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El pasado 27 de octubre la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile aprobó por amplia mayoría el proyecto de Ley que prohíbe la instalación y funcionamiento de centrales a carbón en todo el país a partir del 2026.

La votación culminó con 145 votos a favor, dos negativos y cinco abstenciones. Sin embargo, la iniciativa retornó a la Comisión de Medioambiente y Recursos Naturales para incorporar algunas indicaciones convenidas durante la sesión.

Para Sara Larraín, destacada activista chilena, quien en 1999 se presentó a elecciones presidenciales, hay altas chances y expectativas en que el proyecto de Ley vuelva a aprobarse en Diputados, y que culmine con la sanción definitiva tras su paso por el Senado.

Cabe señalar que esta propuesta adelanta en 15 años al Plan de Descarbonización que había delineado el Gobierno nacional, junto a las empresas, para que las carboneras salgan de operaciones en el 2040.

En diálogo con Energía Estratégica, Larraín no descarta que el Ejecutivo termine por vetar el proyecto una vez sancionada Ley por el Congreso, pero advierte: “sería dispararse en los pies”.

Para la Directora del Programa Chile Sustentable no aplicar la Ley sumaría mayor descontento social sobre un Gobierno que no goza de popularidad.

“La mayoría de estas carboneras están en zonas saturadas de contaminantes, particularmente material particulado de dióxido de azufre, que afecta a miles de personas en Puchuncaví-Quinteros, Coronel, Tocopilla, Mejillones y Huasco”, alarma Larraín.

Hasta el momento, sólo 8 de las 25 centrales a carbón operativas tienen fecha de cierre antes del 2025. Las 17 restantes aún no. De reglamentarse el proyecto, en los próximos cinco años debieran cerrar todas estas plantas, las cuales explican el 20% de la potencia instalada de Chile.

En esa línea, el Ministerio de Energía junto al Coordinador Eléctrico Nacional plantearon análisis técnicos, como el Estudio de operación y abastecimiento (ver en línea), que advierten que la salida anticipada de estas centrales redundaría en distintas peripecias, como aumentos del costo de la energía.

“En todos los escenarios con salida de las centrales a carbón al año 2025 y limitaciones de combustible, se evidencian costos marginales que alcanzarían valores del orden de 200 USD/MWh, en las horas de noche, siendo actualmente estos valores en torno a 50 USD/MWh promedio”, señala del Coordinador.

Por su parte, el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, oportunamente indicó que con este proyecto “se perderían más de 13 mil puestos de trabajo, alto riego de racionamiento eléctrico, alza de cuentas de la luz, riesgo altísimo de demandas contra el Estado y vicios de constitucionalidad”.

Pero para Larraín nada de esto va a suceder. Explica que el parque a carbón actual, de unos 5.000 MW, se está reemplazando por energías renovables que prometen no sólo puestos de empleo sino energía suficiente y barata.

Por un lado, la especialista observa que hoy Chile cuenta con casi 25.000 MW de oferta energética, mientras que el pico histórico de consumo no ha llegado a los 12.000 MW. “Tenemos una matriz con sobrecapacidad”, precisa.

Indica que dentro de ese volumen de potencia existen centrales termoeléctricas a gas (que no se están despachando) e hidroeléctricas que pueden oficiar como respaldo a la intermitencia de las plantas de energía eólica y solar existentes. Sin necesidad del carbón.

Un argumento del Ministerio de Energía decía que el gas, al ser más caro que el carbón, generaría una suba de tarifas. “No es verdad –arremete Larraín- porque al año 2022 para los clientes regulados empieza a ingresar la energía que se licitó durante el Gobierno pasado (2015) donde se adjudicaron bloques de energía del orden de 40 dólares el MWh”.

“En dos años va a ingresar energía más barata”, retruca la Directora de Chile Sustentable, al tiempo que argumenta: “las grandes mineras y empresas están cambiando todos sus contratos a energías renovables, básicamente porque el precio es mucho más barato”.

Consultada sobre el marco de inseguridad jurídica que según el Gobierno podría ocasionar este anticipo de la salida de las plantas a carbón, Larraín opina: “ninguna empresa puede alegar un cambio en reglas de juego cuando hoy día la comunidad internacional en su conjunto, y particularmente en relación a los compromisos del Acuerdo de París, está conminada a hacer una transición energética acelerada”.

Y agrega: “además, si hay un cambio en la legislación no es que mañana hay que cerrar todo. Sino que hay un plazo de 5 años para adaptarse a un cambio normativo”.

En esa misma línea, Larraín argumenta que el propio gobierno presentó el plan de reactivación económica frente al COVID-19 donde el 80% de los emprendimientos son renovables. “Debe hacerse un cronograma acelerado (para el cierre de las centrales a carbón) porque hay que darle un espacio a esos proyectos para que puedan despachar su energía”, observa.

Y concluye: “si queremos dar una señal de mercado, hay que acelerar la descarbonización”.

El Instituto de Recursos Mundiales México (WRI México, por sus siglas en inglés), en conjunto con las organizaciones aliadas Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), la Embajada Británica en México, la Cooperación Alemana al Desarrollo Sustentable en México (GIZ), la Iniciativa Climática de México (ICM), The Climate Reality Project América Latina, la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM), y el Fondo Mundial para la Naturaleza (WWF), hicieron pública este martes la Hoja de ruta para la adopción de un nuevo contrato social y modelo de desarrollo verdes en los planes de recuperación de México y América Latina tras la pandemia de COVID-19 de la iniciativa Revolución Sostenible.

El documento puede descargarse AQUÍ

La Hoja de ruta recoge 52 líneas de solución basadas en evidencia, datos y experiencias provenientes de expertos, ONG locales e internacionales, autoridades gubernamentales de los tres niveles de gobierno de México y América Latina, el sector empresarial, el sector financiero, la sociedad civil organizada, los jóvenes y agencias de cooperación internacionales, las cuales se busca que sean integradas a los planes de recuperación postpandémicos de México y la región, y que permitan no sólo atender las crisis desatadas por la pandemia de COVID-19, sino que también conduzcan a la transición hacia sociedades más resilientes a desastres y enfermedades, más justas y equitativas y cuidadosas del medio ambiente.

Adriana Lobo, directora ejecutiva de WRI México, inició la presentación del documento, y explicó que atravesamos la peor crisis económica y humanitaria en 100 años, por lo que es crucial una respuesta conjunta.

“Es indispensable que busquemos soluciones que atiendan de manera simultánea los desafíos a los que nos enfrentamos como humanidad, bajo el entendimiento que estas crisis están interconectadas, y que todas ellas afectan de manera desproporcionada a los más pobres y a los más vulnerables”, dijo.

Lobo añadió que la coalición de 10 organizaciones que encabezan la iniciativa están convencidas creemos que a través de políticas e inversiones inteligentes, respaldadas e impulsadas por un liderazgo audaz, las naciones del mundo pueden, en el corto plazo, reconstruirse de mejor manera, y, en el lago plazo, reactivar y reconfigurar sus economías para que sean más fuertes, resilientes, justas, seguras y sostenibles.

Joseluis Samaniego Leyva, director de la División de Desarrollo Sostenible y Asentamientos Humanos de la CEPAL, dijo que si bien muchos de los problemas de América Latina y el Caribe no iniciaron con la pandemia de COVID-19, el nuevo coronavirus hizo evidente la importancia de la inversión en bienes públicos para la región y la necesidad de revisar el modelo de desarrollo imperante. En este sentido, afirmó que para resolver las brechas sociales, ambientales y económicas no cabe cualquier política pública ni cualquier inversión, sino que se debe ser selectivo.

