Informacion

Electrotex Del Caribe S.A. amplia su participación en el mercado dominicano con una fuerte apuesta a las energías renovables no convencionales.

En la primera mitad del año, comunicamos que esta empresa avanzaba con la ampliación de 50 MW de un proyecto propio pero además cerraba contratos con el Grupo Energía Renovable BAS y Washington Capital para el desarrollo e ingeniería de las plantas fotovoltaicas Mata de Palma Washington Solar Park II (50MW) y Washington Solar Park 3 (50MW), proyectos con concesión definitiva y PPA ya notificado.

Según pudo saber Energía Estratégica, a aquel hito se sumaron nuevos proyectos que se localizarán en las provincias de San Cristóbal y San Pedro de Macorís.

“Estamos comprometidos con 150 MW más en tres proyectos solares fotovoltaicos. Si los sumamos a los 150 MW que logramos anteriormente y la posibilidad de cerrar un nuevo contrato en este mes, nuestra compañía podrá cerrar el 2021 con más de 350 MW”, reveló a este medio Rafael Zapata, CEO de Electrotex del Caribe.

Si bien la empresa también tiene participación en el desarrollo de energía convencional dentro de la isla, ha confiado en aumentar su participación en el mercado con energías renovables por el efecto multiplicador que estarían provocando las declaraciones de autoridades a favor de alternativas sostenibles para el país.

“Hay un compromiso real por parte del Gobierno para el desarrollo de la solar fotovoltaica, la eólica y otras renovables”, aseguró Zapata.

De allí, el empresario señaló que de estas destaca la fotovoltaica porque “hasta la zona con menor recurso solar llega hasta un 15% por encima de países como España”. Y esto lo habría motivado a optar por un grueso de proyectos con esta tecnología.

Ahora bien, también indicó que habrían horizontes de negocios con otras alternativas de generación no tan populares. En tal sentido, la empresa ya está explorando un próximo proyecto de Waste to Energy para complementar su portafolio con este tipo de energía firme y renovable.

“Asumimos el desafío de seguir apostando por las energías renovables y personalmente lo hago con mucha ilusión ante este cambio de paradigma en el Gobierno. Habíamos llegado a un cuello de botella en los desarrollos pero esta gestión ha decidido incentivar y promover más energías renovables”, concluyó.

Los siete proyectos renovables finalmente cumplieron con el pago trimestral estipulado en la Res. 551/2021 y definitivamente fueron asignados con prioridad de despacho en la tercera convocatoria del 2021 del Mercado a Término, llevada a cabo por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. 

Gracias a esto, los dos parques solares (108 MW de potencia entre ambos) y los cinco eólicos (257 MW) 365 MW en el MATER y, por ende, la potencia total asignada en el MATER asciende a 1256,2 MW, de los cuales 811,3 MW ya están habilitados. 

Sorpresa en el MATER: Se asignaron siete proyectos renovables por 365 MW

De dicho modo, también se iguala la segunda mayor cantidad de proyectos renovables que fueron adjudicados en una ronda del Mercado a Término, empatando con lo ocurrido en el segundo trimestre del 2018 y sólo superado por lo hecho en el primer trimestre de dicho año. 

Aunque cabe aclarar que durante varios llamados no hubo asignaciones. Precisamente durante el último llamado de 2018 y el primero de 2021 (sin incluir éste), sólo el Parque Solar Chamical II de 8 MW de potencia fue concedido con prioridad de despacho en el segundo llamado del 2020.

Además, CAMMESA ya dispuso las fechas del cuatro trimestre del 2021. Y en este caso, los titulares de los emprendimientos podrán solicitar prioridad de despacho hasta el 31 de diciembre. Mientras que el 7 de enero 2022 se informarán aquellos proyectos que requieran realizar un desempate por capacidad de transporte insuficiente, en caso de ser necesario. 

El 25 de dicho mes se hará el acto de presentación de información requerida para desempate. Y finalmente la asignación de prioridad de despacho de esa convocatoria se llevará a cabo el 28 de enero – si es que existen proyectos solicitantes en esta convocatoria – y los titulares podrán abonar el pago trimestral hasta el jueves 17 de febrero del 2022.

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.

Durante la COP26, la iniciativa de la eliminación del carbón en las matrices energéticas parecía que iba a acordarse por todos los países miembro de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático.

Sin embargo, a último momento fue reemplazada por la propuesta de «reducción progresiva» del carbón que finalmente se aceptó como parte del Pacto Climático de Glasgow.

Así también ocurrió con la eliminación de los subsidios a los combustibles fósiles que se terminó sustituyendo por subsidios «ineficientes» a los combustibles fósiles.

A partir de allí, un gran interrogante que sigue resonando es cómo impactará a los objetivos de mitigación y adaptación esos cambios en la ambición climática. ¿Fue un retroceso?

Energía Estratégica dialogó al respecto con Nanik Singh Castillero, presidente de Potencia Verde, quien analizó cómo usar los términos incorrectos ya están costando caro al planeta.

Desde su opinión, ¿América Latina y el Caribe supo alinearse a los acuerdos alcanzados en la COP26?

No aún. Necesitamos que las declaraciones y metas que se propongan los países tengan medidas claras y concisas de implementarse en cada uno de los mercados. En el sector, estas medidas deberían ir todas en la dirección a lograr una transformación energética incorporando más energías renovables.

Algunos países de la región ya han anunciado su fin al carbón y lo vemos materializado en el cierre o transformación de centrales de estas tecnologías. Pero qué hay con el resto y porqué no vemos lo mismo frente al petróleo y el gas.

Tras la COP26, la iniciativa RELAC -donde están representados 15 países de América Latina y el Caribe- publicó una Resolución Ministerial con prioridades clave para el sector energético y donde acordaron fomentar la participación de las energías renovables, ¿qué análisis realiza?

El listado de compromisos que plasmaron los ministros de energía de la región tienen componentes positivos, pero lamentablemente aún son declaraciones que están ligadas solo a buenas intenciones pero no a compromisos claros de cada uno de los gobiernos.

Allí, se propone al gas como combustible de transición pero con la salvedad de que este garantice su desarrollo de manera sustentable, ¿qué opinión le merece?

Desde mi opinión el término ya es errado. No deberíamos hablar de transición o transiciones sino de transformación del sector energético. La región tiene unos recursos renovables envidiables que no deberían ser relegados para seguir haciendo uso de combustibles fósiles caros y contaminantes.

América Latina y el Caribe no debe sumarse al delirio del gas natural porque sería condicionarse a la variabilidad de los costos de estos combustibles y contaminar cuando hoy existen soluciones sostenibles desde el punto de vista económico, social y ambiental como las energías eólica y solar.

¿Sería preciso entonces ver medidas concretas como subastas donde las energías renovables demuestren su competitividad?

Hay varios países que tienen la certeza de cuál será el escenario de aumento de demanda y en base a este planificar licitaciones. La clave para su éxito será que estas sean diseñadas acorde al contexto actual.

Por ejemplo, Panamá tuvo una convocatoria de corto plazo recientemente, pero para mi fue fallida porque se contrató solo el 30% del requerimiento. Si me preguntas los motivos, creo que fue así porque no contó con un esquema actualizado de licitaciones en base a las posibilidades que existen en el mercado.

Sumado al 70% que quedaría pendiente, Panamá se verá complicado porque la planta a gas que debiera entrar prontamente, se presume como atrasada nuevamente porque pidieron una extensión del plazo de inicio de operación comercial. Con lo cual, sí o sí se deberá convocar a una nueva licitación haciendo el doble de esfuerzo.

Aún no se aterrizan las ideas en medidas políticas como licitaciones que permitan incorporar más renovables por períodos más largos y no a tiros cortos como se está haciendo en Panamá.

En tal sentido, ¿las rutas de hidrógeno que empiezan a trazarse en distintos mercados de la región están siendo diseñadas para impulsar combustibles sostenibles con renovables o también con gas?

Veo cómo varias empresas fósiles están aprovechando la coyuntura del hidrógeno e incluso lo intentan enmascarar como hidrógeno verde para al final impulsar proyectos que puedan terminar como hidrógeno azul y perpetuar su participación en el mercado.

No hay que equivocarse. Los países de América Latina y el Caribe somos pequeños frente al mundo, pero tenemos un gran poder para poder cambiar las cosas. En la medida en que nosotros sigamos permitiendo que estas empresas fósiles -que ya fueron desplazadas de otros mercados- sigan penetrando en nuestro mix energético, estamos retrasando la transformación mundial hacia energías renovables.

El proyecto Generación SOLE ha identificado un potencial de inversión de más de US$ 2.000 millones en Panamá a través de la instalación de 137.800 sistemas de generación solar distribuida (GSD) en los segmentos residencial, comercial e industrial.

Aquello ha servido de apoyo a la Secretaría Nacional de Energía (SNE) para establecer un ambicioso objetivo para 2030 de instalación de sistemas de GSD de hasta 1.700 MW, equivalentes a un tercio de la matriz eléctrica nacional.

