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Desde ProColombia aseguraron que, entre enero y junio del 2021, llegaron al país 110 proyectos que motivan inversiones por montos que ascienden a 6.912,7 millones de dólares, cifra que representa un 22% más que lo registrado en el mismo periodo de 2020, cuando arribaron 103 iniciativas con negocios por 5.647 millones dólares..

Desde la entidad, señalaron que el 59% de las obras corresponden a nuevas inversiones y el 41% de los proyectos a reinversiones de compañías instaladas en el país. Con la puesta en marcha y desarrollo de estas iniciativas, los inversionistas estiman la creación de más de 90.400 nuevos puestos de trabajo.

Las inversiones, precisaron desde ProColombia, provienen de 28 países, entre los que se destacan Estados Unidos, Reino Unido, España, Alemania, Argentina, Australia, Brasil, Canadá, Chile, China, Corea del Sur, Francia, México y Reino Unido, entre otros.

Los sectores que están impulsando el crecimiento y auge de la inversión son principalmente: infraestructura, energías renovables, software y TI, turismo, agroindustria, metalmecánica y químicos y ciencias de la vida. Seguidos de industria farmacéutica, BPO y centros de servicios compartidos; servicios financieros, vehículos y fondos de inversión.

En diálogo con Energía Estratégica, voceros de ProColombia indicaron que, de los 110 emprendimientos en inversión, “10 correspondieron al segmento de energías con inversiones por 2.228 millones de dólares y que de acuerdo con los inversionistas estiman la creación de más de 21.000 nuevos empleos. La inversión a este sector llegó proveniente de Estados Unidos, China, Japón, España, Canadá, Francia y Suiza”.

De esos 10, 8 son renovables, y están motivando inversiones por 2.122 millones de dólares, es decir, alrededor de un 30% de las inversiones totales.

“Los negocios siguen adelante. La inversión extranjera mantiene su ritmo y continúa creciendo en el país, en este que es el año de la reactivación económica segura”, destacó Flavia Santoro, presidenta de la entidad.

La directiva señaló que los nuevos proyectos arribaron a 17 regiones del país: Antioquia (15), Atlántico (7), Bolívar (3), Caldas (2), Caquetá (1), Cauca (2), Cesar (1), Córdoba (3), Cundinamarca (4), Huila (2), La Guajira (2), Magdalena (1), Quindío (1), Risaralda (2), Santander (2), Valle del Cauca (8) y Bogotá (52).

Expectativas de inversión extranjera directa positivas

Según el Marco Fiscal de Mediano Plazo, presentado el pasado 15 de junio por el ministro de Hacienda, José Manuel Restrepo, para 2021 se proyecta una recuperación significativa de la inversión extranjera directa – IED, la cual espera pasar de US$8.100 millones en 2020 a US$11.175 millones en 2021, aumentando en un 38%.

A ello se le suma un contexto positivo de crecimiento en el que las proyecciones del Banco Mundial y la OCDE destacan a Colombia como uno de los mercados con mayor recuperación del PIB llegando al 5,9% y 7,6% en las respectivas mediciones de los organismos multilaterales.

Se publicó el informe anual “Global Market Outlook” , hecho en conjunto entre Solar Power Europe y Global Solar Council, y por los pronósticos, América seguirá siendo la segunda región más grande del mundo en instalaciones solares en 2021 gracias a una participación de mercado del 20,5%. 

La razón para este salto es el desempeño de Estados Unidos ya que, según se estima, se impulsarán los despliegues solares a 24,1 GW. 

Además, se cree que Brasil continuará su camino en materia solar, aunque a niveles más bajos, en aproximadamente en 16% a 3.6 GW.

Mientras que para México, que actualmente se encuentra con vaivenes políticos energéticos por la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y posterior suspensión, el estudio sostiene que allí las instalaciones crecerán en un 24% a 2,3 GW en 2021.

Sin embargo, en lo que respecta a la participación de las fuentes fotovoltaicas, se señala que en América los niveles caerán al 17,1% en promedio, incluso menos de lo ocurrido en 2020. 

Y si bien se pronostica un crecimiento del mercado cercano al 11% a para el año 2023, 6% al 2024 y un retorno al nivel de dos dígitos del 11% en 2025, se aclara que “la única región que perderá más del 2% de puntos es América”. 

¿Por qué? “El crecimiento aún lo lleva principalmente Estados Unidos, lo que no es suficiente para mantenerse al día con los desarrollos solares en las otras regiones”.

En lo que respecta a off grid se muestran varios casos de estudio, desde solar home systems hasta minirredes y aplicaciones específicas en distintas formas de financiamiento. 

América Central y del Norte tuvieron más de 100 MW solares instalados fuera de la red durante el año pasado, pero el informe Global Market Outlook, manifiesta que “es probable que esta tasa de crecimiento siga siendo lenta en el futuro”. 

De todos modos agrega que hay un alto potencial en este tipo de sistemas en países como El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá, debido a los niveles “relativamente bajos” de electrificación y al “alto precio de la generación de diésel”, en comparación con el resto de la región. 

“Se puede contar una historia similar para América del Sur, donde el crecimiento de las instalaciones ha fluctuado alrededor de 30 MW por año desde 2015. (…) Curiosamente, se espera que esta tasa de crecimiento aumente notablemente entre 2023-2025, registrando cifras de dos dígitos superiores al 20% según el escenario medio de SolarPower Europe”.

Además, Colombia, Perú y Uruguay son los mercados potencialmente atractivos para la participación solar sin conexión a la red. En los primeros dos casos con fundamentos en las grandes poblaciones rurales y elevados precios de generación diésel. 

Mientras que el país con la tasa de electrificación del 98%, dado que “tiene los precios del diesel más altos de la región”. 

La Organización de Cooperación y Desarrollo de la Interconexión Energética Global (GEIDCO) nuclea a empresas, organizaciones e instituciones dedicadas a promover la integración y el desarrollo sostenible de la energía en todo el mundo.

A fines de 2020, GEIDCO había establecido 4 comités regionales y 11 comités nacionales, con el objetivo de desarrollar plataformas de interconexión energética de base local, profundizar la cooperación multilateral en el desarrollo de energías limpias, interconexión eléctrica y otros campos multisectoriales para avanzar en la reducción de gases de efecto invernadero.

Aquella apuesta fue bien recibida por otras organizaciones internacionales, tales como las Naciones Unidas. Inclusive, Patricia Espinosa, secretaria ejecutiva de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), envió una carta a GEIDCO elogiando sus esfuerzos y contribuciones realizados para avanzar en la implementación del Acuerdo de París a partir de soluciones para la generación y transmisión de energías renovables.

Un ejemplo de sus iniciativas es la colaboración en curso con la CMNUCC en la investigación de líneas de base de gases de efecto invernadero y monitoreo para el sector energético que puede ayudar a los países en desarrollo a identificar y priorizar acciones de mitigación en el sector energético.

Para lograr la representatividad e impacto global que persigue, GEIDCO tiene como meta ampliar a 8 sus comités regionales y más de 50 sus comités nacionales, en los próximos dos o tres años.

Uno de los comités que creo a principios de este 2021 se ubicó en Latinoamérica, más precisamente en Argentina y, el Dr. Ing. Raúl Domingo Bertero, presidente del Consejo de Administración del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE) y vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires (UBA), fue elegido para presidir el Comité Nacional Argentino de GEIDCO.

Para dar a conocer las contribuciones de GEIDCO en la región, Raúl Bertero participará del ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica, para dialogar con referentes del sector.

Como ejes de la entrevista se destacan los retos y oportunidades de trabajar en un sistema eléctrico regional integrado, la masificación de las energías renovables, medidas de mitigación de efectos del cambio climático en el sector eléctrico y otras iniciativas en torno al Acuerdo de París.

Agende el horario de su país para ver la entrevista este viernes 23 de julio mediante las cuentas de LinkedIn, Facebook y YouTube de Energía Estratégica.

El acceso es libre y gratuito. No requiere inscripción previa. Puede activar un recordatorio para recibir una alerta cuando inicie la transmisión.

El RFF-CMCC Instituto Europeo de Economía y Medio Ambiente realizó un informe y analizó las consecuencias energéticas y de desarrollo sostenible que podrían darse en México en caso que continúe la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, impulsada por el Poder Ejecutivo Federal. 

Para ello planteó tres escenarios diferentes bajo el Modelo de Sistema Global de Energía (GENeSYS-MOD), y en dos de ellos se prevé una disminución de la capacidad renovable, principalmente por el desplazamiento de instalaciones eólicas por carbón y fuel oil.

Esto se debe a que en los tres panoramas, la capacidad renovable entre fuentes fotovoltaicas y eólicas supera el 40% de la potencia total instalada a nivel país solamente en el escenario en el cual no se imponen restricciones al sistema. 

Mientras que aquel que cambia el orden de mérito del despacho y en el que contempla una política de fuel oil, donde junto con el cambio al despacho de pedidos físicos se reduce el precio del fuel oil a precios competitivos, la energía eólica es desplazada. 

Además, estos últimos dos escenarios señalan que a futuro habrá un monopolio estatal de la Comisión Federal de Electricidad, donde ésta posea cerca del 99% de la capacidad instalada y generación total en el país hacia el año 2050. 

“El 1% restante es solo el vestigio de las instalaciones construidas a principios de la década de 2010”, se aclara en el informe titulado The Effect of Changing Marginal-Cost to Physical Order Dispatch in the Power Sector. 

Estos análisis se dan tras los cambios efectuados en la LIE, que incluyen la modificación del despacho de energía eléctrica, priorizando a centrales hidroeléctricas y otras plantas de la CFE, en primer y segundo término, respectivamente, dejando en tercer lugar a los parques eólicos y solares de particulares. 

“Este resultado tiene sentido económico ya que al cambiar las reglas de despacho, no existen incentivos a la inversión para los generadores privados”, detalla el documento.

“En general, los resultados muestran que cambiar el costo marginal a un despacho de orden físico en el sector energético implica un aumento exorbitante en el poder de mercado de CFE, menor participación de fuentes de energía renovable, aumento de las emisiones antropogénicas y un costo creciente asociado con los efectos adversos de las externalidades tanto locales como globales derivadas de la quema de combustibles fósiles para la generación de energía”, se explica.

Cabe mencionar que la actual administración busca “fortalecer” a la Comisión Federal de Electricidad y que la empresa productiva del Estado controle el 54% del mercado eléctrico nacional. Y el restante 46% quedaría a manos de privados. 

Sin embargo, El RFF-CMCC Instituto Europeo de Economía y Medio Ambiente sostiene “que modificar las reglas del mercado de un costo marginal a un envío físico que favorezca a la CFE, aleja a los inversionistas privados porque no hay ningún incentivo para invertir en nuevas capacidades si su producto siempre sería el último en el mercado”.

