Yearly: 2020

El Plan de Descarbonización que inició el Gobierno en junio del 2019 viene funcionando tal cual se previó. Con el cierre de Ventanas 1, de 322 MW, llevado a cabo el martes de esta semana, son cuatro las centrales a carbón que ya han dejado de funcionar en Chile acogiéndose al Estado de Reserva Estratégica (ERE), es decir, recibiendo una remuneración por quedar disponibles como respaldo ante la necesidad de potencia de suficiencia.

“En un año hemos adelantado la salida de 6 centrales respecto de su cronograma original. Así, al 2024 habremos retirado el 30% de la generación a carbón y cerrado 11 de las centrales que existen en Chile”, destacó el ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, durante el evento de cierre de Ventanas 1. El día de hoy, Enel cerrará su planta Bocamina I, de 128 MW, y para principios de año que viene AES Gener cerraría Ventanas 2.

Por su parte, las empresas generadoras, especialmente las de energías renovables, celebran el avance del Plan de Descarbonización pero se oponen a la remuneración que fija el Decreto Supremo N°62 (DS62) del pago por el Estado de Reserva Estratégica.

En diálogo con Energía Estratégica, Teresita Vial Villalobos, directora de ACESOL, explica: “La normativa plantea que las centrales que sirvan como reserva al sistema recibirán el 60% del actual pago por potencia de suficiencia. El efecto que eso traerá que, en el balance anual de potencia, los pagos respectivos deban prorratearse en una mayor cantidad de empresas, ya que se incluirán a aquellas retiradas del sistema pero en ERE y que no han aportado potencia de suficiencia; en consecuencia, este pago lo asumirán el resto de los generadores disminuyendo asimismo su ingreso por potencia”.

Según un estudio realizado por el Director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, Humberto Verdejo, y la consultora EMOAC, el cierre de Tarapacá y Bocamina I, de la compañía Enel; Ventanas I y 2, de AES Gener; y Tocopilla U14 y U15, de Engie, significarán en conjunto $1.355 millones mensuales (alrededor de 2 millones de dólares) por tener que permanecer disponibles ante emergencias hasta el 2025. “Esto, considerando datos de 2018”, aclaran los responsables del análisis.

Otras fuentes consultadas por Energía Estratégica se mostraron en desacuerdo con este esquema, no sólo en su aplicación sino en la forma en que se instrumentó. Algunas generadoras planean ir a la justicia.

Los argumentos fueron que las plantas a carbón, además de ser antiguas, serán reemplazadas por nueva energía (en su mayoría renovable) y no se requerirá de sus servicios de respaldo, por lo que cobrarán por quedar inactivas.

Otro argumento es que no son centrales que puedan funcionar como reserva, ya que su entrada en operación es mucho más lenta que las de otras tecnologías, como, por ejemplo, los motores diésel que pueden ingresar en operación en sólo horas.

A sabiendas de ello, es que el Coordinador concede 60 días corridos para que una planta a carbón inicie operaciones, durante un plazo mínimo de 6 meses.

Estas fuentes aseguran que participaron de las instancias que el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía establecieron en las observaciones de las modificaciones reglamentarias, pero no fueron tomados en cuenta. Lo mismo ocurrió cuando el decreto se trató en Contraloría General de la República. Y poco después fue reglamentado.

En la industria hay distintas opiniones sobre cómo debieran remunerarse las centrales a carbón que se acojan al Plan de Descarbonización, pero todas coinciden que la que se definió no es la correcta. La posición de mayor consenso es que sea el Estado el que indemnice a las centrales por su salida temprana.

“Parece lógico en cierta medida que a aquellas plantas que aún le quedan vida útil y que voluntariamente sean retiradas del sistema por sus propietarios, se las compense de alguna manera por ese cierre adelantado. Sin embargo, esa compensación no debe salir en ningún caso del resto de las generadores ni menos de las renovables que con el sistema recién implementado son las que van a terminar pagando”, opina Vial Villalobos.

La abogada especialista en renovables, por otro lado, critica el modo en que fue aprobado el DS62, que fue ingresado a Contraloría por primera vez en agosto y ya en diciembre se publicó. “En general la evaluación de los reglamentos en Contraloría demoran un año o más, y este que implementa un mecanismo escasamente discutido con el sector y con poco sustento regulatorio, y que por tanto recibió muchas críticas, fue aprobado en tiempo record”, advierte.

Ayer, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó el proyecto de resolución 233 (ver en línea), el cual quedará sometido a consulta pública hasta el 22 de enero.

La propuesta tiene como objetivo ordenar el espectro de proyectos que se han presentado tanto en el sistema eléctrico nacional como en los regionales y locales.

Según la Unidad de Planificación Minero Energética (UPME), a junio de este año se registraban 147 proyectos de generación de energía (en su mayoría renovables), por 8.365 MW, con concepto favorable de conexión. Pero 29 de ellos, por 348 MW, ya tenían su plazo de puesta en marcha vencido y no cuentan con una garantía que ampare el uso de la capacidad de transporte asignada.

Estableciendo un orden, la resolución propone dividir, por un lado, los emprendimientos Clase 1, que son los de conexión de generación y cogeneración de cualquier capacidad, proyectos de autogeneración y de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN) mayores a 5 MW.

Y los de Clase 2, que son aquellos menores a 5 MW, a conectarse en Sistemas de Transmisión Regionales (STR) y de los Sistemas de Distribución Local (SDL).

Los interesados en solicitar asignación, deberán registrarse en una ventanilla única mediante la cual la UPME recibirá las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1, y de aquellos que requieran conectarse al SIN conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 030 de 2018, o aquella que la modifique o sustituya.

A través del sitio web de dicha ventanilla se establecerán las siguientes actividades, además de las que establezca la Comisión y la UPME posteriormente:

1. Registro y publicación de las características y estado de avance de los proyectos que se conectarán al SIN. En el estado de avance deberán poderse verificar las actividades surtidas en cada una de las etapas del proceso.
2. Recepción de solicitudes de asignación de capacidad de transporte y sus respectivos documentos soporte.
3. Intercambio de documentos e información entre el interesado y los agentes responsables de la asignación.
4. Recepción de documentos asociados a la ejecución del proyecto.
5. Recepción y publicación de la capacidad de transporte disponible en las áreas del SIN que defina la UPME.
6. Publicación de otra información relevante.

Las publicaciones a las que se refieren los literales a) y e) anteriores se harán en formatos gráficos que faciliten la transmisión y comprensión de información a los usuarios de la ventanilla única.

Respecto a los proyectos clase 2, la ventanilla única recibirá y publicará la siguiente información suministrada por los Operadores de Red, entre otras, que determinen la CREG y la UPME:

1. Registro y publicación del resumen mensual con la siguiente información: número de solicitudes de conexión y la capacidad solicitada y aprobada, por subestación.
2. Registro y publicación de la capacidad disponible en cada subestación.
3. Certificación mensual del representante legal, de que trata el artículo 4.
4. Otra información relevante.

Como parte de los servicios asociados a la recepción y aprobación de solicitudes de capacidad de transporte, le corresponde a la UPME establecer los protocolos de comunicación y de registro de actividades necesarios para la revisión y evaluación de dichas solicitudes.

En esta ventanilla, la UPME publicará información acerca de la normatividad vigente en materia de aprobación de solicitudes de asignación de capacidad de transporte, así como los procedimientos y costos asociados al estudio de solicitudes.