“La Revolución Sostenible tiene que ser ambiciosa, y va más allá del lema #BuildBackBetter, acá proponemos una transformación. El documento que tienen en la mano es el primer paso para un futuro mejor, es un documento que exhorta a darle su lugar a la ciencia, a apostar por ciertos sectores, entre otras cosas”, dijo.

Dominic Curran, jefe de Finanzas Climáticas Internacionales de la Embajada Británica en México, afirmó que, como anfitrión de la cumbre climática COP26, para Reino Unido la noción de reconstruirse y reinventarse es una guía, y resaltó tres aportaciones de la Hoja de ruta de Revolución Sostenible.

La primera, explicó, es la identificación del papel de cada actor y sector de la sociedad en la recuperación postpandémica.

“Segundo, que no se pueden separar las dimensiones del medio ambiente de la igualdad y la inclusión y de la recuperación económica, esto es el hilo conductor de la RS, y es un principio imprescindible. Y tercero, que las recomendaciones de la hoja de ruta no son sueños, es un plan práctico y que se puede implementar desde hoy”, dijo.

Natalia Lever, directora regional para México y Latinoamérica en The Climate Reality Project resaltó la participación de la sociedad en la implementación de las soluciones esbozadas en el documento.

“Es suficiente con que el 3% de una población tome postura para garantizar un cambio, lo que se conoce como un movimiento de masas, es necesario que sólo una porción tome acciones articuladas”, dijo.

Por su parte, Jorge Rickards, director Ejecutivo de WWF México recordó que la pandemia es una consecuencia directa de la degradación ambiental, y llamó a repensar el concepto de salud global.

“(Hay que pensar) en la conexión entre la salud humana, la salud de los ecosistemas y de las economías, y creo que (la Hoja de ruta) de Revolución Sostenible es un primer paso que nos lleva hacia allá”, dijo, y llamó a fortalecer también los mecanismos de gobernanza de los sistemas ambientales.

La iniciativa Revolución Sostenible: diálogos para la recuperación, la resiliencia y la equidad inició el 9 de junio con el lanzamiento de una serie de diálogos multisectoriales que tuvieron lugar durante siete semanas y en los que se identificaron las líneas de solución rescatadas en la Hoja de ruta. La oferta digital se conformó de 30 sesiones repartidas entre 8 paneles de alto nivel, 14 conversatorios y 8 sesiones aliadas, y contó con la participación de casi 200 panelistas.

Revolución Sostenible se dividió en 5 grandes ejes temáticos: Ciudades, Movilidad, Bosques, Energía y Financiamiento, y en tres ejes transversales: el rol de los gobiernos subnacionales, el sector empresarial, y la calidad del aire. El documento también recopila una docena de propuestas de jóvenes de preparatoria y secundaria que participaron en las sesiones aliadas de la iniciativa.

Las líneas de solución

Pablo Lazo, director de desarrollo urbano y accesibilidad de WRI México, presentó las líneas de solución correspondientes al apartado de Ciudades, el cual plantea la transición hacia un nuevo modelo de desarrollo urbano para tener ciudades más equitativas y resilientes a las crisis económica, climática y de salud globales.

Entre otras soluciones, el documento menciona la reducción de las brechas de inequidad en el acceso de las personas a los bienes, servicios y oportunidades de las ciudades y la relocalización de las estrategias de recuperación a la escala de barrio.

Dennis Quennet, director de los Programas de Ciudades, Transporte e Industria Sustentable de GIZ México, presentó las líneas de solución del apartado de Movilidad, el cual expone el papel del sector como medio para proteger la vida y lograr la equidad y justicia social.

“No puede haber una recuperación sostenible sin un cambio en la forma en que nos movemos, la movilidad también es un reto de justicia social y se puede organizar de otra manera”, dijo.

Quennet señaló que la reorganización de la movilidad está estrechamente ligada con el desarrollo urbano, el cual debe ser organizado y con visión a largo plazo, y destacó que entre las líneas de solución sobre este tema el documento cubre la movilidad de personas y mercancías, la reducción de emisiones para la mejora de la calidad del aire, y la incorporación a los planes de las personas más vulnerables y las que tienen que hacer trabajos de cuidado y los trabajos esenciales.

Teresa Tattersfield, gerente del programa de bosques de WRI México, abordó las líneas de solución del apartado de Bosques del documento, y resaltó que la particularidad y gran aporte de esa sección es que rescata las soluciones planteadas por las mismas comunidades forestales.

Entre las soluciones planteadas por la Hoja de ruta para Bosques destacan potenciar el capital humano comunitario y detonar el desarrollo agrícola y silvícola mediante la educación y capacitaciones técnicas, con un enfoque en la conservación de los recursos naturales, y reconocer a la actividad forestal como prioritaria para incluirla en los planes de reactivación económica y de respuesta a la pandemia.

Adrián Fernández, director Ejecutivo de la ICM, expuso las líneas de solución del apartado de Energía, el cual aborda el desafío de impulsar un sistema energético eficiente y justo.

Fernández destacó que el sector energía es uno de los que ofrece mayores oportunidades, pues puede ayudar a incentivar la economía a la vez que aborda problemas ambientales y climáticos.

Roberto Manrique, representante en México del BID, habló de las líneas de solución del apartado de Financiamiento, el cual habla del rol facilitador del sector para lograr una recuperación equitativa y alineada con las metas climáticas nacionales.

Manrique habló de las oportunidades que tienen por delante y del rol de la banca multilateral para lograr una recuperación sostenible, y añadió que dicha recuperación debe ser también socialmente inclusiva, que genere mayor bienestar y más y mejores empleos. Dijo que en el caso concreto del BID, todo lo que harán en el futuro estará guiado por los compromisos que han adoptado en términos ambientales y climáticos.

Las disposiciones del BCRA establecen limitaciones al pago de capital de las ON Clase XXI y fijan los lineamientos bajo los cuales deben ser refinanciadas, a pesar de que la empresa cuente con los fondos necesarios para honrar sus compromisos.

Genneia solicita la comprensión de sus inversores y ofrece incentivos para que éstos acompañen a la empresa en una oferta de canje que permita cumplir con las medidas cambiarias establecidas por el BCRA a través de la Comunicación “A” 7106.

La nueva regulación limita la capacidad de cancelar el capital de las ON que vencen entre el 15 de octubre de 2020 y el 31 de marzo de 2021.

El BCRA otorga a las emisoras de ON acceso al mercado de cambio únicamente por el 40% del capital, siempre que el 60% restante sea refinanciado por al menos 2 años de vida promedio.

Esto impide la cancelación total de las ON Clase XXI por US$ 51,5 millones, debiendo Genneia anunciar un plan de refinanciación.

Éste no era el objetivo inicial de la compañía, que ya había anticipado el fondeo para pagar sus obligaciones de 2020 con dos emisiones sucesivas de bonos locales (mayo y agosto), demostrando su flexibilidad financiera y su acceso al mercado de capitales local.

Sin embargo, y ante este contexto, Genneia brinda incentivos para que los tenedores de las ON Clase XXI acompañen a la empresa a cumplir con la regulación que establece el BCRA. Genneia ofrece nuevas ON Clase XXX, un instrumento denominado en dólares, cupón de 12% y amortización bullet a 2 años de plazo.