Ya en lo referido a la emisión de gases de efecto invernadero, se considera que “para 2050 las emisiones siguen siendo más altas que el compromiso de París de México en los tres modelos”. 

En el primero de los casos alcanzarían las 310 millones de toneladas, en el segundo escenario serían 433 MT, mientras que en el panorama de fuel oil las emisiones superarían las 440 millones de toneladas. 

“Estos resultados sugieren que si México quiere cumplir con sus compromisos de París, los esfuerzos para la reducción de emisiones de MT / CO2 en el sector energético son necesarios, ya que incluso en el escenario sin restricciones al sistema, las emisiones antropogénicas superan los compromisos nacionales”, vaticinan desde el Instituto.

Enel Green Power Guatemala («EGPG»), la filial de energías renovables del Grupo Enel en el país centroamericano, suministrará 17,52GWh/año de energía sostenible durante dos años a McDonald’s Guatemala.

El acuerdo que permite este suministro renovable ha sido firmado entre la empresa comercializadora de energía de Enel Green Power Guatemala y Cova Energy.

Cova Energy, que inició sus operaciones en el mercado mayorista guatemalteco en mayo de 2021, es una comercializadora creada para representar a McDonald’s, su cliente más representativo, en el mercado eléctrico. También representa a otros clientes en este mismo mercado.

«Este acuerdo confirma a EGPG como socio líder en energía renovable para grandes clientes corporativos, apoyando su compromiso con la transición energética y el suministro de energía sostenible a las empresas guatemaltecas», valora José Sánchez, Country Manager de Enel Green Power Guatemala.

Edy Gálvez, Country Manager de McDonald’s Guatemala dijo: «Enel Green Power Guatemala es el aliado estratégico que buscábamos para lanzar este proyecto ya que McDonald’s es una empresa enfocada en el cuidado del medio ambiente. A través de esta alianza estamos proporcionando energía 100% renovable a los restaurantes durante todo el año».

Enel Green Power Guatemala ha operado durante 18 años cinco plantas hidroeléctricas en Guatemala, con una capacidad instalada combinada de 164 MW.

Las plantas están ubicadas en los departamentos de Baja Verapaz (Matanzas – 12 MW, San Isidro – 4 MW), Quetzaltenango (El Canadá – 47 MW, Montecristo – 13 MW) y Quiché (Palo Viejo – 87 MW). EGPG opera bajo el modelo de Creación de Valor Compartido (CSV), cuyo objetivo es acoplar el desarrollo comercial con las necesidades de la comunidad local, promoviendo diversas iniciativas en beneficio de los actores locales.

Será el próximo mes de agosto, al cumplirse el primer año de gobierno, cuando el Ministerio de Energía y Minas hará una presentación formal sobre la situación encontrada por las actuales autoridades en el sector eléctrico dominicano.

La afirmación la hizo el ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte, al ser entrevistado por los comunicadores Huchi Lora y Carolina Santana, en el programa El Día, donde señaló que el informe no tiene como propósito la persecución política, sino de dar a conocer al país los hallazgos en ese sector.

El ministro Almonte explicó que esta presentación abarcará el funcionamiento y desempeño durante la pasada administración de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDE), de Punta Catalina y de otros aspectos claves del sector eléctrico público.

Con relación a las distribuidoras, el ingeniero Almonte criticó que en la pasada administración no hubo un espíritu de gasto austero, ni de corregir situaciones, sino que las EDE tuvieron una ineficiencia gerencial.

Almonte se refirió a materiales, medidores, transformadores que estaban como desechables en los almacenes de las distribuidoras y, sin embargo, han sido reparados, puestos a funcionar y han sido incorporados al sistema energético.

El funcionario destacó que se desarrolla una licitación de un gran monto de inversiones relacionada con la compra de medidores, transformadores, redes eléctricas, etc., para reducir la pérdida de las EDE y aumentar la cobranza, lo que disminuirá significativamente el déficit financiero de estas empresas.

Señaló que, pese a no haber hecho esas inversiones en este primer semestre, mantienen el abastecimiento de energía eléctrica en alrededor de un 99 por ciento en todo el país, teniendo así un sistema eléctrico más estable, más abundante en cuanto a la entrega de energía y con una gestión más coordinada y saneada que años anteriores.

Sobre Punta Catalina, el ingeniero Almonte anunció que en los próximos días la central termoeléctrica contratará mediante una licitación pública internacional una firma que se encargará de la operación y mantenimiento técnico de la planta.

Explicó que Punta Catalina se va a constituir en un fideicomiso público para participar como si fuera una empresa independiente en el mercado eléctrico, pero de capital público, a los fines de que sea una planta que opere y se le dé servicio de mantenimiento aislada de lo político.

“No será una planta eléctrica cuya gestión operativa y de mantenimiento técnico estará sujeta a las veleidades de la política, sino que habrá un contrato, por un número determinado de años, con unos términos determinados, a partir de los cuales la empresa se encargará de todo ese servicio”, insistió.

Jujuy sigue apostando por las energías renovables y buscará poner en marcha un programa de parques fotovoltaicos interconectados a la red de distribución que en total acumularán 96 MW de potencia a lo largo de toda la provincia. 

Felipe Albornoz, presidente de Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE), le comentó a Energía Estratégica que se tratan de plantas ubicadas en varios puntos estratégicos y que irán desde 3 MW hasta 12 MW de potencia. 

“Son parques en distintos lugares de la provincia, como Caimancito y cerca de El Pongo, además del norte de Jujuy, lugares para aprovechar la necesidad y el consumo que tienen cada sector y, en base a los megavatios disponibles y según el terreno que haya”. 

Ante ello señaló que ya están delineadas todas las zonas donde se ubicarán las centrales y actualmente se encuentran cerrando los contratos de alquiler y de posesión. 

“Hay algunos que son nuestros y otros que son arrendados. Estamos en la parte de la aceleración de contratos de las tierras para poder ofrecer el proyecto y empezar con la comercialización del mismo”, manifestó. 

Sobre la comercialización, Albornoz reconoció que no fue la idea original del programa, ya que buscaban hacerlo por inversión propia de JEMSE, “pero en el camino y desarrollo surgieron algunas alternativas”. 

“La más importante de ellas es comercializar partes del proyecto, poder vender la capacidad de estos parques a una empresa tercerizada y especialista en el tema y que ellos hagan la inversión. Es decir, es buscar un socio estratégico que realice las inversiones necesarias para la creación de la central”, explicó. 

Por otra parte, el presidente de JEMSE vaticinó que ya trabajan en alternativas para agrandar el programa: “Esta es la primera parte, pero para seguir ampliando el proyecto tenemos que analizar los consumos necesarios y, con EJE SA – distribuidora de energía eléctrica -, cuáles son los lugares donde necesitamos y se puede brindar este tipo de servicio de energía”. 

“Es un trabajo en conjunto con la empresa de energía. Pero son muy altas las expectativas, nos parece algo muy interesante, al igual de lo que viene a futuro”, agregó”. 

De esta manera, Jujuy se encuentra atacando varios frentes para impulsar las energías renovables en la provincia. Y se pueden poner como ejemplo a grandes plantas fotovoltaicas como el Parque Solar Caucharí – actualmente de 300 MW pero se busca ampliarlo en 200 MW más -. 

Como así también con proyectos de baja escala como las microrredes distribuidas para asegurar el acceso a la electricidad no contaminante, caso de los Pueblos Solares, o la instalación de paneles solares en el edificio del Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos, Tierra y Vivienda.

Ayer, la Comisión de Energía y Minería de la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile dio lugar al tercer debate sobre la norma técnica de Gas Natural Regasificado que presentó la Comisión Nacional de Energía (CNE) a consulta pública (descargar).

Allí, Sebastián Novoa, presidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), rechazó la nueva normativa, que tiene por objeto, principalmente, determinar de manera anual volúmenes máximos (por empresa) de GNL que podrán ser declarados inflexibles.

“Eliminar el gas natural inflexible no va a traer ningún beneficio social y tampoco medioambiental, sino más bien va a traer inestabilidad de precios, volatilidad y costos más altos”, objetó el directivo.

Novoa argumentó que, ante cualquier contingencia de fuerza mayor que repercuta en el despacho de centrales de energía barata (como la hidroeléctrica), contar con volúmenes de gas que no estén restringidos por la nueva normativa sería “muy relevante desde el punto de vista de la política energética”.

Si bien el Coordinador Eléctrico Nacional debería calcular el peor de los escenarios dentro de sus proyecciones de demanda a la hora de establecer los volúmenes de gas inflexible que se habilitará cada año, para el presidente de ACEN eso es complejo de estimar.

“La tarea que le está dando la CNE al Coordinador es extremadamente difícil. Y además le está entregando riesgos técnicos en cuando a la cantidad de gas que vamos a tener que tener para la seguridad del despacho económico del sistema”, advirtió.

En definitiva, Novoa sugirió que un error de cálculos provocaría una suba de precios de la energía que repercutiría, en líneas generales, a “una baja de la productividad del país”.

En cuanto a las críticas que sostienen que la inflexibilidad del gas impacta en las inversiones de proyectos de energías renovables, el presidente de ACEN, mostrando números oficiales, relativizó esa postura indicando que año tras año hay cada vez más interés por este tipo de emprendimientos.

Finalmente, el directivo propuso que se reduzcan los límites para que los usuarios regulados puedan pasarse a libres, de 500 a 300 kW, de manera tal que “muchas más pymes puedan participar del mercado spot”, señaló. Explicó que, de ese modo, las empresas podrían celebrar contratos en torno a los 50 dólares por MWh, a diferencia de los 90 dólares que están pagando hoy.

“Poder permitirles a más empresas participar y obtener mejores precios parece mejor de estar preocupándonos por subir los precios”, concluyó.

Cambios en la norma del gas inflexible

Por su parte, Claudio Seebach, presidente ejecutivo de la Asociación de Generadoras de Chile, sugirió introducir algunos cambios sobre la norma técnica.

Por un lado, recomendó aumentar la frecuencia de actualización del estudio técnico, “para trabajar con mejores y más oportunidades disponibles”, indicó.

Opinó que ésto permitiría que las estimaciones de volúmenes de GNL, necesarios para minimizar el costo de operación del sistema, se realicen utilizando la mejor información disponible sobre el estado y evolución de variables relevantes, como la hidrología observada a la fecha y el avance en la entrada (y salida) de proyectos de generación y transmisión.

Además, solicitó el “uso de herramientas y datos adecuados para simular la operación del sistema bajo condiciones de estrés, por ejemplo, la sequía”.

