos estructurar alianzas y trabajo con autoridades, universidades, investigadores, entidades internacionales y ONG que permitan ir en conjunto y generar las aplicaciones necesarias para dar los primeros pasos y luego crear un entorno mucho más viable a nivel comercial”.

“Vemos que en México podemos generar proyectos como el H2V que Siemens Energy tiene en Chile, y muchos más. Porque el talento y el potencial del país es impresionante a nivel global, y el liderazgo que se puede generar para Latinoamérica y el mundo es asombroso”. 

“Hay que innovar para un problema específico, identificar algo de la cadena de valor energética, trabajar en conjunto con los diferentes actores del ecosistema y desarrollar pilotos que permitan mostrar y generar el valor necesario. Ese es nuestro enfoque, misión y lo que queremos trabajar”, concluyó.  

Go Solar se afianza en el mercado centroamericano con un portafolio que alcanza los 18 MW entre proyectos instalados y en ejecución.

Este crecimiento sostenido durante los últimos años llevó a que la empresa aumente sus recursos humanos y financieros.

En la actualidad, cuentan con más de 100 empleados trabajando tiempo completo en la empresa y continúan trazando alianzas con socios financieros en la región.

Parte de su éxito radica en el modelo de negocio que han desarrollado en Costa Rica y que hoy les permite proyectar nuevos negocios en otros países.

Por un lado, este consiste en ofrecer sus productos y servicios a los clientes sin que estos deban realizar un aporte económico de su propia billetera gracias a sus socios que garantizan cobertura absoluta de la inversión inicial. Por esto es que para Go Solar el tema financiero no es un problema:

“Nosotros estamos proponiendo un modelo en el que los proyectos no se financian con el propio CAPEX de las empresas, si no con fondos de muy buena calidad a muy buen costo que captamos y los ponemos a trabajar. Ejecutamos los proyectos y básicamente el cliente acepta el proyecto e inicia a pagar un monto mensual por 10 años en promedio una vez que el proyecto esté conectado y operando”, introdujo a este medio Khristopherson Agüero, gerente de ventas en GoSolar.

Por otro lado, su estrategia incluye clientes con presencia internacional de modo que, una vez ejecutado los proyectos locales, puedan proyectar juntos nuevas instalaciones en otros países.

“Cuando hablamos de proyectos multinacionales los mandatos de casa matriz y headquarters van un poco más allá de la reducción de emisiones, y estos proyectos encajan perfecto con los compromisos de sostenibilidad por alcanzar, sus objetivos de desarrollo sostenible y su agenda corporativa”, agregó Khristopherson Agüero.

Aquella estrategia llevó a que la empresa logre sólo en este año 153 proyectos por 8.5 MW, para totalizar 18 MW históricos de proyectos operativos en más de 350 instalaciones.

Ahora bien, Agüero reveló que durante 2022 espera lograr un salto de ventas y superar los 30 MW instalados, fundamentalmente a partir de proyectos multinacionales que impulsan en la región gracias a clientes con presencia activa en varios países centroamericanos y usuarios de otros segmentos del mercado.

Bajo el slogan “Making solar affordable” es que esta empresa apunta también a crecer en el sector residencial y comercial además de llevar a cabo una estrategia de negocios internacional junto a usuarios del sector industrial.

Por eso, su gerente de ventas aclaró: “No queremos dejar fuera a ningún tipo de cliente. Hemos consolidado un equipo que se enfoque al sector residencial, que son de los más afectados por los altos costos de la electricidad y otro para el sector comercial entre 15 a 60 kW, que son normalmente empresas familiares o empresas menos complejas a nivel organizacional, a las que un cambio como el que les proponemos les impacta favorablemente en la eficiencia de costos y metas de sostenibilidad”.

La provincia de Santa Fe presentó Energía Renovable Colaborativa, una nueva línea de trabajo dentro del Programa Energía Renovable para el Ambiente (ERA) que busca ampliar el acceso a las energías limpias a través de la asociación y el uso compartido. 

Esto permitirá asociar una única generación a la curva de consumo de varios usuarios que forman parte del proyecto, sin que necesariamente compartan ubicación física con el punto de inyección de la generación a la red. 

Mientras que el autoconsumo de esos usuarios se compensará tanto por el costo evitado de la compra de energía como también por la parte que corresponde al valor agregado de distribución. 

“Este programa ERA surge por la necesidad de que Santa Fe esté asociada con la Ley Nacional N° 27.424, a pesar que aún no lo estamos. Tratamos de buscar las herramientas necesarias a pesar que no tenemos el gran beneficio de contar con créditos fiscales. Y ojalá que pronto tengamos la ley, que podamos decir que los que invierten tendrán ese incentivo”, señaló Jorge Caminos, secretario de Desarrollo Ecosistémico y Cambio Climático de la provincia. 

“Estamos dando inicio al desarrollo de redes inteligentes de Santa Fe. La energía colaborativa es la posibilidad, el derecho de que todos los usuarios del sistema eléctrico, de la EPE y las cooperativas de la provincia puedan asociarse para generar energía renovable y beneficiarse de su generación”, complementó Franco Blatter, secretario de Tecnología para la Sostenibilidad.

De todos modos, las autoridades gubernamentales aclararon que existen limitaciones con la potencia que se podrá instalar bajo este esquema, ya que no podrá superar el 100% del consumo anual.

En tanto que también hay una restricción para los usuarios mayores a 300 kW de potencia instalada, ya que, “en el análisis técnico se concluyó que una mejor manera de ser tratado era que tuvieran alguna limitación respecto de las distintas bandas horarias”, según explicó Jorge Tarchini, gerente general de Energía Provincial de la Energía de Santa Fe. 

Adhesión a la Ley de Generación Distribuida

Días atrás, el senado santafesino no dio dictamen al proyecto de Ley (Expediente 41545 CD) impulsado por la diputada Clara García, por el cual se aprueba un Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía de Fuentes Renovables Integrada a la Red Eléctrica Pública y Prosumidores. 