El domicilio de pago será en Nueva York. Las ON Clase XXX podrán ser integradas en especie (entregando en canje las ON Clase XXI) o en efectivo (en dólares).

Dentro de la opción de integración en especie, el inversor cobrará los intereses devengados hasta la fecha de liquidación y podrá elegir entre dos opciones por cada USD 1,00 de ON XXI presentado al canje:

a) Opción Base: al menos USD 0,40 centavos de pago en efectivo en concepto de cancelación de capital de las ON XXI más el remanente en las nuevas ON Clase XXX, combinado con una contraprestación en efectivo de 1,0% de valor nominal, pagadera en Pesos, en caso de participar en el canje antes del 5 de noviembre de 2020 (fecha de Early Bird); o
b) Opción Par: USD 1,00 en las nuevas ON Clase XXX, combinado con una contraprestación en efectivo de 4,0% de valor nominal, pagadera en Pesos, en caso de participar en el canje antes del 5 de noviembre de 2020 (fecha de Early Bird).

Genneia es la compañía líder en energías renovables, un sector que se destaca por la fortaleza y calidad de sus contratos.

• Más del 90% de las ventas de Genneia están denominadas en dólares bajo contratos de largo plazo (PPA, según sus siglas en inglés) y más del 70% provienen de activos de energía renovable.
• Más del 50% de los ingresos de Genneia se encuentran respaldados por las garantías del FODER y Soberana y algunos de sus contratos cuentan con el respaldo del Banco Mundial.
• En los últimos doce meses, el EBITDA de Genneia alcanzó los US$ 250 millones.
• El perfil crediticio de Genneia mejora trimestre a trimestre, reflejándose en un ratio de apalancamiento cayendo a 3,5x y una elevada liquidez que es utilizada para el repago de deuda.
Esto y la solidez crediticia de la empresa respalda la decisión de los tenedores de participar en el canje.

El nuevo acuerdo implica que Vestas adquirirá las acciones de MHI en la empresa conjunta MHI Vestas Offshore Wind (MVOW), mientras que MHI adquirirá el 2,5% de Vestas y entrará
a formar parte de la Junta Directiva de Vestas.

Con este acuerdo, Vestas da un paso firme para convertirse en un líder en el sector de la eólica marina antes de 2025 y expandir el liderazgo en soluciones de energía sostenible de
las dos compañías.

También introducirá de manera inminente una nueva plataforma de aerogeneradores para mejorar su eficiencia y reducir aún más el coste nivelado de la energía en la eólica marina.

El acuerdo también busca satisfacer las necesidades de los clientes en un espectro más amplio de la cadena de valor. Con ese fin, y subrayando el objetivo a largo plazo del acuerdo, ambas empresas colaborarán en proyectos de hidrógeno verde y pondrán en marcha una empresa conjunta en Japón para acelerar el crecimiento de la energía eólica en tierra y mar en dicho país.

El presidente del grupo y director ejecutivo de Vestas, Henrik Andersen, ha afirmado que “Vestas es el líder en energía eólica terrestre, pero para acelerar la transición energética y hacer realidad nuestra visión, debemos desempeñar un papel más importante en la eólica offshore.

En representación de Vestas, me siento muy ilusionado de que MHI comparta nuestra visión de convertirnos en un líder de la eólica marina a largo plazo, y de que haya fortalecido nuestra relación al convertirse en un importante accionista y parte de la Junta Directiva de Vestas”.

«La energía eólica marina es clave para crear un planeta sostenible para las generaciones futuras y ofrece un crecimiento único. Con el anuncio de hoy, subrayamos que queremos ser
parte integral de ambos sectores”, agrega Andersen.

Por su parte, el presidente y director ejecutivo de MHI, Seiji Izumisawa, comentó: «Estamos muy contentos de poder ampliar nuestra colaboración con Vestas, especialmente ahora que
existe una creciente necesidad de una energía más limpia y económica. Continuaremos trabajando juntos y aprovechando nuestras respectivas fortalezas para apoyar el crecimiento de la energía limpia en todo el mundo, especialmente en Japón».

Una frase que viene repitiendo el ministro de Energía de Chile, Juan Carlos Jobet, es que al 2050 el hidrógeno producido a través de fuentes de energías renovables (hidrógeno verde) será lo que es hoy el cobre para ese país: uno de sus principales activos de exportación.

Para eso la gestión de Sebastián Piñera está trabajando junto al sector privado, nucleado en la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile). En septiembre la entidad cambió de autoridades. Ahora su Gerente General es la Ingeniera Civil Industrial María Paz de la Cruz.

En una entrevista para Energía Estratégica, la flamante dirigente habla sobre el desafío que se está planteando Chile sobre el hidrógeno verde como recurso estratégico en las próximas décadas y de cómo se está integrando a nivel regional y mundial para lograrlo.

¿Con qué expectativas llega a la Gerencia General de H2 Chile?

En lo personal, es un desafío que sigue completando mi vocación por el desarrollo y promoción de tecnologías limpias; esto luego de haber experimentado un giro en mi carrera profesional volcándome desde la utilización de combustibles fósiles hacia la promoción de energías renovables.

Desde el punto de vista de H2 Chile, lo más relevante es que me permite ser parte de una institución que promueve la colaboración y busca producir un cambio significativo en la manera en que la sociedad ve al hidrógeno.

Estoy feliz de tener la oportunidad de poder contribuir con mi experiencia al  posicionamiento de Chile como un líder en la producción y utilización de hidrógeno verde y, sin duda, es uno de los desafíos más bonitos que me ha tocado vivir.

¿Cuáles son los próximos pasos que dará la entidad junto al Gobierno para el desarrollo del hidrógeno verde en Chile?

Naturalmente, el tema central de toda la conversación con el Gobierno y con el sistema político es la Estrategia Nacional del Hidrógeno; ahí está el corazón de nuestro interés puesto que la industria requiere ciertamente señales claras de que el Estado hará todo lo necesario por facilitar un ecosistema favorable a las inversiones, al desarrollo tecnológico, a la colaboración público-privada, al despliegue del I+D+i y a una larga cadena de valor que termine en un aumento de la demanda por hidrógeno verde y sus derivados en distintos sectores económicos.

Estamos potenciando los espacios de networking entre entidades públicas, privadas y académicas para mejorar el desarrollo de proyectos e ideas innovadoras en torno al H2 verde. Nos hemos propuesto incentivar que en la economía del hidrógeno participe la mayor cantidad de actores y no dejar espacios de rezago.

En este proceso es clave la capacitación de la fuerza de trabajo y, en cierto modo, de la ciudadanía para que ésta conozca las ventajas del uso del hidrógeno verde en el sector energético, industrial y de transporte.

Se entiende que el fin último del hidrógeno verde es la exportación… ¿Qué medidas se deben impulsar hasta 2021?

Para exportar primero tenemos que producir a volúmenes que sean comercialmente relevantes, eso es evidente. Como el mercado está creándose, necesitamos construir la infraestructura necesaria para la producción, transporte, almacenamiento, utilización local y exportación de hidrógeno verde. Como sociedad necesitamos trabajar cohesionados y comprometidos para lograrlo.

El construir una Economía del Hidrógeno en Chile no es un asunto de un año para otro, es más bien una política de Estado a largo plazo y requiere de perseverancia. Para ello, la Estrategia Nacional de Hidrógeno deberá ser capaz de crear las condiciones habilitantes para lograr todo aquello.