“Considerando que el Coordinador tiene por objetivo preservar la seguridad y garantizar la operación más económica para el conjunto de instalaciones del sistema eléctrico, buscando entregar el máximo beneficio a los clientes finales, será de suma importancia que las estimaciones de los volúmenes máximos que puedan ser declarados inflexibles por las empresas GNL sean determinados en base a herramientas de modelación adecuadas, que capturen todas las complejidades que puedan tener un impacto significativo en la estimación de tales volúmenes”, sugirió Seebach.

La multinacional Akzo Nobel instaló en su fábrica de Nuevo León un sistema fotovoltaico solar integral con inversores Solis de última generación –que incluyen monitoreo inteligente–, con lo que se consolida como una de las instalaciones fabriles más modernas y sustentables en territorio nacional.  

El sistema fue instalado por la división Ertek Energía de Grupo MR en la fábrica automotriz AkzoNobel, el cual permitirá un ahorro estimado del 80% en la factura de electricidad (mensual-anual), generando 621 kW en DC y 460 KW en AC. 

Juan García, Gerente de Operaciones de Akso Nobel México, refrendó el compromiso de la compañía a favor de las energías limpias y por ello la adopción de un sistema solar que reducirá emisiones contaminantes, además de optimizar costos y productividad. 

“La sustentabilidad es uno de nuestros valores fundamentales y está integrada en todo lo que hacemos. Intentamos liderar nuestra industria al ser pioneros en un mundo de posibilidades y reducir nuestro impacto en el planeta”, resaltó el directivo de esta compañía especializada en productos para la industria automotriz y con presencia en más de ochenta países.  

Dijo que la decisión para invertir en la generación de energía renovable, tuvo en cuenta el incrementar “la satisfacción de nuestros empleados y, por supuesto, obtener beneficios económicos por ahorros en la factura eléctrica”. 

Por su parte, Alejandro de la Fuente, Director General de Soluciones de MR Energy, describió que el sistema instalado por su división Ertek Energía, además de generar ahorros importantes, utiliza inversores de la más alta tecnología del mercado, pues forman parte de la digitalización o la llamada Industria 4.0, al integrar monitoreo inteligente del sistema y su eficiencia. 

“Con la implementación de la nueva generación de inversores para uso comercial e industrial de Solis, el sistema fotovoltaico cuenta con 5 equipos Solis 40K- HV 5G 480V, 4 Inversores Solis 60K-HV 4G 480V y 1 Inversor Solis 20K-HV 4G 480V, cubriendo una superficie de 4,000 m2 con instalación tipo flushmount, groundmount y carport”, detalló.

Dijo que uno de los retos que se tuvieron en este proyecto fue la implementacion de una nueva tecnología de Solis como son los Power Export Manager, “que controlan la generación de energía que se exporta a la red y también mantiene una cantidad de controles para monitorear la eficiencia del sistema en general”, precisó.

Y es que de la mano de Solis –señaló– “hemos instalado más de 30 proyectos a nivel nacional, siempre nos han dado la confianza, la certeza y el servicio post venta para garantizar a nuestros clientes un excelente resultado”. 

Por su parte Sergio Rodríguez, Gerente de Servicio para Latinoamérica de Solis, comentó que el proyecto representaba varios retos y el principal era el espacio, ya que se requería ubicar los paneles sobre un solo techo y en un solo ángulo. 

“El otro reto era que  la necesidad de energía de Akzo Nobel que era muy grande, entonces también teníamos el límite de lo que se podía interconectar hacia la red, por lo que de la mano de Grupo MR se evaluaron diferentes opciones para realizar con éxito la instalación en Nuevo León”, resaltó el directivo.

Con esto, la planta de Akzo Nobel en la entidad se consolida como una de la plantas sustentables que genera energía limpia en beneficio del medio ambiente. 

“La geotermia también hace parte de las energías renovables que ya produce Colombia, como parte de la gran apuesta de este Gobierno por la Transición Energética. De la mano de Parex y Universidad Nacional de Colombia (Sede Medellín), pusimos en operación el primer piloto y vienen en camino dos más”, destacó el domingo pasado, en su cuenta de Twitter, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

El funcionario se refirió al proyecto piloto, de 100 kW, que la empresa, junto a la casa de altos estudios, puso en marcha en Campo Maracas, Casanare.

El emprendimiento, que requirió de una inversión de 4.700 millones de pesos (1,2 millones de dólares), producirá 72.000 kWh por mes, suficientes para abastecer a 480 familias. Además, permitirá una reducción de 550 toneladas de CO2 anuales.

En esa misma línea, Parex Resources está avanzando con otro proyecto geotérmico de baja entalpía en Campo La Rumba, en el municipio de Aguazul en Casanare.

El emprendimiento contará con una potencia de 35 kW, capaz de generar 672 kWh por día, equivalente al consumo de 117 hogares. En efecto, los dos proyectos de Parex alcanzarán para abastecer alrededor de 600 hogares con energía producida a partir del calor de las fauces de la tierra.

La geotermia también hace parte de las energías renovables que ya produce , como parte de la gran apuesta de este Gobierno por la #TransiciónEnergética. De la mano de #Parex y @UNALmedellin, pusimos en operación el primer piloto y vienen en camino dos más. pic.twitter.com/kcstSP7Yeq

— Diego Mesa ⛏⚡️🇨🇴 (@DiegoMesaP) July 25, 2021

Por su parte, Ecopetrol dará la novedad con su proyecto (también de baja entalpía) Chichimene. El emprendimiento contará con 2 MW de capacidad, suficientes para producir 38.400 kWh por día, los cuales abastecerán 6.659 hogares.

“Proyectos como los pilotos de geotermia que se están iniciando en el país son un ejemplo de cómo la política implementada por el gobierno nacional ha generado un atractivo que nos permitirá seguir diversificando la matriz de generación de energía en el país, con el sector minero-energético, como uno de los principales ejes de la reactivación sostenible de Colombia”, resaltó el ministro Mesa.

El funcionario, además, recordó que, según cálculos del Servicio Geológico Colombiano (SGC), el país cuenta con una potencia geotérmica aproximada de 1.182 MW que podrían ser explotados a partir de 200 pozos. Por cada uno de ellos, se podían generar 1.000 puestos de empleo.

En ocasión del cierre de las reuniones de trabajo, el funcionario expresó: “Nuestro país está comprometido con la Agenda de los Objetivos de Desarrollo Sostenible».

En este sentido, planteó. «Consideramos que el despliegue de las renovables es fundamental para cumplir estos compromisos».

«Contamos con amplios recursos de gas natural que, como combustible de transición, podrían utilizarse para producir también hidrógeno azul y así mitigar cualquier efecto ambiental y abordar la seguridad energética, al mismo tiempo», puntualizó.

Aunque también dio una señal sobre la mirada del hidrógeno limpio: «El potencial eólico es también una gran ventaja para producir hidrógeno verde”.

Durante su ponencia, referida a la “Recuperación sostenible y transición a energías limpias”, Papa explicó que la política energética argentina está alineada con 5 +1 objetivos que buscan transformar la matriz energética hacia una transición que sea más inclusiva -con acceso y seguridad energética-, más dinámica –promoviendo mayor eficiencia energética y desarrollo tecnológico-, más estable, más federal, más soberana y, finalmente, más sostenible, buscando un mayor cuidado del medio ambiente, incluida la reducción de las emisiones de CO2.

México en la actualidad presenta poco más de 1,5 GW instalados en generación distribuida según el último informe de la Comisión Reguladora de Energía lanzado semanas atrás. Y para el año 2035 el propio gobierno federal, a través del Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN), estimó que se alcanzará entre 9 y 13 GW de potencia instalada. 

Al respecto Julio Angulo, profesional con conocimiento de más de catorce años en el sector energético de México, opinó que “en generación solar distribuida el país tiene una oportunidad de crecimiento que está por verse hasta qué punto se desarrollará”. 

Incluso señaló que la bajada de los precios del CAPEX, del coste de la instalación y puesta en marcha de construcción y de instalaciones, permitió un despegue comercial de esa alternativa, “al igual que ha permitido el despegue comercial de utility scale”. 

Sobre esta misma línea, sostuvo que algunos actores internacionales del sector con presencia en México ya se encuentran experimentando en este segmento de la GD, en portafolios en desarrollo y construcción de solar distribuida. 

“¿Por qué menciono a los inversionistas extranjeros o las empresas que han estado trabajando en utility scale? Creo que si llegasen a interesarse por este segmento, el crecimiento podría ser no sólo significativo, llamativo, como está previsto en el PRODESEN, sino que podría ser exponencial”, explicó.

Sin embargo, aclaró que en ese caso existe la posibilidad de que el gobierno intente frenar esta modalidad de generación de energía, por el hecho que le cree competencia a la Comisión Federal de Electricidad.

Y cabe recordar que este año la actual administración buscó modificar la Ley de la Industria Eléctrica, y por ende el mecanismo de despacho de las centrales eléctricas, dándole prioridad a las hidroeléctricas y plantas de CFE, además que Lópéz Obrador en varias oportunidades declaró que pretende que la empresa productiva del Estado controle el 54% del mercado eléctrico

“Esto es una hipótesis, pero podría ocurrir en el futuro si la iniciativa privada internacional apostase por ese segmento en México y al llegar, al gobierno lo quisiera frenar en beneficio de la Comisión Federal de Electricidad”, manifestó Julio Angulo. 

“De todos modos el PRODESEN da un horizonte a quince años, es decir que abarca al menos tres períodos de gobierno, lo cual creo que mitiga un poco este riesgo”, agregó.

Volviendo ya a los objetivos futuros planteados en los documentos oficiales, el especialista expresó que son “alcanzables” y que “habrá un crecimiento orgánico que estará pilotado por actores nacionales”. 

“Y el ritmo de ese crecimiento lo determinarán factores como la evolución de la oferta, de energía eléctrica y también de evolución futura del CAPEX”, continuó. 

Tanto para las empresas como para los usuarios residenciales, introducirse al mundo de la Generación Distribuida, es decir, generar su propia energía a través de fuentes renovables, es redituable. Con el correr de los años, la autogeneración permite ahorros económicos importantes. Pero una de las barreras más grandes es obtener los fondos para la compra de los equipos.

En una entrevista para Energía Estratégica, Soledad Ovando, subgerente de Asuntos Públicos de BancoEstado, asegura que desde la entidad están apoyando este tipo de iniciativas y comenta las líneas de créditos que están ofreciendo actualmente al mercado.

¿Están otorgando líneas de créditos blancos para la Generación Distribuida en la modalidad de Net Billing en Chile? ¿Qué características tienen y cómo es la estructura de repago?

BancoEstado en su línea de financiamiento verde cuenta con un crédito para eficiencia energética y energías renovables, tanto para el hogar como para las empresas.

