Yearly: 2020

La semana pasada, inició el Solar Asset Management México, evento organizado por Solar Plaza. Más de 300 referentes del sector se dieron cita en su plataforma de conferencia y networking virtual de primera línea. Energía Estratégica estuvo presente como media partner destacado. 

Mientras que la primera jornada tuvo como eje central las oportunidades de la generación distribuida en el mercado mexicano, el segundo día se focalizó en las tenencia de los contratos PPA, precios y posibles mejoras regulatorias.

Este martes, los referentes empresarios del sector de las energías renovables se darán cita en dos mesas de debate junto a Marcel Langone, Project Manager en el equipo de Gestión de Activos Solares en Solarplaza. 

Se tratan de Leopoldo Rodríguez, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE); Hector Olea, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Solar (Asolmex); Jonathan Pinzon, director de Asuntos de Gobierno y Regulación de Invenergy; y, Jeff Pavlovic, socio de Bravos Energía. 

Estos empresarios debatirán sobre el estado del mercado y la posibilidad de trazar un mapa regulatorio integrado en México. 

El primer panel que abordará en exclusiva el líder del primer Concurso Eléctrico Mexicano entre privados intentará responder si es que México está en el camino correcto para cumplir su destino como nación solar. De allí es que se expondrá sobre:

-Capacidad instalada y contribución solar hacia los objetivos de 2024

-Un chequeo de la realidad de la seguridad energética nacional

-Una actualización sobre el panorama de la inversión solar: ¿dónde están las oportunidades y cómo están evolucionando?

-Prioridades clave para desbloquear todo el potencial solar de México

La próxima sesión en vivo convocará a los presidentes de ASOLMEX y AMDEE junto al experto en asuntos de Gobierno y regulación del mayor generador independiente y privado de energía renovable de Norteamérica. Este panel será crucial para delimitar: 

-Elementos regulatorios pendientes en los marcos de distribución, transmisión, mayorista y almacenamiento

-Disputas normativas y normativas entre la industria y el gobierno: último estado y perspectivas de resolución

-Mapeo de los riesgos regulatorios y su impacto en la cadena de valor solar

El Solar Asset Management México continuará hasta el 30 de octubre. Aún tienen tiempo de participar. Consulten el programa completo del evento en el siguiente enlace: https://mexico.solar-asset.management/full-program

Los esperamos.

Tras una reunión de Consejo Directivo, Global Solar Council definió grupos de trabajo para América Latina, Asia y África, con la intención de trabajar los siguientes aspectos:

• Promover la cooperación entre las asociaciones de energía solar fotovoltaica existentes en la región
• Compartir las mejores prácticas entre los mercados emergentes y otras regiones del mundo
• Promover los mercados emergentes de alto potencial a los inversores internacionales
• Apoyar el establecimiento de una asociación de energía solar fotovoltaica en los países de la región que no la tengan, en las condiciones de i) existencia de una masa crítica mínima de empresas que operen en el país respectivo; ii) las empresas deben estar afiliadas al Consejo Solar Mundial o a los miembros de su asociación; iii) el Grupo de Tareas debe recibir una solicitud oficial de las empresas locales.

Según definió el Consejo Directivo, los grupos de trabajo se reunirán al menos tres veces al año, comenzando hacia fines de año.

Se eligieron dos coordinadores por región. En América Latina serán Marcelo Álvarez, coordinador del comité de energía solar fotovoltaica de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y Rodrigo Sauaia, Director General de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

En esta primera reunión del CFE, desde los gobiernos provinciales describieron la situación actual en materia de energía de cada región, y se acordó fortalecer junto a la Secretaría de Energía la visión federal para avanzar con las políticas del área.

“Es importante que este consejo sirva para identificar los problemas y, luego, las herramientas para poder solucionar esos problemas que tiene hoy cada provincia con la energía”, señaló Martínez.

Sobre la reunión del CFE, el secretario de Energía expresó: “Entendemos la importancia de este consejo por dos razones: porque el Presidente (Alberto Fernández) restauró el sentido de gobernar con las provincias y porque entendemos que la energía debe mejorar la vida de los argentinos y las argentinas, y ser la palanca para la reactivación de los sectores industriales y comerciales del país”.

Los funcionarios provinciales coincidieron en la necesidad de pensar políticas energéticas a mediano y largo plazo para activar las obras de infraestructura, relacionadas a la exploración y explotación de hidrocarburos, las energías renovables y los biocombustibles, para apuntalar el empleo en todas las regiones. A su vez, también compartieron la necesidad de focalizar la política de subsidios para garantizar que sean destinados a los sectores sociales que más requieren de la colaboración del Estado.

También valoraron la importancia del Programa Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), que permite realizar proyectos energéticos en las regiones rurales más vulnerables del país, que hoy no cuentan con acceso al suministro eléctrico por la falta de la instalación necesaria para acceder a la red.

El secretario aprovechó la oportunidad para anunciar la extensión del plazo del préstamo con el Banco Mundial para este programa hasta junio de 2022, cuyo monto total será de US$ 170 millones.

“Hay que cambiar la centralidad desde donde se toman las decisiones y este consejo es fundamental para eso”, señaló Martínez, y agregó: “El consejo debe incidir en las decisiones que tome la Secretaría de Energía”.

Participantes

Participaron del encuentro virtual:

Subsecretario de Coordinación Institucional de la secretaría de Energía, Santiago Yanotti;

Marcelo Garrido, director provincial de Energía (Buenos Aires);

Patricia Fagundez, directora General de Políticas Energéticas,

Sergio Falzone, director de EMSE (CABA);

Matías Toso, secretario de Energía (La Pampa);

Alberto Kozicki, ministro de Agua, Energía y Medio Ambiente,

Máximo Matías Ramírez, secretario de Energía (Catamarca);

Juan Manuel Carrera, ministro de Infraestructura, Logística y Servicios Públicos,

Diego Bois, subsecretario de Energía, Gastón Blanquet, presidente de SECHEEP (Chaco);

Martín Cerda, ministro de Hidrocarburos, y Gustavo Aguilera, ministro de Infraestructura, Energía y Planificación (Chubut);

Fabián López, ministro de Agua, Ambiente y Servicios Públicos,

Sergio Mansur, director General de Energías Renovables y Comunicación (Córdoba);

Arturo Busso, secretario de Energía,

Marcelo Gatti, representante del CFE (Corrientes);

Silvina Guerra, secretaria de Energía (Entre Ríos);

Rubén Aranda, director de Infraestructura Energética (Formosa);

Mario Pizarro, secretario de Energía (Jujuy);

Adolfo Scaglioni, ministro de Agua y Energía (La Rioja);

Emilio Guiñazú Fader, subsecretario de Energía y Minería,

Germán Chacón, director de Planificación de la subsecretaría de Energía, Hidrocarburos y Minería,

Natalio Mena, secretario de Servicios Públicos (Mendoza);

Paolo Quintana, ministro de Energía (Misiones);

Alejandro Monteiro, ministro de Energía,

Leonel Dacharry, secretario de Servicios Públicos (Neuquén);

Andrea Confini, secretaria de Estado de Energía (Río Negro);

Ricardo Alonso, secretario de Energía y Minería,

Pablo Guantay , director General de Energía e Hidrocarburos (Salta);

Juan Carlos Caparrós, secretario de Agua y Energía (San Juan);

Luis Macagno, secretario de Turismo (referente del Consejo de Energía y Presidente de Energía San Luis SAPEM) CHIRINO

Jorge Chirino, gerente General de Energía San Luis SAPEM (San Luis);

Silvina Córdoba, ministra de Producción, Comercio e Industria,

Matías Kalmus, presidente de IESC (Santa Cruz); Daniel Costamagna, ministro de Producción, Ciencia y Tecnología,

Claudio Mossuz, secretario de Industria (Santa Fé);

Argentino José Cambrini, ministro de Obras y Servicios Públicos,

Enzo Trunggelitti, director Provincial de Energía (Santiago del Estero);

Moisés Simone, secretario de Energía (Tierra de Fuego);

Juan Luis Fernández, ministro de Desarrollo Productivo (Tucumán).