A través de la ventanilla única establecida en este artículo, los autogeneradores a pequeña escala, autogeneradores a gran escala con entrega de excedentes menores o iguales a 5 MW, y generadores distribuidos, tramitarán sus solicitudes de conexión con los Operadores de Red conforme a los procedimientos y requisitos simplificados establecidos en la Resolución CREG 030 de 2018 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Radicación de la solicitud de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1

Para radicar una solicitud de asignación de capacidad de transporte de un proyecto clase 1 en la ventanilla única, el interesado deberá cumplir los requisitos que se establecen en este artículo.

Para la radicación de la solicitud es requisito que, en el caso de los proyectos de generación, la fecha planeada de entrada en operación comercial se encuentro dentro de los siguientes 15 años contados a partir de la solicitud formal de asignación capacidad de transporte. Por su parte, para los proyectos de conexión de usuarios finales, la fecha planeada de entrada en operación comercial debe ser de máximo 5 años, igualmente contados a partir de la fecha en que se radique la solicitud formal de asignación de capacidad de transporte.

Si la fecha planeada para la entrada en operación comercial del proyecto es superior al período acá mencionado, el interesado deberá presentar una solicitud de exención de este requisito debidamente justificada, para que el responsable de la asignación de la capacidad de transporte decida si acepta dar trámite a la solicitud, y lo informe de manera escrita al interesado.

Para radicar una solicitud de asignación de capacidad de transporte de un proyecto clase 1 se deberá cumplir lo siguiente:

1. Diligenciar el formato de solicitud, según el tipo de proyecto. Este formato será definido y publicado por el responsable de la asignación en la ventanilla única.
2. Pagar la tarifa de revisión y análisis de la solicitud que establezca el responsable de la asignación.
3. A través de la ventanilla única, radicar el formato de solicitud y demás documentación que, según el tipo de proyecto, haya sido definida por el responsable de la asignación. Anualmente la UPME estudiará las solicitudes que sean radicadas hasta el 30 de abril de ese año. Las solicitudes radicadas con posterioridad a esta fecha serán estudiadas por la UPME en los análisis del siguiente año calendario.
4. Dentro de la documentación radicada con la solicitud, como mínimo deberá incluirse el estudio de viabilidad técnica del proyecto y de disponibilidad de espacio físico para la conexión del proyecto al SIN. Si para la conexión se requiere la construcción de una nueva subestación en el SIN, no se requerirá el estudio de disponibilidad de espacio físico para la conexión en dicho punto.

Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la radicación de la solicitud, el responsable de la asignación de capacidad de transporte deberá informar al interesado sobre la aceptación de la solicitud o, en caso de ser necesario, solicitar por una única vez la entrega de documento(s) faltante(s) o incompleto(s). El plazo para la entrega de documentación faltante es de cinco (5) días hábiles, y su incumplimiento se entenderá como el retiro de la solicitud.

La solicitud de asignación de capacidad de transporte tendrá como fecha de radicación formal el día en que, cumplidos los requisitos y el procedimiento, haya sido entregada la documentación completa, y su puesto en la fila de asignación será informado al agente interesado a través de la ventanilla única.

El sistema de información deberá notificarle al transportador que se ha radicado una solicitud de conexión a su sistema. Es responsabilidad del transportador revisar los estudios incluidos en la solicitud y entregar, a través de la ventanilla única, los respectivos comentarios, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la notificación.

Radicación de la solicitud de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 2

Para radicar una solicitud de asignación de capacidad de transporte de un proyecto clase 2, el interesado deberá diligenciar y radicar ante el transportador el formato para el análisis de factibilidad del proyecto. Este formato será definido por el Comité de Expertos de la CREG mediante circular.

Si el transportador no emite la factibilidad del proyecto, deberá informar de esta situación al solicitante, explicando claramente las razones o causas por la cuales no pudo emitirse la factibilidad, para que estas puedan ser corregidas por el solicitante.

El plazo máximo de respuesta de una solicitud de análisis de factibilidad, sea o no emitida, es de siete (7) días hábiles para proyectos en el nivel de tensión 1, y quince (15) días hábiles para proyectos en los demás niveles de tensión. Estos plazos deberán ser contados a partir de la radicación de la solicitud.

Mientras no haya sido publicada la circular CREG de que trata este artículo, los transportadores podrán continuar utilizando sus propios formatos.

Procedimiento para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1

Para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1 cuyas solicitudes hayan sido previamente aceptadas, la UPME deberá evaluar el impacto general de la conexión de dichos proyectos al SIN, considerando los diferentes escenarios de planeación de mediano y largo plazo, y de demanda.

La asignación de la capacidad de transporte se hará de acuerdo con la evaluación arriba mencionada, de manera conjunta para las solicitudes aceptadas que hagan parte de la misma fila de asignación, y utilizando los criterios establecidos en el artículo 12 de esta resolución. Con este fin, el responsable de la asignación elaborará y publicará, antes de aplicarlos, los procedimientos por tipo de proyecto, los criterios a considerar y la prioridad dada a cada criterio.

Para efectos de asignar capacidad de transporte en un punto de conexión determinado, también se podrá permitir la conexión de proyectos con capacidades mayores a las disponibles en todos los escenarios de demanda en el punto de conexión, cuando se prevea que es baja la probabilidad de que todos los generadores del área entreguen su máxima potencia al mismo tiempo. En todo caso, se deben recomendar las medidas de mitigación a adoptar si se presenta dicha situación. La conexión de estos proyectos estará condicionada a la adopción de las medidas de mitigación recomendadas u otras equivalentes.

Si se considera necesario, se deberán definir procedimientos diferenciados por tipo de proyecto, de generación o de demanda, los cuales deberán ser publicados y mantenerse actualizados en la ventanilla única.

A más tardar el 30 de junio de cada año la UPME informará, a través de la ventanilla única, la fila asignada y el puesto en la fila de cada proyecto radicado dentro del plazo definido en el artículo 7.

La asignación de la fila se realizará considerando que:

1. En la fila 1 se analizarán los proyectos que requieran obras de expansión en el SIN.
2. En la fila 2 se analizarán los proyectos que no requieren obras de expansión en el SIN.

Los puestos en las filas serán asignados a partir de la fecha de radicación formal de la solicitud de que trata el artículo 7.

Las solicitudes de proyectos asignados a la fila 1 serán resueltas a más tardar el 20 de diciembre del año en el que entraron en la fila.

Las solicitudes de proyectos asignadas a la fila 2 serán resueltas a más tardar el 30 de septiembre del año en el que entraron en la fila.

Criterios para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1

Para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1 se deberá tener en cuenta, entre otros, los siguientes criterios.

Para proyectos de generación, además de los lineamientos previstos en los numerales 1 y 2 del artículo 4 del Resolución 40311 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía, se tendrán en cuenta los siguientes:

1. Proyectos con mayor beneficio neto por kW de capacidad de transporte solicitada al sistema. Para este cálculo se tendrán en cuenta, entre otros, los beneficios incrementales por disminución de restricciones y pérdidas de energía y/o por mejoras en la confiabilidad y seguridad de la operación, debido a la conexión del proyecto, netos de los costos de expansión requeridos.
2. Proyectos con mayor avance en licenciamiento ambiental y consultas previas.
3. Proyectos con menores costos variables de operación.
4. Proyectos con el puesto más alto en la fila, en donde el primer puesto corresponde a la primera solicitud aceptada.