Australia ya ha enviado embarcaciones de hidrógeno a Japón. ¿En qué momentos cree que Chile podrá hacerlo con hidrógeno verde? 

Hay que aclarar dos conceptos respecto a Australia. Kawasaki HI recién botó el primer barco que se está equipando para poder transportar hidrógeno criogénico y el proyecto está en etapa de terminación, por lo que no ha habido embarques todavía.

Es cierto que Australia cerró una interesante cooperación para la exportación de hidrógeno líquido a Japón, pero no se trata todavía de hidrógeno verde, sino que a lo sumo de hidrógeno azul, es decir, hidrógeno negro que se fabrica quemando turba, lo que genera una gran cantidad de CO2; ese CO2 se captura y se deposita en cavernas subterráneas.

Según el estudio reciente de McKinsey & Cia., comparativamente Australia cuenta con menores costos de transporte del hidrógeno por su cercanía a Japón, pero según sus pronósticos, Chile será más competitivo porque los menores costos de producción sobre compensan los mayores costos de transporte. La pregunta es finalmente a qué precio total se llega a los mercados asiáticos.

¿Hay una mirada de Chile para la integración regional en la producción de hidrógeno verde? Por caso, vemos que en Colombia hay intenciones de empezar a producir y en Argentina, si bien no hay una decisión política clara, hay experiencias industriales, como del GNC y GNL, que quizá podrían adaptarse…

Como H2 Chile nos hemos contactados con casi todas las asociaciones de hidrógeno regionales y también hemos firmado convenios con asociaciones en otros continentes.

Creemos en la cooperación para situar al hidrógeno verde como un vector energético fundamental en toda estrategia de descarbonización.

La semana pasada tuvimos una muy fructífera conversación con la Asociación Brasileña de Hidrógeno (ABH2) y durante esta semana firmaremos un acuerdo de cooperación con la Asociación Australiana de Hidrógeno (AHC).

Para llegar a aportar con el 21% de las reducciones de emisiones de GEI en Chile para el 2050 requeriremos de mucha cooperación.

¿Cómo avanzan sus negocios en el mercado chileno? 

En CINERGIA estamos terminando una primera ronda de consulta y negociación con generadores de Chile. Esto ya nos permitió avanzar en nuestros primeros acuerdos de compra de energía con generadores. Ya estamos cerrando tres acuerdos de compra de energía, estamos en proceso de firma de contratos.  

¿Cómo plantean la convivencia entre generador y comercializador hasta que se apruebe la Ley de Portabilidad? 

Existen empresas generadoras cuyo negocio es desarrollar proyectos y generar energía, sin enfocarse de lleno a la comercialización. Lo que notamos -y que nos sorprendió muy gratamente- es el interés que tienen esos actores en trabajar con CINERGIA para que nosotros nos hagamos cargo de la comercialización de energía y ellos en la generación. 

¿Es el momento para invertir en Chile? 

Sí. Vemos que poco a poco el mercado se está empezando a abrir. No hay duda de que el mercado chileno ha conseguido un gran desarrollo de las renovables y a futuro esto será más marcado y en desmedro de la generación térmica por combustibles fósiles.

Empieza a haber mucha competencia por los precios de las tecnologías renovables y los más beneficiados de todo esto son los Clientes Libres.

¿Cómo está resultando su sondeo a Clientes Libres? 

Hay muchísimo interés. Los Clientes Libres están viendo que se abren sus alternativas de suministros y están empezando a exigir cada vez más. No sólo les atrae una buena propuesta económica sino también servicios complementarios.

¿Qué valor añadido ofrecen frente a la competencia? 

Como comercializadores con 10 años de experiencia en un mercado tan competitivo como el argentino, sabemos que tenemos que llegar con una propuesta diferenciadora a Chile. 

¿En qué consistirá? 

Ahora estamos en búsqueda de alianzas con otras empresas en Chile para ampliar nuestra propuesta comercial y que no sea sólo un suministro de energía eléctrica sino también de eficiencia energética, instalaciones de autogeneración y más. 

¿Qué perfil de empresa buscan para su alianza estratégica?

En principio, buscamos que el Cliente Final tenga el mejor contrato de suministro posible, que es el que a ofrecer CINERGIA, y sumado a esto, que pueda contar con una cartera de servicios complementarios que vamos a ofrecer a través de nuevos aliados.

Ya estamos en proceso de establecer una alianza comercial con una empresa local que brinda alguno de los servicios que mencioné.

¿Cómo pueden contactarse con CINERGIA generadores, clientes libres  y demás empresas interesados en sus servicios o alianzas estratégicas? 

Pueden escribir en la web oficial de CINERGIA en Chile: http://www.cinergia.cl/

Dirigiendo su mensaje a Daniel Soto, gerente comercial de CINERGIA en Chile, un profesional con 20 años de trayectoria en el mercado energético chileno.

Un nuevo player desembarca en Chile animado por la Ley de Portabilidad

“Con el fin de complementar la información disponible para la regulación de la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI, por sus siglas en inglés) en el país, se requiere el suministro de información adicional de costos y gastos en la lectura de medidores en los mercados de comercialización, información operativa y técnica de los diferentes sistemas, y datos asociados con las experiencias de los pilotos de AMI que algunos agentes han desarrollado”.

El párrafo forma parte de la Circular 98 que publicó la Comisión de Regulación de Energía y Gas el martes de esta semana, y está dirigido a comercializadores y operadores de red.

“Según lo establecido en el artículo 1 de la Resolución 4 0142 de 2020 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, y con el fin de que la información pueda ser tenida en cuenta en el análisis de la reglamentación a expedir en la oportunidad requerida, el archivo con la información a reportar deberá ser entregado a más tardar el viernes 6 de noviembre al correo electrónico creg@creg.gov.co”, indica la Circular.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, socio fundador de OGE Legal Services, analiza la medida.

En principio, ¿qué implica la Circular 98 de la CREG?

Implica que el reporte de costos y gastos en la lectura de medidores en los pilotos de AMI se han desarrollado.

¿Este paso es vital para que comience la implementación de la infraestructura de medición avanzada de energía?

Es útil porque el despliegue de la solución de AMI se debe ejecutar cuando se identifique que el beneficio supera los costos incurridos. Por ello, la información de costos y gastos ayuda a identificar ese beneficio.

¿Cree que en lo que resta del año se publicará la decisión definitiva sobre la medición inteligente?

Sí, con base en la agenda indicativa de la CREG, Circular 076, para este año se espera la resolución definitiva de la medición avanzada.

¿Qué opinión le merece la meta de que el 75% de los usuarios cuenten al 2030 con medidores inteligentes? ¿Es alcanzable?

Es un reto. En mi opinión, para el 2030 vamos a tener un porcentaje significativo de medición avanzada. La definición de unas fases de despliegue invitan a ser concretos para reemplazar medidores y fronteras comerciales.

Si lo veo alcanzable porque si los agentes distribuidores no realizan inversiones se les disminuyen los ingresos y la implementación les genera ingresos.

El Gobierno fija en agenda contratos entre privados de energías renovables, distribuida y medición inteligente

Sí, no se asusten, a pesar de las noticias negativas que habitan en el ambiente, en términos de transición energética vamos bien e iremos mejor si todos sumamos nuestras fuerzas para seguir impulsando el cambio de la matriz energética global.

La transformación del sector energético, muy especialmente del sector eléctrico no deja indiferente a nadie y cada vez son más los rincones de nuestro planeta en los que noticias sobre energía solar, eólica o almacenamiento llenan portadas, artículos y programas de radio y televisión.