Y tras trece postergaciones desde septiembre del 2020, la iniciativa sigue sin ser aprobada, e incluso ya finalizó el período ordinario del Poder Legislativo provincial. 

Ante esta situación, Omar Perotti, gobernador de Santa Fe, ratificó el compromiso de “seguir avanzando” y aseguró que se insistirá con la adhesión a la Ley Nacional en las sesiones extraordinarias.

“Creo que Energía Renovable Colaborativa es un antecedente importante para tener un impulso adicional antes las Cámaras”, concluyó. 

Se trata del mayor incremento para la eólica desde 2014, cuando la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) liberó 2.786 MW para operación comercial en el país.

Actualmente, las centrales eólicas constituyen 20,1 gigavatios (GW) de potencia instalada, lo que representa el 11,11% de la matriz energética brasileña.

Solo en noviembre, ANEEL lanzó proyectos con una capacidad total de 561,13 MW para operación comercial con aerogeneradores.

Vestas, GE, Siemens Gamesa y Nordex son los mayores fabricantes de aerogeneradores en Brasil.

En 2021, la capacidad instalada a la fecha es de 6.436,11 MW, con 3.051,29 MW (47,41%) de energía eólica, 2.038,91 MW (31,68%) de plantas termoeléctricas, 1.252,17 MW (19,46%) de plantas solares fotovoltaicas y 89,22 MW (1,39%) de pequeñas centrales hidroeléctricas.

La meta de expansión de generación en 2021, de 4.790,4 MW, fue superada por ANEEL en septiembre. Durante este año se inauguraron o reabrieron plantas en 20 estados de las cinco regiones del país.

Los estados con mayor aumento de capacidad de generación fueron, en orden descendente: Rio Grande do Norte (1.358,70 MW), Bahía (1.343,19 MW) y Río de Janeiro (1.338,30 MW).

Hay 69 plantas en operación de prueba, 17 de ellas desde octubre.

El parque eólico El Sauz se construirá en el sur de Texas, cerca de Raymondville. El proyecto ha sido desarrollado por Apex Clean Energy y será propiedad de JERA Americas, la filial estadounidense del líder mundial en energía JERA Co, Inc. (JERA), el proveedor del 30% de la electricidad en Japón.

JERA se creó como una alianza integral de Tokyo Electric Power Group y Chubu Electric Power Group.

Las turbinas se instalarán en el verano de 2022 y se suministrarán en un modo de funcionamiento de 4,5 MW.

«Buscamos acelerar la transformación de nuestro suministro de energía a formas de energía más sostenibles y este proyecto marca el comienzo de lo que planeamos que sea un compromiso sustancial y creciente con las energías renovables en este estado y en todo el país», expresa Steven Winn. CEO de JERA Americas.

“Estamos encantados de trabajar con JERA Americas en El Sauz. Esperamos una colaboración exitosa en este proyecto y estamos particularmente complacidos de que JERA haya optado por nuestra tecnología en su primer proyecto en el mercado estadounidense ”, confía Patxi Landa, CSO del Grupo Nordex.

Una subsidiaria de JERA con sede en Tokio, JERA Americas está apoyando una transición energética de una manera ambiental y socialmente responsable.

JERA, que significa Energía japonesa para una nueva era, ha estado trabajando para eliminar las emisiones de CO2 de sus negocios nacionales y extranjeros para 2050 y está contribuyendo al desarrollo de una sociedad sostenible.

Apex Clean Energy se fundó con un enfoque singular: acelerar el cambio hacia la energía limpia. Mediante la creación, construcción y operación de instalaciones de almacenamiento, energía eólica y solar a escala de servicios públicos, recursos energéticos distribuidos y tecnologías de combustibles ecológicos, Apex está expandiendo la frontera renovable en América del Norte.

Nuestro equipo impulsado por la misión de más de 300 profesionales utiliza un enfoque centrado en los datos y una cartera de proyectos inigualable para crear soluciones para los clientes más innovadores y con visión de futuro del mundo.

El Grupo ha instalado más de 37 GW de capacidad de energía eólica en más de 40 mercados y en 2020 generó ingresos por EUR 4,6 mil millones.

La empresa emplea actualmente una plantilla de aprox. 8.500. La capacidad de fabricación conjunta incluye fábricas en Alemania, España, Brasil, Estados Unidos, India y México.

La cartera de productos se centra en turbinas terrestres en la clase de 4 a 6.X MW, que están hechas a medida para los requisitos del mercado de países con espacio limitado y regiones con capacidad de red limitada.

El municipio de Cutral Có (Neuquén) finalmente lanzó la licitación para llevar adelante un parque solar fotovoltaico de 3,2 MW de potencia – se conectará en 13,2 kV – y se estima dejar establecidas las condiciones e infraestructura necesaria ante una eventual ampliación hasta 15 MW.

La central de generación renovable estará ubicada en un terreno sobre la Ruta Nacional N°22, kilómetro 1333, precisamente en el Parque Tecnológico Cutral Có, propiedad del municipio homónimo, a poco más de cien kilómetros de la capital provincial.

Las ofertas de iniciativa privada podrán ser presentadas hasta el las 13 horas del 17 de diciembre en las las oficinas de Saneamiento y Desarrollo Industrial (Sarmiento 650, Cutral Có). Y en dicha última fecha se realizará el acta de apertura de sobres A (antecedentes del oferente).

Posteriormente habrá una toma de vista de ofertas y evaluación de antecedentes hasta que el 4 de enero del 2022 sea la apertura de sobres B (propuesta técnica y económica).

Tras ello, se hará un proceso de análisis de las propuestas económicas, y teniendo en cuenta que a fin de año se avecinan las fiestas y vacaciones, la adjudicación definitiva y comunicación al ganador se llevará a cabo entre el 17 y el 20 de enero.