Para proyectos de transporte y de usuarios finales:

1. Proyectos con mayor avance en licenciamiento ambiental y consultas previas.
2. Proyectos que generen menor impacto para la operación del sistema, en términos de calidad y confiabilidad.
3. Proyectos con el puesto más alto en la fila, en donde el primer puesto corresponde a la primera solicitud aceptada.

La UPME definirá la inclusión de criterios adicionales y la priorización de los criterios para el procedimiento de asignación.

Procedimiento para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 2

Para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 2, el responsable de la asignación deberá analizar el impacto de la conexión del proyecto en su sistema, y su planeación de mediano y largo plazo.

La asignación de la capacidad de transporte se hará de acuerdo con el análisis mencionado y, con este fin, el responsable de la asignación elaborará y publicará los procedimientos, los criterios a considerar, y la prioridad dada a cada criterio, dependiendo de las características por tipo de proyecto. Dichos criterios y procedimientos deberán asegurar que se permita el libre acceso a las redes de transporte del SIN en los términos establecidos en la normativa vigente, en particular lo establecido en la Resolución CREG 156 de 2011, o en aquella que la modifique o sustituya.

Los procedimientos para el estudio de las solicitudes deberán ser definidos por el responsable de la asignación, y deberán ser publicados y mantenerse actualizados en la ventanilla única, según las características del proyecto.

El gobernador Sergio Ziliotto y el titular del Consejo Federal de Inversiones, Ignacio Lamothe, firmaron un convenio que prevé que el organismo aporte 55 millones de pesos para invertir en el Programa de Fortalecimiento de la Matriz Energética pampeana.

“Vamos a determinar la potencialidad y viabilidad de distintas zonas de la provincia, para avanzar en la soberanía energética con un plan para los próximos veinte años”, definió el gobernador.

El convenio se selló a través de una videoconferencia en la que el mandatario pampeano y el titular del organismo federal coincidieron “en la necesidad de trabajar en forma mancomunada, técnica y financieramente, para lograr los objetivos trazados por el Gobierno Provincial en materia de energía”.

Los recursos del CFI, sumados a los que invierte el Gobierno de La Pampa “permitirán el fortalecimiento de la matriz energética pampeana, basados en Ley de Desarrollo Energético Provincial, como herramienta fundamental para crear las condiciones que posibiliten generar  energía de mayor calidad y a menor precio para todos los sectores”, destacaron desde el Gobierno Provincial.

El objetivo del gobernador Ziliotto será “dotar de ventajas comparativas a La Pampa para la creación de empleo genuino, y al mismo tiempo elevar la calidad de vida de los pampeanos”.

Proyectos a desarrollar

El convenio contempla el desarrollo conjunto de proyectos vinculados a la generación de energías alternativas, además de la instrumentación de acciones tendientes a generar “ahorro y eficiencia” en los usuarios residenciales, comerciales e industriales.

Las iniciativas proyectas son el Desarrollo de proyectos de generación fotovoltaica en tres localidades Punta de Línea: Caleufú, Algarrobo del Águila y Victorica;  Desarrollo de un proyecto de generación fotovoltaica en General Pico; Desarrollo de un proyecto de generación fotovoltaica en Realicó; Desarrollo de un proyecto de generación térmica en La Adela; Desarrollo de un proyecto de generación hidráulica en La Adela; Desarrollo de un proyecto de generación hidráulica en 25 de Mayo; Desarrollo de un proyecto de generación eólica en General Pico integrada al sistema del Parque Industrial; Desarrollo de un proyecto de generación a base de biomasa forestal en las localidades de Victorica, Telén y Carro Quemado.

Este proyecto comenzó hace 9 años, impulsado por Vanesa Odi, luego lo continuó Leonardo Simoniello, siguió siendo trabajado por el exconcejal Sergio “Checho” Basile, y este año lo tomó Laura Spina.

En la Comisión Multisectorial de la Promoción y Ejecución de Políticas Energéticas Locales, participan además del HCM y Secretarías del D.E.M., las universidades UNL, UTN, la UCSF, el INTI, ONG’s como CEMUPRO, TRAMATIERRA y expertos en la materia.

“Tenemos el convencimiento de que los gobiernos locales tienen un desafío central en los problemas vinculados al cambio climático, su futuro está cada vez más en manos de las ciudades y la COMPEL es el espacio institucional en el Municipio de Santa Fe para discutir sobre la energía”, expresó Spina.

El proyecto busca contribuir con la generación de instrumentos que promuevan el abastecimiento futuro con energías renovables debido a que en la actualidad existe una alta dependencia de los combustibles fósiles, lo que incide en gran medida, sobre la contaminación atmosférica y la calidad ambiental.

Son objetivos de la resolución contribuir con la generación de instrumentos que promuevan el abastecimiento energético futuro; fomentar la diversificación de la matriz energética y disminuir la dependencia de los combustibles de origen fósil; coordinar con organismos o entes nacionales, provinciales y/o municipales con competencia en la materia la implementación de herramientas para promover la incorporación de sistemas de captación y/o aprovechamiento de energías renovables; incorporar en obras públicas sistemas de captación y/o aprovechamiento de energías renovables; impulsar programas de educación, concientización y difusión sobre el tema; promover la investigación e inversión en generación, producción y aplicación de energías renovables y fomentar en la población el conocimiento y la aplicación de criterios de eficiencia energética y consumo responsable de la energía.

“La comunidad internacional está preocupada por el cambio climático y no son pocas las leyes promulgadas que buscan disminuir la emisión de gases de efecto invernadero, tener un uso más eficiente de la energía, impulsar las energías renovables, combatir la deforestación, por nombrar sólo algunas de las iniciativas que se plantean en estas leyes” dijo Spina.

“En lo que respecta a nuestra provincia podemos decir que ha avanzado muy positivamente desde el 2016 cuando la gestión de Miguel Lifschitz lanzó el programa Prosumidores que proponía beneficios para los ciudadanos que inyecten energías renovables a la red eléctrica santafesina”, recordó la concejala.

“Todas estas iniciativas hablan de la importancia del tema, su vigencia y de la necesidad de avanzar sólidamente en nuestra ciudad hacia la modificación de la matriz energética a partir de la incorporación de energías limpias” finalizó la referente radical.

Obras públicas y privadas: hacia una matriz renovable

En ampliaciones, reconstrucciones, reformas y/o transformaciones de obras públicas existentes, la iniciativa propone la incorporación de alguno de los sistemas de captación y/o aprovechamiento de energías renovables, siempre que ello fuere técnicamente viable, económicamente sustentable y genere un aporte razonable de energía en relación a la obra y a la inversión a realizar.

El D.E.M. deberá trabajar en la incorporación de estas pautas en el Reglamento de Edificación, y establecerá las clasificaciones por cantidad de metros cuadrados, y los plazos en que serán obligatorias para las obras nuevas los sistemas de aprovechamiento de energías renovables, principalmente en los supuestos de nuevos planes habitacionales; edificios de oficinas y/o atención ciudadana; obras destinadas a equipamiento de salud; construcciones deportivas públicas.

Para el caso de obras privadas nuevas o ampliaciones, reconstrucciones, reformas y/o transformaciones, el proyecto prevé la incorporación de forma sistemática y progresiva de sistemas de captación y/o aprovechamiento de energías renovables a través de los mecanismos y herramientas previstas en la resolución. Estas modificaciones volverán luego al concejo como Mensaje.