Qué tiempos aquellos en los que promulgar las ventajas competitivas de las energías renovables se convertía en un auténtica cruzada.

Y es que, afortunadamente, cada vez somos más los fanáticos de la transición energética, a las redes sociales me remito, en un contexto donde según los amigos de Bloomberg NEF la energía solar y la eólica son las fuentes de electricidad más baratas en la mayor parte del planeta.

Llegados a este punto viene a mi mente una mañana del año 2014 en la que sentados frente a una pantalla un grupo de jóvenes profesionales del sector energético veíamos con asombro los resultados competitivos que arrojaba la licitación renovable de El Salvador, un pequeño país de Centroamérica que comprobaba de forma directa los beneficios de apostar por las subastas renovables.

Subastas, ese esquema que llegó a Latinoamérica para quedarse y generar tantos titulares que desde México, Chile, Argentina o Colombia entre otros han resonado en los despachos de los líderes del sector en medio mundo.

En aquella mañana del año 2014 nos preguntábamos como era posible alcanzar precios muy cercanos a los USD 100 / MWh, que rápido han pasado estos 6 años y que lejos quedaron aquellos precios en un entorno tan competitivo.

Afortunadamente, hoy nadie discute que la energías renovables son competitivas, es más, se han convertido en un jugador consolidado en el mercado y ver precios altamente competitivos ya no es una sorpresa sino “parte del paisaje” y sino miremos los resultados del mes de Agosto en Portugal.

En este contexto de precios competitivos, el foco del debate creativo se ha ido desplazando hacia nuevos jugadores como el almacenamiento con baterías o el hidrógeno, ese gran aliado que ahora participa de todas las discusiones sobre descarbonización de largo plazo.

El cambio en las políticas energéticas de la región (salvo contadas excepciones) es evidente, como lo es la relevancia de la transición energética en los discursos de los principales dirigentes de los sectores público y privado de nuestros países.

Por ello, en términos de transición energética vamos bien y no me cabe duda de que iremos aún mejor en los próximos años con un claro horizonte de descarbonización y competitividad.

Ahora bien, en línea con el ODS 7, para lograr una transición energética plena no bastará con acelerar la descarbonización de nuestras matrices y conseguir precios cada vez más bajos, sino que será fundamental universalizar el acceso a la electricidad en la región.

Mientras exista un solo habitante en Latinoamérica que no tenga acceso a la electricidad, nuestro trabajo como profesionales del sector no será pleno.

La brecha se está reduciendo, sin duda,  pero necesitamos ir más allá, esta transformación tiene que serlo para todos, por ello es clave lograr proveer una energía asequible, sostenible, segura y moderna para todos los habitantes de la región.

El día que alcancemos ese objetivo, podremos decir que la transición energética cambió plenamente la realidad de Latinoamérica.

Reducidas por aproximadamente el 8% en 2020 como resultado de la pandemia de COVID-19, las emisiones de energía volverán a aumentar con la recuperación económica, pero nunca más llegarán a los niveles de 2019. A partir de 2027, caerán a una tasa anual de 0,7% hasta 2050.

Esta previsión se basa en un enorme desarrollo de energía eólica y solar súper competitiva, la adopción de vehículos eléctricos y una mayor eficiencia energética en todas las industrias.

La energía eólica y solar representarán conjuntamente el 56% de la generación global de electricidad para mediados del siglo y, junto con las baterías, tomarán el 80% de los $15,1 billones invertidos en nueva capacidad de energía en los próximos 30 años, según el análisis. Se invertirán $14 billones adicionales en la red hasta 2050.

La energía en base del carbón alcanzará un máximo en China en 2027 y en India, en 2030, disminuyendo al 12% de la generación mundial de electricidad en 2050. En cambio, el gas es el único combustible fósil que seguirá creciendo, con un aumento del 0,5% interanual hasta 2050, un crecimiento del 33% para edificios y del 23% para la industria donde hay pocos sustitutos económicos de bajo carbono.

Sin embargo, a pesar del progreso de la transición energética y la disminución de la demanda de energía generada por COVID-19, BNEF aún prevé que las emisiones del sector energético siguen llevando a un aumento mundial de temperatura de 3,3 centígrados para el año 2100.

Jon Moore, CEO de BNEF comentó: «Los próximos diez años serán cruciales para la transición energética. Hay tres cosas clave que deben suceder: una implementación acelerada de energía eólica y fotovoltaica; una mayor aceptación por consumidores de vehículos eléctricos, energías renovables a pequeña escala y tecnología de calefacción de bajo carbono, tales como bombas de calor; y un desarrollo e implementación a mayor escala de combustibles que no emiten carbono».

NEO se había centrado anteriormente en el sector de la electricidad, pero el informe de este año incluye capítulos detallados sobre la industria, edificios y transporte para ofrecer una visión completa, con enfoque económico, de la economía de la energía hasta 2050.

También presenta un Escenario del Clima que investiga una vía hacia el hidrógeno y la electricidad limpia para mantener las temperaturas a un nivel muy por debajo de 2 grados.

Seb Henbest, economista principal de BNEF y el autor principal del NEO 2020, señaló: «Nuestras proyecciones para el sistema de energía se han vuelto aún más alcistas para las energías renovables que en años anteriores, basándonos exclusivamente en la dinámica de los costos. Lo que destaca el estudio de este año es que hay una enorme oportunidad para que la energía de baja emisión de carbono ayude a descarbonizar el transporte, los edificios y la industria, tanto a través de la electrificación directa como del hidrógeno verde.»

NEO 2020 prevé que la demanda total del petróleo alcanzará un máximo en 2035, y luego caerá un 0,7% interanual hasta volver a los niveles de 2018 en 2050. Se proyecta que los vehículos eléctricos alcancen la paridad de precio inicial con los vehículos de combustión interna en los años previos a mediados de la década de 2020.

Después de eso, su adopción se acelerará, reduciendo más y más el crecimiento de la demanda del petróleo que suele provenir de aviación, envíos y productos petroquímicos.

A la larga, el uso de energía en edificios, la industria y ciertas partes del sector de transporte, tales como la aviación y los envíos, tiene pocas opciones económicas que produzcan baja emisión de carbono, por lo que sigue dependiendo en gran medida de los productos de gas y petróleo.

Matthias Kimmel, analista senior de BNEF y coautor del informe, comentó: «Para que el aumento de temperatura global quede muy por debajo de dos grados, necesitaríamos reducir las emisiones en un 6% cada año a partir de ahora, y para limitar el calentamiento a 1,5 centígrados, las emisiones tendrían que caer un 10% al año».

Escenario climático NEO 2020:

• BNEF ha producido un escenario climático para acompañar su Escenario de Transición Económica. Este año, investiga una vía hacia la electricidad limpia y el hidrógeno verde para mantener las temperaturas muy por debajo de 2 grados.
• Esta vía describe una economía de energía futura con bajas emisiones de carbono que suministra 100.000TWh de electricidad limpia para 2050. Esto es cinco veces toda la electricidad producida en el mundo hoy y requeriría un sistema de energía que es 6 a 8 veces mayor en términos de capacidad total. Dos tercios de esta energía se destinarían a la provisión directa de electricidad en transporte, edificios e industria, y el tercio restante, a la elaboración de hidrógeno.
• Para que el hidrógeno verde proporcione poco menos de un cuarto de la energía final, necesitaríamos 801MMT de combustible y 36.000 TWh adicionales de electricidad; es decir, un 38% más de energía que la que se produce en el mundo de hoy. Hacer esto con energía eólica y fotovoltaica podría ser más barato, pero requeriría 14TW de capacidad que cubre 3,5 millones de kilómetros cuadrados, un área aproximadamente del tamaño de la India.
• Según BNEF, una vía hacia la electricidad limpia y el hidrógeno verde requiere entre $78 billones y $130 billones de nuevas inversiones entre ahora y 2050 para cubrir el crecimiento en la generación de electricidad y la red eléctrica, así como elaborar, almacenar y transportar el hidrógeno.