Este préstamo de consumo o comercial se caracteriza por tener condiciones preferentes, principalmente en la tasa y requiere de una validación técnica del proyecto por parte de la Agencia de Sostenibilidad Energética.

En energías renovables, dentro del mundo de empresas, financiamos:

Solar térmico, solar fotovoltaico, eólico y pequeños medios de generación distribuida.
Envolvente térmica, calefacción, recambio de equipos de aire acondicionado, hornos, caldera, luminarias y equipos de refrigeración.
Proyectos de medición inteligente de agua y/o energías, bomba de calor.

Las características del financiamiento son:

Para persona natural con giro o persona jurídica.
Se puede evaluar un crédito comercial o un leasing.
Plazos acordes a las características del proyecto.
Monto a financiar: hasta el 80% según evaluación comercial.
Tasa Preferente, de acuerdo a la estructura de tasas vigentes en el segmento.
Moneda en UF, USD o $.
Meses de gracia: según evaluación comercial.

* Las condiciones de otorgamiento serán definidas por cada segmento (Micro, pequeñas y empresas) según sus políticas vigentes.

En el mundo de personas:

Sistema solar térmico, panel solar (fotovoltaico).
Bomba de calor, caldera de condensación o de pellet.
Aislamiento térmico de techo, muro y ventana, iluminación eficiente.
Proyectos de climatización y ventilación eficiente.

En este caso, las características del financiamiento son:

Tasa mensual preferencial especial (interés sujeto a variación según condiciones comerciales vigentes al momento de otorgamiento)
Financiamiento del 100% del valor del proyecto (según evaluación crediticia del cliente al momento de la solicitud del crédito).
Hasta 60 meses de plazo.
Hasta 90 días para el pago de la primera cuota.
Hasta 2 meses en el año, no consecutivos, de no pago de cuotas.

¿Están evaluando el lanzamiento de nuevas líneas de créditos para esta actividad?

El 14 de julio el banco lanzó un nuevo tipo de financiamiento para economía circular, un producto que busca impulsar a las micro, pequeñas y medianas empresas que están comprometidas con el cuidado del medio ambiente, que reutilizan, reciclan y usan de manera responsable los recursos del planeta.

El préstamo cuenta con una tasa de interés preferencial y servirá para financiar capital de trabajo e inversión, apuntando a fomentar una reactivación económica verde.

En esta primera fase podrán acceder al financiamiento todas las empresas que hayan participado con proyectos en economía circular y hayan sido beneficiados con subsidio de Corfo en los programas:

Prototipos de Innovación – Economía Circular
Crea y Valida – Economía Circular
Consolida y Expande – Reactivación Sostenible

Además, también podrá ser solicitado por todas las empresas con certificación APL (Acuerdo de Producción Limpia) vigente o en etapa de implementación, asociado a la temática de economía circular, a través de la Agencia de Sustentabilidad y Cambio Climático.

¿Qué características deben presentar los usuarios para poder acceder a estas líneas?

Los usuarios deben presentar informes comerciales favorables. Cabe consignar que el otorgamiento está sujeto a la evaluación crediticia y de riesgo previa que realiza BancoEstado. ​

Además, el proyecto debe estar validado por la Agencia de Sostenibilidad Energética (ASE). www.agenciase.org.

Desde la industria solar sostienen que a estas herramientas les falta promoción, ¿cuál es la opinión del BancoEstado?

Durante estos dos últimos años tanto la propagación del Covid-19 en Chile, como las medidas sanitarias para reducir el contagio en la población, tuvieron un importante efecto sobre la actividad económica, afectando los ingresos de las empresas y de las personas. Lo anterior impactó en este tipo de proyectos al momento de priorizar sus gastos y/o inversiones.

BancoEstado, en el marco del rol social que lo distingue entre las entidades financieras de Chile, robusteció su gestión tanto en su papel de administrador del FOGAPE -para la utilización por las distintas instituciones financieras- como en su misión de ejecutor del mismo. De esta manera, adaptamos una serie de acciones para que los emprendedores y hogares pudieran mitigar las consecuencias negativas de la pandemia.

Pese a ello BancoEstado viene trabajando desde hace bastante tiempo en estructurar soluciones que permitan satisfacer las demandas en esa materia y ha realizado todos los esfuerzos por dar a conocer esta oferta que denominamos Mundo Verde.

Sin embargo, siempre es bueno que quienes estén interesados en este tipo de financiamiento puedan informarse a través de nuestros canales oficiales, página web o redes sociales, o de nuestros ejecutivos en caso que sean clientes del banco. Esperamos de esta manera ayudar a todas las empresas y personas a reactivarse y transitar por una economía más sustentable.

¿Qué tan atractivo es para BancoEstado este tipo de créditos para la autogeneración? ¿Encuentran dificultades como entidad bancaria a la hora de otorgar estos créditos?

BancoEstado está muy interesado en seguir impulsando y reforzando este tipo de créditos. Desde 2016 ha estado trabajando en desarrollar un financiamiento verde para este tipo de proyectos, pues tiene la convicción de que las energías limpias son grandes oportunidades de negocio para nuestro país, en particular las renovables pues ayudan a mitigar gases de efecto invernadero.

Además, para las empresas genera muchos beneficios que le permiten ahorros a través de la reducción de costos operacionales y aumentar el valor de sus activos fijos. A modo de ejemplo están los edificios energéticamente más eficientes o en el sector agrícola está el uso eficaz de la energía para los sistemas de riego.

La provincia de Buenos Aires aún no ha adherido a la Ley Nacional N° 27.424 a poco más de tres años que se haya promulgado. Y desde el sector energético siguen las expectativas para que la generación distribuida continúe su avance en dicho territorio. 

Recordemos que, pese a no estar la ley provincial y según el último informe de la Secretaría de Energía de la Nación, Buenos Aires ocupa el segundo escalón a nivel nacional en cuanto a usuarios-generadores se refiere,  con 119, que acumulan una potencia instalada de 793 kW. 

Al respecto, Energía Estratégica se contactó Martín Ponsá, ingeniero electricista, quien manifestó que, aunque no esté la adhesión, observa un avance importante en la provincia:

“Hay muchos usuarios que apuestan a instalar paneles solares, el medidor bidireccional y de la misma manera encaran la inversión. Eso es positivo. Incluso parece que cada vez más las empresas se inclinan a mayores potencias, que instalan 150 o 250 kW”. 

“El día que PBA se adhiera a la Ley Nacional N° 27.424, creo que la generación distribuida despega de una manera increíble”, agregó 

– ¿Por qué denota que los usuarios y empresas se animan a mayores potencias? – Sobre este tema, el especialista apuntó a la eficiencia de los módulos fotovoltaicos y el aumento de potencia pico de los mismos. 

“Hace dos o tres años se compraba un panel y tenía 250 kWp, mientras que hoy en día ya se consiguen hasta 465 kWp. Y también porque las empresas grandes ven la parte económica”. 

“Al instalar ese tipo de potencias hace que puedas autoabastecer el autoconsumo y que se vea reflejado de manera directa en la facturación. Y si se pone el medidor bidireccional, se agrega el plus de obtener un rédito por el excedente”, explicó. 

Por otra parte, el gobierno nacional recientemente actualizó los incentivos de generación distribuida mediante renovables, dispuso un aumento del 50% en los montos del beneficio promocional y mejoró las condiciones de acceso. 

La disposición elevó el monto por unidad de potencia instalada desde 30 a 45 pesos por cada Watt, y el tope del monto máximo total a otorgar ascendió de $2 a $3 millones, es decir un aumento del 50% respecto a los valores fijados en 2019.

Martín Ponsá aclaró que “cualquier usuario puede beneficiarse con el crédito fiscal, pero siempre y cuando la provincia donde se esté instalando realmente esté adherida, por lo que toda la gente que hoy se encuentra en PBA, no está siendo beneficiada”. 

Frente a ello apuntó que sería “espectacular” la adhesión provincial, así como también algún otro  tipo de incentivo hacia los usuarios: “Creo que estaría bueno un tipo de créditos no reembolsables para las viviendas con potencias chicas, como por ejemplo entre dos y cinco o seis kilovatios”. 

Ya con vistas a futuro, al preguntarle sobre las expectativas, el ingeniero electricista comentó que: la tecnología ha acompañado y si se llega a llevar a cabo la adhesión, podría ser muy buen caudal de instalaciones fotovoltaicas que surgirán”.

En el marco del crecimiento sostenido de las energías renovables en la Argentina, en el segundo trimestre de 2021 se sumaron 187,66 MW de potencia instalada, a partir de cinco proyectos de gran escala: tres parques eólicos y dos centrales de bioenergías (una de biogás y una de biomasa), que representaron inversiones por más de 276 millones de dólares.

Al concluir el segundo trimestre del año se encontraban 177 proyectos operativos, con una potencia instalada total de 4.754, 45 MW. “Esta energía generada a partir de fuentes renovables permite abastecer a más de 5 millones de industrias, comercios y hogares.

De este modo, continuamos avanzando en función de los objetivos establecidos por la Ley 27.191 y de los compromisos manifestados por el presidente Alberto Fernández en la Cumbre de Líderes sobre el Clima 2021”, manifestó el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez.

La dinámica de crecimiento del sector renovable tiene continuidad respecto al primer trimestre de 2021, cuando se habilitaron 10 proyectos incorporando 382,18 MW de potencia instalada y en relación a 2020, cuando se añadieron 1.524 MW a través de 39 proyectos.

El año pasado, en promedio, el 9,7% de la demanda total de energía eléctrica nacional fue abastecida a partir de fuentes renovables.

“Desde el Estado Nacional seguiremos contribuyendo al crecimiento de las renovables en la matriz energética nacional con iniciativas de apoyo a los proyectos que están avanzados, la liberación de capacidad de transporte para nuevos proyectos y el fomento a los contratos entre privados y las bioenergías», explicó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

En abril de 2021, un 13,2% de la demanda de energía eléctrica se abasteció a través de fuentes renovables (1.292,6 GWh), mientras que en mayo se cubrió el 12% del consumo en promedio (1.314 GWh) y el día 24 de ese mes se logró el pico máximo histórico.

Pero esa marca se volvió a superar el 10 de julio, con el 24,07% de cobertura de la demanda total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), según datos proporcionados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

En junio, el abastecimiento promedio de la demanda de energía eléctrica que pudo abastecerse a través de fuentes renovables fue del 11,5% (1.391,8 GWh).

El Parque Eólico “Loma Blanca VI”, en la provincia de Chubut, es el de mayor potencia entre los proyectos habilitados en el último trimestre, aportando 102,4 MW. Lo sigue el Parque Eólico “Los Teros II”, de YPF Luz, en la provincia de Buenos Aires, con 52,39 MW.