Su aporte no será menor. Es preciso remarcar que la GSD es considera una de las soluciones más efectivas para lograr la neutralidad de carbono en el sector energético, y conlleva numerosos beneficios que acompañan la recuperación sostenible pos-COVID19: reduce emisiones contaminantes, genera un importante ahorro a los usuarios-generadores, fomenta la inversión privada y proporciona nuevos puestos de trabajo directos e indirectos.

Para compartir mayores precisiones al respecto, ayer se presentaron las principales conclusiones del informe que dio con aquellas cifras.

No se pierda aquel lanzamiento. El informe denominado «Financiamiento de sistemas de generación distribuida: Oportunidades para la banca comercial en Panamá», elaborado por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) a través de la iniciativa Generación SOLE, cuenta con aún más datos de interés por conocer.

Para la elaboración del estudio PNUMA contó con la colaboración de la Secretaría Nacional de Energía (SNE), la Asociación Bancaria de Panamá (ABP) y la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), y con el apoyo de la Agencia Española de Cooperación Internacional para el Desarrollo (AECID).

Soltec Power Holdings es una empresa que no sólo fabrica y suministra seguidores solares, sino que, además, a través de sus subsidiarias desarrolla y ejecuta emprendimientos de energía fotovoltaica.

Cuentan con más de 16 GW en proyectos en diferentes partes del mundo y, según Fernando Sánchez, Vicepresidente Comercial para Latinoamérica de Soltec, la mitad de esta potencia se ubica en la región.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo en octubre en Bogotá, el directivo indicó que actualmente tienen 3 GW en construcción en Chile y Brasil, y que en Colombia cuentan con 500 MW entre proyectos en ejecución y ya ejecutados.

Además, destacó que, a lo largo del 2022, celebrarán con distintas empresas la construcción de otros 500 MW, por lo que durante el 2023 habrán ejecutado 1 GW en proyectos solares fotovoltaicos en Colombia.

Cabe destacar que en la última subasta de energías renovables el Gobierno adjudicó 11 proyectos solares fotovoltaicos por casi 800 MW, donde una de las adjudicatarias fue Powertis, subsidiaria del grupo Soltec.

Incentivos

Por otra parte, Sánchez destacó que dentro de esta fuerte expansión hacia las energías renovables que está adoptando Colombia, los incentivos tributarios que el Estado otorga a través de la Ley 1715 son importantes, pero advirtió sobre ciertos retrasos en su aplicación.

“En algunas ocasiones se está demorando prácticamente 6 meses (en otorgarse); muchas veces la mercancía ya ha llegado y no se puede sacar de puertos. Hay una serie de complicaciones que al final deberían de haberse acelerado más todos estos trámites”, indicó el Vicepresidente Comercial para Latinoamérica de Soltec.

Y comparó: “Hay veces que tardas menos en construir los proyectos que en hacer determinados trámites”.

Subasta

Consultado sobre la subasta de energías renovables, para Sánchez ha sido “muy equilibrada y exitosa”.

Argumentó: “Los ganadores son empresas de muy reconocido prestigio. No se ve, como se pueda identificar en otras subastas, perfiles especuladores; o sea, son empresas que ya han demostrado mucho, que apuestan por Latinoamérica y Colombia”.

El Ministerio de Bienes Nacionales lanzó una nueva licitación por la concesión de tres terrenos fiscales en la Región de Antofagasta.

El inmueble de mayor envergadura es Sector Laberinto (ver subasta), ubicado en la comuna de Sierra Gorda, donde se ponen en juego 2.180,68 hectáreas.

El terreno se encuentra ubicado a un costado de la subestación Laberinto. “Cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”, destacan desde el Gobierno.

Por otra parte, el Ministerio de Bienes Nacionales está subastando el inmueble Sector Quebrada Mititus (ver), que comprende 706, 24 hectáreas en la comuna de Mejillones.

El sitio está ubicado en un sector con “potencial para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos, cercano a redes de transmisión y a 2 km de la subestación Tap Off E. B. Algortna N°2”, precisó la cartera.

Finalmente, se está concesionando el terreno Pampa Moctezuma (ver), una superficie de 188,8 hectáreas que se extiende sobre la comuna de Calama.

El inmueble, ubicado en Pampa Moctezuma, cuenta con “potencial para el desarrollo de un parque eólico. Se encuentra próximo a líneas de transmisión eléctrica”, detallaron desde Bienes Nacionales.

La subasta

Quienes deseen participar de las convocatorias, contarán con un período de consultas desde hasta el viernes 10 de diciembre próximo. Las aclaraciones se llevarán a cabo hasta el jueves 30 de diciembre.

Luego, la recepción de los documentos de garantía y el recibimiento de ofertas tendrá lugar desde el martes 8 de febrero hasta el jueves 10 de febrero del 2022, a las 14.00 horas.

Las adjudicaciones de las concesiones se llevarán a cabo antes del martes 22 de marzo del año entrante.

Más hectáreas en Tarapacá

Cabe recordar que, a principios de noviembre, el Ministerio de Bienes Nacionales lanzó una licitación por la concesión de dos terrenos fiscales, ambos en la comuna de Tamarugal, Provincia de Huara, Región de Tarapacá.

Se trata de dos inmuebles cercanos, uno denominado Zapiga Sur (ver), de 25 hectáreas de superficie, y el otro Zapiga Poniente (ver), de 24,93 hectáreas.

Los terrenos se encuentran cercanos al cruce de la Ruta A-40 con la Ruta 5, a 2 km al noroeste de la subestación Dolores, a un costado del área concesionada para electrificación del pueblo de Pisagua, próximo a líneas de distribución.

Según informó el Ministerio de Bienes Nacionales, los sitios cuentan con “potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica”.

Los interesados tendrán tiempo de realizar consultas hasta el próximo miércoles 24 de noviembre.

La recepción de las ofertas y de los documentos de garantía se llevará a cabo desde el lunes 27 de diciembre hasta el miércoles 29 de diciembre, a las 14.00 horas.

Finalmente, se conocerán los adjudicatarios antes del miércoles 9 de marzo del 2022.

En los próximos días empezarán a ingresar los equipos necesarios para que EDPR pueda continuar el montaje de sus parques eólicos Alpha, de 212 MW, y Beta, de 280 MW.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo el mes pasado en Bogotá, Felipe de Gamboa, Gerente para Colombia de la empresa portuguesa, aseguró que desde principios de octubre las centrales iniciaron construcción.

Pero adelantó que las 90 turbinas Vestas V162, de 5,6 MW cada una, que requerirán los dos proyectos que se están emplazando en La Guajira, empezarán a entrar al país a partir de diciembre de este año, proceso que se extenderá durante todo el primer semestre del 2022.

“Ya tenemos contratada las obras casi en su totalidad: tenemos asignada una compañía que va a hacer el BoP (Balance of Plant), la línea de conexión, las subestaciones, los transformadores”, indicó de Gamboa.

Y adelantó cuándo es que los proyectos ingresarán en operación comercial: “Estamos en ejecución y la meta que tenemos es que las centrales empiecen a funcionar en diciembre del 2022”.

Las máquinas extradimensionadas ingresarán por puerto Brisa, y desde EDPR evalúan que los equipos más pequeños ingresen por otras terminales portuarias.

Nueva subastas

Por otra parte, para el Gerente de EDPR para Colombia el Estado de ese país debería diseñar un calendario de subastas “claramente definido y que trasciendan los cambios de Gobierno”.

De Gamboa indicó que a partir del año que viene habrá un cambio en la Presidencia de ese país y que, por ello, sería oportuno que “quede fijada una política de largo plazo” en subastas de renovables, que otorguen previsibilidad y genere un marco de inversiones más robusto.

Además, el directivo destacó la posibilidad de que los privados también avancen con subastas propias, de manera tal que el sector gane mayor dinamismo y, con ello, mejores precios en la venta de energía.

Alfredo Caprile, Team Leader de Low Carbon Business Action LATAM, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y comentó los planes que están llevando a cabo para la región. 

“El proyecto está activo en cuatro países: Argentina, Brasil, Chile y Colombia. Y a la vez, la Unión Europea tiene otros dos en México y Canadá. La idea es ayudar a compañías latinoamericanas que quieran bajar su huella de carbono y emisiones de gases efecto invernadero, o trabajar en temas relacionados con la economía circular y ponerlos en contacto con PyMES europeas”, explicó. 

Esto quiere decir que se busca promover la descarbonización de las empresas de estos cuatro países de LATAM e incentivar exportaciones de PyMES tecnológicas europeas, con la obligación de generar un acuerdo entre ambas partes. 

Una de esas bases o sectores donde se enfocan a nivel nacional, y donde Caprile ve un “gran potencial”, es en las bioenergías. Y es preciso recordar que el país ya cuenta con 266 MW instalados de esta tecnología a gran escala, en tanto que diversas empresas cada vez ven una oportunidad mayor en dicha fuente renovable. 

En tanto que otro de los sectores donde está puesta la mirada es aquel de los fabricantes de maquinaria agrícola. “Tienen mucha demanda y la idea es acercarles tecnología para que sus máquinas sean más competitivas y tengan más tecnología. Y también tenemos la intención de trabajar con el sector automotriz, pero lo dejamos para el año que viene”, reconoció. 