El pasado 16 de agosto, Luis Abinader comenzó su gestión al mando de la presidencia de República Dominicana. El Ingeniero Antonio Almonte lo acompaña en su Gabinete, como Secretario de Energía.

Una de sus primeras decisiones fue cancelar la subasta de energías renovables que evaluaba el Gobierno anterior para este año, donde se iban a licitar 250 MW renovables (100 MW eólicos y 159 MW solares fotovoltaicos).

Pero el Secretario de Energía anticipó a que el Gobierno lanzará “una gran licitación internacional que se va a hacer posiblemente a principios del próximo año”.

En este contexto, ayer la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la empresa Poseidón Energía Renovable, S.A , firmaron una enmienda al contrato de Concesión Definitiva, para obras de generación eléctrica a través de energía eólica.

El acuerdo fue firmado por el director ejecutivo de la CNE, ingeniero Edward Veras y Roberto Camino representante de Poseidón en el salón de conferencia de la CNE, en presencia de los representantes legales de ambas instituciones.

En el acto de firma Veras expresó su interés en promover proyectos de inversión que desarrollen las fuentes de energía renovables de la mano del Ministerio de Energía y Minas y con el apoyo del presidente Luis Abinader.

El viernes pasado, el Ministerio de Minas y Energía publicó la Resolución 40311 de 2020 (descargar) con el fin de hacer más eficiente la asignación de puntos de conexión y capacidad de transporte a proyectos de generación de energía eléctrica.

La medida define que las nuevas asignaciones de la capacidad de transporte “atenderán a las necesidades de expansión y requerimientos del Sistema Interconectado Nacional (SIN)”.

Habrá prioridad en la capacidad de transporte para “los proyectos de generación que maximicen el uso de los recursos disponibles en el país”.

También tendrán preponderancia los emprendimientos de generación que “hayan sigo asignados con compromisos con el Sistema (SIN)”.

Las reglas y procedimientos para la asignación de capacidad en el SIN tendrá “una aplicación unificada para los interesados y/o agentes (operadores de red)”.

Otro aspecto importante es que el Gobierno garantizará el “acceso actualizado y trazable a la información de capacidad disponible de las redes”.

La Resolución 40311 de 2020 señala que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) deberá ajustar en los próximos 3 meses el procedimiento para asignar la capacidad de transporte al SIN, el cual deberá incluir la destinación de una ventanilla única para llevar a cabo todos los procesos respectivos.

La nueva regulación aplicará para proyectos de generación y autogeneración interesados en acceder a la asignación de capacidad de transporte de energía en el SIN, y la CREG también deberá definir las condiciones regulatorias especiales aplicables para proyectos de generación menores a 5 MW que se conecten.

Además, se estableció un régimen de transición aplicable a los proyectos de generación de energía eléctrica que hayan obtenido concepto favorable de conexión por parte de la UPME previo a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, y la CREG deberá solicitar la garantía que ampare el uso de la capacidad de transporte asignada.

“Con estos lineamientos esperamos liberar la capacidad de transporte de energía no utilizada, que se ha convertido en un cuello de botella para la entrada de nuevos proyectos, especialmente, de fuentes no convencionales de energías renovables”, destacó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

También se estableció un régimen de transición aplicable a los proyectos de generación de energía eléctrica que hayan obtenido concepto favorable de conexión por parte de la UPME previo a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución.

A junio de 2020, la UPME identificó 147 proyectos de generación de energía, por 8.365 MW, con concepto favorable de conexión. 29 de ellos, por 348 MW, ya tienen su fecha de puesta en operación vencida y no cuentan con una garantía que ampare el uso de la capacidad de transporte asignada.

Estos proyectos podrían estar ocupando una capacidad que puede ser aprovechada por otros agentes generadores que estén en condiciones de conectarse al sistema.

La Embajada de Nueva Zelandia apoyará actividades o proyectos que promuevan las siguientes temáticas:

• Inclusión económica y social
• Cambio climático y resiliencia
• Transparencia de las instituciones y Participación Ciudadana.
• Igualdad de Género
• Cuestiones sociales y/o de salud relacionadas o derivadas de la pandemia del COVID-19.

Se considerarán especialmente aquellos proyectos que tengan perspectiva de género y generen impacto en la promoción de los derechos humanos y el medioambiente.

Solicitantes

Los receptores serán organizaciones no gubernamentales y grupos comunitarios comprometidos con actividades de desarrollo sin fines de lucro. Deberán contar con personería jurídica y una cuenta bancaria a nombre de la organización. La asistencia no será proporcionada a individuos.

La convocatoria está abierta para organizaciones de Argentina y Paraguay.

Duración del apoyo

Para los dos países, los proyectos deben ser específicos y de una duración de hasta 6 (seis) meses como máximo.

Los proyectos deberán finalizar para el mes de junio de 2021.

FORMULARIO

Actividades NO financiables

Actividades políticas, religiosas o evangélicas. No se excluirá a asociaciones religiosas siempre y cuando el proyecto propuesto sea consistente con el propósito del Fondo Embajada de Nueva Zelandia, no excluya a seguidores de otras religiones y los fondos no sean utilizados para apoyar actividades proselitistas.

• Donaciones
• Becas individuales a estudiantes
• Viajes internacionales/participación en conferencias en el extranjero
• Giras deportivas
• Financiamiento de costos operacionales de la organización beneficiada, tales como sueldos y salarios, artículos de oficina y comunicaciones.
• Microcréditos, fondos semilla
• Bienes de capital: Vehículos, computadoras.
• Honorarios de capacitadores externos sólo serán considerados por un porcentaje que no supere el 20% de lo solicitado.

El monto máximo por proyecto puede ser de hasta NZ$ 25.000 (veinticinco mil dólares neozelandeses)

Los proyectos seleccionados deberán completar un informe de avance parcial y un informe final.

Los desembolsos se realizarán en 3 (tres) pagos y a contra entrega de los informes de avance e informe final:

1er desembolso: 40%
2do desembolso: 40% (a contra entrega de informe de avance)
3er desembolso: 20% (contra entrega del informe final)

Proceso de Postulación

La Red Argentina para la Cooperación Internacional (RACI) será la encargada de recibir las postulaciones. Se deberá enviar el Formulario de Aplicación que se encuentra disponible aquí debidamente cumplimentado a la casilla fondoembajadaNZ@raci.org.ar antes de la fecha límite.

FORMULARIO

Todas las postulaciones deben ser presentadas de la siguiente forma:

Escritas con claridad en el formulario de solicitud; Se puede adjuntar información adicional.
Acompañada por presupuestos, cotizaciones y órdenes de compra de proveedores de bienes y servicios en los casos que sea necesario.
El formulario debe estar firmado por un miembro responsable de la organización que se postula.
Enviarlo vía correo electrónico a: fondoembajadaNZ@raci.org.ar.
Aquellas solicitudes enviadas con posterioridad a la fecha límite, quedarán fuera del proceso de selección. Se recibirá un proyecto por organización.