La Cámara Colombiana de la Energía se complace en invitarle a participar de nuestro VI Congreso «La Transformación de los Modelos de Negocio en el Sector Eléctrico», evento que se llevará a cabo de forma virtual a partir del miércoles 4 de noviembre hasta el jueves 12 de noviembre.

El objetivo del Congreso es presentar, analizar y compartir con los empresarios del sector los nuevos modelos de negocio que se están desarrollando como resultado de la transición energética. Es importante estar actualizado y aprovechar los nuevos espacios de negocios y mejorar la competitividad de las empresas.

Por lo anterior, reiteramos nuestra invitación a participar de este gran evento, que convocará alrededor de 600 participantes en los que se encuentran: Gobierno Nacional, Instituciones Nacionales, Presidentes, Gerentes de empresas, profesionales, Academia, entre otros. En este encuentro se generarán oportunidades muy valiosas de relacionamiento de negocios y de promoción comercial de las empresas.

Más información: https://www.ccenergia.org.co/VI-CONGRESO/

Agenda académica: https://www.ccenergia.org.co/vi-congreso/agenda-academica/

Por la mañana de este 24 de octubre, el mandatario federal visitó las plantas de carbón, ubicadas en Coahuila, en donde, de acuerdo con la Revista Proceso, se generan aproximadamente 2.6 megawatts de energía y donde se contempla edificar una nueva planta generadora que costará 120 millones de dólares.

El tabasqueño señaló que no se debe caer en los engaños del periodo neoliberal, en el que se beneficiaron particulares y empresas, no México y sus habitantes.

“En ese periodo es que se propuso destruir a Pemex y a la Comisión Federal de Electricidad con reformas para quitarles fuerza económica; en el caso de Pemex y de la Comisión Federal, para quitarles mercado, para dar entrada a empresas particulares, nacionales y sobre todo extranjeras”, refirió en su discurso de este sábado López Obrador.

Recordó que hace 20 años la CFE producía toda la energía eléctrica que se consumía en el país, no obstante, “con la política neoliberal empezaron a engañar” para privatizar el sector energético, ya que CFE no tenía la capacidad de producir sin carbón, es decir, sin generar contaminación.

Acusó que tras una reforma secundaria hecha en 1992, en el gobierno de Salinas de Gortari, comenzó la privatización de la industria eléctrica, la cual cubre el 50% de la energía que actualmente se consume y es comprada a empresas particulares, nacionales y extranjeras, dejando atrás a la CFE que tuvo que cerrar ocho plantas de producción.

“De manera deliberada cerraron las plantas y aquí está el ejemplo, ocho grandes generadores de energía con carbón y apenas permiten que trabaje uno, siete parados, porque no le autorizan, de acuerdo a la nueva normatividad que se estableció en el periodo neoliberal”, dijo.

Señaló que tanto las plantas de la CFE como las presas hidroeléctricas, están subutilizadas, puesto que no tienen autorización para despachar, bajo el sofisma de que producen contaminantes de Co2, argumento protege a las plantas particulares.

“Utilizaron otro sofisma, lo de las energías limpias, el que estas plantas de la Comisión Federal de Electricidad ya son viejas y contaminan, y que por lo mismo era mejor la producción de energía con gas, las termoeléctricas, las eólicas o energía solar, energías que, en efecto, no contaminan, pero están subsidiadas; produzcan o no produzcan, la Comisión Federal -con presupuesto público, que es dinero de todo el pueblo- les tiene que comprar la energía eléctrica”, apuntó.

Asimismo señaló que se necesita comprar más carbón para ayudar a los productores y hacer que las plantas comiencen a producir.

De tal modo, advirtió a quienes protegen la política neoliberal que no dará un paso atrás en el rescate de las productoras del Estado, pues su compromiso está con los mexicanos y no con las empresas.

Según el semanario, las plantas José López Portillo y Carbón II están entre las principales emisoras de gases como dióxido de carbono y metales como azufre, metano y mercurio. Además, Coahuila encabeza a nivel nacional las enfermedades respiratorias agudas.

«Sé más sobre la energía eólica que usted», le dijo Trump a Biden cuando la moderadora Kristen Welker se centró en el tema del cambio climático. “Es extremadamente caro. Mata a todos los pájaros. Es muy intermitente. Tiene muchos problemas «.

Biden promocionó la energía solar y eólica como industrias de rápido crecimiento en los EE. UU., que ofrecen trabajos bien remunerados y refutó una de las falsas afirmaciones anteriores del presidente de que los aerogeneradores de alguna manera causan cáncer.

Trump ha estado durante mucho tiempo en contra de la energía eólica, afirmando en 2019 que los molinos de viento reducen el valor de las casas cercanas en un 75%, una afirmación que ha sido refutada por múltiples estudios, que no muestran un impacto negativo o valores que caen en porcentajes de un solo dígito. .

En el mismo discurso, el presidente también afirmó que la contaminación acústica de las turbinas causa cáncer, una afirmación que nunca ha sido validada. «La Sociedad Estadounidense del Cáncer no tiene conocimiento de ninguna evidencia creíble que relacione el ruido de los molinos de viento con el cáncer», dijo la organización a CBS News el viernes.

En comparación, la contaminación de las plantas de carbón, que Trump ha defendido, está relacionada con enfermedades cardíacas, problemas respiratorios y cáncer de pulmón.

En cuanto a la afirmación del presidente de que es «extremadamente cara», los precios de la energía renovable han caído drásticamente. En la mayor parte de los EE. UU., Ahora es más barato construir un nuevo parque solar o eólico que mantener en funcionamiento una planta de carbón existente.

Y la afirmación de Biden sobre la energía renovable que proporciona una plétora de nuevos empleos respaldados por la Oficina de Estadísticas Laborales de EE. UU., Que dice que la ocupación de más rápido crecimiento en los EE. UU. Es el técnico de servicio de turbinas eólicas.

El presidente también afirmó el jueves por la noche que la energía eólica es «intermitente», haciéndose eco de afirmaciones anteriores de que la gente perderá energía en los días sin viento. Sin embargo, la energía generada por las turbinas se alimenta a la red eléctrica, que puede manejar la variabilidad de cualquier fuente de energía.

“Los operadores de redes eléctricas siempre han tenido que lidiar con la variabilidad”, dice el Departamento de Energía. “Los operadores de la red utilizan el sistema de energía interconectada para acceder a otras formas de generación cuando ocurren contingencias y continuamente encienden y apagan los generadores cuando es necesario para satisfacer la demanda general de la red”.

El DOE señala que agregar fuentes de energía renovables a la red no cambiará la forma en que funciona el proceso, y los estudios muestran que la red puede acomodar «grandes penetraciones de energía renovable variable sin sacrificar la confiabilidad».

El 4 de noviembre, a las 10 de la mañana de Colombia, Renovatio anunciará los detalles de la subasta de renovables que estuvieron preparando en las sombras durante 5 meses.

La convocatoria es “muy innovadora y flexible”, confía a Energía Estratégica Francisco Sanclemente, CFA, Gerente General de Renovatio.

El proceso, que cuenta con el banco Itaú como aliado estratégico, busca contratar 20 GWh/mes. “Nos reservamos el derecho a comprar más energía si hubieran buenas ofertas”, confía Sanclemente. La moneda con la que se contractualizarán las adjudicaciones serán en pesos colombianos, a un plazo de hasta 25 años.

En una entrevista para este medio, el Gerente General de Renovatio brinda precisiones sobre fechas, plazos y condiciones de la subasta.

¿Cómo surge esta iniciativa?

Desde Renovatio, como comercializadora de energía, vimos una necesidad del mercado y una oportunidad para lanzar una subasta privada de energías renovables donde salimos a comprar energía a largo plazo.