El módulo permite facilitar el acceso y revisar el estatus tanto global de cada empresa, como particular de cada instalación que le pertenece, así como ingresar al detalle de cada una de los registros que deben ser informados conforme a la normativa.

De esta forma, cada propietario podrá revisar de forma desagregada, aquellos campos que cuentan con información técnica correcta, de aquellos que no cuentan con respaldos o bien han sido rechazados por inconsistencias detectadas por el Coordinador, con el fin de que sean regularizadas.

Este cambia se aplica conforme lo exige la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en su Anexo Técnico: Información Técnica De Instalaciones y Equipamiento.

Para acceder al nuevo módulo, basta con ingresar a la dirección web de la Plataforma Infotécnica http://infotecnica.coordinador.cl , y acceder al menú superior, llamado Grado de Cumplimiento Coordinados.

Los proyectos avanzarán las tecnologías de almacenamiento de energía bajo el Anuncio de Oportunidades de Financiamiento (FOA)

Estos proyectos acelerarán el desarrollo de opciones tecnológicas para gestionar la transición energética que se está llevando a cabo para descarbonizar y aumentar la flexibilidad de la generación de energía fósil y apoyar a la red del futuro con una creciente generación variable de energía renovable.

Los proyectos seleccionados incluyen tecnologías de almacenamiento de energía térmica, química, mecánica y otras tecnologías innovadoras de almacenamiento de energía integradas con una gama de activos fósiles.

Dieciséis de los proyectos se centrarán en el hidrógeno y el amoníaco, que son portadores clave de energía de bajo carbono con el potencial de permitir el almacenamiento de energía de larga duración y descarbonizar los sectores industrial y de generación de energía.

Aproximadamente la mitad de los proyectos de hidrógeno incluyen el almacenamiento subterráneo de hidrógeno en sal, aunque uno incluye el almacenamiento geológico sedimentario.

La otra mitad de estos proyectos de hidrógeno seleccionados se centran en el almacenamiento de hidrógeno de gran capacidad en la superficie para ser integrado con un activo fósil.

Nueve proyectos se centrarán en el almacenamiento de energía térmica, incluidas opciones maduras como la sal fundida, que pueden ofrecer oportunidades de despliegue a corto plazo, y enfoques innovadores (por ejemplo, el uso de materiales naturales de bajo costo como guijarros o arena para almacenar energía térmica).

Se prevé que la capacidad de almacenamiento de los proyectos supere los 10 MWh y que muchos de ellos, si no todos, duren más de cuatro horas.

Los emplazamientos previstos para los proyectos a corto plazo se distribuirán por lo menos en 11 estados y funcionarán en muchos de los principales mercados regulados.

Entre esos mercados figuran el Operador de Sistemas Independientes de California, el Operador de Sistemas Independientes del Medio Continente, Southwest Power Pool Inc., el Consejo de Fiabilidad Eléctrica de Texas y el Operador de Sistemas Independientes de Nueva York.

Este programa es coherente con el Gran Reto de Almacenamiento de Energía del DOE, que busca posicionar a los Estados Unidos como un líder mundial en almacenamiento de energía.

El Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (NETL) manejará los proyectos, que fueron seleccionados de tres áreas de interés (AOI) dentro del FOA.

El viceministro de Energía, Miguel Lotero, precisó que en marzo del año entrante se darán a conocer detalles de la subasta de energías renovables a largo plazo y que en junio se publicarán los pliegos licitatorios, dándose formalmente inicio a la convocatoria. En octubre se adjudicarían las ofertas.

En una entrevista para Energía Estratégica, Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, analiza los aspectos de la nueva subasta y lo que deparará el 2021.

¿Cree que la subasta marcará centralizará la agenda de las renovables en Colombia del 2021?

Creo que sí, porque será un empujón muy grande para las renovables. Va a haber mucha discusión y debate, sobre todo teniendo en cuenta que en febrero o marzo va a salir una resolución sobre las características de la convocatoria y en septiembre u octubre será la subasta. Es decir que casi todo el año estaremos discutiendo el pliego y los términos.

Ese va a ser el tema central, pero también habrá otros que van a ser muy importantes, como el avance de los proyectos que se adjudicaron el año pasado. Se espera que el año entrante va a ser el momento en que inicien construcción, donde se importen todos los equipos que se instalarán en La Guajira.

Otro tema que estamos esperando es la reglamentación sobre conexiones. El gobierno sacó este año una resolución indicándole a la CREG una serie de reformas y dándole algunas pautas para evitar el acaparamiento de las conexiones, intentando eliminar especulaciones. Es posible que en enero salga la resolución a consulta pública.

Y hay otros temas regulatorios que van a ser muy importantes también en el 2021, como el mercado intradiario y el mercado vinculante, que van a ser dos aspectos que van a profundizar el mercado de bolsa y a ayudar a que las renovables puedan hacer ofertas más cercanas a la realidad.

¿Cómo operará cada una de las modificaciones de esos mercados?

El intradiario permitirá que durante el día haya diferentes posibilidades de ofertas, posiblemente tres o cuatro. Eso posibilitará que el pronóstico que debe hacer una empresa que oferte renovables sea cada 6 u 8 horas, lo que le permitirá tener menos desviaciones. Entonces eso otorga mayor certidumbre sobre las ofertas y no ser penalizado con las desviaciones.

Y el mercado vinculante tiene que ver con que el despacho se define el día anterior pero allí no se determina ningún precio. La propuesta es que el día anterior se defina un precio. Eso permitirá que mejore la eficiencia del mercado, definiendo precio y cantidad.

Volviendo al tema subastas, ¿cree que esta convocatoria estará más orientada a los proyectos solares fotovoltaicos que eólicos, sobre todo teniendo en cuenta las complejidades que están atravesando los parques adjudicados en La Guajira durante la licitación anterior?

Aquí hay que tener en cuenta el objetivo del gobierno, que, como lo ha anunciado, está más enfocado al tema de la reactivación económica. Entonces interesará la participación de proyectos nuevos, para generar mayor inversión y nuevo empleo.

Eso quiere decir que si los proyectos son totalmente nuevos, los que tienen más probabilidades son los solares. Primero, porque hay un número importante de proyectos que tienen avanzado su desarrollo, como estudios ambientales y puntos de conexión aprobados.

A los eólicos nuevos que todavía no hayan participado de las subastas les costará más trabajo, porque si no tienen conexión aprobada no podrían participar.

Veo que los eólicos que pueden llegar a participar son los que ya han sido adjudicados y no pudieron colocar toda su energía. Quizás quieran colocar aquellos excedentes en esta nueva subasta. Pero hay que ver si el Gobierno no pone alguna restricción para su participación, es algo que no lo sé y quizás este por verse.

Mucho de esto dependerá de cómo el gobierno diseñe la subasta.

¿Cree que los contratos van a ser financieros, como en la subasta anterior?

Yo creo que sí. Creo que en general no va a haber cambios muy importantes entre la subasta del año pasado con respecto a la que viene, porque esa convocatoria ya funcionó y no creo que haya cambios profundos.

¿Y eso podría hacer que proyectos que no hayan sido adjudicados en la subasta anterior y se conecten a la Colectora puedan participar?

Es posible.