La fecha límite para enviar los proyectos es el martes 24 de noviembre de 2020 a las 6pm (hora Buenos Aires).

Para mayor información, ponerse en contacto con:

Encargado Fondo Embajada de Nueva Zelandia

Correo electrónico: fondoembajadaNZ@raci.org.ar

¿Se levantó la suspensión temporal de nuevos contratos con Grandes Clientes? 

Sí, ya se levantó. Pero preocupa al sector que ahora los grandes clientes que se habiliten no van a gozar de las condiciones especiales que se otorgaron en este último tiempo. 

¿A qué se debe?

A raíz de la pandemia, ocurrió que a muchos de los grandes clientes le cambió su factor de carga o su demanda máxima, y aquellos que están por debajo de su nivel (deben tener un mínimo de 100 kilowatts) tienen condiciones especiales. Pero si entras como nuevo gran cliente, asumes las condiciones de base y no tendrás las disposiciones espaciales por la pandemia. 

¿Qué retos tendrán que enfrentar? 

El primero es mantener los 100 kilowatt de demanda como mínimo. Luego, que su estructura de costos como gran cliente haga sentido para mantenerse en esa figura; de lo contrario, algunos que están bajo contratos con penalidades fuertes por salirse de esa figura corren el riesgo de que no tengan auxilio por parte del Gobierno como lo tienen los otros. 

¿Cómo impactan estos riesgos en la entrada de nuevos grandes clientes al mercado?

Definitivamente, existen más riesgos -muchos de estos asociados a la pandemia-. Con lo cual, los clientes analizan los contratos con mucho más en detalle. 

Desde Energy Expert Global nos encargamos de hacer un análisis de sensibilidad para que el cliente que firme lo haga con el menor riesgo posible y particularmente con esquemas que nosotros conseguimos. 

Hoy, vemos que algo que puede dificultar la entrada de grandes clientes es el tema de los subsidios mal dirigidos. Porque al mantenerse subsidios a ciertas tarifas, provoca que sea menos atractivo pasarse a gran cliente aunque tal vez se puede ahorrar más bajo esta figura. 

¿Qué alternativas de acuerdos privados de compra de energía recomiendan?

En general, los contratos que nosotros recomendamos son a un precio fijo, a corto plazo y con muchas flexibilidades que tengan en cuenta los riesgos asociados a la coyuntura del mercado eléctrico en Panamá. 

Algunas compañías pueden ofrecer un precio muy bueno pero con condiciones repletas de riesgos y penalidades en los contratos. 

¿El largo plazo no ofrece previsibilidad de precios? 

Amarrarte a contratos de 20 años puede que se exponga a condiciones adversas. No podemos negar que algunas leyes buscan controlar más al mercado.

Nosotros recomendamos a los clientes que se mantengan en un contrato alrededor de los 5 años. Esto ayuda a poder manejar la incertidumbre del mercado y poder renovar contratos a precios competitivos. 

Otro tema que hay que recalcar es que el costo de los cargos de uso de red sería un riesgo adicional. El costo de la potencia es en algunos casos de unos 20 dólares/kW y subirá por tarifa asignada los próximos años, hasta junio del 2022.  Después de eso no se sabe. Por eso, hay que ser cautelosos con la longitud de los contratos. De allí es que en Energy Experts Global hacemos los análisis adecuados para proteger al usuario.  Aunque lo ideal es que los grandes clientes puedan comprar potencia, en la última licitación se ofertaron precios de demanda de aproximadamente 5 dólares/kW.

El tema de los cargos de uso de red, adicional a la depresión del mercado spot, ha causado que los costos de los generadores sean más bajos; ya que, si no se baja lo suficiente en costo de generación -es decir los USD/kWh-, no es factible ser gran cliente para muchos casos.  Eso desincentiva la inversión.

¿Qué tecnología recomiendan para contratos a largo o corto plazo? ¿cuál es hoy la más competitiva?  

Si revisamos los contratos como tal, firmados con las distribuidoras para la tarifa regulada, los más baratos son eólica, solar, hidro y luego térmicas. Estas tienen un valor entre los 9 cvs el kilowatt hora en eólica y solar (logrados en licitaciones) subiendo hasta precios muy superiores en térmica.  

A nivel de grandes clientes, los contratos entre privados van de 7 cvs en adelante el kilowatt hora, siempre hablando de energía, porque en Panamá no se puede comprar potencia como gran cliente. 

¿Conviene o no a los grandes clientes?

Depende. Eso nos gustaría que cambiara porque permitiría que la figura del gran cliente fuese mejor para contratos a largo plazo e incentivaría la entrada de más energías renovables -porque, no es fácil incorporar plantas nuevas con contratos cortos-.

¿La evolución del precio en el mercado eléctrico panameño es más competitiva entre privados? 

En líneas generales, los precios a nivel de contratos entre privados son más competitivos porque la pandemia ha deprimido el mercado ocasional y, como consecuencia, las ofertas han mejorado.

Hace dos años, los precios de grandes clientes estaban en 11 cvs. Con la pandemia estos valores bajaron 9 cvs o menos entre grandes industrias y generadores renovables.

El pasado 16 de agosto, Luis Abinader comenzó su gestión al mando de la presidencia de República Dominicana. El Ingeniero Antonio Almonte lo acompaña en su Gabinete, como Secretario de Energía.

Una de sus primeras decisiones fue cancelar la subasta de energías renovables que evaluaba el Gobierno anterior para este año, donde se iban a licitar 250 MW renovables (100 MW eólicos y 159 MW solares fotovoltaicos).

Pero el Secretario de Energía anticipó a ‘Revista TELE15’ que lanzarán “una gran licitación internacional que se va a hacer posiblemente a principios del próximo año”. No concedió mayores detalles al respecto.

El funcionario destacó el interés de esta administración por desarrollar las energías renovables (especialmente la eólica y solar) que, además de ser amigables con el medioambiente, contribuirán a “abaratar el servicio de energía eléctrica”.

En diálogo con Diario Libre, Almonte señaló que República Dominicana cuenta con una oferta de energía de más de 3.000 MW netos, de los cuales más de 2.000 MW se producen “a precio adecuado”.

De esta manera, deslizó la posibilidad de la renovación de alrededor de 1.000 MW, que redunden en mejoras al precio final para los consumidores.

“Las posibilidades de instalar energía eólica y solar en el país son grandes y son muchas”, enfatizó el jefe de la cartera energética a Revista TELE15, al tiempo que reconoció que “el país tiene condiciones para duplicar o triplicar en un espacio de tiempo relativamente pequeño la cantidad actual” de estas fuentes de energía limpia.

No obstante, el funcionario explicó que para aprovechar el potencial renovable de República Dominicana también deberán llegar inversiones relacionadas a líneas eléctricas.

Según datos oficiales, el 76% potencia eléctrica instalada en el país centroamericano está representada por fuentes térmicas (carbón, gas natural, diésel y fuel oil) y el 24% restante por energías limpias, como la eólica, la solar, la biomasa y centrales hidroeléctricas.

De acuerdo al Organismo Coordinador, durante el pasado mes de julio el 39,9% de la energía generada fue con carbón; el 24,6% con gas natural; el 17,7% con fuel oil y el restante con fuentes renovables: 6,7% con eólica; 5,2% con hidráulica; 1,4% solar fotovoltaica y el 0,9% con biomasa.