Mientras que el período de firma de contrato está previsto hasta el 24 de dicho mes y el inicio de obra en los primeros días de febrero. En tanto que la fecha límite para su construcción será el 10 de octubre del próximo año.

“Concretar el proyecto es un hecho histórico para nosotros, estamos muy cerca de ello y lo haremos. Y estos 3,2 MW iniciales se harán con fondos municipales y es una decisión fuerte que la podemos llevar adelante porque el resto de la ciudad está en orden”, había manifestado Walter Mardones, secretario de Saneamiento y Desarrollo Industrial de la Municipalidad de Cutral Co, durante una entrevista pasada con Energía Estratégica.

Por otro lado, la Municipalidad tendrá un porcentaje de canon ofertado (PCO), en la comercialización de la energía del parque solar, igual o mayor a 4% de la facturación bruta de la facturación bruta por la venta de energía. El mismo se describirá en el contrato a redactar en caso de que una oferta resulte adjudicada.

Además, la tarifa de referencia mínima del contrato de abastecimiento será de USD/MWh 55. Y el proponente tendrá a su exclusiva responsabilidad las gestiones necesarias para celebrar un contrato de suministro con CAMMESA o cualquier agente del Mercado Eléctrico Mayorista habilitado para comprar energía a través del MATER u otro mecanismo vigente.

El fin de semana pasado, las encuestadoras Black and White, Pulso Ciudadano y Cadem hicieron sondeos de intención de voto y llegaron a la conclusión que Apruebo Dignidad, de la mano de Gabriel Boric, se impondría en las elecciones presidenciales del próximo 19 de diciembre sobre José Antonio Kast, del Partido Republicano. Si bien los márgenes de imposición varían (con diferencias que van desde los 3 a los 16 puntos), en todos los casos resulta ganador el izquierdista.

En diálogo con Energía Estratégica, Pamela Poo, integrante de la Red de Politólogos y Directora de Fundación Ecosur, relativiza estos números, ya que dice descreer de las encuestas. Pero advierte que, de darse esos resultados, la industria de las energías renovables estaría de festejo.

“Si es por los programas que se han presentado, yo creo que para el mundo renovable debiera ser Gabriel Boric el candidato, ya que plantea darle continuidad a lo que se viene haciendo, enfocándose sobre el hidrógeno verde y la descarbonización, que obviamente eso quiere decir que se le dará impulso a las renovables”, razona Poo.

La experta informa que la plataforma de Apruebo Dignidad la plantea remediación ambiental para las llamadas zonas de sacrificio, donde operan las termoeléctricas a carbón, y se fija el cierre de estas plantas hacia el 2030. Además, se propone comisiones de transición justa en los territorios para reconvertir esas zonas y generar puestos de empleo para quienes actualmente trabajan allí.

“Kast –por lo contrario, señala Poo- plantea que no se cerrarán las termoeléctricas, que las más viejas supuestamente deberán hacer mejoras tecnológicas, y que deberán utilizar carbón limpio, lo que desde mi punto de vista es imposible, y que las nuevas termoeléctricas que se construyan deberán contar con altos estándares tecnológicos (de eficiencia)”.

Y remata: “El problema de esta propuesta es que retrasa la descarbonización y, claramente, no se está dando un claro impulso a las renovables”.

En tanto, la Directora de Fundación Ecosur agrega que el candidato derechista, en declaraciones, se posicionó a favor de la construcción de centrales nucleares y del montaje de grandes represas hidroeléctricas. “En este momento la gran hidroelectricidad no es el futuro, porque actualmente los embalses no se llenan, falta el agua en Chile”, indica.

En busca de consensos

Sin embargo, más allá de los discursos y las plataformas políticas de cada candidado, para Poo ambos tenderán a buscar apoyos en otros partidos una vez que triunfen, lo que no les permitirá radicalizarse en sus posiciones. “Tanto Kast como Boric van a tener que buscar ciertas votaciones hacia el centro”, observa.

En un interesante análisis realizado por la especialista (ver), no sólo se detalla cómo estará conformado el Congreso y la importancia de la búsqueda de consensos, sino que se precisan lineamientos de las políticas energéticas de cada candidato.

Seguridad jurídica

Consultada sobre la posibilidad que al resultar triunfante Boric no haya seguridad jurídica y juegue un rol más activo el Estado dentro del mercado, Poo niega esa posibilidad y opina que “hay una caricatura sobre eso”.

Explica: “La constitución que rige en estos momentos sobre Chile es la del 80 (1980), que dice que el Estado no puede involucrarse en áreas dónde operen los privados; es el principio de subsidiariedad, donde el Estado puede participar sólo donde los privados no tengan interés en realizar la actividad”

Darío Martínez, secretario de Energía de la Nación, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica durante la visita al Parque Eólico Los Teros de YPF y brindó su mirada sobre el rol de las energías renovables en el país, a la cual manifestó que debe ser con industria local. 

“Estamos muy contentos con los objetivos, pero entendemos que todavía podemos hacer mucho más con las energías limpias. Se nos plantea un gran desafío ya que el mundo está en un proceso de transición energética y Argentina acompaña con la capacidad de su industria, porque debe ser con todos incluidos”.

“También debe ser una oportunidad para desarrollar más industria nacional, así que tendremos la mayor velocidad que le podremos dar, pero donde calcen todos los engranajes”, señaló. 

Siguiendo esa misma línea, y sin querer quedarse fuera del contexto internacional sobre la transición energética, el funcionario destacó que se debe aprovechar toda la matriz energética del país y que se está trabajando en una resolución que destrabe contratos en stand by del Programa RenovAr, los cuales representan una capacidad de más de 1000 MW.

“Deberíamos tenera lo antes posible. Estamos trabajando en ello y creemos que hemos avanzado mucho, pero faltan algunas instancias”, aseguró. 