Es conocido que uno de los grandes problemas que tiene el mercado de las renovables es la escasez de PPAs [contratos de abastecimiento de energía] a largo plazo, lo cual es necesario para la financiación de los proyectos. Esto se dio primero porque tradicionalmente en Colombia los contratos de energía más largos son de 3 a 5 años.

Por otro lado, la estructura del mercado regulado [usuarios por debajo de las 50.000 kWh/mes por punto de consumo, que además del mercado residencial incluye industrias y comercios, pero cuya demanda no puede ser agregada], no permite contratos a largo plazo. Por lo tanto, la demanda del mercado regulado no calificaría como offtaker potencial para los PPAs, a menos que se hiciera a través de un Operador de Red o un Comercializador como intermediario.

Todo esto nos incentiva a hacer la subasta. Llevamos las renovables en nuestro ADN, habiendo desarrollado importantes proyectos como los de La Guajira [muchos de los adjudicados en la subasta estatal a largo plazo de hace un año]. Hacemos esta apuesta sabiendo que el mercado lo necesita y viendo una oportunidad para poder conseguir buenos precios en las tarifas para los clientes que tenemos.

¿Cuánta potencia o energía se subastará?

El objetivo que tenemos es adjudicar 20 GWh/mes, que es lo que podrían producir entre 12 y 14 proyectos solares de 10 MW de potencia.

¿Habrá un límite por potencia o se podría presentar y ganar un proyecto de 140 MW?

Si se quieren presentar proyectos grandes, lo pueden hacer, de hecho, se puede presentar cualquier proyecto renovable no convencional, siempre y cuando cuente con conexión aprobada a la red por la UPME ya que necesitamos tener visibilidad de la viabilidad técnica de los proyectos. Lo que vamos a buscar es energía renovable a buenos precios y los proyectos lo que necesitan son PPA. Es un gana-gana.

¿Cuándo se va a lanzar formalmente la subasta?

Será el 4 de noviembre a las 10 de la mañana [de Colombia] y la lanzaremos por streaming. Nos hubiese gustado hacerla presencial pero por la pandemia no podremos.

Ese mismo día publicaremos en nuestra página web [https://www.gruporenovatio.com] los términos de referencia y el contrato marco. Explicaremos en el lanzamiento cómo va a ser la subasta y habrá una sesión de preguntas y respuestas para despejar dudas.

Luego habrá un plazo de unos 15 días para que los interesados hagan aclaraciones, las cuales serán respondidas. Hasta el 30 de diciembre estaremos recibiendo ofertas y esperamos estar firmando contratos la primera semana de febrero del 2021.

¿Se podrá presentar cualquier tipo de fuente de energía?

Cualquiera que sea renovable no convencional como la define el Ministerio de Minas y Energía en la Ley 1715, como eólico, solar, biomasa, mini hidroeléctricas (menores a 20 MW). Podrán estar en desarrollo o en operación.

¿Cuál será el plazo de adjudicación?

Esta es una novedad. Serán los proyectos los que escojan el plazo en que nos ofertan, hasta 25 años.

El contrato es un ´pague lo contratado’ pero el generador puede escoger si quiere que le compremos todos los excedentes que genere.

Esto ayuda al generador, porque le damos mayores plazos de contrato [que en la subasta estatal, a 15 años], para que puedan conseguir financiamiento más competitivo. Y, además no será penalizado por los bancos por los excedentes que les queden.

¿Cuándo tendrán que estar listos los proyectos?

Esa es otra de las novedades que tenemos para esta subasta. Es el proyecto el que en la oferta nos dice cuándo entra, no nosotros cuándo tiene que entrar.

¿Y ustedes le darán prioridad a los que entren antes?

No necesariamente. Como comercializadores queremos pipeline. El proyecto puede entrar entre el 2022 y el 2025 cuando él diga. Lo que queremos es certeza para poder planificar las compras de energía eficientemente y no que el proyecto se apure en su fecha de operación comercial y luego se retrase.

¿Pretenden contratar un abanico de proyectos o si se llegara a presentar uno grande a precio muy competitivo podría ser el gran ganador?

Tenemos que analizarlo. Lo que nosotros estamos buscando en la subasta es un portafolio de opciones, de tecnologías, de curvas, de horarios y nosotros, al evaluar las ofertas, conseguir la curva que necesitamos con los proyectos que se nos presenten.

Lo hacemos así porque consideramos que si le damos la mayor flexibilidad posible a los proyectos, ellos pueden mejorar sus precios.

Y pensando en la curva se puede deducir que adjudicarán eólicos y solares, ya que unos pueden producir de noche y los otros sólo de día…

Un escenario ideal sería que hubiera una mezcla de tecnologías y nosotros pudiéramos construir la curva como quisiéramos.

La versión mejorada de 13 MW continuará con palas de 107 metros de largo y rotor de 220 metros, y podrá generar un 4% más de energía que antes.

La tecnología Haliade-X ya ha sido seleccionada para 4,8 GW de proyectos de energía eólica marina en EE.UU. y Reino Unido.

GE Renewable Energy anunció hoy que su prototipo Haliade-X, la turbina eólica más potente del mundo en funcionamiento hasta la fecha, se ha optimizado y ahora está funcionando a una potencia de 13 MW.

Durante los próximos meses, este prototipo se someterá a una serie de pruebas para realizar diferentes tipos de medidas y obtener su certificado de tipo en los próximos meses.

El Haliade-X 13 MW, que es una versión mejorada del prototipo que ha estado operando con éxito en Rotterdam desde noviembre de 2019, obtuvo recientemente su certificado de tipo provisional§ y estableció un nuevo récord mundial al generar 288 MWh en un solo día.

Esta versión mejorada de Haliade-X de 13 MW seguirá presentando palas de 107 metros de largo y un rotor de 220 metros y podrá generar un 4% más de producción de energía anual (AEP) que la versión anterior de 12 MW del prototipo.

Vincent Schellings, director de tecnología de energía eólica marina de GE Renewable Energy, dijo: “Con tres años de fabricación, la plataforma Haliade-X ha demostrado ser una historia de éxito.

Combinada con casi 5 GW de compromisos con el cliente y un programa internacional de pruebas e I + D, la versión mejorada de 13 MW es un verdadero testimonio de cómo continuamos innovando y desarrollando nuestra tecnología Haliade-X para abordar las necesidades de nuestros clientes «.

La turbina eólica marina Haliade-X de 13 MW se utilizará en las dos primeras fases del parque eólico Dogger Bank del Reino Unido, con un total de 190 unidades que se instalarán a partir de 2023. Esta será la primera instalación de la turbina eólica más potente del mundo. en funcionamiento hasta la fecha en el que será el mayor parque eólico marino del mundo.

La tecnología Haliade-X también ha sido seleccionada como la turbina eólica preferida para los proyectos Skipjack de 120 MW y Ocean Wind de 1.100 MW en los EE. UU.

Lanzada en 2018, la plataforma eólica marina Haliade-X de GE está ayudando a reducir el costo nivelado de energía de la energía eólica marina (LCOE) y está haciendo de la energía eólica marina una fuente de energía renovable más asequible.

La producción en serie de la plataforma Haliade-X comenzará en la segunda mitad de 2021 en la fábrica de GE en Saint-Nazaire en Francia.

El prototipo ubicado en Rotterdam estableció un nuevo récord mundial en enero de 2020 al generar 288 MWh de energía continua en un día.

También ha sido reconocida como Mejor Invención Sostenible del Año por la revista TIME (diciembre de 2019) y Mejor Turbina Eólica del Año (enero de 2020) por la revista Wind Power Monthly.

CIFRAS HALIADE-X 13 MW

13 MW de capacidad
Rotor de 220 metros
248 metros de altura
Palas de 107 metros de largo
38.000 m2 de área barrida
Un Haliade-X 13 MW podrá generar un 4% más de producción anual de energía (AEP) que la versión anterior de 12 MW del prototipo Un giro puede generar suficiente electricidad para alimentar una casa durante más de dos días.