Almonte aclaró que las energías renovables no convencionales ocupan menos del 8% de la matriz eléctrica dominicana y que, a este ritmo, no se alcanzará el mandato de la Ley 57-07, que establece una cobertura con renovables del 25% para el 2025.

Antes de lanzar la subasta de renovables, el Gobierno se propone introducir cambios a la Ley 57-07. La consideran antigua para los tiempos que corren, ya que se sancionó en el año 2007. Es por ello que el Poder Ejecutivo presentará una propuesta ante el Congreso entre noviembre y diciembre próximo.

El objetivo es “actualizar los incentivos a los fines de que no perjudiquen al Estado y ampliar las posibilidades a los inversionistas privados”, indicó Almonte.

Algunos de los cambios que se introducirían en la ley están contenidos en los Lineamientos Generales del Programa de Gobierno del Partido Revolucionario Moderno (PRM), para el período 2020-2024. Se propondrá correr el objetivo de 25% de la matriz eléctrica con renovables 5 años más: al 2030.

El plan de campaña además enfatiza sobre la restauración del nivel del crédito fiscal (75%) para las inversiones en equipamiento de fuentes renovables establecido en la Ley 57-07, que fue modificado y reducido al 40% en la reforma tributaria de la Ley 253-12.

Entre otros ejes, la propuesta también apunta a modificar el artículo 110 de la Ley General de Electricidad, a fin de que las empresas distribuidoras puedan contratar hasta el 100% de sus respectivas demandas mediante procesos de licitación pública y precios competitivos, supervisados por la Superintendencia de Electricidad. Un mínimo del 20% de los contratos deberá ser a corto plazo.

La llegada del COVID-19, y la aplicación de cuarentenas para contener la propagación del virus, han afectado todas las economías del mundo y el normal desarrollo de los distintos mercados.

Según la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), este año el sector de la generación solar fotovoltaica distribuida crecerá un 35% menos de lo previsto. Sin embargo, el volumen de potencia que se estará conectando este año duplicará la capacidad que se había instalado hasta el 2019. En una entrevista, Rodrigo Lopes Sauaia, director ejecutivo de entidad, analiza el mercado.

¿De cuánto es la capacidad instalada registrada en Generación Distribuida solar fotovoltaica?

Hasta el 1 de octubre, la capacidad instalada de generación solar fotovoltaica distribuida en Brasil fue de 3.709,6 MW.

La energía solar fotovoltaica comprende el 99,9% de todos los sistemas de generación distribuida con medición neta y el 95% de toda su capacidad instalada.

¿En qué medida afectó la pandemia al desarrollo de la generación solar fotovoltaica distribuida que se esperaba para este año?

ABSOLAR elabora proyecciones anuales para los mercados descentralizados y centralizados a principios de cada año. A principios de 2020, las proyecciones indicaban que la generación distribuida solar sumaría 3,4 GW, finalizando el año con una capacidad instalada total de 5,4 GW.

Sin embargo, las estimaciones se hicieron antes de que la pandemia golpeara al país y, por lo tanto, las circunstancias actuales son ahora sensiblemente distintas.

Durante los primeros nueve meses de 2020, la generación distribuida ya sumó 1,8 GW de capacidad instalada, luego de haber iniciado el año con una capacidad instalada de 2 GW, lo que significa un crecimiento verificado del 90% con respecto a la capacidad instalada acumulada anterior, un significativo desarrollo al mercado, mostrando la resiliencia de la generación distribuida de energía solar fotovoltaica en Brasil.

El pasado mes de julio el Gobierno decidió eliminar aranceles para algunos equipos, entre ellos los módulos fotovoltaicos (aproximadamente el 12%) y de los inversores (que eran el 14%). ¿Qué apreciaciones puede hacer ABSOLAR sobre esta medida?

El beneficio sobre la tasa de impuestos de importación se limita a equipos específicos que se incluyeron en una lista aprobada por el Ministerio de Economía y que incluía cuatro tipos diferentes de equipos: módulos fotovoltaicos, inversores fotovoltaicos, trakers y bombas solares. Por lo tanto, el efecto de esta decisión no puede generalizarse a todos los productos fotovoltaicos.

En cuanto a los equipos específicos incluidos en la lista (un total de 109 artículos), la respuesta del sector fue dividida.

Por un lado, la medida fue bien recibida por las empresas solicitantes y sus clientes, así como por los consumidores finales que utilizan los equipos específicos enumerados.

Por otro lado, la reducción del impuesto a la importación es vista como un desafío adicional para los fabricantes de equipos nacionales, ya que aumenta la competitividad y atractivo de los productos del exterior e impacta los producidos en el país.

En cuanto a los bonos verdes anunciados por el Gobierno, ¿cómo se están utilizando para el segmento de la Generación Distribuida de energía solar fotovoltaica y qué beneficios concretos están generando?

El Decreto 10.387, promulgado en junio de 2020, facilita el acceso a los bonos verdes por parte de los proyectos de energía renovable. Sin embargo, el acceso a los bonos verdes por parte de la generación distribuida aún no está claro.

El Ministerio de Minas y Energía es consciente de la importancia de este tema y ABSOLAR está en conversaciones con el Ministerio para establecer reglas actualizadas y claras para la inclusión de la generación distribuida, que aún no han sido publicadas. ABSOLAR está siguiendo este tema de cerca.

Por otra parte, vemos que hay diferentes modelos de negocio en la generación solar fotovoltaica distribuida. ¿Cuál es el modelo más utilizado o más exitoso que se está aplicando en Brasil?

El modelo más utilizado actualmente para la generación distribuida de energía solar fotovoltaica es la instalación de un sistema solar fotovoltaico local en el consumidor final, que utilizará esta electricidad bajo un esquema de medición neta.

Por lo general, el sistema se adquiere con una instalación llave en mano. Este modelo representa 3.019,1 MW, o el 81,4% de toda la capacidad instalada de generación solar fotovoltaica distribuida (medida hasta el 1 de octubre de 2020).

Le sigue el modelo de autoconsumo a distancia, un tipo de medición neta virtual, por el cual la electricidad se genera en un punto de la red y se consume en otro punto, en la misma área de concesión de una única empresa de distribución.

Este modelo representa 665,3 MW o el 17,9% de la capacidad instalada de generación solar fotovoltaica distribuida.

Finalmente, la energía solar fotovoltaica comunitaria ocupa el tercer lugar, representando sólo el 0,6% de toda la capacidad instalada.

Si la pandemia se llegase a controlar en 2021, ¿será un año de fuerte crecimiento para la generación distribuida de energía solar fotovoltaica?

ABSOLAR produce proyecciones anuales tanto para los mercados descentralizados como para los centralizados al principio de cada año. Podremos compartir más datos sobre el tema tan pronto como hayamos terminado de actualizar nuestros modelos matemáticos.

Debido a la pandemia, 2021 será un año especialmente difícil de predecir. La velocidad de expansión de la Generación Distribuida durante el año que viene también dependerá de factores legales y regulatorios que se están desarrollando actualmente.

ABSOLAR está trabajando con el Congreso Nacional para establecer un marco legal estable, fiable y justo para la generación solar fotovoltaica distribuida en el país, así como para reforzar el papel de la energía solar fotovoltaica para contribuir a la recuperación de la economía verde después de los impactos negativos de COVID-19 en el país.