El especialista aclaró que mayormente se concentran en empresas exportadoras que tengan la capacidad de generar dólares, ya que hoy en día “el gran determinante es el acceso a financiamiento”, y que trabajan con proyectos que tengan como piso una exportación de valor del componente europeo de 200.000 euros. 

“A nivel de los cuatro países tenemos un compromiso de generar alrededor de 180 transacciones. E inicialmente se hablaba de un promedio de 1.000.000 de euros de esa transacción. Y si bien el programa termina en septiembre del 2023, en septiembre del 2022 o fines de ese año debería ser la fecha límite para empezar con las asistencias técnicas”, agregó el Team Líder de LCBA LATAM. 

¿Cómo es el proceso? Si hay interés por parte de la compañía europea y la latinoamericana y se desea avanzar, se genera un documento llamado business opportunity. Posteriormente, se realiza un segundo archivo que refleja cuál es la demanda y oferta de las empresas y cuáles serían los beneficios ambientales de esa transacción. 

Una vez que la Unión Europea lo aprueba, se dispara una asistencia técnica, la cual consiste en varios días de consultoría en el tema que las empresas consideren necesario. Y según mencionó el especialista, entre ambas partes deben pactar los términos de referencia y el consultor puede ser nombrado por las empresas o dispuesto por LCBA. 

“Luego habrá todo un trabajo para cerrar esas operaciones. Y el interés nuestro es seguir acompañando para que se cierre la operación”, sostuvo Alfredo Caprile. 

Incluso, aquellas compañías interesadas se pueden contactar con el especialista a través de su correo electrónico (alfredo.caprile@lowcarbonbusinessaction.com) o ingresando a la propia web de Low Carbon Business Action LATAM.

“Tarde o temprano se generarán trabas arancelarias, impuestos, o algo similar, y a aquel que quiera exportar un producto a Europa y no pueda demostrar la trazabilidad de ese producto, de que fue manufacturado o producido bajo normas ambientales verdes, seguramente le pondrán una traba. Es por eso que este proyecto ofrece resolver el tema en forma gratuita, porque no tiene costo”, concluyó el Team Leader.

La potencia conjunta acumulada máxima de ambos proyectos es de 850MW. Cabe aclarar que la operación está sujeta al cumplimiento de ciertas condiciones y a la preceptiva aprobación de las autoridades de competencia.

Los parques Sento Se I y II están aún en proceso de obtener todas las tramitaciones y autorizaciones necesarias para su ejecución.

Una vez obtenidas –previsiblemente, el año que viene– ACCIONA Energía podría aprobar la inversión e iniciar la construcción. La ejecución completa de ambos parques supondría una inversión estimada de €800 millones.

La compra de los dos proyectos en desarrollo en Bahía representa el primer paso para la entrada de ACCIONA Energía en el mercado de generación renovable brasileño.

La compañía explora otros proyectos eólicos y fotovoltaicos en el país con el objetivo de ser un agente activo en el proceso de transición energética a largo plazo y para contribuir la descarbonización de la economía y la actividad empresarial.

Con esta transacción, ACCIONA Energía ampliará su cartera de proyectos en desarrollo y su diversificación geográfica para impulsar sus planes de crecimiento.

La eléctrica se marcó como objetivo duplicar su tamaño y alcanzar 20GW de potencia instalada en 2025 a partir de una cartera de proyectos en desarrollo avanzado de 9,8GW, a la que se sumarán los 850MW eólicos en el estado de Bahía.

Andrés Manuel López Obrador, este miércoles, cumplirá tres años como presidente de México. Y desde que asumió, bajo su mandato se dieron hechos y declaraciones contradictorias en temas energéticos en el país, principalmente contra las renovables y los privados.

Una de las primeras situaciones se plasmó en los primeros meses de gobierno, cuando se suspendió – y posteriormente se canceló – la Subasta de Largo Plazo 2018. Y si bien desde la Secretaría de Energía, a cargo de Rocío Nahle, estimaban que se harían en 2021 con algunas modificaciones, todavía no hubo señales de que se retome el proceso licitatorio.

Posteriormente, dentro del Plan Nacional de Desarrollo 2019-2024, AMLO reafirmó el “rescate al sector energético” y, en su introducción, denunció que “la reforma energética impuesta por el régimen anterior causó un daño gravísimo a Petróleos Mexicanos y la Comisión Federal de Electricidad”.

Ese mismo año se oficializó la modificación de lineamientos que establecen los criterios para otorgar Certificados de Energías Limpias (CEL). Y también Luis Abelardo González Quijano dejó de ser Jefe de la Unidad de Energías Renovables de la Secretaría de Energía (SENER), cargo que desde entonces no fue ocupado oficialmente. 

Por otro lado, durante 2020 la SENER publicó el Acuerdo por el que se emite la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional. Y con ello quedaron suspendidas las pruebas pre operativas de las centrales eléctricas intermitentes eólicas y fotovoltaicas en proceso de operación comercial. 

Mientras que aquellas que no habían iniciado operaciones, las pruebas pre-operativas de las mismas no fueron autorizadas en muchos de los casos.

De todos modos, esta política se invalidó en algunos aspectos gracias a la decisión de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) tomada a principios de noviembre 2021, es decir, casi un año y medio después de su emisión. 

Además, entre otras iniciativas más destacadas de la administración también se encuentra la modificación a la Ley de la Industria Eléctrica (impulsada en febrero 2021 y actualmente suspendida indefinidamente) y la reforma constitucional eléctrica, la cual aún está a la espera de que se debata en el Poder Legislativo. 

Ambas propuestas de López Obrador buscaban – y aún lo hacen – darle mayor poder a la CFE. La primera a partir de la modificación de la prioridad de despacho, mientras que a la segunda se agregó que la CFE controle el 54% del mercado eléctrico, así como la eliminación de la Comisión Reguladora de Energía y la suspensión de los contratos otorgados hasta el momento, entre otras medidas. 

Esta última iniciativa no es algo llamativo ya que, desde la campaña electoral, AMLO anticipó que presentaría una propuesta de reforma a la Constitución, además que se revisarían los “contratos leoninos”. 

Todo esto generó incertidumbre en el sector y es por ello que varias empresas multinacionales decidieron frenar o retirar sus inversiones en México, como el caso de Iberdrola o el más reciente de General Motors, que ya advirtieron la falta de marco estructural enfocado en la producción de energías renovables. 

A estos hechos mencionados hay que añadir que el sector energético de México manifestó en reiteradas ocasiones que había demoras en los permisos de generación y de interconexión, principalmente para centrales renovables, cuestión que sigue presente dado que a fines de octubre de este año la CRE otra vez dio su negativa a cuatro proyectos de dicha índole. 

De todos modos, no todo fue negativo durante la mitad del sexenio, ya que el presidente ratificó que modernizará sesenta hidroeléctricas e invertiría al menos mil millones de dólares en ello para generar energía limpia a un costo menor; aunque hasta el momento sólo se adjudicó un contrato al consorcio conformado por las empresas Andriz, Generadores Mexicanos, Hydroproject de México y Sistemas de Energía Internacional, para nueve de las sesenta centrales. 

Además, meses atrás se anunció que se instalará un parque solar de 1000 MW de capacidad en el Estado de Sonora, precisamente en Puerto Peñasco, bajo una inversión cercana a 1,685 millones de dólares. Y todavía se aguarda la definición de cómo se realizará. 

En tanto que la otra alternativa de generación que el gobierno “impulsa” y ya aseguró no modificar es la generación distribuida, a la cual observa como opción renovable que cumpla una “función social” para aquellos hogares alejados de las redes y que no están conectados. 

A tal punto que la GD continuó su evolución en el país dado que entre 2020 y 2021 sumó más de 713 MW instalados y ya alcanzó los 1,797.10 MW en 242,958 acuerdos de interconexión, según el último informe de la CRE.

Jorge Rivera Staff, secretario Nacional de Energía de Panamá anunció el ingreso de operación comercial de nuevos parques de energías renovables no convencionales que actualmente cuentan con licencias definitivas otorgadas.

Durante un evento de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Staff repasó que en lo que respecta a tecnología solar fotovoltaica este mismo año se interconectaron 200 MW en el Sistema Interconectado Nacional:

“Iniciamos el año con 200 MW de potencia solar fotovoltaica instalada y estamos cerrando el año duplicándola a 400 MW”, aseguró. No obstante, la mayor apuesta por la fotovoltaica estaría recién por empezar.

Según reporta la Autoridad de los Servicios Públicos de Panamá (ASEP) 46 proyectos solares por más de 600 MW cuentan con licencias provisionales.

Además de aquello, grandes noticias llegarían también a través de las redes de distribución.

“Actualmente, tenemos 50 MW instalados de techos solares pero tenemos una estrategia de generación distribuida y autoconsumo que aspira a lograr una meta de 1700 MW de techos solares al 2030”, agregó Staff.

Por otra parte, la eólica también vería números en alza pero más tímidos durante la primera mitad del 2022. Según remarcó Staff “estamos aumentando un 25% de nuestra capacidad eólica en 66 MW adicionales”.