En la actividad, el Ministro Juan Carlos Jobet señaló que “desde Puchuncaví estamos cumpliendo con nuestro compromiso y haciendo historia. La salida de la central Ventanas 1 se suma a otras 3 que ya hemos cerrado y a la que cerraremos pasado mañana en Coronel”.

Agregó que “en un año hemos adelantado la salida de 6 centrales respecto de su cronograma original. Así, al 2024 habremos retirado el 30% de la generación a carbón y cerrado 11 de las centrales que existen en Chile”.

El ministro Jobet destacó que “la transición hacia una matriz energética más limpia y nuestro compromiso hacia la carbono neutralidad al 2050, es una tremenda oportunidad para mejorar la calidad de vida de los chilenos, por lo que debemos seguir buscando oportunidades para ir más rápido considerando factores operativos, laborales y ambientales; por el bien de los vecinos y del planeta”.

El Ministro hizo hincapié en que “para que la energía barata y limpia generada por las centrales renovables llegue a los hogares y a los distintos centros de consumo es importante contar con líneas de transmisión. Hoy ya contamos con 767 km en líneas de transmisión en construcción que viabilizarán la transición energética de manera segura.

La Central Ventanas 1 pasará a un Estado de Reserva Estratégica (ERE). La Seremi de Energía de Valparaíso, Fernanda Pinochet Olave, indicó que “ la unidad estará disponible como respaldo solo en caso de que exista una situación excepcional o una crisis energética que ponga en riesgo la seguridad y suficiencia del sistema, para lo cual podrían ser requeridas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN)”.

Cabe señalar que, las centrales que se encuentran en ERE pueden permanecer así por un plazo máximo de 5 años previos al retiro final.

Ricardo Falú, Gerente General AES Gener indicó que “hemos invertido en las centrales Ventanas 1 y Ventana 2 US$250 millones en equipos de abatimiento para poder siempre garantizar ser amigables con el medio ambiente. Siempre la operación de AES Gener ha cumplido cabalmente”.

El sector energía tiene en construcción 144 proyectos a noviembre de 2020, equivalentes a 44 obras de transmisión que totalizan 767 km de líneas, y 100 central de generación por 6.904 MW, de las cuales, 95% son renovables y representan una inversión de US $13.548 millones.

BOCAMINA 1

A sólo pocas horas de finalizar el 2020, el Ministro Jobet tiene contemplado para este jueves 31 de diciembre, cerrarademás de forma definitiva la central de Enel, Bocamina I, que se encuentra en Coronel, en la región de Bío Bio.

El cierre de ambas centrales -Ventanas 1 y Bocamina 1- significan el retiro de 242 MW y la reducción de más de 705.000 toneladas de CO2, equivalentes a la salida de circulación de más de 277.000 vehículos.

A través de un comunicado oficial, el organismo conducido por Andrea Confini detalló que, junto a inversores privados, buscan reemplazar el sistema actual con base en el gas natural del paraje por otro sin impactos de emisiones nocivas.

Además, según explicaron desde el ente, el proyecto contempla la instalación de un generador eólico bajo el formato de invernadero, que tiene el fin de sumar la actividad del cultivo de vegetales para abastecer a los habitantes de la zona.

Con el objetivo de avanzar en el plan, días atrás se llevó a cabo una reunión entre las diferentes áreas gubernamentales involucradas en la iniciativa, donde estuvieron presentes el secretario de Energía Eléctrica, Néstor Pérez, junto a autoridades provinciales de la cartera e ingenieros y socios de la firma argentina Tango Winds.

Entre los objetivos planteados para el programa de energía limpia, el organismo rionegrino busca “transformar los vientos de la localidad para beneficio de las 25 familias residentes”.

De acuerdo información oficial, la iniciativa está integrada dentro del marco de “las políticas transversales abordadas por el Gobierno de Río Negro, que incluyen a la Secretaría de Energía, la Secretaría de Inversiones y la Dirección de Comisiones de Fomento”.

Respecto al plan, el titular de Inversiones, Gonzalo Medina, explicó: “La estrategia de apoyo a este desarrollo viene dada con una prueba piloto específica que podría replicarse en otras comunidades bajo distintos formatos disponibles”.

En tanto, el jefe de generación aislada del ente energético, Osvaldo Svampa, agregó: “Al producir su propia energía sobre la base de los vientos, se reduce notablemente el consumo tradicional y por ende los costos de asistencia eléctrica para la provincia”.

Compartimos la carta que envió AAEE a Energía Estratégica: 

No obstante, el fallecimiento de nuestro anterior presidente y fundador, Dr. Erico Spinadel, los terribles efectos que causo la pandemia mundial de Covid 19 y los inconvenientes que produjo la situación de cuarentena desde marzo de este año hasta la actualidad, podemos decir que hemos podido reaccionar de un modo resiliente y proactivo.

En un momento de incertidumbre sin precedentes, nos propusimos profundizar programas y proyectos en los temas que ya dominaba la AAEE Dr. Erico Spinadel. Hemos propiciado un cambio de orientación en el funcionamiento, tendiendo remplazar la capacidad que tenía el Dr. Erico Spinadel para abordar todos los temas.

En el área educativa expandimos y profundizamos los cursos que se venían dictando y nos encontramos creando nuevas propuestas.

Asimismo, estamos estableciendo alianzas estratégicas de vinculación y colaboración con numerosas instituciones, entre otras, Universidad de Buenos Aires, Universidad Tecnológica Nacional, Instituto de Tecnología Industrial y Federación Argentina de Cooperativas de Electricidad, para la implementación de proyectos, de intercambio y perfeccionamiento de tecnología con el objetivo de ofrecer esos conocimientos a nuestros socios y el medio eólico nacional.

En el marco Internacional nuestra participación en Congresos y Encuentros ha sido desde sus inicios un factor fundamental para estar vinculados con la tecnología eólica internacional, este año hemos participado como disertantes en seminarios web organizados por la Word Wind Energy Association(WWEA) e hicimos efectivo como ya es tradición para nuestra organización el nombramiento Embajador del Viento “área argentina”, con el acuerdo del Global Wind Energy Council (GWEC) uniéndose de esta manera a la celebración mundial del Día Global del Viento.
internacionales

Hoy 29 de diciembre de 2020 a las 17.30 de manera virtual se llevó a cabo la Asamblea General Ordinaria, cumpliendo con las prescripciones de la Res IGJ 11/2020.

En ella, entre otras actividades, se eligieron las autoridades correspondientes a la Comisión Directiva y al Órgano de Fiscalización, siendo sus integrantes:

Presidente: Héctor Raul Pagani
Secretario: Jorge Maislin
Tesorero: Juan Pedro Agüero
Vocal titular I: Pablo Spinadel
Vocal titular II: Agustin Piccoletti
Vocal suplente I: Jorge Gil
Vocal suplente II: Marco Zazzini
Órgano de Fiscalización:
Miembro titular I: Florencio Gamallo
Miembro titular II: Ricardo Bolzi
Miembro suplente: Ariel Fabian González

LFE informa sobre sus próximos encuentros que contarán con la participación de los principales ejecutivos y decisores políticos del sector de la energía sostenible.

En su primera edición, realizada los días 24 y 25 de noviembre, reunió a más de 20 mil personas en dos jornadas, siendo el encuentro con la mayor convocatoria del año, gracias a los prestigiosos expertos, ministros de energía, ejecutivos y empresarios que analizaron el futuro de la energía.