El Parque Eólico “Kosten”, en Chubut, incorpora, por su parte, una potencia de 24 MW. También fueron habilitadas la Central Térmica a Biogás “San Martín Norte III D”, en la provincia de Buenos Aires, con 5,10 MW, y la Central Térmica a Biomasa “MM Bioenergía”, en la provincia de Misiones, con 3 MW.

De ellos, cuatro fueron adjudicados a través del programa RenovAr (correspondiendo a las rondas 1; 1,5; 2 y 3) y uno se adjudicó mediante el régimen MaTER.

Asimismo, se sumaron los 0,77 MW que añadió el Parque Solar Anchipurac, en la provincia de San Juan, al pasar de 2,23 MW a 3 MW, para completar el total de 187,66 MW de potencia instalada incorporada en el segundo trimestre.

El Reino Unido se comprometió a llegar a cero emisiones netas a 2050. Este objetivo que se propuso una de las economías más grandes del mundo lo llevó a acelerar sus medidas de mitigación para que al 2035, como meta intermedia, pueda reducir al menos un 78% sus emisiones.

¿En qué consiste su estrategia? ¿Cómo se podrían replicar esas iniciativas en otras partes del mundo?

“Esto podría hacerse en América Latina y el Caribe como parte de una recuperación verde creando nuevos empleos y oportunidades sociales, ambientales y económicas”, señaló Fiona Clouder, embajadora de la COP26 para América Latina y el Caribe.

Clouder, que se desempeñó como embajadora británica en Chile (2014-2018), destacó que el país andino es uno de los que ha podido acelerar la descarbonización y es ejemplo en la aplicación de medidas concretas en el corto y largo plazo.

“Chile puede mostrar una visión a futuro sobre las ventajas de la descarbonización, el potencial de otras fuentes de energía como el hidrógeno, el uso de energías renovables, oportunidades de finanzas verdes y la importancia de proteger los ecosistemas”, indicó Clouder.

No es menor indicar que entre los más activos en la carrera hacia las cero emisiones destaquen Chile y el Reino Unido, anfitriones de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático: COP25 y COP26, respectivamente.

Durante el ciclo de entrevistas “Protagonistas”, organizado por Energía Estratégica, la embajadora Clouder valoró que trabajar los 4 ejes de la COP encaminará a que todos los países se alineen evitando superar la temperatura media global a 1.5°C: mitigación, adaptación, finanzas y colaboración internacional.

“Es muy importante tomar acción ahora”, exhortó.

Siguiendo la exposición de Fiona Clouder, el compromiso conjunto incluye al sector privado y sector público; en los gobiernos no sólo a ministros de ambiente o energía serían los que deban involucrarse, “los ministros de hacienda tienen un importante rol porque la oportunidad de descarbonización no es solo un tema de ambiente es un cambio social y económico”.

Acceda a los testimonios completos de la embajadora de la COP26 para América Latina y el Caribe en el video de la entrevista en vivo. El acceso es libre y gratuito  mediante las cuentas de LinkedIn, Twitter y YouTube de Energía Estratégica.

El ministro (s) de Energía, Francisco López, junto a su par de Bienes Nacionales, Julio Isamit, realizaron un balance de energías renovables en terrenos fiscales, y anunciaron la incorporación de 20 mil hectáreas en la Región de Antofagasta al programa Terrenos para Chile: Por un Chile Limpio.

“El desarrollo de las energías renovables está aumentando a pasos agigantados en nuestro país. Y es ahí que la Región de Antofagasta tiene un papel protagónico: actualmente son 150 proyectos de energías renovables, que tiene la región en distintas etapas de desarrollo y que son parte de la reactivación económica sostenible que estamos impulsando como Ministerio de Energía”, explicó López.

Respecto del anuncio de Bienes Nacionales, la autoridad de Energía indicó que “es muy relevante, ya que permite disponibilizar terrenos que no tenían un uso directo, en pos de proyectos de energías renovables, que no solo reactivarán el empleo y la economía; sino que permiten activar una energía que mueve el país, energía limpia y renovable, energía que también fluye a nuestros hogares y que nos permite avanzar en otros tipos de desarrollo cómo el hidrógeno verde. Con todo ello tendremos un país más sostenible”.

Antofagasta, actualmente es la capital energética del país, generando el 25% de la energía del Sistema Eléctrico Nacional, con una capacidad instalada de 6.354 MW. El Ministerio de Bienes Nacionales y Energía anunciaron que se pondrán a disposición 27 nuevos terrenos que corresponden a 20.369 hectáreas para energías limpias, con capacidad de inversión de US$ 1.775 millones y alrededor de 2.037 MW de capacidad instalada.

“Hoy estamos haciendo un gran anuncio, como lo es la incorporación de 27 nuevos terrenos, más de 20 mil hectáreas, para el desarrollo de energías renovables en la región de Antofagasta. Esto no solamente es un nuevo gran paso para seguir trabajando en pro de una matriz limpia y sustentable, sino que además es un aporte concreto a la recuperación económica, a la generación de empleo y al desarrollo regional”, afirmó el ministro de Bienes Nacionales Julio Isamit.

Sin duda, los proyectos de energías renovables han sido protagonistas de los últimos planes de licitaciones del Ministerio de Bienes Nacionales. Con proyectos emblemáticos como Cerro Dominador o el terreno recién adjudicado para un proyecto híbrido en la Reserva Eólica de Taltal, en los últimos años, el Ministerio ha impulsado políticas enfocadas en el desarrollo de energías renovables, lo que ha permitido que hoy existan cerca de 200 contratos suscritos por casi 80 mil hectáreas para proyectos de este tipo de energía en terrenos del Estado, y que más del 40% de la capacidad instalada de energías renovables esté en terrenos que pertenecen a todos los chilenos.

“Para que la energía renovable sea una realidad, Bienes Nacionales y Energía llevan años trabajando. Lo que ha permitido que hoy tengamos más de 3 mil MW en terrenos fiscales, otros 3 mil en licitación, y esperamos que a fines de este año, podamos tener 7 mil MW que operando en terrenos de todos los chilenos en el norte del país”, agregó el ministro Isamit.

Hace 11 años Bienes Nacionales comenzó a desarrollar un plan de priorización de terrenos a nivel nacional, con el fin de aprovechar las ventajas competitivas de cada zona. Las acciones van alineadas con el compromiso de llevar al país a la descarbonización total de su matriz energética, comprometerse con el cuidado del medioambiente y acrecentar una mayor producción de energías renovables.

“Hace 10 años en Chile sólo se generaban menos de 20MW de energía renovable en nuestro país y se hablaba de energía renovable no convencional. Hoy, la situación ha cambiado y este la energía limpia ya no es la excepción sino que la regla. Hoy sólo en terrenos fiscales estamos produciendo más de 3.000 MW de energía solar y eólica. No por nada hoy estamos en Antofagasta. Es la región que tiene la mayor radiación del mundo y gran capacidad para producir energía eólica y es aquí donde hemos puesto la mayor cantidad de terrenos de todos los chilenos para seguir transformado nuestra matriz energética”, aseguró Isamit.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) aseguró que buscará negociar con la Comisión Reguladora de Energía (CRE) para, por lo pronto, suspender los permisos y contratos de centrales privadas eléctricas que no posean avances constructivos y que generen riesgos al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Pero según afirmaron los directivos de CFE durante una conferencia de prensa, el principal foco estará puesto en aquellas generadoras “intermitentes”, es decir, en las plantas eólicas y solares. 

Esta medida que pretende tomar CFE se debe a que continúan las repercusiones del apagón sufrido el pasado 28 de diciembre que dejó sin servicio eléctrico a más de diez millones de usuarios a lo largo del país. 

Según lo explicado por Noé Peña Silva, especialista de CFE Transmisión, la falla de aquel día se originó por un incendio bajo las líneas entre las subestaciones de nombre Güemes y Laja: 

“El primer hallazgo que se encontró como la causa raíz del evento fue la improvisación de la interconexión de una Central Eólica San Carlos, de la empresa Acciona, que estaba en proceso de puesta en servicio en dicha sección”, explicó. 

El especialista detalló que el permisionario de dicha central eólica presentó un certificado emitido el 10 de diciembre del año pasado por la Unidad de Verificación de la Industria Eléctrica 100 Consultores, indicando que se habían cumplido los requerimientos solicitados en el estudio de instalaciones que le da el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), el cual no cumplía cabalmente con el código de red”.

Por lo que tras este hallazgo, CFE recibió la recomendación de “revisar el cumplimiento de sus respectivos estudios de interconexión a las centrales de generación renovable intermitente que fueron conectadas mediante el seccionamiento de la línea entre Güemes y Laja”.

Los resultados de la verificación de los requerimientos solicitados en el estudio de instalaciones previo a la interconexión de la central eléctrica de San Carlos estarían dentro de dos semanas, siempre y cuando CFE posea la autorización de ingresar a las instalaciones. 

“Estaremos con un programa de visitas técnicas para la revisión de los sistemas de control de velocidad, tensión y protecciones eléctricas en unidades generadoras de centrales de los privados”, amplió Carlos Andrés Morales Mar, director de Operaciones de CFE. 

Además, entre otras medidas señaladas por la empresa productiva del Estado mexicano, se exigirá el cumplimiento del Código de Red vigente por parte de todas las plantas generadoras autorizadas por la Comisión Reguladora de Energía, y a futuro, “se evitará la interconexión de plantas intermitentes que no lo cumpla”. 

“También se identificarán las plantas generadoras intermitentes futuras que causen riesgo a la confiabilidad, analizando su factibilidad técnica de interconexión, hasta que no impliquen un riesgo en el SEN”, manifestó Guillermo Nevárez, director de CFE Distribución. 

Estas medidas para revisar diversas cuestiones tras el apagón no son mencionadas por primera vez por parte de la administración actual. 

Incluso en los primeros días del año, Andrés Manuel López Obrador tomó postura sobre dicho tema y el hecho de revisar contratos de energías limpias otorgados a particulares, aunque no definió bajo qué criterios. tra

“Revisar los convenios, más que nada el marco legal, porque le cuesta mucho al Estado la compra de la energía eólica a particulares, porque no pagan la transmisión, es un subsidio, hay muchos engaños”, fueron sus palabras en aquel entonces.

A mediados de abril pasado, la CNE emitió el Informe Técnico Final del Plan de Expansión Anual de la Transmisión para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) correspondiente al año 2020, que contiene un total de 46 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de 511 millones de dólares.

Pero las empresas Acenor, Transelec, Enel Green Power (EGP), AES Andes, Hydrostor y Reliable, plantearon diferencias sobre el documento. Se trata de un total de 12 discrepancias, las cuales fueron presentadas ante el Panel de Expertos para su evaluación.