Aquella potencia sería la correspondiente a la primera fase del Parque Eólico Toabré que tiene fecha de inicio de operación prevista al 30 de mayo del 2022.

Es preciso remarcar que este parque eólico cuenta con una licencia definitiva para instalar hasta 110 MW de potencia total. Con lo cual, en los próximos años se completarían los 44 MW restantes. De acuerdo con datos de la ASEP, se proyecta que las siguientes etapas sean de 22 MW cada una a completarse recién en julio de 2024 y febrero de 2032.

El mercado daría lugar a otras tecnologías para brindar firmeza al sistema. Entre las mencionadas por el Secretario de Energía, el gas y el hidrógeno verde cubrirían un papel central para acompañar el crecimiento de las energías renovables.

En tal sentido, adelantó que el 28 de diciembre estará presentando la primera fase de la Hoja de ruta del hidrógeno verde en Panamá; la cual, consistirá en sentar las bases para ser un hub regional de logística almacenamiento, transporte y transformación del hidrógeno en otros vectores.

El porcentaje de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en la matriz de electricidad en los países de América Latina y el Caribe debe incrementarse para cumplir con objetivos que son parte de la lucha contra el cambio climático global.

Si bien las inversiones en ERNC han ido aumentando durante la última década, su participación a nivel regional se habría mantenido estable en torno al 58%, según registra la división de energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

De allí es que se advierte que sería preciso acelerar la transición hacia alternativas de generación eléctrica sostenibles de modo tal que se pueda dar respuesta a la nueva demanda eléctrica con soluciones que traigan un impacto social, ambiental y económico positivo.

En este contexto, la iniciativa de Energías Renovables de América Latina y el Caribe (RELAC, por sus siglas en inglés) aboga por una mayor incorporación de estas tecnologías verdes; y, como meta fundacional, se propuso lograr al menos un 70% de renovabilidad en la generación para el 2030.

La RELAC continúa sumando adeptos que se suscriben a aquel objetivo desde 2019 a la fecha. Sin ir demasiado lejos, este mes comunicamos la incorporación de tres nuevos países a esta plataforma, lo que lleva a que en la actualidad sean 15 países los que formen parte de manera activa: Bolivia, Chile, Colombia, Costa Rica, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras, Nicaragua, Panamá, Paraguay, Perú, República Dominicana y Uruguay. Esa representatividad regional conseguida en tan sólo dos años lleva a entusiasmarse por lo que vendrá.

En su más reciente encuentro que se llevó a cabo este mes durante la LI Reunión de Ministros de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), representantes de distintos gobiernos anticiparon que sumarán nuevos esfuerzos para acelerar la transición energética de la región.

Ahora bien, una estrategia conjunta para caminar hacia las cero emisiones netas en el sector energético sería definida en una próxima reunión de países miembros de la RELAC que, de poder superarse la pandemia en el año próximo, se podría convocar de manera presencial en Punta Cana.

Así lo dejó entrever durante el evento de OLADE Antonio Alfonso Rodríguez Tejada, viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética del Ministerio de Energía y Minas de la República Dominicana, tras celebrar que República Dominicana asuma la presidencia pro témpore de la iniciativa RELAC junto con Ecuador.

Y, sobre los temas en agenda, propuso discutir sobre penetración de renovables y neutralidad de carbono en América Latina y el Caribe:

“Estamos muy ansiosos de poder volver a reunirnos todos en un gran salón en República Dominicana. Ojalá podamos hacer la próxima reunión de la RELAC en Punta Cana y que podamos discutir las ideas a futuro sobre dónde debemos enfocar la penetración de energías renovables y la neutralidad de carbono de nuestra región”.

Hace dos años atrás la actual secretaria de Energía de México, Rocío Nahle, señaló que era “probable” el lanzamiento de una cuarta subasta a largo plazo y que sería “lo más inmediato que se pueda”, lo que en aquel entonces generó expectativas en el sector.

Sin embargo, posteriormente las convocatorias fueron suspendidas en primera instancia y canceladas de manera definitiva al poco tiempo siguiente. Y en medio de un contexto político energético particular en México, con la reforma constitucional de López Obrador aún a la espera de una decisión en el Poder Legislativo, pareciera no haber un panorama favorable para su ejecución en el corto plazo.

Ante dicha situación, desde la Embajada del Reino Unido en México proponen que una alternativa podría ser «crear un mercado de PPA (Power Purchase Agreement) bilateral donde las compañías privadas puedan buscar su propio proveedor de energía eléctrica, que en este caso no sería la Comisión Federal de Electricidad (CFE)». Así lo aseguró Carlos Argüello, gerente de Energías Renovables de la entidad.

Y agregó: «Dado que la mayoría de las compañías privadas en los últimos años se han preocupado más por el medio ambiente y por tener un desarrollo sustentable, eso daría pie a que esas mismas empresas dieran preponderancia a proyectos de energías renovables como la solar o eólica».

Es preciso mencionar que la capacidad instalada en materia fotovoltaica ya alcanzó los 6,574 MW y en eólica se aproxima a 7.5 GW (se espera que supere los 8.3 GW), según datos de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) y la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE).

Incluso, ambas asociaciones meses  atrás expresaron que «tan sólo en México hay que invertir más de 6,200 mdd anuales para llegar a las metas antes de 2030. Esto es tres veces el presupuesto anual de inversión de la CFE».

Por otro lado, el especialista también hizo hincapié en la posibilidad de «democratizar» el acceso a la energía para aquellas comunidades de menor ingreso a partir de la generación distribuida solar  «Tenemos una gran oportunidad ya que los proyectos de GDS pueden ser una solución para comunidades que se encuentran aisladas de la red eléctrica», manifestó.

Siguiendo esta misma línea, argumentó su idea en que allí no se necesitaría tanta inversión en infraestructura para hacerles llegar la energía». Y comentó que esto ayudaría y va de la mano de un país que «requiere crecimiento y mejora de la calidad de vida de sus habitantes».

En este caso, la generación distribuida acumula 1.8 instalados y es una alternativa que la administración actual ha señalado que no la modificará con la reforma y que busca impulsarla para lograr una mayor electrificación del país.

Y en el mismo PRODESEN se estima que aumentará hasta 9.1 a 13.8 GW hacia el 2035, lo que significa que ocuparía entre  un 13% y un 19% en la participación de la matriz energética del sector residencial y comercial.

Por unanimidad representantes de 21 países de la región 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, haciendo la salvedad de que algunos países puedan optar por desarrollos sostenibles de gas natural, junto a alternativas de captura y almacenamiento de carbono (ver Declaración Ministerial).

“Es un documento potente en su contenido. Desde OLADE vamos a utilizarlo para sustentar la posición de la región sobre temas clave en términos del sector energético”, señaló Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo, Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

Como anfitrión de este encuentro que se llevó a cabo durante la VI Semana de la Energía, Blanco destacó además que su contenido impulsa a identificar nuevas fuentes de financiamiento a nivel regional.

“Este tipo de declaración política tiene un gran contenido desde el punto de vista del apoyo para intentar captar nuevas fuentes de financiamiento orientadas a nuestra región”, indicó el referente de OLADE.

Y es que entre los puntos acordados declararon como prioridad el 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.

En tal sentido, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) viene jugando un rol importante para la región. De acuerdo a testimonios de Marcelino Madrigal, especialista principal de Energía del BID y referente de la Secretaría Técnica de la iniciativa RELAC, desde la COP de París han destinado 20 mil millones de dólares en financiamiento climático, lo que representa más del 60% de todo el apoyo de los multilaterales a acciones climáticas en la región. Pero su compromiso no quedaría solo allí.

Madrigal remarcó que el Banco ha anunciado que se alinea a la meta de París y contribuirá ahora con “hasta 24 mil millones de financiamiento climático y financiamiento verde”.

Sobre las tecnologías prioritarias en el sector, el referente del BID y RELAC remarcó la necesidad de una mayor diversificación de las matrices energéticas con base en fuentes limpias no contaminantes para dotar de mayor resiliencia a los sistemas eléctricos locales.

“Escuchamos de todos los ministros una claridad de que esta transición tiene que ser ordenada y no podemos dejar a nadie atrás”, señaló.

En tal sentido, a modo de resumen remarcó los puntos más importantes abordados por los ministerios que tomaron la palabra durante la reunión ministerial celebrada esta semana.

“En el sector eléctrico tenemos la fortuna de los recursos naturales que nos han permitido mantener altos porcentajes de renovables. Sin embargo, el cambio climático está generando impactos en esta misma fuente y escuchamos de Brasil la necesidad de seguir manteniendo un alto nivel de renovables integrando mayor diversificación de otras fuentes para compensar los impactos”, advirtió Madrigal.

Al respecto, el ministro de Minas y Energía de Brasil, Bento Albuquerque Lima Júnior, señaló: “En el caso brasileño, cuando hablamos de descarbonización del sector energético, nos estamos refiriendo al desafío extraordinario de mantener y diversificar la participación de fuentes renovables o de bajas emisiones en una matriz muy limpia y renovable”.