Y según confirmaron fuentes a fuentes de Energía Estratégica, sería una medida similar a la Res. N° 551/2021 (MATER) o la Res. N° 742/2021 (RenovAr), que fueron publicadas el 15 de junio y el 30 de julio de este año, respectivamente. 

Es decir que dicha resolución plantearía penalidades más flexibles de manera de facilitar la salida de las empresas que no quieren continuar con la construcción de los parques. Y así lo adelantó este portal de noticias a fines de agosto tras acceder a uno de los tantos borradores que circulan:

https://www.energiaestrategica.com/el-gobierno-prepara-una-resolucion-para-contratos-complicados-de-energias-renovables/

De todos modos, Martínez manifestó que el foco está puesto en “hacer inversiones en líneas, transporte, distribución y generación”, dado que hoy en día se encuentran saturadas y no hay capacidad para nuevos proyectos.

Incluso cuestionó a la gestión de Mauricio Macri por no realizar infraestructura durante su gobierno, por lo que señaló que eso es “un objetivo importante” para la Secretaría de Energía actual.  

Y si bien no puso fecha ni datos concretos sobre nuevas obras o licitaciones para llevar a cabo las líneas correspondientes, sí sostuvo que “si se quiere desarrollar más renovables e ir en un camino de la electromovilidad, se necesitarán más redes, y ello debemos planificarlo y estamos buscando las mejores fuentes de financiamiento para hacerlo”.

“Nuestro objetivo es llegar a ser un actor muy importante en el mercado colombiano hacia los próximos 3 a 5 años”, destacó Farid Mohamadi, Jefe de Ventas para Colombia, Centro América y el Caribe de Enercon.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo a fines de octubre pasado en Bogotá, el ejecutivo confió que se proyectan llegar al 2025 habiendo instalado aerogeneradores por 600 MW.

Consultado sobre el territorio de La Guajira, sin dudas uno de los que posee mejores niveles de radiación solar y recurso eólico del mundo, Mohamadi resaltó las oportunidades, pero también remarcó grandes desafíos, como puede ser el acuerdo con los dueños de las tierras a través de los procesos de consultas previas.

“En general la región presenta características muy interesantes para la inversión en el desarrollo de proyectos eólicos. Sin embargo, tenemos retos como (la adaptación de) los puertos y las carreteras, que necesitamos superar junto con todos los actores que están presentes en la región: desarrolladores, fabricantes pero también el Gobierno, las autoridades locales, que brinden soluciones para no demorar potenciales desarrollos”, analizó el directivo de Enercon.

¿Fabricación local de torres?

Por otra parte, cabe destacar que, hace algunos años, la empresa empezó a evaluar el montaje de una fábrica de torres de concreto en el norte colombiano. Sin embargo, Mohamadi indicó que es un proyecto que aún se encuentra en análisis.

Destacó que la producción en sitio generaría ahorros de transporte – “lo que hace que nuestra oferta sea más competitiva”, sopesó-, además de reducciones en la huella de carbono tras evitar movimientos logísticos importantes y de la generación de empleo local, lo que permitirá un mayor acercamiento con las comunidades.

“Pero los retos existen”, advirtió, y argumentó: “Tendríamos que justificar un volumen suficientemente importante para que la empresa invierta en maquinaria que es costosa, y eso es lo que nos limita un poco”.

La Comisión de Agropecuarios de la Asamblea Legislativa dictaminó de manera unánime el proyecto de «Ley para la Promoción e Implementación de una Economía de Hidrógeno Verde en Costa Rica».

El documento ingresado por el diputado Erwen Masís Castro bajo el número de expediente 22392 propone fomentar el desarrollo de una economía nacional de hidrógeno verde, así como establecer los lineamientos de promoción, técnicos, operativos y de seguridad para esta actividad.

De acuerdo con el texto que está bajo tratamiento, la iniciativa será aplicable a toda persona física o jurídica que dentro del territorio costarricense incursione en actividades relacionadas a cualquier etapa de la cadena de valor del H2 Verde.

Siguiendo con lo declarado en su artículo dos, es preciso destacar que se autorizará “la constitución de asociaciones público-privadas y público-público” para el desarrollo de la nueva economía que aspira a fomentar.

Su implementación despierta mucha ilusión en el sector de las energías renovables ya que de aprobarse la ley, generadoras de tecnologías tales como la solar fotovoltaica y la eólica encontrarán nuevas oportunidades de negocios.

En lo que respecta a la generación eléctrica, el proyecto sienta las bases para que su producción y comercialización destinada a h2: “Se autoriza a todos los prestadores de servicio público en etapa de generación para que puedan destinar total o parcialmente la electricidad generada a la producción y comercialización de hidrógeno verde”.

Además, en lo que respecta a incentivos, el documento detalla que estos tendrán una duración de 15 años a partir de la entrada en vigencia de la ley e involucran a exoneraciones de impuestos, gravámenes, tasas o contribuciones, así como facilidades migratorias para personas extranjeras que inviertan en h2 verde y créditos específicos con plazos, tasas de interés, garantías y trámites especiales (ver detalle).

En exclusiva para Energía Estratégica, William Villalobos, CEO Core Regulatorio, quien fue uno de los brazos técnicos en esta propuesta de Ley, compartió buenos augurios en la antesala de su debate legislativo.

“Costa Rica goza de una robusta matriz verde reconocida a nivel mundial que, combinada con nuestra posición geográfica y nuestra estabilidad jurídica, nos sitúa con condiciones muy favorables para dar seguridad a la atracción de inversiones y jugar un papel en las exportaciones de H2 verde”, introdujo.

Y aseguró que además de todo lo antes mencionado, “contempla un proceso de certificación de la calidad y denominación de origen del H2 verde que se produzca en el país -con lo cual, se descartará cualquier otro tipo de fuente que no sea renovable-”.