De cara al próximo año, LFE comparte sus próximas fechas para una gira que cubrirá toda Latinoamérica y Caribe.

Gira LFE 2021

• Latam Future Energy Wind Virtual Summit: 17-18 Marzo 2021
• Latam Future Energy Distributed Generation Virtual Summit: 21-22 Abril
• Latam Future Energy Hydrogen & Storage Virtual Summit: 7-8 Julio
• Latam Future Energy South America Summit: Septiembre 2021
• Latam Future Energy Mexico, Central America & The Caribbean Summit: Noviembre 2021

En su primera edición, participaron los ministros de energía de los países con mayor atractivo para el desarrollo de las energías limpias, además de otras figuras destacadas:

El acuerdo entre AICAT y Latinoamericana de la Energía se firmó con la presencia del ministro de Inversión y Desarrollo de Catamaraca, Aldo Sarquís, en su carácter de presidente del directorio de la empresa estatal, y el representante de la mencionada firma privada, Luis Alberto Romero.

¿En qué consiste? Según informan desde el Gobierno de Catamarca, Parque Solar Los Zorritos (50 MW) aportará además del contrato PPA con la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) a 20 años de plazo, la financiación del 80 por ciento del CAPEX otorgado por convenio suscripto con la firma HDSolar..

Esto incluye las garantías de fiel cumplimiento de contrato otorgada a favor de CAMMESA por la suma de 12.375.000 dólares americanos. En tanto, la compañía garantizará el capital invertido en la gestión y gerenciamiento del EPC, y operación y mantenimiento.

Por su parte, Agroindustria Catamarca Sociedad del Estado (Aicat SE) se compromete a gestionar la construcción de las obras de interacción eléctrica necesarias para evacuar la energía generada en el parque solar fotovoltaico, que involucra la estación transformadora de 132/33 KV con un transformador de 60 MVA acorde a la potencia del parque y a cualquier otra infraestructura necesaria para tal fin.

Además se ocupará de la realización del desmonte, nivelación y movimiento de suelo y vallado dentro de la parcela reservada para la ejecución del proyecto, como así también colaborará con las gestiones necesarias ante el Banco de la Nación Argentina u otro organismo o institución bancaria a fin de obtener la financiación del 20 por ciento del Equity de la Inversión.

Para finalizar, la empresa estatal gestionará la concesión del predio donde se desarrollará el parque solar.

Según establece el acuerdo, el emprendimiento será gestionado y ejecutado, tanto en la provisión como en el montaje de la planta solar fotovoltaica en su totalidad, por parte de Latinoamericana de la Energía, en su carácter de accionista de Parque Solar Los Zorritos y empresa especializada en EPC y Operación y Mantenimiento.

Finalmente, el convenio establece que una vez cumplimentadas todas las obligaciones a cargo de cada una de las partes, se procederá a suscribir la correspondiente ampliación de acciones societarias, teniendo en cuenta el efectivo aporte mediante los trabajos realizados, valorados y tasados, conforme y en los términos de la Ley de Sociedades Comerciales.

Así, se deja establecido que la participación en las ganancias por parte de Aicat SE no será inferior al ocho por ciento de lo producido.

Como antecedente cabe citar que por resolución N° 52 del Ministerio de Inversión y Desarrollo en junio pasado se declaró de interés provincial el Parque Solar Los Zorritos, por lo que se consideró de gran utilidad para la provincia que se involucre a la firma Aicat SE en la participación activa y accionaria del parque solar, a los efectos de colaborar e impulsar la construcción, operación y mantenimiento de dicho proyecto de energía renovable.

AES Brasil informa la adquisición de dos parques eólicos en el noreste de Brasil a Cúbico Brasil por un total de 806 millones de reales, incluyendo las deudas.

La transacción se suma a otra adquisición reciente de la empresa y sigue la estrategia del Grupo AES de centrar su expansión en el país más grande de América Latina en activos de generación renovable, principalmente plantas de energía eólica.

El monto acordado de la compra incluye R$529 millones de capital y R$277 millones de asunción de deuda para los proyectos. La operación será financiada en su totalidad a través de la capacidad de deuda adicional del proyecto y de la empresa.

«Con la finalización de la transacción, AES Brasil tendrá una capacidad instalada de 4 gigavatios (GW) de su cartera 100% renovable. Este proyecto está alineado con nuestra estrategia de crecimiento y diversificación y la potencial creación de un cluster eólico en la región noreste del país», destaca la empresa.

AES Brasil, que recientemente adoptó este nombre para reemplazar a AES Tietê, también dijo que la adquisición encaja con su estrategia de diversificación dirigida a expandir los activos de fuentes renovables complementarias a la hidroeléctrica y con contratos a largo plazo.

Las empresas negociadas con Cúbico están en funcionamiento desde 2013. La producción se negoció en contratos en el mercado energético regulado, adjudicados en subastas promovidas por el gobierno entre 2009 y 2011.

AES declara que, una vez concluida la operación, convocará una reunión extraordinaria de accionistas para ratificarla, y se informará oportunamente, si procede, de las condiciones de retirada de los accionistas disidentes.

El acuerdo con Cúbico es el primero anunciado por AES Tietê después de un reciente cambio en la dirección de la empresa en diciembre, cuando Clarissa Sadock fue nombrada la nueva directora general de la empresa.

Anteriormente, en agosto, AES Brasil había sellado la compra de los parques eólicos de J. Malucelli en Rio Grande do Norte por 650 millones de reales.

El promotor de proyectos solares globales Lightsource bp, la empresa de gestión de activos Capital Dynamics y la empresa de ingeniería, adquisición y construcción de energías renovables Wanzek Construction se unen a la junta directiva de la SEIA, con efecto inmediato.

Estas adiciones al liderazgo de SEIA vienen después de que la organización reveló una audaz agenda política para la administración de Biden-Harris y el 117º Congreso.

«A medida que navegamos por las nuevas dinámicas en Washington, estos son los líderes que necesitamos a nuestro lado para avanzar en nuestra visión política y marcar el comienzo de la Década Solar+», valoró Abigail Ross Hopper, presidente y CEO de la Asociación de Industrias de Energía Solar.

«Tener voces de toda la cadena de valor solar será importante para nuestro éxito, y estamos encantados de tener a Lightsource bp, Capital Dynamics y Wanzek a bordo para el trabajo que tenemos por delante».

Wanzek es una empresa constructora líder con sede en Fargo, Dakota del Norte, especializada en el diseño, adquisición y construcción de proyectos solares y eólicos. En los últimos 50 años, se ha convertido en una de las mayores fuentes de la nación para la infraestructura, construcción  y otros servicios en las industrias de la construcción eólica, solar e industrial.

«La energía solar está en camino de convertirse en la principal fuente de nueva generación de energía renovable en los años venideros y estamos comprometidos a ayudar a dar forma a eso para los clientes y las comunidades a las que servimos», expresó Troy Ochoa, Vicepresidente de Wanzek de Construcción Solar.

Capital Dynamics es una empresa independiente de gestión de activos globales con más de 17.000 millones de activos bajo gestión y asesoramiento. A través de su plataforma de Infraestructura de Energía Limpia, la firma es uno de los mayores inversores solares de los Estados Unidos, con una cartera total de activos solares en construcción y operación que ha alcanzado los 6,7 gigavatios a finales de 2020.