El Instituto de Recursos Mundiales México (WRI Mexico, 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), lo invitan a participar el 27 de octubre en la presentación de 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.

​​​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 nos permitan no sólo responder y atender las crisis desatadas por la pandemia de COVID-19, sino que nos lleven simultáneamente a la construcción sociedades más resilientes a desastres y enfermedades, más justas y equitativas y cuidadosas del medio ambiente.

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, mediante una oferta digital de paneles de alto nivel y conversatorios, en los que se identificaron líneas de solución rescatadas en la Hoja de ruta.

Durante siete semanas, los diálogos abundaron en la importancia de atender los retos que el mundo ya enfrentaba antes de la pandemia de COVID-19 y de construir mayor resiliencia.

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PRESENTACIÓN DE HOJA DE RUTA | 27 DE OCTUBRE
11:00 a 13:00 horas

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Presentación: 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

Presenta:

Angélica Vesga, directora de comunicación y asuntos públicos de WRI México
Introducción:

Adriana Lobo, directora Ejecutiva de WRI México

Panelistas*:

Joseluis Samaniego Leyva, director de la División de Desarrollo Sostenible y
Asentamientos Humanos de la CEPAL
Pablo Lazo, director de desarrollo urbano y accesibilidad de WRI México
Dennis Quennet, director de ciudades y transporte en GIZ
Adrián Fernández, director Ejecutivo de la ICM
Natalia Lever, directora regional para México y Latinoamérica en The Climate Reality Project
Corin Robertson, Embajadora del Reino Unido en México

*Programación sujeta a cambios

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Barranquilla es un municipio que, como muchos en la Costa Caribe, cuenta con inconvenientes en el suministro eléctrico. Suele haber apagones constantes y prolongados.

Para ello, el Gobierno nacional está trabajando en una subasta para un proyecto de almacenamiento de baterías por 50 MW, que buscará darle estabilidad al sistema. La idea de las autoridades es que el emprendimiento esté en funcionamiento en el 2022.

Paralelamente, la alcaldía de Barranquilla está trabajando en iniciativas propias aprovechando los grandes recursos de energías renovables que tiene la zona.

Hace unos meses el alcalde Jaime Pumarejo anunció la creación de una empresa local de energías renovables con un plan a desarrollar en etapas.

La primera fase es la autogeneración a partir de paneles solares. Se pretende colocar equipos en las cubiertas de 300 entidades: hospitales, escenarios deportivos, organismos de seguridad e instituciones educativas distritales.

La segunda etapa tiene que ver con la generación de proyectos a gran escala. Todo el proyecto costaría unos 40 millones de dólares.

En este marco, el pasado 20 de octubre Barranquilla llegó a un acuerdo con Dinamarca. ¿De qué se trata? En una entrevista para Energía Estratégica, Karla Montoya Gil, Asistente de Comunicaciones de la Embajada de Dinamarca, brinda precisiones al respecto.

¿En qué consta el acuerdo celebrado?

El Memorando de Entendimiento firmado entre la Alcaldía de Barranquilla y la Embajada del Reino de Dinamarca en Colombia, es un documento donde se crea un marco de cooperación para el desarrollo de la ciudad.

Este Memorando, conocido como MoU por sus siglas en inglés, fue planteado para reafirmar el apoyo de Dinamarca a los proyectos sostenibles en Barranquilla, con un enfoque especial en proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER).

Dinamarca es un país experto en temas de desarrollo sostenible, biodiverciudades y energías limpias así que nuestro compromiso es facilitar proyectos de esta índole en Barranquilla.

¿Cuáles son las condiciones que han advertido de Barranquilla para potenciar las energías renovables, por los cuales han decidido celebrar este acuerdo?

Barranquilla no solo es una de las ciudades más importantes de Colombia, también es fuente principal del desarrollo económico en el país.

Al igual que territorios como la Guajira y los Llanos Orientales, la Región Caribe tiene un alto potencial eólico y Barranquilla cuenta con infraestructura favorable para el desarrollo de parques eólicos offshore.

Además esta ciudad presenta un gran potencial en energía de biomasa ya que produce desechos orgánicos y lixiviados que se pueden aprovechar para producir energía. De igual manera se puede hablar de la economía circular, y de cómo Dinamarca puede brindar apoyo a una mejor gestión de las basuras en el casco urbano.

¿Están dialogando con otros distritos para arribar a acuerdos similares?

Si, la embajada busca cooperar con todas las grandes ciudades del país para fomentar el desarrollo sostenible urbano. Un claro ejemplo es nuestro MoU con Bogotá, el cual aborda temas de interés específico al contexto de la ciudad.

¿Qué le puede aportar Dinamarca a Colombia en el desarrollo de las energías renovables?

Dinamarca es un país líder en el desarrollo sostenible, más del 60% de su energía viene de diversas Fuentes No Convencionales de Energías Renovables (FNCER), principalmente energía eólica.

El mayor aporte será la transferencia de conocimientos y expertise, así como el acompañamiento y apoyo a proyectos que se adelanten internamente a corto y mediano plazo.

La proyección de cooperación entre ciudades se basa en los valores de sostenibilidad que han llevado a Copenhague a ser referente mundial de ciudades inteligentes.

Perú es uno de los pocos mercados que cuentan con un marco normativo que apoya la incorporación de nuevas centrales de generación a partir de geotermia. Inclusive cuenta con un Plan Maestro para el desarrollo de la Geotermia que se espere que empiece a impulsar la actividad.

“De aquel plan se identificaron 61 zonas con un potencial importante y se estimó que en estas se podría lograr 3000 MW de potencia instalada para la generación de electricidad a partir de geotérmica. De estas, casi el 50% se concentra en la zona sur del país”, señaló Victor Vargas Rodríguez, geólogo geotérmico en Energy Development Corporation (EDC) y presidente del Comité para el Desarrollo de la Energía Geotérmica en la Sociedad Peruana de Energías Renovables. 

Ahora bien, aunque hayan dos proyectos que han superado la etapa de exploración superficial y este año se haya logrado la aprobación ambiental para el primer proyecto geotérmico del Perú (Achumani), poco se concretó en el último tiempo en este y otros países de Latinoamérica. 

Del total global de nueva potencia geotérmica instalada en los últimos cinco años (3,666.56 MW), Latinoamérica aportó apenas el 6%, unos 227 MW. 

Sólo cinco países de la región habrían sido los responsables de aquella contribución. De acuerdo con el reporte “Geothermia Power Generation in the World 2015-2020” estos serían: Chile (48 MW), Costa Rica (55 MW), El Salvador (80 MW), Honduras (35 MW) y Nicaragua (9 MW). 

Allí, también se puso en consideración que algunos países que ya tenían participación de geotermia en su matriz como Austria, Etiopía, Francia, Guatemala, Italia, Papúa Nueva Guinea y Rusia no han sumado nueva generación en el último lustro. 

Aún más llamativa sería la situación de México, que mostró números negativos en potencia instalada geotérmica en el último tiempo: -38 MW.  

“Con México ha ocurrido algo interesante: es el único país que ha decrecido. Por cuestiones políticas se sacó de operación a algunas unidades de generación”, advirtió el referente de Energy Development Corporation durante el webinar Geotermia y seguridad energética.

No obstante, hasta el cierre de 2019, México continuaba estando entre los países con mayor penetración geotérmica en su matriz energética, con un total de 963 MW instalados. Esto lleva a México a permanecer sexto en el ranking «Top 10 Geothermal Countries 2019» y pone a Latinoamérica en el mapa de regiones con gran atractivo para ser desarrollado en esta tecnología.

Finalmente la CORFO estructuró el programa de Créditos Verdes tras llegar a un acuerdo con el primer intermediario financiero: el Banco BICE.

Según pudo saber Energía Estratégica, en estos momentos la entidad está en negociaciones con un segundo intermediario. Calculan que antes de fin de año el nuevo actor será incorporado al plan de créditos, destinado a proyectos de energías renovables de hasta 9 MW (como los PMGD) y a emprendimientos de eficiencia energética.