¿Cuáles son los próximos pasos? Según el art 137 del reglamento de la Asamblea Legislativa, el proyecto ahora pasará al plenario y deberá superar allí dos días de mociones. Concluida esa etapa, entraría a discutirse en 1er y 2do debate para su promulgación final.

De acuerdo con Villalobos, todo indica que pronto llegará a buen puerto y luego corresponderá al  Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) -como órgano rector- impulsar la Hoja de Ruta del H2 Verde para Costa Rica.

“Hay un clima muy positivo de las distintas fracciones en torno a esta relevante iniciativa país”, confió Villalobos.

Y es que desde la perspectiva del referente de Core Regulatorio, firma especializada en regulación económica, este es un proyecto que Costa Rica impulsa en la dirección correcta.

Un nuevo hito se suma a la Estrategia Nacional de Hidrógeno verde, y es que ayer, desde Punta Arenas, el Ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, anunció un nuevo proyecto de hidrógeno verde a gran escala en la región y que será el más grande de Chile. Se trata de «H2 Magallanes», de la empresa Total Eren.

El ministro destacó la iniciativa y señaló que “Magallanes está lejos de los mercados, pero en el centro de la solución contra el cambio climático y hoy se consolida como un polo de desarrollo de hidrógeno verde. Estamos viendo, a través de acciones concretas, cómo nuestra Estrategia se transforma en realidad, y poco a poco, comenzaremos a ver cómo va cambiando la matriz productiva de la región y de Chile completo”.

Además, Jobet enfatizó en la importancia del desarrollo del hidrógeno verde para la región más austral del país: “Magallanes, gracias a sus vientos y al potencial eólico, ya cuenta con 4 proyectos de hidrógeno verde, lo que significa inversiones superiores a los 15.000 millones de dólares, más de 10.000 MW en electrolizadores, capacidad de generar electricidad superior a los 13.000 MW, y una producción de más de un millón de toneladas de hidrógeno verde al año al 2027”.

Esto, luego de que este año se comenzara la construcción de la primera fase del proyecto de HIF, se anunciara el proyecto de Austria Energy y se avance en el desarrollo de un proyecto impulsado por actores locales con presencia en la región.

Proyecto H2 Magallanes

El Proyecto H2 Magallanes, de la empresa internacional Total Eren y ubicado en la comuna de San Gregorio, contará con hasta 10 GW de capacidad instalada eólica, junto con hasta 8 GW de capacidad de electrólisis, una planta desalinizadora, una planta de amoníaco (NH3) e instalaciones portuarias para transportar el amoníaco verde a los mercados nacionales e internacionales. Se prevé que la construcción del proyecto comience en 2025 para iniciar la producción de hidrógeno en 2027.

El Proyecto se inscribe en la ambición de Chile de figurar entre los líderes de la producción de hidrógeno verde por electrólisis, con un objetivo de 25 GW para el 2030.

En el marco del proyecto, Total Eren firmó el 10 de noviembre de 2021 un acuerdo de colaboración con la Universidad de Magallanes, una reconocida institución pública con gran experiencia en los campos de la ingeniería, medio ambiente y estudios sociales.

Esta asociación público-privada se centrará en 3 pilares principales: estudios ambientales y sociales, educación y I+D. En particular, Total Eren y la Universidad de Magallanes colaborarán en la preparación del estudio de impacto ambiental y en la elaboración del Plan de Participación Ciudadana del Proyecto de acuerdo con las mejores prácticas definidas por la Guía de Estándares de Participación del Ministerio de Energía de Chile.

Una línea fundamental del Plan de Acción que contempla la Estrategia de Hidrógeno Verde, es la formación de capacidades e innovación. Ello se traduce en conectar a los distintos actores, entre ellos la academia y los centros de formación, para identificar brechas y formar las capacidades nacionales requeridas por la industria.

“Queremos fomentar las actividades de educación, investigación, desarrollo e innovación asociadas al hidrógeno verde, con especial énfasis en aquellas aplicaciones de interés nacional, que nos permita convertir a Chile no sólo en un país productor y exportador de Hidrógeno Verde, sino que también ser un referente mundial en la formación de técnicos especialistas en esta materia” finalizó el Ministro.

Magallanes como Polo de Desarrollo de hidrógeno verde

En febrero de este año, el Ministerio de Energía publicó un estudio en donde se concluía que la Región de Magallanes podría llegar a producir el 13% de hidrógeno verde del mundo con energía eólica.

La Estrategia Nacional de hidrógeno verde de Chile tiene 3 objetivos principales: Contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025, producir el hidrógeno verde más barato del planeta para 2030 y estar entre los 3 principales exportadores para 2040.

Finalmente, se espera que para el 2022 la primera parte del proyecto de HIF comience a operar y que su segunda fase lo haga en 2024. Por su parte, tanto el proyecto de AustriaEnergy como el proyecto desarrollado localmente comenzarían sus operaciones en 2026 y el de Total Eren en 2027.

Representantes y delegaciones de los Países Miembros de la Organización Latinoamericana de Energia (Olade) en la LI Reunión de Ministros, que se efectuó en modalidad virtual, el miércoles 24 de noviembre de 2021 en el marco de la VI Semana de la Energía, trataron como temas centrales: las agendas para la descarbonización del sector energético, facilitar estrategias para el desarrollo del hidrógeno como vector energético y reconocer al gas como combustible de transición en algunos países de la región, si se garantiza su desarrollo de manera sustentable.

La apertura de la sesión inaugural contó con la presencia del ministro de Energía e Industrias Energéticas de la República de Trinidad y Tobago, Stuart Young; del presidente entrante de la LI Reunión de Ministros de OLADE, el ministro de Industria, Energía y Minería de la República Oriental del Uruguay, Omar Paganini; y el secretario ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco.