«Creo que ahora es más importante que nunca que las empresas se unan a SEIA para ayudar a impulsar nuestra industria», saludó Benoit Allehaut, Director Gerente de Infraestructura de Energía Limpia de Capital Dynamic.

Lightsource bp es un líder global en el desarrollo y gestión de proyectos de energía solar, y una empresa conjunta 50:50 con bp.

«La energía solar está lista para un año crucial en 2021, lo que subraya la importancia de que SEIA, sus miembros y su junta directiva aboguen por políticas con visión de futuro que impulsen un crecimiento laboral continuo y equitativo para los trabajadores estadounidenses, y ayuden a nuestro país a prosperar en la transición a una red eléctrica que funcione con energía renovable limpia, fiable y asequible», confió Kevin Smith, director ejecutivo de Lightsource bp para las Américas.

La compañía también remarcó que el EBITDA (beneficios antes de restar intereses, impuestos, depreciación y amortización) creció un 25% con respecto al mismo periodo de 2019.

“La energía renovable representó el 80% del EBITDA, con una generación de más de 1.700 GWh acumulados a septiembre, equivalente al consumo de energía de más de 430.000 hogares. Esta performance es mayormente explicada por los parques eólicos Madryn II y Pomona I y II, inaugurados en la segunda mitad de 2019 con un total de 264 MW de capacidad instalada», explican en Genneia.

Y aseguran que «de esta manera, el EBITDA de Genneia alcanzó los u$s 262 millones en los últimos doce meses”, señaló la compañía en un comunicado. Durante los primeros nueve meses acumula un total de u$s 195,9 millones».

Durante el tercer trimestre de este año, más del 90% de las ventas se encontraban denominadas en dólares bajo contratos de largo plazo. “Más del 50% de los ingresos de Genneia se encuentran respaldados por las garantías del FODER y Soberana, contando algunos contratos con el respaldo del Banco Mundial”, remarcó la empresa.

Casi el 10% de la matriz energética en el país proviene de fuentes renovables.Y la generación de Genneia representa el 20% de la energía renovable utilizada en el país (el 25% del total de la eólica).

Durante este año, la firma puso en marcha un parque eólico en la ciudad de Necochea (Vientos de Necochea, de 38 MW) y en los primeros meses de 2021 la compañía terminará la construcción de otros tres proyectos eólicos en Chubut.

“Genneia completó con éxito su plan de financiamiento para 2020 y superó los desafíos de los controles de capital y el acceso regulado al mercado de divisas. La empresa confirmó su flexibilidad financiera y acceso al mercado local”, señalan desde la empresa.

La Sociedad Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ) está avanzando en estrategias con distintos países de la región para la producción futura de hidrógeno a partir de energías renovables. Hasta el momento avanzó con Chile.

El 3 de noviembre pasado, el Ministerio de Energía de Chile publicó su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, la cual, entre otros aspectos, busca aprovechar la oportunidad de producir y exportar hidrógeno verde y sus derivados, que incluyen amoniaco, metanol y combustibles sintéticos.

Su desarrollo considera tres objetivos: i) producir el hidrógeno verde más barato del planeta para 2030; ii) estar entre los tres principales exportadores para 2040 y; iii) contar con 5 Gigawatt de capacidad de electrólisis en desarrollo para 2025.

Y esto está considerado a través de tres etapas: acelerar el despliegue del hidrógeno verde en aplicaciones nacionales clave para 2025; entrar al mercado de exportación para 2030; y ser líder exportador global de hidrógeno verde a partir del costo de producción más barato del planeta (inferior a 1,5 USD/kg).

De este modo, Chile lidera este proceso en la región, pero hay otros países (como es el caso de Colombia) que también están interesados en embarcarse hacia la producción de este gas generado a partir del agua, el cual es considerado como el combustible del futuro.

En una entrevista para Energía Estratégica, Rodrigo Vásquez, Asesor Senior del Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la Sociedad Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ) en Chile, analiza el panorama.

¿Qué rol jugó la GIZ en el desarrollo de la Estrategia de Hidrógeno Verde que está impulsando Chile?

Desde 2015 que el programa de energía 4e de la GIZ ha estado fomentando el desarrollo del hidrógeno verde en Chile, a través de distintas acciones, como la realización de dos importantes conferencias internacionales junto al Ministerio de Energía y CORFO, acercando el hidrógeno a la industria y los desarrolladores de proyectos, lanzando un libro sobre la tecnología y las perspectivas para Chile, estudios para sentar las bases de la normativa, impactos ambientales, financiamiento y empleos.

De esta manera hemos contribuido a generar todo un contexto en el cual el Ministerio de Energía comenzó a generar esta Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, junto con los demás actores público y privado.

¿De qué manera va a cooperar Alemania en este desarrollo, con qué recursos, y por qué decidió involucrarse?   

Los proyectos del programa 4e están financiados por el Ministerio Federal del Medio Ambiente de Alemania, con la finalidad de apoyar la transición energética en Chile en el ámbito de luchar contra el cambio climático.

Uno de los énfasis de esta cooperación es el desarrollo del hidrógeno como elemento clave en la descarbonización de las matrices energéticas. Además, a través del proyecto Energy Partnership, se están estableciendo los lazos para trabajo conjunto en temas de exportación de hidrógeno y derivados, combustibles verdes y otras tecnologías que son de interés mutuo.

¿A su parecer, cuáles serán los desafíos más importantes que deberán atravesar los sucesivos gobiernos chilenos para que la política sea exitosa?

Para establecer un desarrollo de largo plazo, se deberá completar el marco regulatorio del hidrógeno en Chile, así como buscar alianzas con país industriales, como los EE.UU., Alemania o Japón, por un lado para atraer inversiones para proyectos de hidrógeno en el país, así como de desarrollar la cadena de valor de la exportación de hidrógeno verde y sus derivados a estos países.

Pensando en una integración latinoamericana, ¿de qué manera podrían contribuir los países de la región al desarrollo que se están dando en Chile y qué rol podría tener Latinoamérica en la producción futura del hidrógeno?

La clave para producir hidrógeno son las energías renovables. La región tiene el potencial de aumentar la capacidad renovable, la cual se necesita producir hidrógeno verde a gran escala.

La demanda energética en países industriales como Alemania, Francia o Japón es demasiado alta para cubrirla sin importaciones. El resto de los países latinoamericanos también cuentan con recursos renovables que pueden ser desarrollados, teniendo la oportunidad de  exportar su potencial renovable al mundo.

Para ello, ¿la GIZ está teniendo conversaciones con países de Latinoamérica además de Chile?

El programa 4e de la GIZ lanzó la plataforma H2LAC.org para el intercambio y fomento regional del hidrógeno verde. Por el momento estamos en conversaciones con las otras oficinas de la GIZ en la región para establecer una red de conocimientos e intercambio en Latinoamérica.

La emisión de bonos ordinarios, colocada en el mercado secundario, obtuvo una calificación de riesgo de crédito otorgada por Fitch Ratings de AA- (Col), tiene un plazo de 3 años, una tasa fija del 6.80% anual y contó con la participación de un número plural de inversionistas institucionales, entre los que figuran: la banca comercial, administradoras de recursos de terceros y aseguradoras.

CIFI, enfocada en la estructuración y financiamiento de proyectos de infraestructura, sector privado, cuenta con un especializado conocimiento de la región que le han permitido participar de la financiación de unos 180 proyectos, con énfasis en el sector de energías renovables.