En efecto, el órgano colegiado autónomo se expidió al respecto el martes de esta semana, a través del Dictamen N° 7-2021 (ver en línea).

En total, dos de los pedidos fueron favorables a empresas; otros dos llegaron a un acuerdo con la CNE, por las que el Panel no se pronunció; y las ocho restantes fueron rechazadas, dando el visto bueno al criterio empleado oportunamente por la CNE dentro del Informe Técnico Final del Plan de Expansión de Transmisión 2020.

Los fallos

Ampliación en S/E Parinas

Allí, ACENOR discrepó de la inclusión del proyecto “Ampliación en S/E Parinas (NTR ATAT)” (proyecto Parinas) en el Plan de Expansión 2020. Señaló que sería más conveniente postergarla.

El Panel de Expertos se pronunció favorable al pedido de ACENOR, por tanto solicita la eliminación de la obra “Ampliación S/E Parinas (NTR ATAT)” del Plan de Expansión 2020.

Tendido Segundo Circuito Línea 2×220 kV Charrúa –Lagunillas, con seccionamiento en S/E Hualqui

Transelec señaló que dentro de las obras propuestas en el Plan de Expansión  2020 se encuentra el proyecto “Tendido Segundo Circuito Línea 2×220 kV Charrúa –Lagunillas, con seccionamiento en S/E Hualqui”, promovida como ampliación asignada a Transelec y que consiste “en el tendido del segundo circuito de la línea 2×220 kV Charrúa –Lagunillas, de aproximadamente 79 km de longitud, y la construcción de los nuevos paños de línea en las subestaciones Charrúa y Lagunillas.

Solicitó que este segundo circuito posea las mismas características técnicas  del circuito existente y que el proyecto considera el seccionamiento de este segundo circuito en la subestación Hualqui 220 kV, actualmente en construcción, con sus respectivos paños de conexión a las dos medias diagonales asociadas a la obra de ampliación “Ampliación en S/E Hualqui 220 kV (IM)” del presente informe”.

Según Transelec, las obras en cuestión serían relevantes para dar seguridad y resiliencia a la zona, por lo que no deben postergarse y deben incluirse dentro del Plan de Expansión 2020.

Pero el Panel de Expertos decidió rechazar por unanimidad el pedido.

Ampliación Nuevo Equipo de Compensación Reactiva en S/E Ancoa

Transelec explicó que en el ITP la CNE propuso el proyecto “Nuevo Equipo de Compensación Reactiva en S/E Entre Ríos”, como obra de ampliación asignada a Transelec, y que consiste en la instalación de un STATCOM de ±200 MVAr en la subestación Entre Ríos 500kV, con las adecuaciones pertinentes en la S/E que permitan la conexión de este equipo

La empresa consideró que el mejor punto de conexión para el equipo STATCOM es la S/E Entre Ríos y no Ancoa, por lo que solicita modificar el alcance del proyecto.

Sobre este proyecto la compañía llegó a un acuerdo favorable con la CNE por lo que el Panel de Expertos decidió no pronunciarse.

Ampliación en S/E Polpaico

Transelec expuso que en el ITP el proyecto “Ampliación S/E Polpaico” presentado por la empresa PSF Don Darío fue rechazado por la CNE, debido a que este organismo consideró que no es factible ejecutar una ampliación de las barras de 220 kV de la S/E Polpaico, sin generar interferencias con otros elementos de transmisión que acometen a ella.

Señaló que la CNE desestimó la solicitud, argumentando que dicha propuesta no resultaría eficiente por su elevado costo, además de provocar una situación de sobre saturación de la instalación y sus alrededores, introduciendo riesgos  innecesarios  a  la  operación de ésta, aparte de complejidades a la hora  de  materializar conexiones de proyectos debido a las múltiples interferencias con el resto de las líneas que actualmente confluyen a la subestación.

Según Transelec, el proyecto es relevante para el sistema y requiere de una  solución técnicamente factible. Asimismo, sería una obra óptima en términos económicos y permitiría la conexión de nuevos proyectos de energía renovable en la zona aledaña, en los plazos que estos desarrollos requieren, reduciendo así los costos de operación del sistema.

Pero el Panel de Expertos decidió rechazar por unanimidad el pedido.

“Línea 110 kV Nueva Chañaral –Javiera y S/E Nueva Chañaral 110/23 kV

Transelec expuso que en el ITP el proyecto “Línea 110 kV Nueva Chañaral –Javiera y S/E Nueva Chañaral 110/23 kV” presentado por ella fue rechazado por la CNE, ya que, según esta última, los resultados de los análisis de suficiencia y seguridad realizados mostrarían que el proyecto no cumple con los criterios necesarios para ser incorporado en el Plan de Expansión2020.

La discrepante afirmó que en la etapa de observaciones del ITP insistió en que el proyecto fuera incluido en el ITF.

El Panel de Expertos decidió rechazar por unanimidad el pedido.

Seguridad de suministro a clientes de Panguipulli 

Transelec expuso que, durante varios años, los clientes de Panguipulli se han visto expuestos a interrupciones del suministro eléctrico producto de fallas en  el  sistema de transmisión. Por lo anterior, agregó que desde 2018 Saesay  Transelec han presentado obras de ampliación con el mínimo costo de inversión, las que no han sido acogidas por la Comisión, producto de que  la  metodología empleada en su análisis económico no las determina como beneficiosas.

Sobre este proyecto la empresa llegó a un acuerdo con la CNE por lo que el Panel de Expertos decidió no pronunciarse.

Ampliación de capacidad de la línea Nueva Maitencillo-Polpaico 2×500 kV

Enel Green Power (EGP) Chile señaló que los tramos de línea Nueva Maitencillo –Nueva Pan de Azúcar –Polpaico 2×500 kV tienen un límite de transferencias de potencia restringido a 1.700 MVA, a pesar de que sus conductores tienen un límite térmico de 2.300 MVA.

Agregó que en estos tramos se producirán importantes restricciones al despacho de energía renovable no convencional, los que estima totalizan 7.219 GWh entre los años 2021 a 2025.

Además, indicó que se espera en la zona, al año 2023, la instalación  de  alrededor de 5,1 GW de nueva capacidad, principalmente renovable.

Pero el Panel de Expertos decidió rechazar la petición.

Ampliación de barras 220 kV en la S/E Nueva Pichirropulli

EGP señaló que propuso el proyecto denominado “Ampliación S/E Nueva  Pichirropulli”, ubicado en la Provincia de Ranco, Comuna de Paillaco, Región de Los Ríos y que su objeto principal era mejorar los costos operacionales del SEN.

Indicó que el proyecto considera la construcción de una media diagonal 220kV en la S/E Nueva Pichirropulli para efectos de permitir la evacuación de más generación ERNC en la zona y posibilitar la conexión del parque eólico Ovejera Sur de 250 MW, de EGP, el cual se encuentra ubicado a 8 km de la S/ENuevaPichirropulli 220 kV.

En un fallo dividido, por mayoría, el Panel de Expertos acordó instruir la incorporación de la obra “Ampliación de barras 220 kV en la S/E Nueva Pichirropulli” en el Plan de expansión 2020.

Seccionamiento Laguna Verde -Tap Quintay

AES señaló que, dentro del proceso de planificación de la expansión de los sistemas de transmisión 2020, presentó a la Comisión el proyecto de seccionamiento de la línea entre las SS/EE Laguna Verde y Tap Quintay.

La empresa fundamentó su petición en la necesidad de darle acceso abierto a la transmisión zonal a los proyectos de generación de la zona pero que la CNE no la incluyó.

El Panel de Expertos decidió rechazar la petición.

Ampliación S/E Loica 220kV

AES indicó que presentó a la convocatoria de proyectos para ser considerados en la planificación de la expansión de la transmisión 2020, su proyecto de ampliación de la S/E Loica.

De acuerdo con la empresa, la obra permitiría otorgar acceso abierto al sistema nacional a proyectos de generación emplazados en la zona, e indica que la ampliación incluye la extensión de las barras y plataformas de la futura S/E Loica, que se encuentra adjudicada por el Coordinador para su construcción.

El Panel de Expertos decidió rechazar la petición.

Incorporación de los sistemas de almacenamiento de larga duración Laguna y Pozo Almonte

Hydrostor indicó que es necesario dar factibilidad a la inserción de energías renovables variables en términos de seguridad operativa del sistema eléctrico, donde los atributos de flexibilidad del sistema existente y futuro juegan un rol fundamental.

Por mayoría, el Panel de Expertos decidió rechazar la petición.

Ampliación en S/E Polpaico

Reliable argumentó que se encuentra dando soporte a IER Energía, desarrollador del proyecto de generación fotovoltaica Don Darío, de 215 MW, ubicado en la comuna de TilTil.

Agregó que actualmente este proyecto se encuentra en su fase previa a lograr  la calificación ambiental, por lo que la empresa discrepa de la exclusión del proyecto Ampliación de la Subestación Polpaico del Plan de Expansión 2020.

La empresa destacó que en la zona norte aledaña a la ciudad de Santiago existiría un potencial de generación solar que se puede estimar en más de  1.000 MW, sin un punto definido eficiente para incorporarse al sistema. Afirmó que, además del proyecto Don Darío, existe otro proyecto solar de 150 MW cuyo titular es PHC.

El Panel de Expertos decidió rechazar la petición.

Córdoba sigue fomentando a la generación distribuida y en esta oportunidad lanzó su programa de generación distribuida comunitaria (GDC), la cual permitirá que varios usuarios, ya sean comerciales, industriales, públicos, organizaciones no gubernamentales y/o residenciales, sean dueños de una o varias fuentes de generación de energía renovable. 

La energía producida se inyectará a la red de se transportará mediante hasta aquel sitio donde la consuman los copropietarios de la fuente de generación. A su vez los usuarios-generadores copropietarios recibirán créditos en pesos, de manera proporcional, por la energía inyectada. Y esto se debitará en la factura que entrega la distribuidora. 

“El gran desafío es plantear a esta generación como una alternativa más para el autoconsumo, ampliando las oportunidades de acceso y propiciando un sistema de distribución cada vez más eficiente”, señaló Sergio Mansur, secretario de Biocombustibles y Energías Renovables del Ministerio de Servicios Públicos de Córdoba, durante la presentación del programa. 

“La generación distribuida comunitaria pretende hacer viables a aquellas tecnologías que hasta ahora no podían serlo, fundamentalmente porque su escala o costos asociados a la inversión lo hacían prácticamente imposible de llevar a la práctica”. 

“Estamos muy entusiasmados de que el biogás sea uno de los grandes vectores, junto a los más de 200 puntos de explotación que tenemos para la micro hidráulica, y obviamente el potencial respecto a la energía eólica”, agregó. 