De acuerdo a lo informado oportunamente por CORFO, las empresas beneficiarias del Crédito Verde deberán registrar ventas anuales de hasta UF 600 mil. De este modo, podrán acceder al financiamiento que consta de una cobertura de hasta el 70% de la inversión total requerida, por un plazo máximo de 15 años.

Se podrán otorgar créditos de hasta 7 millones de dólares para proyectos de energía eólica, solar, geotérmica, hidráulica y biomasa que no superen los 9 MW.

Los fondos también estarán disponibles para emprendimientos de Generación Distribuida (autogeneración), eficiencia energética e iniciativas de economía circular. Pero para estos últimos casos el monto máximo de financiación será de 250 mil dólares.

Los proyectos que se admiten

Renovables:

1- Proyectos de generación renovable hasta 9 MW en base a energía eólica, solar, geotérmica, hidráulica y biomasa.

2- Proyectos de energía renovable para autoabastecimiento o autoconsumo de empresas (ERA).

Eficiencia Energética:

1- Recambio de iluminación

2- Climatización

3- Recambio de calderas o motores

4- Almacenamiento (con baterías eléctricas, térmico u otras tecnologías para almacenar energía).

5- Electromovilidad

Medidas de mejora medio ambiental en procesos productivos:

1- Reutilización de residuos

2- Remano factura, reparación, líneas de retorno de productos o insumos

3- Reciclaje de residuos (envases y embalajes, neumáticos, etc.)

4- Clasificación de materiales, pretratamiento, valorización

5- Minimización de impactos ambientales

6- Mejoras en procesos tecnológicos

7- Reducción de contaminantes ambientales (tratamiento preventivo y/o correctivo de emisiones de gas, de residuos sólidos y residuos líquidos)

8- Reducción de contaminación acústica

Durante una entrevista exclusiva a Energía Estratégica, Esteban Albornoz, asambleísta nacional de Ecuador, argumentó porqué se debe fomentar un plan a largo plazo de eficiencia energética, promover la movilidad eléctrica, convocar a grandes subastas de energías renovables e incentivar el intercambio regional de excedentes de estas fuentes de generación.

“Tenemos que ser más ambiciosos en la región. Lancemos proyectos más grandes para convertirnos y darles más protagonismo a las energías renovables  no convencionales”, declaró Esteban Albornoz. 

Y consideró: “Hay mucha conciencia en las bancas multilaterales y los organismos de cooperación internacional para apoyar proyectos de magnitud. Tenemos que aprovecharlo”.

Este distinguido asambleísta nacional, que funge además como presidente de la Comisión de Desarrollo Económico, Productivo y la Microempresa, comentó que entre los temas en la agenda de la Comisión ya se ha aprobado un informe para el debate de una ley de economía circular y ahora se estaría trabajando en una ley de movilidad sostenible. El desafío estaría puesto ahora en traccionar nuevas inversiones de energías renovables en el país. 

«En Ecuador necesitaríamos proyectos que sumen 200 MW por año”, advirtió. 

«En la Comisión hemos buscado trabajar en una licitación que permita un desarrollo económico pero sostenible. Por eso nos enfocamos en la reactivación económica, fomento a la producción, atracción de inversiones y el cuidado de nuestra casa común”, argumentó.

De acuerdo con su lectura, para continuar con el desarrollo de energías renovables, habría que continuar dándole lugar y seguir desarrollando hidroeléctricas que están en zonas determinadas, promover proyectos eólicos y solares como los que ya se están subastando por convocatorias del gobierno federal (uno de estos con almacenamiento) y evitar ir hacia el gas natural. 

«Las subastas han tenido mucho éxito en América Latina y tenemos que sentirnos orgullosos como región. Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Perú y Uruguay han tenido éxito en las suyas, logrando que se implementen proyectos de energías renovables no convencionales, optimizando los precios y dando garantías a los inversionistas”.  

En exclusiva para Energía Estratégica el asambleista adelantó estar trabajando en el trazado de un plan de incentivos para intercambios de energía eléctrica regional a través de normas supranacionales.

“Si un país tiene excedentes de energías renovables, porqué no darle prioridad para que la energía renovable pueda ser colocada en otro país. Inclusive pueden pensarse incentivos económicos para ese intercambio de energía renovable”, planteó.

Felipe Mitjans, titular de la dirección de Recursos Energéticos perteneciente al Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay, informa a Portal Movilidad que actualmente están trabajando en la elaboración de una tarifa eléctrica que beneficie a los usuarios de los vehículos eléctricos.

En concreto, adelanta que habrá un descuento del 50% de la tarifa aplicable desde el próximo año. Actualmente, la tarifa ronda los 400 guaraníes el kilovatio/hora, equivalente a 0.07 dólar.

Paraguay no cuenta con la cantidad de medidores diferenciados que necesita por eso se están pensando propuestas para orientar la demanda de la movilidad eléctrica en horarios fuera del pico de consumo o punta, por caso, durante la noche.

En lo que respecta a infraestructura de carga, Mitjnas entiende que cuando se aplique la tarifa, se iniciará un plan más firme que apuesta a la instalación de nuevos cargadores.

«Eso permitirá que la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), pueda aumentar el factor de carga que está en un 56% y llevarlo a más del 62%, para que el uso de la movilidad eléctrica sea sustentable y sostenible”, adelantó.

Actualmente, según un informe que tiene la EBY, existen en Paraguay poco menos de 400 vehículos eléctricos, en tanto que el total del parque automotor es de 2.000.000 de vehículos movidos a nafta y diésel (incluyendo las motos).

El país busca incursionar en la electromovilidad, no solo para residencial, sino también hacer uso de la electricidad en el sector transporte de carga pesada.

En tanto, se iniciaría por el sector transporte público que representa aproximadamente 18,000 buses.

Precios y expectativas

Un auto eléctrico en Paraguay cuesta alrededor de 30,000 dólares, pero cuando se tenga aprobado el pliego tarifario para movilidad eléctrica el Gobierno estima que habrá gran impulso a las ventas.

En ese sentido, el Ministerio de Hacienda anuncia que se están implementando actualmente leyes fiscales para emitir bonos soberanos para inversiones en distribución y transmisión de electricidad, además de promover la movilidad eléctrica exonerando impuestos y otorgando subsidios.

Existe un proyecto que estaría iniciando en 2025, con el objetivo de establecer una movilidad sostenible, donde la penetración seria de un 12%, ya que implica la inserción de movilidad eléctrica en la parte de buses, residencial y las motocicletas.

“Después ir aumentando esa penetración hasta llegar a un 35% en el 2050”, destacó.

Según el Balance Energético Nacional (VMME-MOPC, 2017), la oferta de energía del Paraguay es predominantemente renovable, considerando el peso de la hidroenergía en el total (47% de su oferta energética).

En segundo lugar, está la biomasa (33%), en su mayor parte explotada en forma no sustentable, y, por último, los hidrocarburos (20%), importados en su totalidad.

“Paraguay tiene electricidad 100% limpia y renovable, pero aún enfrentamos muchos desafíos para descarbonizar nuestra economía; por lo tanto, estamos destinando una evaluación de las necesidades financieras para descarbonizar nuestra matriz energética.”, añadió el titular de Hacienda, Benigno López.

Compartimos la entrevista que Felipe Mitjans, titular de la dirección de Recursos Energéticos perteneciente al Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay, amplió todas estas cuestiones durante una entrevista con Gastón Fenés, Director de Portal Movilidad.

Hoja de ruta del hidrógeno

Paraguay tiene un alto consumo de hidrocarburos. Sin embargo, el hidrógeno representa una gran oportunidad y va de la mano de la movilidad eléctrica, principalmente para el transporte pesado.45

Según datos de la Agencia Internacional de Energía, el país esta dentro de los países con menores costos para la explotación de ese elemento químico con fines energéticos.