Para César Cañedo-Argüelles, CEO de CIFI, “esta emisión refleja la continuidad de la estrategia de diversificación de fondeo que lleva adelante la institución, logrando ampliar la base de inversionistas y apoyando el objetivo de ser un actor importante en los mercados de capitales regionales”.

Además, la brecha de infraestructura de la región contrasta con la liquidez de los inversores institucionales, que mantienen una alta proporción de inversiones en títulos gubernamentales y depósitos bancarios.

“CIFI ofrece una excelente oportunidad de diversificación a los inversores, quienes pueden participar en el modelo de negocio de CIFI, ya sea con la participación directa en fondos de deuda en moneda local o en US$, o a través de nuestro balance, como es el caso de esta transacción. Ello les da acceso a conocer mejor los proyectos de infraestructura que estructuramos, así como aspectos relevantes de nuestra cartera con impacto positivo al medio ambiente, y a la sociedad, incorporando los más altos estándares de ESG”, destaca Cañedo-Argüelles.

Equilibrio Capital es el Agente Estructurador de esta emisión de bonos, Philippi, Prietocarriozosa, Ferrero DU & Uria (PPU) el asesor legal y apoyo en la Bolsa de Valores de Colombia.

Paralela a esta emisión, la Superintendencia Financiera de Colombia aprobó el reconocimiento de la Bolsa de Valores de Panamá, lo que abre la posibilidad para que otros emisores panameños puedan acceder a este mercado suramericano.

La aprobación se logró luego de un trabajo conjunto entre la entidad bursátil panameña y PPU.

Para el año 2021, CIFI lleva adelante la consecución de recursos para financiar proyectos de infraestructura por más de $190 millones en diversos sectores en la región, lo que será un importante motor para el desarrollo económico de los países que han sido impactados por los efectos del COVID-19.

Estos recursos provienen de líneas de financiamiento con entidades de fomento al desarrollo, entidades multilaterales, la banca comercial, y emisiones en los mercados de capitales, posicionando a CIFI como una entidad financiera relevante en la región.

Hasta el próximo jueves 7 de enero, el Ministerio de Minas y Energía, comandado por Diego Mesa, recibirá comentarios y sugerencias del proyecto de resolución (ver en línea) que extiende al 2025 la puesta en marcha de 7 líneas de transmisión eléctrica.

La mayoría de las obras debieran empezar a funcionar entre el 2021 y el 2022, pero la cartera energética consideró oportuno extender plazos debido a “condicionamientos o situaciones que no permitieron avanzar en los procesos para su puesta en operación”, se señala en la resolución.

“Hoy su plazo de ejecución no es suficiente y por tanto resulta necesario modificar la fecha de entrada en operación a efectos de iniciar con los procesos de convocatoria pública”, justifican desde el Ministerio.

Y explican: “teniendo en cuenta la importancia de estas obras en la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional, y acogiendo las recomendaciones del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT) y atendiendo la solicitud de la UPME, este Ministerio encuentra pertinente la adopción de dichas modificaciones en la fecha de entrada en operación de los 7 proyectos de expansión del Sistema de Transmisión Nacional”.

Cada uno de los proyectos

En efecto, los emprendimientos que obtendrían las nuevas prórrogas son:

• La Subestación El Siete 230 kV y líneas de transmisión asociadas, cuya nueva fecha será el 30 de junio de 2025.
• La Subestación Salamina 230 kV y líneas de transmisión asociadas, donde la nueva fecha límite será el 31 de marzo de 2025.
• La Subestación San Lorenzo 230 kV y líneas de transmisión asociadas, cuya nuevo calendario se modificará al 31 de enero de 2025.
• La Subestación Cabrera 230 kV y líneas de transmisión asociadas, donde el límite de entrada en operaciones será 31 de enero de 2025.
• El proyecto Variante Guavio – Reforma 230 kV y líneas de transmisión asociadas, cuyo límite será el 31 de enero de 2025.
• El proyecto Subestación Alcaraván 230/115 kV y Doble Circuito Alcaraván – San Antonio 230 kV, para el 30 de junio de 2025.
• Y el proyecto Alcaraván – Banadía 230 kV y Subestación La Paz 230/115 kV Reconfiguración Banadía – La Paz, para el 31 de octubre de 2026.

Aunque los gobiernos de todo el mundo gastan miles de millones de dólares para reconstruir las economías en tiempos de la pandemia COVID-19, no consiguen dirigir las inversiones hacia la transición energética que se necesita con urgencia.

No sólo los objetivos de despliegue en todo el mundo son demasiado bajos para lograr el crecimiento exponencial de las energías renovables necesario y con ello cumplir los objetivos del Acuerdo de París, sino que además el creciente uso de las subastas de energía renovable crea importantes barreras adicionales para lograr un crecimiento exponencial.

Esto último es el resultado de un nuevo estudio encargado por los grupos de estudio de política energética Energy Watch Group, World Future Council/Global Renewables Congress y Haleakala Stiftung.

Esta conclusión se aplica en particular a los segmentos de mercado de los proyectos de energía renovable de pequeño y mediano tamaño, que pueden ampliar considerablemente la capacidad total de despliegue y son también cruciales para el empleo local y el desarrollo regional.

El informe, que basa su amplio análisis en observaciones empíricas en más de 20 países de todo el mundo, llega a la conclusión de que se necesita urgentemente una combinación de políticas más amplia para permitir una expansión agresiva de las energías renovables.

Los autores recomiendan que se ajuste el uso de los distintos instrumentos de política en función del segmento de mercado:

• El uso continuado de subastas para proyectos de gran escala
• Utilización de tarifas o primas de alimentación para proyectos pequeños y medianos
• Uso de políticas de autoconsumo para proyectos de muy pequeña escala

Seis deficiencias clave de los marcos de políticas energéticas centradas en las subastas:

• Las subastas no proporcionan un acceso justo a todos y disuaden a los actores de pequeña escala.
• Las subastas no promueven una variedad de tamaños de proyectos, ya que los proyectos más grandes suelen tener éxito al superar las ofertas de los más pequeños, excluyendo con frecuencia los proyectos de tamaño pequeño y mediano.
• Las subastas fomentan la concentración del mercado al favorecer a los agentes grandes y financieramente fuertes.
• Las subastas menoscaban importantes condiciones que apoyan la aceptación de nuevos proyectos.
• Las subastas suelen adolecer de falta de suscripción, cancelación o retraso de los proyectos, lo que dificulta el logro oportuno de los objetivos de expansión de la energía renovable.
• Las subastas no garantizan niveles de remuneración bajos, ni han causado las recientes reducciones de costos de las energías renovables.

«Las conclusiones del informe muestran claramente que las subastas son un factor crucial que obstaculiza el crecimiento exponencial de las energías renovables. Esta alarmante tendencia pone en peligro el cumplimiento por parte de los gobiernos internacionales de los objetivos climáticos acordados en París, ya que el paso a tecnologías renovables de bajo coste y tecnológicamente maduras es clave para reducir las emisiones a cero», afirma el presidente del Grupo de Trabajo Europeo, Hans-Josef Fell.

«En muchas partes del mundo, las energías renovables son ahora la fuente más barata de generación de energía. Al mismo tiempo, los beneficios socioeconómicos de las energías renovables no se aprovechan suficientemente y las inversiones en energía verde están estancadas», concluye.