De esta manera la provincia buscará aumentar el número de usuarios-generadores y la potencia instalada de esta alternativa energética, donde al lunes 19 de junio suma 290 instalaciones con una capacidad de 3.258,22 kW, en tanto existen otros 2220,35 kW reservados. 

Y de dicha potencia instalada a nivel provincial, 2470,3 kW corresponden al sector comercial – industrial (106 U/G), otros 590,52 kW al sector residencial (173 U/G), 75 kW en área pública con cinco instalaciones, y los restantes 122,4 kW refieren a otras seis instalaciones. 

Esto significa que durante el tiempo transcurrido del año, creció más del doble de la potencia distribuida a diciembre del 2020, donde a aquel mes acumulaba 1583,3 kW instalados en 184 instalaciones realizadas, 

Por otra parte, una de las particularidades que destacaron durante la presentación es que bajo este esquema la distribuidora bonificará los cargos de potencia en el suministro del generador comunitario. 

Además, la potencia del sistema bajo GDC tendrá un límite, ya que se contempla un máximo hasta 20% superior a la suma de potencias de cada uno de los copropietarios, con un tope de dos megavatios. 

Por último, Sergio Mansur se refirió a posibles beneficios provinciales y afirmó que se encuentran analizando bonificaciones, vinculados a las distintas tecnologías que desean que se promuevan y desarrollen. 

“Imaginamos alguna posibilidad de remunerar los megavatios de energía inyectada también con algún Feed-In Tariff, aumentar o extender los beneficios promocionales de las tasas del Banco de Córdoba (Bancor) y también estamos analizando beneficios fiscales para estos usuarios-copropietarios”. 

Terpel es una compañía petrolera con más de 50 años de historia. Nace en 1968 con en Bucaramanga, con 20 estaciones de servicio, con el fin de solucionar el problema de desabastecimiento de combustible en el departamento de Santander. Hoy distribuye combustibles líquidos, GNV y lubricantes en toda Colombia, Ecuador, Panamá, República Dominicana y Perú.

Desde hace algunos años, la empresa comenzó a incorporar paneles solares fotovoltaicos para autogenerar parte de sus consumos energéticos y, en 2019, lanzó su estrategia de movilidad eléctrica con la que busca interconectar al país con puntos de recarga ubicados en sus estaciones de servicio.

Para conocer mayores detalles de estos programas de sustentabilidad, Energía Estratégica dialogó con Alfonso Ibarra y Juan Daniel, respectivamente Gerente General y Gerente de Nuevos Negocios y Energía de Terpel Energía, filial de Terpel.

¿Cuántas plantas de autogeneración ha instalado Terpel en sus estaciones de servicio?

Ibarra: La instalación de plantas solares no ha sido solo en estaciones de servicio, sino en plantas de combustibles. A la fecha contamos con 10 plantas fotovoltaicas para autogeneración de energía en diferentes centros de trabajo de Terpel y en las próximas semanas esperamos recibir la número 11.

Una vez todas entren en funcionamiento, estaremos en capacidad de generar 78.000 kWh mes a través de paneles solares.

Según han informado, tienen en planes instalar 4 plantas adicionales que contribuirían con una capacidad instalada de aproximadamente 838 kWp. ¿Dónde se instalarán los proyectos, desean tenerlas instaladas y en funcionamiento?

Ibarra: Los proyectos son Barranquilla, Santa Marta y Cartagena. Las 4 plantas generarán 110.000 kWh mes adicionales para completar el año con 2,2 GWh de generación solar.

Esperamos empezar el montaje en un mes. Los contratos ya fueron adjudicados, estamos trabajando en la ingeniería de detalle para posteriormente iniciar las obras.

¿Hubo llamado a licitación para la construcción de los proyectos?

Ibarra: No se realizó licitación, los contratos fueron entregados a través de un modelo de adjudicación directa.

Respecto a su estrategia de movilidad eléctrica, ¿cómo se viene desarrollando?

Daniel: Para Terpel, los consumidores son nuestra razón de ser y nuestra estrategia en la nueva movilidad responde, como todas nuestras decisiones, a lo que el consumidor requiere.

Entendemos que la capacidad de adaptación y la velocidad de respuesta son elementos fundamentales para liderar el futuro. Seguiremos trabajando por ser una red de estaciones única en servicios, capaz de responder de nuestros clientes, cualquiera sea la energía que requieran.

En términos de electromovilidad, nos enfocamos en brindar a los usuarios de vehículos eléctricos la posibilidad de recorrer las principales carreteras del país, sin limitarse por la autonomía de los mismos.

Bajo este panorama, nuestro propósito es romper con esa barrera que existe para la adquisición de vehículos eléctricos, a través del desarrollo de una red de carga rápida en las carreteras del país con la que buscaremos desurbanizar el carro eléctrico.

¿Cuáles son sus objetivos en electromovilidad?

Daniel: En 2021 continuaremos con el proyecto de interconectar ciudades y permitir que nuestros usuarios puedan viajar por Colombia sin importar el tipo de vehículo que usen y encontrar estaciones que les permitan cargar sus automóviles y tomar un descanso en las tiendas Altoque.

De igual forma, seguiremos apoyando la migración de las flotas de buses públicos a vehículos eléctricos, ofreciendo una solución de carga y la energía que necesitan para movilizarse, buscando continuar siendo el aliado de los operadores para lograr esa transición.

Estimamos que al cierre del año podamos tener entre 20 y 30 estaciones operando.

Sumado a lo anterior, el año pasado inauguramos la primera terminal Terpel Voltex con 8 cargadores eléctricos de 180KW para atender una flota de buses eléctricos del servicio de transporte público SITP en Bogotá.

Hoy tenemos operación en tres patios más, ubicados en Usme y Fontibón; así mismo, contamos con la adjudicación de dos nuevos puntos, con lo que estimamos finalizar el año, sirviendo a 653 buses completamente eléctricos en 5 electroterminales de Bogotá.

¿Qué características tienen los módulos Trina Solar que se implementaron en el parque solar Girasol? 

Son módulos monofaciales con células de 166 mm y potencia en torno a los 450 vatios. Se podría decir que son módulos estándar, en el sentido de que solo generan electricidad por uno de sus lados, pero en el modelo que se implementó los paneles están encapsulados con una estructura de doble cristal al igual que la de los bifaciales. Esto es bastante peculiar y muy pocas compañías lo hacen en la industria.

¿Porqué optó por hacerlo Trina Solar? 

Llevamos muchos años de fabricación en masa y la experiencia en distintos mercados nos ha llevado a querer impulsar soluciones específicas para garantizar la eficiencia de la tecnología en distintos escenarios.

Si bien, el módulo clásico o monofacial es efectivamente el que se diseñó para los lugares

donde empezaron los grandes mercados solares -principalmente en Europa donde las temperaturas rara vez son extremas-, nosotros lo que hemos comprobado es que se pueden adaptar para otro tipo de condiciones. 

Es necesario aclarar que en localizaciones de alta temperatura media y alta humedad, los materiales plásticos que encapsulan las células fotovoltaicas sufren degradaciones más altas que en otro tipo de ambientes. Por lo que Trina decidió aplicar alternativas tecnológicas para este tipo de módulos monofaciales que vayan a ser utilizados en ambientes con condiciones como las del Caribe.

En líneas generales, ¿esta tecnología es la favorita para el Caribe?

Efectivamente este tipo de módulo es el que más utilizamos en Centroamérica y el Caribe, incluyendo también a Colombia. Precisamente, porque todos estos países de la zona comparten esas condiciones de temperatura y humedad alta relativa.

¿Cómo fue recibida por el parque Girasol? 

El proyecto Girasol está ubicado en República Dominicana con alta temperatura promedio cercana los 30° C y niveles de humedad relativa promedio bastante altos también. 

Por lo tanto, para garantizar una degradación continua y controlada de las características eléctricas del módulo, decidimos ofrecer nuestra opción de encapsulamiento con doble cristal a pesar, insisto, de que el módulo sólo genere por un sólo lado. 

Esta explicación que le dimos al cliente fue una de los motivos principales por los que creemos que optaron por Trina para este proyecto. 

¿Qué otros modelos tienen disponibles para este tipo de condiciones de alta temperatura y humedad?

Como sabes, el suministro de estos módulos se llevó a cabo hace aproximadamente un año y con lo rápido que evoluciona la tecnología hoy en día, nos estamos moviendo a módulos de mayores potencias y de tecnología bifacial. Eso se debe también a la demanda de los desarrolladores, porque muchos verdaderamente están optando por

tecnología bifacial. 

¿Ya están cerrando nuevos contratos con esta otra tecnología? 

En esta región sí que es muy normal hoy en día cotizar módulos de doble cristal, pero suelen ser de potenciales en el orden de los 540 vatios a 600 vatios. 

Trina Solar gana mercado en Latinoamérica en la estructuración de proyectos y comercialización de paneles

Así se concretó mediante la Disposición 40, por la cual la Subsecretaría de Energía Eléctrica actualizó el monto otorgado por los Certificados de Crédito Fiscal (CCF) para los Usuarios-Generadores (UG) que instalen nuevos equipos.

Este incentivo se enmarca dentro del Régimen de Generación Distribuida de Energías Renovables, establecido por la Ley N°27.424, y su normativa complementaria.

La disposición elevó el monto por unidad de potencia instalada desde 30 a 45 pesos por cada Watt, y el tope del monto máximo total a otorgar ascendió de $2 a $3 millones, un aumento del 50% respecto a los valores fijados en 2019.

Adicionalmente, se modificaron las condiciones y requisitos de acceso al beneficio, ampliando su alcance por la inclusión de un período de gracia para la presentación de las solicitudes, tanto para los usuarios y las usuarias de aquellas provincias que ya se encuentran adheridas al Régimen, como también para los de aquellas provincias que adhieran en el futuro.

La adecuación de este beneficio, que en la práctica se orienta principalmente a pequeñas y medianas empresas y a comercios, se da en el marco de un creciente interés por el sector de la generación distribuida renovable a lo largo y a lo ancho del país.

«El constante incremento de la potencia instalada es una clara demostración de los beneficios que tiene el régimen en términos de consumo consciente de la energía”, manifestó el secretario de Energía, Darío Martínez.

Con el beneficio, se aporta «otro incentivo a la adopción de este tipo de generación por fuentes renovables cercana a los centros de consumo”, destacó a su vez el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

De acuerdo al último reporte mensual publicado, correspondiente a junio de 2021, desde el inicio del Régimen Nacional de Generación Distribuida se instaló un total de 5,22 MW de potencia.

El 69% de ella corresponde a usuarios de las categorías comercial e industrial, con un total de 3,58 MW, mientras que el 22,1% (1,15 MW) corresponde a la categoría residencial y el 9,32% a “otros usuarios” (0,49 MW).