“Hace tres meses iniciamos la elaboración de una hoja de rutas del hidrógeno a través de una consultora, esta busca sobre todo la factibilidad para la inversión en el extranjero”, adelantó.

Inicialmente se comenzará con el transporte de carga pesada, para cambiarlos a hidrógeno y luego llevar al transporte público y residencial a movilidad eléctrica.

Se prevé que a inicios del 2035 se tenga la infraestructura para general ese elemento químico y entre el 2040 y 2050 se produzca la penetración del hidrógeno a gran escala en el sector transporte.

Fuente: Alcides Nova – Portal Movilidad

En el marco de las iniciativas lideradas por el Gobierno para reactivar la economía de la región de Antofagasta el subsecretario de Energía, Francisco López, y el Seremi Energía, Aldo Erazo, visitaron el parque eólico Tchamma desarrollado en la zona por la empresa Mainstream y conocieron en terreno su estado de avance.

Integrado por 35 aerogeneradores y con un factor de planta de 33%, el parque eólico Tchamma entregará 157 MW de energía limpia al Sistema Eléctrico Nacional a partir del 2021 -equivalentes al consumo energético de 187 mil hogares- y evitará la emisión de 178 mil toneladas de CO2 al año.

“Quiero destacar el desarrollo de proyectos de energías renovables durante todo este tiempo de pandemia y agradecer el compromiso que todas las trabajadoras y trabajadores de Mainstream y en general de esta industria, han tenido haciendo posible que los proyectos sigan construyéndose para asegurar el futuro y presente abastecimiento energético de nuestro país”, indicó Francisco López, subsecretario de Energía.

“En Mainstream creemos que la energía renovable, además de limpia y a bajo precio, debe tener un impacto positivo a nivel socioambiental. En este sentido, como compañía nos caracterizamos por buscar siempre y desde las etapas tempranas de nuestros proyectos, construir buenas relaciones con las comunidades cercanas, colaborando así con el desarrollo socio económico de ellas.

En el caso de Tchamma, hemos trabajado en conjunto con las autoridades con todo nuestro esfuerzo para continuar con la construcción de este proyecto y con todas las medidas de seguridad sanitaria ante el COVID19, dando trabajo y apoyando a la economía local”, expresa Juan Pablo Toledo, gerente de Desarrollo y Construcción de Mainstream.

Como parte de la política de relacionamiento comunitario temprano de Mainstream, y con el objetivo de contribuir al desarrollo local de largo plazo de las comunidades vecinas al parque eólico Tchamma, en 2018 la empresa y la comunidad de Chunchuri firmaron un convenio de colaboración por la vida útil del proyecto, dentro del cual se encuentra el “Programa de monitoreo arqueológico participativo”.

Gracias a la implementación de esta iniciativa es la propia comunidad, junto al equipo de arqueólogos, quien monitorea y resguarda el cuidado de los hallazgos arqueológicos durante la etapa de construcción del proyecto velando por la preservación de su cultura y siguiendo los procedimientos establecidos por la normativa vigente del Consejo de Monumentos Nacionales.

“El desarrollo de proyectos que respeten a la comunidad y sean capaces de generar acuerdos es fundamental. Por eso destacamos el convenio de largo plazo firmado entre Mainstream y la comunidad de Chunchuri, ya que es evidente que este tipo de compromisos deja mucho más que cuando solo se construye”, valora Aldo Erazo, seremi de energía de Antofagasta.

“Gran parte del desierto de Atacama ha sido alterado, el trabajo que aquí hemos desarrollado con la empresa Mainstream nos va a permitir resguardar nuestro patrimonio.

Aquí ya no va a poder entrar cualquiera y no van a poder destruir como ha ocurrido antes, porque esta empresa permanentemente ha estado solicitando asesoría y a través de nuestros equipos de conservadores y arqueólogos con el único propósito de que las generaciones futuras puedan disfrutar de esta rica herencia cultural”, señala Osvaldo Rojas, director del Museo de Calama.

“Nos emociona saber que nuestros ancestros estuvieron acá hace tantos años atrás y saber que nosotros estaremos acá siempre resguardando este patrimonio. Estamos agradecidos por el apoyo que hemos recibido de parte de la empresa, en el cuidado de nuestra tierra, con quienes además trabajaremos en conjunto durante toda la vida útil de este parque” indicó Guadalupe Bruna, representante de la comunidad de Chunchuri.

Tchamma es uno de los 12 proyectos de energía renovable de Mainstream que el Gobierno calificó como prioritarios para impulsar la economía del país durante 2020 y 2021. Cinco de estos proyectos se desarrollan en la Región de Antofagasta, zona que tradicionalmente ha destacado por el sector minero y que ahora se alza como motor energético de un país más sostenible.

Portafolio Cóndor

Los parques eólicos Tchamma y Cerro Tigre en la Región de Antofagasta, el parque eólico Río Escondido en la Región de Atacama y el parque eólico Alena en la Región del Biobío, son parte del portafolio Cóndor de Mainstream con el que la compañía aportará un total 571 MW de energía limpia al Sistema Eléctrico Nacional, equivalente al consumo de 680 mil hogares.

Este entrará en operación a partir de 2021 y evitará la emisión de más de 656 mil toneladas métricas de C02 al año.

El portafolio Cóndor es a su vez parte de un proyecto mayor de Mainstream llamado “Andes Renovables”. Con una inversión total de 1.800 millones de dólares “Andes Renovables” es una de las mayores plataformas de generación eólica y solar de América Latina, integrada por diez proyectos eólicos y solares distribuidos entre las regiones de Antofagasta y Los Lagos.

En conjunto, estos parques aportarán 1.300 MW de energía renovable al SEN, lo que significa energía limpia a precios competitivos. Los proyectos de esta plataforma fueron ganadores en la licitación pública de suministro eléctrico de 2016.

Hasta hace no muchos años, la única opción que existía para energizar un sistema ante un eventual corte de energía era con un grupo electrógeno a combustión.

Gracias al avance de la tecnología comenzaron a surgir diferentes tipos de sistemas que permiten la conversión de energía eléctrica almacenada en un banco de baterías, a corriente alterna.

Esta energía acumulada puede provenir de la misma red eléctrica (antes que se interrumpa el suministro), o bien a partir de una serie de paneles solares fotovoltaicos. En ambos casos el punto clave de estos sistemas es el banco de baterías.

Las baterías de litio son de uso masivo, presentan mejores rendimientos y prestaciones frente a sus competidoras, admiten descargas profundas con un gran número de ciclados  y poseen la relación más baja en cuanto a capacidad versus tamaño y peso.

Es por esta razón que a la hora de elegir con qué tecnología formar el banco de baterías para el almacenamiento de la energía, las baterías de litio se ubican como la mejor opción.

Los bancos están formados principalmente por dos componentes principales: por un lado, las baterías propiamente dichas; y por otro lado, el módulo BMS (sistema de gestión de baterías).

Este último es el encargado de controlar la correcta carga y descarga de las celdas que componen la batería, de mantenerlas balanceadas, de hacer operar al banco en su área de operación segura, así como también medir la capacidad de carga y la temperatura entre otros datos.

Así se brinda la capacidad de comunicación al banco con los componentes externos, por ejemplo, el inversor de corriente y el cargador.

Dentro de las opciones que brinda PYLONTECH, se encuentran dos tipos diferentes de bancos de baterías de gran tamaño, totalmente administrables con monitoreo remoto y comunicación con los inversores de potencia.

Baterías de menor escala

Por otro lado, la firma dispone una batería pequeña y práctica, con BMS incorporado, sin comunicación, pero con la facilidad de cambio directo de las actuales baterías de otras tecnologías.

La línea US2000/3000 es una línea dedicada a bancos de baterías administrables, rackeables, de uso industrial.

Es compatible con la mayoría de los inversores cargadores disponibles en el mercado, entre los cuales se destaca la línea ICA de ENERTIK en todas sus potencias. La expectativa de vida es mayor a 15 años, son capaces de ofrecer corrientes muy altas con un buen comportamiento a bajas temperaturas.