El ministro de Energía e Industrias Energéticas de la República de Trinidad y Tobago, Stuart Young, mencionó que ̈los Países Miembros continúan 100% comprometidos a la cooperación para la seguridad energética y sostenible de la región.

En la experiencia de Trinidad y Tobago al asumir la presidencia de Olade ha sido muy fructífera y positiva, incluso en esta pandemia tan complicada ̈.

̈Durante nuestro trabajo Trinidad y Tobago está orgullosa de reivindicar su compromiso como miembro de Olade y sigue teniendo el mayor honor de participar de este organismo ̈.

Como parte del orden del día, de la Reunión de Ministros, el ministro de Trinidad y Tobago, Stuart Young, entregó la Presidencia de la reunión al Ministro de Industria, Energía y Minería de la República Oriental del Uruguay, Omar Paganini.

Por su parte el ministro Paganini, agradeció al ministro de la República de Trinidad y Tobago, Stuart Young ̈por el trabajo realizado durante su Presidencia para fomentar la agenda de Olade y su futuro apoyo en la siguiente etapa ̈.

̈Nuestro país ha experimentado en la última década una verdadera revolución energética con una participación en promedio de los último 4 años hasta el 2020 del 97% de las energías renovables en la generación de electricidad, incluyendo la hidráulica, eólica, biomasa y solar», informó.

En este sentido reafirmó su compromiso con la descarbonización y la integración energética regional y mencionó la necesidad de transitar hacia la movilidad eléctrica y el hidrógeno verde.

El Secretario Ejecutivo de Olade en su discurso rindió homenaje al ministro de Energía e Industrias Energéticas de la República de Trinidad y Tobago del periodo 2020, Franklin Khan, quien fue presidente de la reunión de Ministros de Olade durante el comienzo 2021, y reiteró las condolencias al país por su sensible fallecimiento.

Dio la bienvenida al presidente entrante de la LI Reunión de Ministros, ministro Paganini y a la Vicepresidencia a cargo de Argentina a la cabeza del Secretario de Energía Norman Darío Martínez, por integrar el Órgano de Gobernanza del Organismo y expresó el total compromiso de esta secretaría ejecutiva en continuar trabajando en el fortalecimiento de las plataformas de diálogo de integración regional y responder a las necesidades y visón del nuevo órgano directivo.

Declaración Ministerial

Por unanimidad los representantes de 21 Países Miembros de Olade aprobaron una nueva propuesta de Declaración Ministerial, que ratifica el compromiso de acelerar las transiciones energéticas hacia sistemas más limpios y bajos en carbono.

Entre los puntos prioritarios del acuerdo, se destaca asumir que cada país tendrá un sendero propio para la descarbonización de sus sistemas energéticos, pero que entre las tecnologías dinamizadoras de la transición se encuentran las renovables, y reconociendo la posibilidad de que algunos países puedan optar por desarrollos sostenibles de gas natural, y, en otros casos, alternativas de captura y almacenamiento de carbono (ver Declaración Ministerial).

Entre los puntos acordados los Ministros declararon como prioridad incrementar los esfuerzos para permitir el acceso a mecanismos de financiamiento eficientes, destinados a la incorporación de tecnologías limpias, con especial consideración en mejorar las condiciones de los países con marcos macroeconómicos inestables y de menor desarrollo relativo con el fin de reducir brechas de acceso al financiamiento en nuestra región.

Conferencias Magistrales

La sesión inaugural de la LI Reunión de Ministros de Olade contó con las ponencias magistrales de: la secretaria ejecutiva de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), Patricia Espinosa quien resaltó que ̈el sector energético tendrá un papel preponderarte en esta transformación y no es una exageración decir que la energía se encuentra en el centro de la emergencia del cambio climático y debe encontrarse en el centro de su solución ̈.

Además, enfatizó que, si se pretende cumplir con los objetivos del acuerdo de París, las naciones deben comprometerse a una transformación profunda y duradera sobre ̈cómo poder crear utilizar y distribuir la energía, a través de un camino de la descarbonización ̈.

Air-e, compañía de distribución de la costa Atlántica, publicó recientemente los términos y condiciones definitivos de la subasta de renovables a largo plazo que está desarrollando. Los nuevos cambios, aseguran desde la empresa, se realizaron para hacerla más atractiva a los ojos del sector privado.

Bayron Triana, Gerente Desarrollo y Mercado Mayorista de Energía de Air-e, cuenta a Energía Estratégica que ya son 35 las empresas que hasta el momento se han registrado para participar de la convocatoria, que adjudicara proyectos por entre 300 a 500 MW.

El directivo confía que el mayor interés lo encontraron en extranjeras que buscan entrar al país, cuyo pipeline aproximado (en conjunto) supera los 5.000 MW en proyectos solares y eólicos.

Las condiciones definitivas

De acuerdo a lo precisado por Air-e, el nuevo cronograma (definitivo) ahora da una mayor flexibilidad para la preparación de ofertas, pedido que vino desde las empresas.

En efecto, los documentos de precalificación se deberán enviar el 28 de diciembre y las ofertas el 22 de enero del 2022. Los oferentes y Air-e tendrán la posibilidad de definir la participación de este último en los proyectos durante el mes de febrero.

Desde la operadora de red de los departamentos de La Guajira, Magdalena y Atlántico, reiteran que están muy interesados en contar con participación en los proyectos.

“Luego de analizar los comentarios enviados por los potenciales interesados se definieron varias modificaciones relevantes, entre ellas, la fecha de puesta en operación esperada para los proyectos que deseen participar, pasó de enero de 2023 a enero de 2024”, precisa Triana.

Y confía: “Con este cambio se permite que los desarrolladores puedan tener un mejor manejo de los riesgos, más tiempo para terminar el desarrollo y unas condiciones más favorables que las actuales para el suministro de los equipos”.