Y continuó: “Contrario a lo que ocurre en la mayoría de países del mundo, el sector energético en Brasil es responsable de solo el 19% de nuestras emisiones de gases de efecto invernadero. Por lo que nuestra planificación energética a mediano y largo plazo ha estado orientada a preservar la seguridad energética del país aumentando la diversidad de fuentes y manteniendo altas tasas de renovabilidad”.

Es importante entender que los contextos de la región son diferentes y que cada país aportó nuevos temas por abordar en el corto y mediano plazo. Por citar a Argentina como ejemplo se remarcó la necesidad de que la transición debe ser justa, económicamente sostenible y entendida de las necesidades locales respetando la soberanía.

Darío Martínez​, secretario de Energía de la Nación, puso a consideración que “el proceso de transición global encuentra al país en una compleja situación social y macroeconómica. Por lo tanto, como rumbo es una estructura productiva que sea inclusiva, estable, dinámica, federal, soberana y sostenible debe contemplar escenarios energéticos que sean compatibles con estos principios”.

Concluyendo, también se marcó la necesidad de una transición que siga garantizando un equilibrio del sistema. Así lo propuso Trinidad y Tobago, al indicar que desde un lado técnico se debe asegurar la seguridad energética y por un lado de recursos se debe prever generación de empleo equitativa donde no se quede nadie atrás.

Otro punto clave mencionado por los ministros fue la necesidad de continuar acelerando el marco regulatorio para atraer inversión del sector privado dada la condición fiscal en la región.

Sobre ese tema Julián Rojas, jefe de la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del Ministerio de Minas y Energía, dijo que urge “tomar decisiones de manera drástica y efectiva en políticas alineadas al Acuerdo de París”.

“En este escenario, quisiéramos resaltar el liderazgo que ha venido ejerciendo nuestro país para impulsar la transición energética. Al final del año 2022 dejaremos funcionando o en construcción proyectos que nos permitirán pasar de menos de un 0,2% de participación de energías renovables en la matriz -que fue lo que encontramos en 2018- a más de un 12% con la incorporación masiva de proyectos eólicos y solares.

Pero, no contentos con sólo eso, seguiremos apostando a otras fuentes como la biomasa, geotermia, hidrógeno, etc”, aseguró Rojas.

Sin lugar a dudas, esta región tiene la ventaja de contar con diversidad de recursos. De allí es que referentes internacionales presentes en la LI Reunión de Ministros, indicaron la posibilidad de incrementar la ambición del 70% de renovables en la región que como con la RELAC se han propuesto.

Declaración ministerial 

Los Ministros de Energía representantes de los Países Miembros de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), que se dieron cita en modalidad virtual el 24 de noviembre de 2021 en la LI Reunión de Ministros, suscribieron 14 hitos importantes que conforman la Declaración Ministerial; documento de orientación de la política regional en materia energética y el papel de Olade en este ámbito.

Acorde con los objetivos postulados en el Convenio de Lima, instrumento constitutivo del Organismo, Olade impulsa el compromiso regional, a través de la Declaración Ministerial que contiene los siguientes postulados:

PRIMERO: RATIFICAR el compromiso de acelerar las transiciones energéticas de los países de América Latina y el Caribe hacia sistemas energéticos más limpios y bajos en carbono.

SEGUNDO: RECONOCER los logros y compromisos de algunos países de la región para alcanzar las metas para la carbono neutralidad.

TERCERO: ASUMIR que cada país tendrá su propio sendero hacia la descarbonización de sus sistemas energéticos en los tiempos determinados por sus propias estrategias nacionales y restricciones, y teniendo en cuenta los compromisos internacionales que cada país ha honrado de forma individual; atendiendo las circunstancias nacionales de cada Estado en cuanto a disponibilidad de recursos, tecnologías y condiciones de acceso al capital y financiamiento.

CUARTO: CONSOLIDAR las fortalezas del sector energético regional para constituirlo en uno de los motores de la recuperación económica sostenible post-covid.

QUINTO: FOMENTAR la innovación a nivel regional como dinamizador de las transiciones energéticas en nuestros países y de los mecanismos para crear valor en las economías nacionales con el correspondiente fomento al empleo; así como eje fundamental de los esfuerzos que se emprendan en materia de desarrollo y despliegue de tecnologías dirigidas a incrementar la eficiencia energética, la digitalización de los sistemas energéticos, el aumento de la participación de energías renovables, el incremento de la disponibilidad del uso de bioenergía sostenible, la movilidad sostenible, mejoras en la productividad de la hidroelectricidad y facilitación de la puesta en marcha de tecnologías de captura y secuestro de carbono.

SEXTO: FACILITAR el desarrollo de estrategias nacionales tendientes a la utilización del hidrógeno como vector energético, valorando que la región de América Latina y el Caribe cuenta con un enorme potencial para la producción de hidrógeno con capacidad para contribuir en los procesos de descarbonización global.

SÉPTIMO: APOYAR el desarrollo de estrategias y acciones destinadas a fortalecer la resiliencia del sector energético y reducir su vulnerabilidad a fenómenos relacionados al Cambio Climático, incluyendo la correspondiente identificación de los recursos necesarios para el cumplimiento de estos objetivos.

OCTAVO: 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.

NOVENO: PROFUNDIZAR nuestra exigencia a la comunidad internacional para que se intensifiquen y materialicen las acciones destinadas a desarrollar instrumentos de financiamiento y reconocimiento en las condiciones de acceso y pago de deuda existente que tengan en cuenta los esfuerzos en materia climática que realizan nuestros países con foco en la descarbonización del sector energético.

DÉCIMO: FACILITAR el desarrollo de la energía distribuida, de la digitalización de los sistemas energéticos, y robustecer la incorporación de tecnologías destinadas al transporte sostenible y construcciones eficientes.

DÉCIMO PRIMERO: RECONOCER que, en algunos países de nuestra región, el gas natural es un combustible de transición que permite reducir la intensidad de las emisiones del sector energético y resulta una fuente importante y opción viable, asequible y confiable para acelerar el proceso de descarbonización de algunas economías, siempre sujeto a su desarrollo de manera sustentable.

DÉCIMO SEGUNDO: RESALTAR el importante rol de la cooperación internacional y apoyar el incremento de las acciones cooperativas de nuestros países, intercambiando experiencias sobre políticas exitosas relacionadas a la descarbonización, a la mitigación de emisiones y a la elaboración de estrategias de largo plazo bajas en carbono.

DÉCIMO TERCERO: CONTINUAR trabajando en el fortalecimiento de iniciativas de integración energética regional y subregional, considerando que la integración representa hoy no sólo una forma de cooperación y apoyo entre nuestros países, sino también la posibilidad de lograr mayor eficiencia en la asignación de los recursos de los sistemas energéticos de nuestra región.

DÉCIMO CUARTO: RESPALDAR la institucionalidad política y capacidad técnica de OLADE como mecanismo intergubernamental idóneo para coordinar y promover iniciativas y proyectos en materia de reducción de emisiones vinculadas al sector energía, resiliencia a los efectos adversos del cambio climático en los sistemas energéticos y transiciones energéticas.

Descargar documento completo

“ARTÍCULO ÚNICO: Prohíbese inyectar al Sistema Eléctrico Nacional, a partir del primero de enero de 2030, energía eléctrica cuya fuente primaria sea la combustión de sustancias fósiles”.

El sólo enunciado del proyecto de Ley (descargar), que la semana pasada fue aprobado en la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile, lo dice todo.

La iniciativa, que ahora espera tratamiento en el recinto de la cámara alta, en efecto propone el cese de 13.304 MW que actualmente están operativos, el cual representa el 44,7% de toda la oferta de generación eléctrica instalada de ese país.

Según el último reporte de Generadoras de Chile (consultar), que releva datos hasta septiembre pasado, existen 5.016 MW que funcionan a gas natural, 5.064 MW a carbón y 3.224 MW de combustibles derivados del petróleo (principalmente diésel).

Además, el proyecto supone un parate para los 105 MW derivados del petróleo que están en etapa de pruebas, pronto a ingresar en funcionamiento, y de los 281 MW térmicos en construcción.

Proyecto ambicioso

Cabe resaltar que desde el Coordinador Eléctrico Nacional se han manifestado, en numerosas ocasiones, contra el sólo cierre de todas las centrales termoeléctricas a carbón al 2025. Durante el año pasado han manifestado que este avance podría generar falta de respaldo en el sistema y una suba de tarifas.

Con el proyecto de Ley aprobado en Comisión la semana pasada, el reto será aún mayor, considerando que a inicios del 2030 sólo deberían funcionar centrales generadoras de energía eléctrica que no emitan CO2.

Los argumentos

La iniciativa, presentada por los senadores Yasna Provoste, Guido Girardi, Alejandro García Huidobro, Rafael Prohens e Isabel Allende, justifica el cierre de todas las plantas termoeléctricas al 2030 con el fuerte avance del cambio climático y los objetivos de Carbono Neutralidad al año 2050.