En cuanto a la familia FORCE L2 es una línea de similares prestaciones a las de la línea anterior en cuanto a rendimiento, vida útil y compatibilidad de equipos, pero además se le adiciona la practicidad de armado modular del banco junto con el diseño elegante, similar al mobiliario domiciliario y adecuado para instalación en interiores, así como también en exteriores gracias a su grado de protección IP55.

Por otro lado, PYLONTECH nos brinda también una línea de baterías de litio más económica y práctica. La línea RV12100 consta de baterías de litio con BMS incorporado, el cual incorpora además indicadores de estado de batería.

La misma puede servir como reemplazo directo para cualquier equipo que funcione con baterías normales de GEL, AGM y similares. Al no poseer comunicación y poseer el BMS incorporado no es necesario que el inversor o el cargador compartan el protocolo de comunicación lo cual las hace compatibles con cualquier dispositivo.

Toda la línea completa de baterías PYLONTECH puede adquirirse en Argentina y Chile en las sucursales de la empresa ENERTIK, así como en todos sus canales de venta online y telefónica.

Para obtener mayor información consultar el sitio web (en Argentina: http://enertik.ar   en Chile: http://enertik.cl y en México: http://enertik.mx)  donde se puede encontrar todas las especificaciones técnicas y manuales completos.

Acerca de Pylontech

Fundada en 2009, PYLONTECH es pionera en el mercado de las baterías de litio-ión, sistemas de almacenamiento de energía y vehículos eléctricos, tanto en China como en el extranjero.

Es una de las pocas empresas que ha integrado verticalmente toda la cadena industrial de baterías de litio con tecnologías de núcleo de desarrollo propio en el material del cátodo, celdas y BMS (sistema de administración de batería).

El Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), la Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa (DANCP) del Ministerio del Interior y el Ministerio de Minas y Energía, suscribieron un convenio para poder dar solución a uno de los principales cuellos de botella del sector renovable en Colombia: las consultas previas.

Con la llegada del COVID-19, se hicieron más complejas estar reuniones consultivas entre desarrolladores de emprendimientos y las comunidades éticas dueñas de los territorios. Sin un acuerdo entre partes, no pueden avanzar los proyectos.

Es por ello que el nuevo acuerdo interadministrativo permitirá articular esfuerzos entre las distintas áreas y que aporten recursos humanos, técnicos, logísticos y operativos requeridos para superar las diferentes etapas que exigen estos procesos de consultas previas.

Para ello, el FENOGE destinará partidas por 2.300 millones de pesos colombianos (610 mil dólares) que el propio organismo administrará contratando los bienes y servicios necesarios para implementar actividades previamente aprobadas por su Comité Directivo, donde se establece el presupuesto, el cronograma de actividades, la especificidad de los profesionales que estarán a cargo, entre otros aspectos.

La campaña estará centrada en los departamentos del Cesar y La Guajira, donde el Gobierno identifica alrededor de 25 proyectos de transmisión eléctrica y energías renovables.

“Dentro de las iniciativas, sobresale la línea de transmisión Colectora (500 kV), proyecto de interés nacional y estratégico, que permitirá el transporte de la energía generada a partir de fuentes no convencionales, y que contará con una capacidad de 2.525 MW, lo que se traduce en la generación de alrededor de 9.289.980 MWh/año, y lo que supone en su etapa de construcción, la generación de al menos 11.100 nuevos empleos”, destacan voceros del Gobierno.

“Este convenio nos permite asegurar los derechos de las comunidades étnicas a ser informadas y consultadas sobre los proyectos que pretenden ser construidos en sus territorios y que permitirán a Colombia contar con una matriz más limpia, diversificada y resiliente ante los eventos de cambios climáticos”, aseguró Miguel Lotero, Viceministro de Energía de Colombia.

La industria de renovables expectante por el decreto que flexibilizará consultas previas en Colombia

Comunicado de prensa de UNEF

Bajo el título “La fotovoltaica como motor de la recuperación económica”, el Foro Solar recuerda en su séptima edición que a la par que aporta una energía más limpia y barata, puede aportar competitividad a la industria del país, generar riqueza y empleo e incentivar inversiones.

“España cuenta con potencial para convertirse en un hub fotovoltaico a nivel internacional, por su compromiso constante con la innovación y el desarrollo de tecnología solares, su potencial para generar empleo y actividad industrial y crear nuevas oportunidades y modelos de negocio”, ha subrayado la vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera durante la apertura del foro.

“Las renovables no dejan de crecer y la energía fotovoltaica será la reina en la próxima década. El sector ha pasado años duros, pero con el impulso de la nueva regulación nacional ha sabido fortalecerse y posicionarse como un sector maduro capaz de abordar las respuestas de la recuperación económica, transformadora, verde e inclusiva”, ha añadido la vicepresidenta.

La séptima edición de foro, en formato online ante las excepcionales circunstancias de alerta sanitaria, supone el mayor evento de networking online del sector fotovoltaico.

Se inicia tras cerrar el mejor año de su historia, y tan solo unos días después de que la Agencia Internacional de la Energía haya coronado a la tecnología fotovoltaica como “la tecnología reina del mercado eléctrico” augurando que instalará más potencia que ninguna otra durante las próximas décadas.

Rafael Benjumea, presidente de UNEF, ha señalado a este respecto que “el año pasado lo terminamos como uno de los mejores años de nuestra historia debido, por una parte, a nuestra propia competitividad y, sin lugar a dudas, a la nueva regulación impulsada por la Señora vicepresidenta en materia de autoconsumo y a las importantes expectativas que ha generado el PNIEC”, por lo que ha querido agradecer el apoyo a Teresa Ribera.

Durante su discurso de apertura, Rafael Benjumea, ha recordado que para consolidar este trabajo es necesario seguir apostando por el sector y su tecnología que “significa para nuestro país sostenibilidad económica y sostenibilidad ambiental” que “redundan en beneficio de nuestro país y de todos sus ciudadanos”.

Desafíos 

Para dar seguridad y sostenibilidad al sistema es muy importante lograr que la próxima Ley de Cambio Climático se apruebe con el consenso más amplio posible del Parlamento, corrijan algunas omisiones como la referencia al autoconsumo, amplíen sus objetivos hasta linearlos con los propuestos por el Parlamento Europeo, se simplifiquen los procedimientos administrativos, lo que no quiere decir que sean más laxos, tanto para las plantas en suelo, pero sobre todo para el autoconsumo.

“Cada vez que se retrasa un mes una tramitación administrativa de forma innecesaria, supone un mes que no estamos generando empleo, que no estamos generando riqueza, que estamos utilizando energía más cara, un mes en el que estamos emitiendo más CO2 de forma innecesaria”, ha remarcado Benjumea ante la Vicepresidenta.

En el foro se debatirán este y otros temas que UNEF pone sobre la mesa como la necesidad de que se complete la regulación sobre acceso y conexión para evitar especulaciones y que se dé prioridad a los proyectos más maduros, o que se establezca un sistema coherente de subastas que de estabilidad al sector y seguridad a los inversores.

El presidente de UNEF lanzó también ante la Vicepresidenta la propuesta de que se establezcan, “medidas como la amortización acelerada de las plantas para hacer las inversiones en autoconsumo más atractivas para pequeñas y medianas industrias”, y para el sector servicios, particularmente el sector hotelero, que se han visto muy afectados por el Covid.

Tal y como ya se expuso hace unos días durante la presentación de la Estrategia Industrial Fotovoltaica, en UNEF “estamos convencidos que llegaremos al año 2030 en nuestro país con energía la limpia más limpia y más barata. El gran desafío es que sirva de germen del reforzamiento del proceso de reindustrialización. Vamos ayudar a la industria de manera indirecta con precios eléctricos más bajos, pero queremos que nuestras empresas, que han demostrado competitividad a nivel internacional en un entorno muy complicado, se vean reforzadas. Hay avanzar en el I+D para que España se convierta verdaderamente en el hub fotovoltaico internacional al que justamente aspiramos”.