Así mismo se agregó un incentivo a la entrada de los proyectos, pues existe la posibilidad de extender la vigencia del contrato más allá de los 15 años iniciales: dependiendo de la entrada anticipada de los proyectos se abre la posibilidad de extender el periodo por 20 años.

Otro aspecto clave que se ajustó para estos pliegos definitivos tiene que ver con el esquema de garantías, ahora Air-e entregará durante el periodo previo a la fecha de puesta en operación (FPO) una póliza que respalda su compromiso con los proyectos adjudicados, y posteriormente los participantes pueden elegir como mecanismo de cubrimiento entre una garantía bancaria y/o esquema fiduciario como respaldo de pago durante la operación del proyecto.

Con todos estos aspectos ajustados Air-e presentó las condiciones definitivas para esta primera subasta y está muy optimista por todos los proyectos que pueden lograr viabilidad con este proceso y aportar su energía en este camino de la transición energética.

YPF organizó una recorrida por uno de sus proyectos renovables en el país, precisamente del Parque Eólico Los Teros, el cual posee una capacidad de 175 MW y se ubica en el partido de Azul, provincia de Buenos Aires.

Allí, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y confirmó cuáles son los próximos planes de la compañía, que sigue trabajando en otros emprendimientos de esta índole. 

“El desafío es poner en marcha el parque Cañadón León (122 MW), ya energizamos la subestación y todas las líneas hasta los aerogeneradores. Estimamos que en los próximos días, antes de fin de año”, aseguró.

Una vez ello, la compañía ya contará con aproximadamente 400 MW renovables operativos en Argentina, por el momento todos eólicos, pero también con la mirada puesta en concretar las centrales solares que recientemente se presentaron al Mercado a Término (MATER).

Puntualmente el P.S. El Zonda I (primero fotovoltaico de YPF) fue adjudicado con prioridad de despacho en el corredor Centro – Cuyo – NOA tanto en la segunda como en la tercera convocatoria del 2021, donde en total se le asignaron 53 MW de sus 100 MW de potencia.

Sobre este proyecto, Mandarano comentó que “la empresa tiene para empezar la construcción antes de fin de año o principios del siguiente”, y que en función de la capacidad de transporte disponible, podría expandirse hasta “más de 300 MW”.

Cabe recordar que tras la última adjudicación del Mercado a Término, y según el informe de la convocatoria publicado por CAMMESA, para la región Centro – Cuyo – NOA quedan sólo 43 MW vacantes. En tanto que para la exportación en Comahue – Patagonia – Buenos Aires no queda ningún megavatio disponible ya que en este llamado se otorgó toda la potencia restante.

Y justamente esa falta de capacidad es la que frenó que otra planta renovable de YPF fuera asignada en el reciente llamado de CAMMESA, ya que el Parque Eólico Los Aromos (168 MW) no avanzó en el proceso.

Por lo que desde la empresa no descartan volver a presentarse a futuro, así como expansiones para las centrales eólicas Manantiales Behr (99 MW) y Cañadón León, aunque dependerá de la potencia disponible para su transporte, a lo que Mandarano catalogó como una “limitante”.

La Ley No. 57-07 sobre Incentivo al Desarrollo de Fuentes Renovables de Energía y de sus Regímenes Especiales ha impulsado el desarrollo de diversos emprendimientos en República Dominicana.

En el inicio de este año 2021, la Comisión Nacional de Energía (CNE) reportó 30 proyectos renovables con concesión definitiva que superaban los 1000 MW. Hoy esta cifra asciende a 34, de los cuales 15 corresponden a parques solares por un total de 615,16 MW. 

Aquel dato no es menor. La tecnología solar ha ganado terreno también entre las concesiones definitivas en trámite. De un total de 28, cerca de la mitad (13) son fotovoltaicas. 

En tanto que, entre los 44 proyectos en status de concesión provisional la mayoría son de esta tecnología: 33 solar, 5 térmicas, 4 eólica y 2 de biogás. Y la situación se repite entre las concesiones provisionales en trámite: 21 mayoritariamente renovables, y de allí, 11 son solares.

Esto lleva a que entre concesiones definitivas y provisionales otorgadas o en trámite, estén registrados ante la CNE más de 70 emprendimientos fotovoltaicos hasta la fecha. 

Energía Estratégica repasa uno a uno de qué proyectos fotovoltaicos se trata: 

Concesiones definitivas otorgadas

Parque Solar Maranatha 10 MW
Parque Solar Girasol 100 MW
Parque Santanasol 50 MW
Parque Solar Bayahonda (BAYASOL) 50 MW
Parque Solar Fotovoltaico de 7.2 MW
Parque Solar Canoa 25 MW
Parque Generación Electro-Solar 40 MW
Parque Solar Natural World Energy, Villarpando 100 MW
Planta Solar Fotovoltaico AIC I  3 MW
Parque Fotovoltaico Mata de Palma 50 MW
Planta Solar Fotovoltaica Montecristi 57.96 MW
Proyecto Monte Plata Solar 30 MW
Parque Solar El Soco 25 MW
Parque Solar Fotovoltaico Los Negros 17 MW
Proyecto Fotovoltaico La Victoria 50 MW

Concesiones definitivas en trámite 

Parque Fotovoltaico 58.162 MWp Calabaza Fase I  25 MW
Parque Solar Fotovoltaico Maria 50 MW
Proyecto Solar Fotovoltaico Monte Plata Solar Fase II 60 MW
Proyecto Energy Solar del Este Cabreto I, S.A.S. 55.4 MW
Planta Solar Noroeste 136.8 MW
Planta Solar Martí
Central Solar Fotovoltaica Montecristi Fase II
Proyecto Solar Fotovoltaico Montelux
Parque Solar Fotovoltaico Maranatha
Proyecto Fotovoltaico Green Power Zwolf
Parque Solar Lucila
Parque Solar Fotovoltaico Guerra I
Proyecto Fotovoltaico Parque Frontera