No obstante a ello, entre los argumentos del documento se destaca al gas y al diésel como “energía de transición” hacia un modo de generación más limpio, y se recuerda que Chile tiene “la meta de lograr que un 70% de la matriz eléctrica del país sea en base a energías renovables para el año 2030”.

El proyecto también destaca al hidrógeno verde como energético vital para la descarbonización de distintos sectores y en su capacidad de ser producido con fuentes de energías renovables y posteriormente almacenado.

“La producción y almacenamiento de hidrógeno permite avanzar tempranamente hacia un sistema eléctrico, con fuentes de energías totalmente renovables. Incluso hasta un punto que permita posicionar a Chile como un exportador de energías renovables al resto del mundo”, señala el documento.

El año pasado anunciamos con emoción que la empresa emergente Sunai fue galardonada con el premio Platzi. Uno de los beneficios de esta distinción fue capacitarse en Silicon Valley. El viaje, que pudo concretarse este mes, despertó nuevos horizontes de negocios para la empresa.

Esta proveedora de servicios de inteligencia de datos para la industria solar confirma más de 100 parques fotovoltaicos dentro de su plataforma de monitoreo. Así lo aseguró a Energía Estratégica Pablo Pastene, gerente comercial de Sunai.

La plataforma de Sunai denominada Neural genera gran atractivo entre grandes y medianas empresas generadoras ya que permite a las empresas optimizar la operación y mantenimiento de sus activos solares de modo tal de poder aumentar la rentabilidad y disminuir el tiempo de payback de todo el portafolio.

Si bien la mayoría de los parques solares monitoreados en Neural se ubican en Chile, de donde es originaria Sunai, la start up chilena sigue avanzando en otros países del continente, con miras a ir más allá.

Sunai proyecta triplicar su participación en el mercado latinoamericano este trimestre

“Tras nuestro viaje confirmamos tres plantas más en California (USA), para cerrar este año con 9 operativas dentro de la plataforma y 3 plantas más en la zona de Monterrey (México)”, repasó el gerente comercial de Sunai.

Eso no sería todo. Según pudo saber Energía Estratégica, en Colombia también avanzan con alianzas. Ejemplo de esto es su partner Energy Transition SAS, que opera como su agente comercial en este mercado. Junto a ellos, mantuvieron una serie de reuniones en el país cafetero y 6 empresas ya confirmaron implementar sus pilotos en unas 18 plantas solares.

Visto el éxito logrado este año, ya se encuentran estructurando el plan de negocios 2022 con miras a postular a un nuevo concurso de startups destinado a desembarcar en otros continentes. Por lo cual, ya están buscando agentes comerciales para atender la demanda del mercado europeo a partir del año próximo.

Plantas solares en Latinoamérica podrán acceder gratis a una plataforma piloto de monitoreo

Este año comenzó a operar la empresa Huawei Digital Power, subsidiaria de Huawei, que se enfoca en la digitalización y electrónica de potencia para industrias como la solar fotovoltaica.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo el pasado 27 y 28 de octubre en Bogotá, Ricardo Garro, Key Account Director para Colombia, Centro América y el Caribe de Huawei Digital Power, destacó la presencia que está teniendo la empresa que representa en la industria y de qué manera han sido responsables de los cambios que se están generando.

Destacó que desde que la empresa se volcó al mercado fotovoltaico, desarrollando sus inversores strings, la demanda se ha inclinado con fuerza hacia este tipo de tecnología.

“Anteriormente los proyectos grandes se hacían con inversores centrales, mientras que los pequeños lo hacían con inversores tipo strings (o cadenas). Pero ahora cerca del 65% de los proyectos a nivel mundial se están construyendo con inversores strings. Y esto ha sido una tendencia gracias a las inversiones que ha hecho Huawei en el mercado”, indicó Garro.

Y agregó: “Se estima que para el próximo año, cerca del 80% de los proyectos a nivel mundial se vayan a construir con inversores tipo strings”.

El directivo de Huawei Digital Power precisó que parte de esta migración tiene que ver con las facilidades de Operación y Mantenimiento que estos inversores posibilitan.

Y ofreció un ejemplo: “En una planta de 100 MW se puede hacer un análisis de curva por curva de los diferentes strings en sólo 15 minutos, cuando antes eso se tenía que hacer de modo manual llevando equipos especializados al campo, tomando medidas, sacando reportes y haciendo medidas correctivas. Ahora todo eso se soluciona con un clic”.

En ese sentido, analizó el mercado fotovoltaico y observó que muchas empresas “a futuro piensan una tipología de plantas de 1.500 W”. “Entonces va a dar una ventana de 3.000 W a los nuevos proyectos, donde se logren bajar costos, obteniendo mayor rentabilidad en los proyectos”, aseveró.

Además, Huawei Digital Power ofrece centros de transformación de 3 y 6 MW, que se pueden suplir en paralelo con los inversores, para los proyectos solares. Y baterías de gran escala. “Esto viene a completar el portafolio para los proyectos solares”, completó Garro.

Subasta en Colombia

Por otra parte, el especialista destacó que desde Huawei Digital Power ya están en conversaciones con los adjudicatarios. “Nos parece una subasta muy interesante y bien organizada”

Para Garro, Colombia pasará a estar dentro del top 3 de los mercados de energías renovables más atractivos de Latinoamérica. ¿Qué opinó sobre la entrada en operación comercial al 2023 de los 11 proyectos por casi 800 MW adjudicados?

El informe Global Energy Storage Outlook estima que se agregarán 345 GW/999 GWh de nueva capacidad de almacenamiento de energía a nivel mundial entre 2021 y 2030. EE.UU. y China son los dos mercados más grandes, y representan más de la mitad de las instalaciones globales de almacenamiento para 2030.

Otros mercados importantes incluyen India, Australia, Alemania, Reino Unido y Japón. Las políticas de apoyo, los compromisos climáticos ambiciosos y la creciente necesidad de recursos flexibles son factores comunes.

A nivel regional, Asia-Pacífico liderará la construcción de almacenamiento en MW para 2030, pero América construirá más en MWh, porque las plantas de almacenamiento de EE.UU. generalmente tienen más horas de almacenamiento.

La región EMEA se encuentra actualmente a la zaga por falta de incentivos y políticas de almacenamiento específicas, lo que puede resultar sorprendente considerando los ambiciosos objetivos climáticos de Europa.

El crecimiento en la región podría acelerarse a medida que aumente la penetración renovable, se desmantelen más generadores de combustible fósil y la cadena de suministro de baterías se vuelva más localizada.

El pronóstico de BNEF sugiere que la mayoría, 55%, de la construcción de almacenamiento de energía para 2030 será para proporcionar transferencia de energía (almacenar energía solar o eólica para liberarla más tarde). Los proyectos de almacenamiento y renovables coubicados, en particular almacenamiento y solar, se están convirtiendo en algo común en todo el mundo.

Las baterías instaladas en dependencias del cliente, tanto las residenciales como las comerciales e industriales, también crecerán a un ritmo constante. Alemania y Japón son mercados líderes en la actualidad, con mercados importantes en Australia y California.

BNEF espera que el almacenamiento de energía ubicado en hogares y empresas represente aproximadamente una cuarta parte de las instalaciones mundiales de almacenamiento para 2030.

El deseo de los consumidores de electricidad de usar más energía solar autogenerada y la demanda de energía de respaldo son los principales impulsores.

Otras aplicaciones, como el uso del almacenamiento de energía para aplazar la inversión en red, pueden seguir siendo marginales en la mayoría de los mercados hasta 2030.

La construcción podría recuperarse si se eliminan las barreras regulatorias y se alinean los incentivos para que los propietarios de redes consideren el almacenamiento como una alternativa a la inversión en infraestructura tradicional.

La rápida evolución de la tecnología de baterías está impulsando el mercado del almacenamiento. Según el informe la industria está adoptando múltiples químicas de baterías de iones de litio.

En 2021, por primera vez, el fosfato de litio-hierro (LFP) se utilizará más que las químicas de níquel-manganeso-cobalto (NMC) para el almacenamiento estacionario.

El LFP se convertirá en la principal opción de química de baterías de iones de litio en el sector de almacenamiento hasta al menos 2030, impulsado por su papel dominante en China y su creciente penetración en el resto del mundo.

BNEF también ha actualizado su perspectiva tecnológica para incluir baterías de iones de sodio, un competidor de las baterías de iones de litio, que podría desempeñar un papel significativo para 2030.

Además de las baterías, se están desarrollando otras muchas tecnologías, como el aire comprimido y el almacenamiento térmico, sin embargo, BNEF espera que las baterías dominen el mercado al menos hasta la década de 2030, en gran parte debido a su competitividad en precio, cadena de suministro establecida y trayectoria significativa.

Los Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD) que no se hayan podido declarar en construcción antes de abril del 2022 no podrán acceder al régimen transitorio del Decreto Supremo 88.

No alcanzarlo supone una menor remuneración por energía inyectada, debido a que la nueva formula de cálculo del precio estabilizado lleva el precio a la baja en aproximadamente un 30 % respecto al precio nudo de corto plazo (PNCP), valores que, aseguran en la industria, no le dan factibilidad financiera a estos proyectos.