En junio se inscribieron 34 distribuidoras y cooperativas de distribución eléctrica y la provincia de La Pampa sumó su primer Usuario Generador. Actualmente, en todo el territorio nacional el Régimen cuenta con 189 distribuidoras y cooperativas eléctricas inscriptas.

La elaboración y publicación de los productos estadísticos digitales, es posible gracias al trabajo profesional, dedicado y coordinado de todos los participantes del sector eléctrico y de la ARC.

Las publicaciones “Atlas del Sector Eléctrico Ecuatoriano” y “Estadística Anual y Multianual del Sector Eléctrico” contienen información histórica del periodo 2011-2020, y a detalle del año 2020, sobre infraestructura y transacciones de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

Estos y otros productos son resultado de la operación estadística del sector eléctrico, la cual posee una certificación de calidad otorgada por el Instituto Ecuatoriano Nacional de Estadísticas y Censos (INEC); acorde con lo establecido por la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, para operar y mantener el sistema único de información estadística del sector eléctrico, SISDAT 2.0.

Con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) ha sido posible la elaboración, publicación e innovación de los productos estadísticos digitales presentados; los cuales se constituyen en herramientas de consulta para entidades gubernamentales, inversionistas privados, instituciones de educación superior y ciudadanía en general.

En el lanzamiento de la Estadística del Sector Eléctrico 2020, el viceministro de Electricidad y Energía Renovable, Gabriel Argüello, destacó que la “operación estadística de la Agencia cuenta con el grado más alto de Certificación de Calidad a nivel nacional, siendo la pionera en recibir esta distinción”.

Por su lado, el delegado del BID, Kenol Thys, expresó que la “Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano presenta la transformación del país”, y, resaltó que sus datos muestran uno de los hitos del sector eléctrico ecuatoriano: Ecuador pasó de ser importador de energía eléctrica a ser exportador.

En el Atlas del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2020 se representa la información de infraestructura del sector eléctrico de manera georeferenciada en mapas temáticos, didácticos y de análisis. Adicionalmente, en la publicación de la Estadística 2020 se incluye el factor de emisiones del SNI, estadística operativa, el mapa normativo del sector eléctrico con la estructura institucional, marco legal y regulatorio del sector, entre otros temas relevantes.

La información estadística y geográfica también puede ser consultada en la aplicación para dispostivos móviles SISDAT-APP, en la herramienta de inteligencia de negocios SISDAT-BI y en el GEO SISDAT.

La información del sector eléctrico ecuatoriano es validada, actualizada y, al igual que otros productos estadísticos, se publican de forma permanente en la página web de la Agencia: www.controlrecursosyenergia.gob.ec/estadistica-del-sector-electrico/

De acuerdo al último informe de Generadoras de Chile, hasta finales del mes de mayo pasado se registraron 39 plantas de energía, por 1.647 MW, en estado de puesta en servicio. De esos emprendimientos, 34, por 1.441 MW, son de energías renovables, principalmente eólicos, solares fotovoltaicos y mini hidroeléctricos.

El reporte, además, desliza lo que se traduce como un verdadero desafío para los puertos chilenos: el estado en construcción de centrales de energía por 5.667 MW, de las cuales 2.475 MW son fotovoltaicos y 1.832 MW son eólicos, que deben ingresar en operaciones entre lo que queda del año y el primer semestre del 2022.

¿Cuáles son las terminales portuarias mejores preparadas para el ingreso de equipos y dónde se ubican? Para indagar al respecto, Energía Estratégica dialogó con el experimentado Patricio Sesnich Stewart, fundador de la Agencia de Aduana Sesnich.

¿Cuáles son los puertos mejores equipados de Chile actualmente?

En la Zona Sur de Chile, el que reúne las mejores condiciones para este tipo de importaciones de componentes de gran volumen en la Octava Región es “Lirquén”, porque tienen mucha experiencia en ello y cuenta con áreas de depósito fuera de la zona portuaria que permite descargar naves completas trasladando de inmediato fuera de la zona primaria para no interrumpir las futuras descargas de otras naves.

Además debe tenerse presente las vías de comunicación de las carreteras hacia los sitios de construcción que son fundamentales para un desarrollo adecuado de la logística.

En la Zona Central, el que reúne las mejores condiciones es “Puerto Central” en San Antonio, porque cuenta con los espacios suficientes para recibir los componentes sin que se produzcan atochamientos o afecten la operatividad del puerto, lo que no sucede con el Terminal de STI, cuyos espacios son reducidos y está permanentemente saturado.

En la Zona Norte el único que está en condiciones de operar este tipo de proyectos es Angamos, en la Bahía de Mejillones, porque además de grandes espacios para descarga cuenta con el recinto TGN contiguo a sus instalaciones, con una gran extensión de terrenos disponibles y permanentemente utilizados ´para recibir grandes componentes.

En cambio los puertos ubicados en Antofagasta, es decir, ATI y EPA, tienen poca capacidad y no están en condiciones de operar este tipo de proyectos.

Más al norte, Iquique no puede operar con proyectos eólicos por su ubicación dentro de la ciudad y la dificultad para salir a las carreteras; y, respeto a Arica, es imposible que opere en estos casos por cuanto está saturada permanentemente por el tráfico de carga boliviana.

¿Qué tipo de mejoras han realizado los puertos más idóneos para poder recibir equipos de energías renovables, en especial los eólicos?

Los mencionados, es decir Lirquén, Puerto Central y Angamos, han desarrollado mejoras en la logística interna y aumento en superficies de almacenaje en áreas cercanas fuera de la zona primaria.

Teniendo en cuenta su buena infraestructura, ¿estos puertos podrían recibir equipos para luego ser trasladados a otros países cercanos, como Argentina, Bolivia, Paraguay y Perú?

Por supuesto que los puertos mencionados pueden perfectamente prestar los servicios para equipos destinados a otros países.

Por otra parte, ¿qué tipo de mejoras han realizado las empresas aduaneras, y el marco regulatorio chileno en general, para mejorar gestiones para el ingreso de equipamiento renovable?

El Servicio Nacional de Aduanas en conjunto, con la Cámara Aduanera de Chile que agrupa a los Agentes de Aduana, ha dictado una serie de normas destinadas a hacer mucho más expedito el trámite al aprobar medidas fundamentalmente informáticas que permitan que las operaciones se efectúen con el mínimo de exigencias presenciales para prevenir los contagios por el Covid-19.

Ello ha facilitado enormemente las operaciones, además de fijar criterios uniformes en todas las aduanas del país para el tratamiento de los diversos componentes destinados a estos proyectos eólicos que en su gran mayoría ingresan exentos de Derechos de Aduana y del IVA.

La devaluación del peso argentino frente a diversas divisas extranjeras preocupa en el sector energético nacional. Incluso el precio para la venta del dólar aumentó más de once pesos en lo que va del año según el Banco Central de la República Argentina. 

Es por ello que Energía Estratégica se contactó con José Gustavo Pérego, director de ABECEB, para conocer si la suba del costo para adquirir dólares influye en los proyectos renovables, ya sea en la actualidad como así también pensando en el panorama electoral futuro. 

¿Cómo impacta en los proyectos renovables el aumento del costo del dólar frente al peso?

Obviamente que el movimiento del dólar impacta en el costo. Hay que tener la expectativa de que el movimiento de los proyectos está basado en dólar oficial y no en paralelo. En ese sentido hay que ver si el overshooting que tenemos ahora del dólar paralelo está en condiciones de sostenerse. 

Creo que habrá una re-equilibrada y, con la posibilidad que el gobierno consiga más de cuatro mil millones en parte el FMI del standby, al menos hasta fin de año el dólar nuevamente se moverá de manera tranquila.

En términos reales hoy por hoy, el gran problema es, primero y fundamental, tener la capacidad de tener acceso a dólares para poder comprar los insumos afuera para los proyectos. Y en segundo lugar habrá que ver cómo opera la paritaria en el segundo semestre del año, que posiblemente haya un aumento de sueldo con un dólar planchado y eso impactará en términos de costo. 

De todos modos considero que nadie que esté por llevar adelante un proyecto o que hoy lo esté haciendo, suponiendo un contrato del MATER o por cerrar un RenovAr, puedan estar pensando en un movimiento de tan corto plazo cuando tienen un repago a tan largo. 

 ¿Qué recomendaciones les daría a las empresas que actualmente operan en dólares?

El factor más importante es si tienen contratos de compra en el exterior, que son en dólares y tienen el riesgo cambiario y el riesgo institucional de que nuevamente cierren la importación. 

Se debe tener un esquema de cobertura por si acaso. No solo frente a la devaluación, sino también frente a la imposibilidad de acceder a dólares necesarios o que se deba salir a renegociar. 

Frente a eso se tiene que tomar una estrategia de cobertura para estar en condiciones de responder, o al menos tener una planificación B en caso que nuevamente se dé una situación de esas características, entendiendo que eso podría pasar el año que viene en la medida en que haya un movimiento del tapering en Estados Unidos, que realmente se confirme y que eso lleve a empezar a frenar el carry trade que está viendo entre monedas a nivel global. 

La realidad es que a partir del 2022 empezará a aparecer una incógnita: qué hará el Sistema de Reserva Federal (FED por sus siglas en inglés). Y frente a eso, ya muchos países suben las tasas de referencia para mantener los dólares adentro. 

Y ya sobre el futuro panorama electoral en el país, ¿se recomienda cerrar contratos? Refiriendo a los proyectos que están por iniciar construcción o buscando financiamiento. 

Pase lo que pase en la elección, tenemos un marco estructural de cómo seguirá funcionando el sistema eléctrico en Argentina, con intervención del gobierno en términos tarifarios y en cada una de las partes de la cadena de valor, buscando un equilibrio entre generación y demanda para no pegarle a un bolsillo que está muy deteriorado del consumidor argentino. 

Siguiendo ese punto y, dado que el Programa RenovAr fue un programa bastante insignia del gobierno anterior, habría que ver cuáles serán las señales que el gobierno dará con respecto al seguimiento de los proyectos o cambios en la estructuración de cómo se hicieron. 

La realidad es que la situación macro es tan compleja y la posibilidad de hacer un proyecto con financiamiento externo es tan difícil, debido al riesgo país, que a alguien que hoy esté tomando una decisión no le cambiará demasiado si gana, pierde o empata el oficialismo, porque al final del día tenemos dos años y medio de esta gestión, con sus estrategias políticas.

Entonces me parece que el factor más importante es que los inversores y empresas que buscan cerrar contratos entiendan que en los próximos tres años el marco regulatorio y los incentivos estarán dados como ahora. 

Es decir, no va a haber modificaciones en ese sentido. Y bajo ese criterio se debe definir si vale la pena o no avanzar.