Concesiones provisionales otorgadas 

Coastal Solar
Parque Solar Sajoma
Parque Solar Zonaxol
Solsticio
Parque Solar Esperanza
Planta Solar Fotovoltaica de 72 MW Santiago – Los Naranjos.
Planta Solar Fotovoltaica Cumayasa 1
Planta Solar Fotovoltaica Cumayasa 2
Mata de Palma Washington Solar Park ll
Washington Capital Solar Park 3
Parque Solar Samaná
Central Fotovoltaica hasta 50.004 MWp
Central Fotovoltaica Los Montones
Parque Fotovoltaico Jambolán Solar
Parque Solar Bayaguana
Parque Fotovoltaico Cotoperi III
Parque Fotovoltaico Cotoperi II
Parque Fotovoltaico Cotoperi I
Parque Solar Fotovoltaico El Guincho Solar
Parque Generación Solar Canoa Fase II
Parque Solar Girasol Fase II
Parque Solar Pedro Corto
Los Jovillos Solar
Sabana Yegua Solar
Las Barias Solar
Sunfarming Food & Energy
Parque Fotovoltaico IDDI FOTOVOLTAICO S.R.L.
Planta Solar FV UTESA 60MW
DRG DARGY I y II
Proyecto Energy Solar del Este Cabreto I, S.A.S.
Peravia Solar I
Proyecto Peravia Solar II
Montecristi Solar Domita

Concesiones provicionales en trámite 

SOLAR PHOTO CELLS – PROYECTO PLANTA FOTOVOLTAICA DE 25 MW AZUA 2
SOLAR PHOTO CAP – PROYECTO PLANTA FOTOVOLTAICA DE 25MW AZUA 1
DRG ENERGY S.R.L. – PARQUE SOLAR DARGY III
DRG ENERGY S.R.L. – PARQUE SOLAR DARGY IV
LS ENERGIA DOMINICANA S.R.L. – PARQUE SOLAR LS BOCA CHICA
IE DR PROJECT I, S.R.L. – PERAVIA SOLAR II
AES DOMINICANA RENEWABLE ENERGY, S.R.L. – PARQUE SOLAR MIRASOL
AES RENEWABLE POWER GROUP S.R.L. – PLANTA SOLAR NOROESTE
COASTAL PETROLEUM DOMINICANA, S.A. – COASTAL SOLAR
LCV ECOENER SOLARES DOMINICANA S.R.L. – PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA PAYITA
EMPRESA GENERADORA DE ELECTRICIDAD DE HAINA S.A. (EGE-HAINA) – PARQUE SOLAR TORNASOL

Hydrogène de France (HDF) y sus socios, el fondo de infraestructura Meridiam y SARA (sociedad anónima de la refinería de las Antillas, Grupo Rubis) lanzan la construcción de la Central Eléctrica del Oeste Guyanés (CEOG).

CEOG es actualmente la primera central eléctrica multi-megavatios de hidrógeno del mundo, así como el mayor proyecto de almacenamiento de energías renovables intermitentes mediante hidrógeno verde del mundo (128 MWh de energía almacenada).

Damien Havard, Presidente-Director General de Hydrogène de France, declara “CEOG es la primera central Renewstable® del mundo, y demuestra que la solución de HDF responde a un mercado extremadamente amplio, el de la producción de electricidad para las redes actualmente alimentadas por motores fósiles»

Y explica que «al producir una energía renovable no intermitente, CEOG – que ya se está replicando por todo el mundo- anticipa la siguiente etapa de las energías renovables. Agradecemos a Meridiam y SARA (Groupo Rubis) por haber aportado un importante valor al desarrollo de CEOG, que nos permite hoy lanzar un nuevo modelo de producción de electricidad”.

La central Renewstable®, nuevo tipo de central eléctrica inventada y desarrollada por HDF, producirá electricidad 100% renovable, estable y flexible para suministrarla durante todo el año, tanto de día como de noche, al equivalente de diez mil hogares a un costo inferior al de las centrales de diésel del territorio, sin producir emisiones de gas de efecto invernadero, de partículas finas, de ruido o de humo.

La tecnología Renewstable® permite producir localmente una electricidad que se consume localmente, sin
los inconvenientes asociados a la logística de suministro de combustible.

CEOG representa una inversión de 150 millones de dólares y se compone de un parque fotovoltaico, de un almacenamiento de energía de largo plazo y masivo en forma de hidrógeno verde y de baterías (almacenamiento de corto plazo).

Es la primera vez que un proyecto de energía renovable entrega energía a la red mediante un contrato de  compraventa de energía de tipo capacitario, normalmente utilizado para las centrales térmicas.

Esta característica propia de las centrales Renewstable® es primordial para los operadores de redes eléctricas aisladas o para reducir la congestión de la red.

Es una garantía de la estabilidad de la electricidad producida, crucial para la inyección masiva de energías limpias en la red.

CEOG está en proceso de replicarse en más de 20 países, en particular en México, Chile, en el Caribe, en Sudáfrica, Indonesia, o en Australia.

Los proyectos en fase más avanzada representan una inversión de 1 500 millones de US$. Esta alternativa competitiva con las centrales de diésel está orientada a un mercado de tamaño considerable.

HDF ha identificado una línea comercial de 3 000 millones de euros.

Para acelerar el desarrollo de proyectos en América Latina, HDF ha establecido la filial HDF Latam en México y está actualmente en proceso de reclutamiento en varios países del continente.

Cristina Martín, Directora América Latina declara “las centrales que producen energía renovable, de manera local y estable presentan una gran oportunidad para la región. CEOG es la prueba de que la tecnología Renewstable® se trata de un modelo competitivo y financiable para remplazar a las fuentes fósiles. Confiamos en que nuestras centrales contribuirán a la descarbonización de la red eléctrica de la región.”