En efecto, los proyectos necesitan una serie de permisos de distintos organismos estatales, además de las órdenes de compra de los principales equipos que utilizarán en su construcción y montaje, y acreditar el pago de los refuerzos a las líneas de distribución entre otros requisitos.

Sin embargo, desde gremios vinculados a la industria de las renovables vienen advirtiendo demoras por parte de algunas instituciones del Estado para las entregas de los documentos que las empresas requieren.

Y esto se debe no sólo al efecto de la pandemia pandemia, que ha reducido la capacidad de las distintas entidades, sino por el propio boom de proyectos que se han presentado en muy poco tiempo.

“El régimen transitorio se había definido considerando que estos permisos podían obtenerse en ciertos plazos, que son los que no se están cumpliendo ahora”, contó una empresaria a Energía Estratégica, quien solicitó no darse a conocer.

Además, desarrolladores de proyectos están solicitando que las distribuidoras cumplan con los plazos normativos en los procesos de conexión. “Hay algunos operadores de red que demoran más de un año en trámites que no debieran tardar más de 4 meses”, aseguran.

Agregan que “este tipo de situaciones generan que muchos proyectos, que han hecho diligentemente su gestión para declararse en construcción antes del vencimiento del transitorio, esté peligrando la concreción de su proyecto”.

Y lo paradójico de esta situación, explican, es que si se eleva algún reclamo ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), los plazos de resolución de controversias superan los 6 meses, a pesar de que el plazo indicado en la norma es de sesenta días, lo que se torna nuevamente en una posición desfavorable para las empresas.

Gremios, como la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) y la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA AG), vienen advirtiendo esta situación hace algún tiempo. Sus directivos se han reunido con autoridades solicitando la implementación de medidas que permitan a los proyectos acogerse al PNCP, a pesar de los retrasos de los organismos públicos  y empresas distribuidoras en el otorgamiento de los respectivos permisos.

Si bien desde el Gobierno se comprometieron a evaluar la situación y a expedirse al respecto, aun no hay definiciones y el tiempo apremia.

Las cámaras empresarias contabilizan que alrededor de 200 de estos emprendimientos de hasta 9 MW se encuentran afectados, los cuales en conjunto totalizan unos 1.500 MW.

Pero observan que 150 de ellos (por unos 830 MW), son los que están más perjudicados y necesitarán de prórrogas. “Los proyectos que no lleguen a declararse en construcción en la fecha (antes de abril del 2022), se terminarán por no hacer perdiéndose toda la inversión ya hecha ”, advirtió la fuente.

Algunas medidas favorables

Cabe señalar que el pasado 18 de noviembre, la Comisión Nacional de Energía lanzó un oficio (ver) que permite la flexibilización  de algunos requisitos de la declaración en construcción, una demanda que estaban solicitando hace un tiempo desde el sector.

Sin embargo las empresas desarrolladoras consultadas señalan que estas medidas son insuficientes y que solo aminoran parte de los efectos  perjudiciales de los retrasos y situaciones de fuerza mayor que generó y seguirá generando la pandemia de COVID 19 en el desarrollo de los proyectos de energía.

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.

La Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) lleva más de 40 años de trayectoria como centro internacional para la cooperación energética.

Sin embargo, esta representatividad se está viendo opacada ante el avance de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA). Esto puede verse reflejado objetivamente en números de sus asociados.

Mientras que en 1974 los sociofundadores de la IEA fueron 17 (Austria, Bélgica, Canadá, Dinamarca, Alemania, Irlanda, Italia, Japón, Luxemburgo, Países Bajos, Noruega, España, Suecia, Suiza, Turquía, Reino Unido y Estados Unidos); hoy, se conforma con 30 miembros en total (se sumaron Grecia, Nueva Zelanda, Australia, Portugal, Finlandia, Francia, Hungría, República Checa, República de Corea, República Eslovaca, Polonia, Estonia y México), más 8 países adicionales asociados a través de una política de “puertas abiertas” (Brasil, China, India, Indonesia, Marruecos, Tailandia, Singapur y Sudáfrica).

De allí es que en su web oficial aseguran que “la familia de la IEA ahora representa alrededor del 75% del consumo mundial de energía”. Ahora bien, su actividad incluye un relevamiento de al menos 143 países alrededor del globo.

Del otro lado de la vereda está IRENA. Fundada oficialmente en 2009, la asociación obtuvo el apoyo inicial de 75 estados firmando su Estatuto. Ahora bien, no fue hasta 2011 que se sumaron nuevos países, se disolvió su comisión preparatoria para dar lugar al nacimiento oficial de IRENA como asociación.

En estos 10 primeros años, IRENA ascendió de 85 a 166 miembros del 2011 al 2021. Y adhirieron 18 estados adicionales. Lo que daría un total de una participación en 184 países.

Sin asegurar que sea causa y efecto. La IEA, que históricamente tuvo un rol vinculado a la seguridad petrolera, ahora busca dirigir al mundo hacia transiciones energéticas seguras y sostenibles.

Así lo asegura la Agencia de manera oficial y aclara que su “modernización” fue motivada por ampliar su compromiso más allá del petróleo, el gas natural y la electricidad.

Es así que, la IEA se ha comprometido con el desarrollo de nuevas iniciativas vinculadas a la sostenibilidad social, ambiental y económica del sector energético. Este año, se destaca por ejemplo su labor al diseñar un Rastreador de Recuperación Sostenible, que mide cuánto del gasto público en respuesta a la crisis de Covid-19 se destina a energías limpias.

También un gran aporte realizado este año es su “Hoja de ruta para llegar a emisiones netas cero en 2050”. La cual, indica que para lograr aquella meta debería dejar de invertirse este mismo año en nuevos proyectos de combustibles fósiles para aspirar a lograr un suministro de electricidad cero emisiones netas hacia el 2040.

Lejos estamos de cumplir aquello. De allí es que la IEA reconoce el rol protagónico que están adquiriendo las energías renovables pero mantiene cautela al referirse a un eventual desplazamiento de las fuentes contaminantes que acompañaron su origen.

Durante la COP26, recientemente celebrada en Glasgow, dejó gusto a poco el pasar de un compromiso internacional por la “eliminación” a una “reducción progresiva” del carbón.

Al respecto, referentes de la Agencia tuvieron una participación muy activa en el debate sobre la transición energética y transparentaron su postura indicando que los combustibles fósiles aún persistirán en las matrices energéticas alrededor del globo.

¿Qué opina el resto del mundo?

COP26: Tom Howes de la IEA analizó cómo será la transición energética al 2050

Semanas atrás, y en el marco de la cumbre mundial COP26, el Gobierno Nacional confirmó que la compañía australiana Fortescue invertirá USD 8.400.000.000 para producir hidrógeno verde en Argentina y generará más de 15.000 puestos directos de trabajo y entre 40.000 y 50.000 indirectos.

Ahora, el secretario general de la Gobernación de Rio Negro, Daniel Sanguinetti, confirmó que las máximas autoridades de la empresa hoy visitarán la provincia: “Se hará una recorrida por las zonas donde se implementarán las plantas industriales y “quedará consolidada la decisión de comenzar con los planes y estudios específicos para llevar adelante el proyecto”, mencionó durante la jornada de hidrógeno organizada por el Centro Argentino de Ingenieros (CAI),

“Pasaremos de una faceta de acuerdos y cuestión legal a una etapa de pre-factibilidad donde se dan todos los estudios necesarios para que la implementación se lleve a cabo y los permisos correspondientes por parte del Estado”, explicó. 

El funcionario aseguró que ya se piensa en los próximos pasos para el 2022. Primero, a mediados de agosto, se presentará un proyecto ejecutivo con una iniciativa privada que será tratado en la legislatura provincial.

Posteriormente, se esperará su aprobación y, a partir de septiembre, comenzarán los primeros trabajos de la inversión específica para llegar a finales del 2024 con la producción de hidrógeno verde y su exportación, según aclaró Sanguinetti en el webinar del CAI.

Esta etapa tendrá una inversión estimada en USD 1.200.000.000 y producirá unas 35.000 toneladas de H2V, energía equivalente para satisfacer a 250.000 hogares. Mientras que para el 2030 se espera convertir a Río Negro en un polo mundial exportador de este vector energético, con una capacidad de producción de 2.2 millones de toneladas anuales. 

Por otro lado, el secretario general de la Gobernación provincial reconoció que existen otros desafíos por delante, como por ejemplo la factibilidad de desarrollar proyectos que se puedan insertar en estas inversiones.

“Trabajamos con IMPSA y una subsidiaria de INVAP, llamada Eólica Rionegrina, para ver la factibilidad de construir las aspas y aerogeneradores en Río Negro, proyectos que luego se lo ofreceríamos a la empresa”.

“Además, podemos evaluar la posibilidad de generar electrolizadores de manera local y eso está previsto en la recorrida que se hará con la empresa australiana”, concluyó. 

“Ha sido una subasta bastante interesante”, enfatizó Santiago Cárdenas, Director para Centroamérica, el Caribe y Colombia de JA Solar, sobre la última convocatoria que realizó el Gobierno de Colombia, donde adjudicó a nueve empresas un total de 11 proyectos, por 796,3 MW, a un precio promedio de 155,81 pesos colombianos por kWh (41,53 dólares por MWh).

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo el pasado 27 y 28 de octubre en Bogotá, el directivo adelantó que ya están en conversaciones con algunos de los adjudicatarios, ofreciéndoles su tecnología de punta en módulos fotovoltaicos.

Cabe destacar que JA Solar, dentro de su gama de productos, está promocionando sus módulos “DeepBlue 3.0”, que posee una oblea de silicio de 182 mm y una capacidad de 545 W.

La empresa, fundada en el año 2005, se encarga de la fabricación completa de los módulos fotovoltaicos, produciendo obleas, células y módulos.

Gracias a sus 11 centros de producción y 27 filiales, los productos de JA Solar están disponibles en más de 100 países y regiones. Son usados ampliamente en plantas fotovoltaicas, negocios y cubiertas de edificios residenciales.

Apoyada en la innovación tecnológica, con un magnífico desempeño financiero, ventas globales avanzadas y redes de servicios, la empresa ha tenido muy buena recepción en clientes de todo el mundo.

Durante varios años consecutivos la compañía ha sido incluida en la lista Fortune China de las 500 empresas nacionales más fuertes y entre las 500 empresas de energía más punteras del mundo.

Buenas proyecciones sobre Colombia

Por otro lado, Cárdenas confió que “JA Solar tiene mucho apetito en Colombia”.

Destacó el marco regulatorio colombiano y los beneficios fiscales que concede el Gobierno. “Nos apoyan no sólo a nosotros sino a todos nuestros clientes”, destacó el Director para Centroamérica, el Caribe y Colombia de JA Solar.

El Banco Interamericano de Desarrollo, Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay y el Puerto de Rotterdam (PoR) lanzaron un informe titulado “Hidrógeno Verde: un paso natural para Uruguay hacia la descarbonización”, donde se analizaron las ventajas y los riesgos del país como productor de dicho vector energético.

El estudio también presenta los principales hallazgos de prefactibilidad, los potenciales usos locales de H2V y derivados, beneficios que se podrían dar en materia de reactivación económica e iniciativas que desarrolla el gobierno uruguayo.

Dentro del mismo se menciona que Uruguay cuenta con varios atributos que lo posicionan positivamente como productor de H2V. Una de ellas es la disponibilidad de energía eléctrica renovable – cerca del 98% de la matriz eléctrica – y un “alto potencial de generación renovables no convencionales, tanto on-shore como off-shore”, en este último caso gracias a 208.057 km2 de superficie marítima, potencialmente aprovechables. 

Incluso en los últimos meses la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (ANCAP) ratificó un modelo de negocio para producir hidrógeno verde offshore a partir de energía eólica y la instalación de aerogeneradores en cuatro regiones en las aguas jurisdiccionales uruguayas.

Precisamente, esto se debe a que, según el estudio, el potencial de generación onshore en el 5% del área del país se estimó en 450 GW (con un factor de capacidad de 20%) para fotovoltaica y 30 GW (factor de capacidad potencial superior al 41%) para eólica. 

Mientras que en eólica offshore, el potencial a instalar asciende a casi 280 GW, con un factor de capacidad potencial que superaría el 55%.

Uruguay estrecha lazos con Francia, Países Bajos e Italia para promover inversiones en hidrógeno verde

En cuanto a los costos nivelados de la energía (LCOE) y el costo nivelado de hidrógeno (LCOH), el reporte indica que para 2030 se estima una reducción del CAPEX del 45 % y, por tanto, un LCOE combinado de eólica y solar visto por el electrolizador de 16 €/MWh. Y a partir de esta información, se obtiene un LCOH en Uruguay de 1,5 €/Kg de hidrógeno.

“El análisis concluyó que, de acuerdo a los supuestos realizados, la demanda de hidrógeno podría variar entre 0,4 y 3 millones de toneladas de hidrógeno por año, alcanzando un costo nivelado de 1,5 €/Kg en el país”, detalla el documento. 

Asimismo, se estimaron los costos del vector energético puesto en Rotterdam considerando distintos carriers, siendo el amoníaco aquel que lograría menor costo: 2,55 €/kg de H2 en destino. 

Un paso más abajo se encontraría el líquido orgánico Metilciclohexano, a un valor de 2,80 €/kg de H2 en destino. Y según se aclara, la distancia al puerto destino no tiene gran impacto en el costo para el amoníaco ni el MCH.

Las inversiones requeridas para estos niveles de producción varían entre totales acumulados de € 5.780 millones al 2050 (escenario conservador), “de los cuales un 30% deberían ser realizados en la presente década, un 25% en la siguiente y el restante 45% en la de los ‘40. 

Por otro lado, para el escenario medio las inversiones requeridas ascenderían a € 12.300 millones, correspondientes un 27% a la década actual, 24% en el transcurso de la próxima y un 49% en la subsiguiente. 

“Y finalmente, si se considera el escenario ambicioso, la inversión en el país sería de unos € 45.000 millones, con un 86% de este valor concentrado en la década del 40”, agrega el informe. 

De todos modos, según pudo averiguar Energía Estratégica, el gobierno de Uruguay también trabaja en otra serie de consultorías, una de ellas con McKinsey y con datos actualizados a lo ocurrido durante el 2021. Y se espera que próximamente se publiquen los resultados de manera oficial, así como una hoja de ruta nacional del hidrógeno verde.

Growatt, fabricante y proveedor líder de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía, presenta su línea EV Charger THOR.

Según precisan desde la compañía, los clientes pueden elegir entre dos tipos de cargadores: el cargador CC y el cargador de CA para vehículos eléctricos. Este último se lanzó en versiones de 3 a 7 kW para el ámbito residencial y una solución de mayor potencia de 11 a 22 kW para espacios comerciales e industriales y electrolineras.

“Por motivos eléctricos y de diseño, el acoplamiento de la línea THOR se torna oportuno para mercados como Argentina, Brasil y Chile. Por lo cual, los cargadores se encuentran disponibles desde hoy mismo para la compra en estos países”, así lo confirmó a este medio, Eduardo Solis Figueroa, gerente de marketing para Latinoamérica en Growatt, quien además agregó que el año próximo lanzarán modelos con diseño similar pero que puedan interconectarse a otras redes como las de Colombia y México.

¿Qué puntos distintivos tiene este producto? Principalmente, THOR se distingue de otros productos del mercado por admitir tres modos de carga diferentes: el modo rápido, el modo fuera de punta y el modo de conexión fotovoltaica.

Mientras que al optar por el modo rápido, se obtiene la ventaja de que los vehículos eléctricos pueden cargarse a una mayor velocidad que en otras modalidades; en el modo Horas Punta, se puede lograr una carga exclusivamente durante las horas de menor consumo y con menos carga de la red.

Ahora bien, el modo PV Linkage sería lo más destacado de THOR y es lo que lo torna un producto “estrella” para esta compañía con amplia trayectoria como fabricante de soluciones tecnológicas para el sector fotovoltaico. ¿Por qué? Mediante este modo es posible cargar el vehículo partiendo de un sistema de generación solar fotovoltaica y garantizar un aprovechamiento eléctrico únicamente proveniente del sol, permitiendo una mayor tasa de autoconsumo solar y una carga cero en la red.

En su convivencia con paneles solares, ¿existe alguna recomendación de la potencia requerida? Al aprovecharse de ese modo, ¿se puede combinar perfectamente con otros productos de la empresa? Fueron algunas de las preguntas que Energía Estratégica extendió al referente para Latinoamérica de Growatt.

“Sí. THOR puede utilizarse en sistemas fotovoltaicos y vehículos eléctricos de todas las marcas, tanto en el ámbito residencial como en el comercial”, respondió Eduardo Solis Figueroa.

Y recomendó: “para sistemas residenciales, lo ideal es que haya sistemas fotovoltaicos de 3 a 6 kW de potencia; en este caso, el inversor Growatt MIN 3000TL-XH es el más oportuno para su interconexión en el primer rango de cargadores que van de 3 a 7 kW”.

Como parte de la familia GroHome de Growatt, aquella que funciona como sistema IoT, el EV Charger THOR puede ser gestionado de manera remota, por zonas y por voz mediante la programación inteligente y en nube.

No es pequeño aquel detalle. Menos aún si se pone a consideración que el EV Charger THOR es un producto del cual se puede sacar un mayor provecho si se lo combina además de tecnología fotovoltaica con otras soluciones smart.

Por ello, al lanzamiento del EV Charger THOR lo seguirán otros productos aunados al control de casas inteligentes. Este sería el primero de muchos productos que Growatt lanzará en el mercado latinoamericano. En el corto plazo podrían llegar interruptores, enchufes, termostatos, productos para controlar la calefacción, accesorios para aires acondicionados y baterías.

Al respecto Eduardo Solis Figueroa concluyó: “es ideal que estos equipos sean acompañados por sistemas de almacenamiento para tener la solución completa”.