Durante los tres días que se inician hoy se debatirán en 13 mesas estas y otras cuestiones de la mano de los principales actores del sector. Se abordarán peguntas como ¿Cuál es la estrategia y el modelo de negocio de las empresas para rentabilizar sus instalaciones?

¿Cómo el sector industrial español puede aprovechar los fondos de recuperación económica? ¿Es ya posible ir a mercado con proyectos de almacenamiento? Se hablará también de la tecnología, del hidrógeno o qué va a suponer el 5G en la digitalización del sector.

Y, por supuesto, se abordará la financiación en el nuevo escenario energético, en la última mesa que cerrará el mayor evento de networking fotovoltaico de la península.

Sobre UNEF

La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) es la asociación sectorial de la energía solar fotovoltaica en España. Formada por más de 470 empresas, entidades y agrupaciones de toda la cadena de valor de la tecnología, representa a más del 85% de la actividad del sector en España y aglutina a su práctica totalidad: productores, instaladores, ingenierías, fabricantes de materias primas, módulos y componentes, distribuidores y consultores. UNEF ostenta además la presidencia y co-secretaría de FOTOPLAT, la plataforma fotovoltaica tecnológica española. La plataforma agrupa a las universidades, centros de investigación y empresas referentes del I+D fotovoltaico en España.

Vestas tiene instalado 1GW de potencia eólica en Chile y alcanzará 1.5 GW en 2021, lo que representaría el 40% del mercado, asegura Mario Pavez Ovalle , Gerente de Ventas y Desarrollo de Negocios.

Las expectativas de la empresa son optimistas, tanto para proyectos que encaran grandes eléctricas como para al segmento de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) que involucran emprendimientos de hasta 9 MW.

«Lo que vemos son factores de planta de alrededor del 40% y eso hace que el proyecto sea competitivo en el estándar de contratos PPA actuales», destaca el ejecutivo ante la consulta de Energía Estratégica.

«Actualmente la eólica ha abordado a nivel utility scale pero hemos visto una elevada demanda de cotización para PMGDs», señala.

Este crecimiento, explica Pavez Ovalle, acarrea algunos inconvenientes en la logística. «El cuello de botella más grande que tiene la industria es con el transporte de componentes sobredimensionados», puntualiza.

Y sostiene que «se están construyendo parques en el sur, en la región de Bío Bío, donde la escasez de escoltas hace que los proyectos se extiendan mucho tiempo, por más de un año, cuándo en condiciones normales debería ser de tres o cuatro meses».

El tema afecta al sector eólico en general y está siendo discutido con las autoridades: «Desde el sector estamos dialogando con las autoridades para encontrar una solución”,  destacó.

«Hoy día por regulación la escolta tiene que ser policial y por prefectura. Vamos parando en las comunas para hacer el cambio de escolta y eso demora el proyecto», ejemplifica Pavez Ovalle.

Para aportar a la problemática, compartió una propuesta: «Se podría utilizar un solo grupo de carabineros de principio a fin. Desde puerto hasta destino, puede contribuir a solucionar el problema».

Chile es también eólico

Las perspectiva para esta tecnología, a pesar del potencial fotovoltaico, son muy prometedoras. «La eólica siempre va a jugar un rol preponderante en el proceso de carbonización. A pesar de no tener un régimen tan claro de generación como la solar que es durante el día, si da la posibilidad a una distribución más 24/7, mezclada con la solar. Y cuándo lleguen baterías más competitivas podemos cubrir esta necesidad renovable a través de las distintas tecnologías», se entusiasma el referente comercial de Vestas en Chile.

Siguiendo la idea expresó que «siempre que las utilities piensan en desarrollar un gigavatio la mitad es aproximadamente eólico. Lo que planeamos es mantener y aumentar nuestro market share».

Hidrógeno

El hidrógeno verde es una de las apuestas del Gobierno chileno que Vestas busca afianzar. «Hace tres años que internamente estamos desarrollando tecnología para desarrollar hidrógeno verde. Y sí queremos ser capaces de traer una solución completa, ser el partner tecnológico, en función de esto vemos con mucha ansia el mercado chileno», concluyó

Ginlong Solis es uno de los fabricantes de inversores más reconocidos de la industria. Cuenta con una capacidad instalada total de más de 15 GW alrededor del mundo.

Para mantener su crecimiento, aspira a una expansión acelerada en Latinoamérica, abarcando cada segmento del sector solar fotovoltaico. 

De allí es que los ejecutivos de la compañía vieron clave realizar en este semestre los lanzamientos de su inversor string de 255 kW para plantas de gran escala y el de 50-60kW para red trifásica. 

Sergio Rodríguez, Service Manager para México y Latam de Ginlong Solis, se refirió a este y otros temas en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica.

¿Qué capacidad de producción calculan tener en 2021?

Se va aumentar a 20 GW la producción anual. Esto responde al crecimiento que esperamos en todos los mercados, incluyendo a Latinoamérica.

Se va a dar un mayor enfoque a mercados emergentes en el sector como lo son Argentina, Chile, Colombia y México. Aunque continúe el coronavirus, confiamos que la fotovoltaica seguirá avanzando.

¿Qué segmentos del mercado aspiran cubrir?

En un principio, nos enfocamos al sector residencial; pero en los últimos años, nos hemos dedicado a comercial industrial y a partir de este año 2019 cubrimos también gran escala.

¿Cuál de sus modelos tiene mayor demanda en Latinoamérica?

Principalmente los residenciales de 3.5 kW de potencia. De igual manera, también los productos trifásicos en bajo voltaje de 15, 20 y 30 kW son los más demandados.

Entre su oferta para proyectos comerciales, ¿qué ventajas competitivas destaca de sus inversores?

Recientemente, lanzamos un producto de 50 y 60 kW en trifásico de bajo voltaje, para ofrecer un precio más competitivo sin afectar la calidad. Un producto de estas características no se comercializa en el mercado latinoamericano. (ver detalle)

Solis lanza al mercado latinoamericano un nuevo inversor de 50-60kW para red trifásica

En líneas generales, nuestra ventaja más competitiva es nuestra principal garantía simple. Que consiste en cambiar el equipo completo ante alguna eventualidad y asegurar su durabilidad a largo plazo.
Hay una importante demanda de inversores híbridos en la región, ¿también cubren estos equipos?
Sí. Dentro de nuestra oferta para el segmento residencial, contamos con inversores híbridos. Actualmente, estamos viendo eso que justamente dices: los inversores que no exportan a la red tienen un aumento de demanda.

Hoy su producto estrella es el inversor de 255 kW, ¿qué recepción tuvieron en el mercado latinoamericano tras su lanzamiento durante este mes?

El inversor de 255 kW va enfocado a un mercado un poco más selecto al ser proyectos de gran escala. La recepción que tuvimos de fue muy buena, inclusive potenciales clientes se sorprendieron por la calidad de este producto tipo string con esta capacidad.

Fabricantes se adelantan a eventuales cambios en las DACG de Generación Distribuida en México

El próximo 6 de noviembre se inaugurará el parque solar fotovoltaico Pétalos de Córdoba, en Planeta Rica, Córdoba. Allí comenzarán a generar energía los casi 29 mil paneles solares, que le permitirán a la central alcanzar 9,9 MW.

Greenyellow, propietaria de la obra, venderá la energía limpia generada a la cadena de retail Éxito, para abastecer parte del consumo de 27 de sus tiendas.

Además, según confía a Energía Estratégica Rodolphe Demaine, CEO de GreenYellow, la empresa también le proveerá a Éxito servicios de eficiencia energética que incluye cambios de equipamiento.

De ese modo, las tiendas además de ahorrar se abastecerán de energía limpia, generada a través del Sol.

“Para nosotros este diseño es muy importante. No sólo porque es nuestra primera granja en Colombia, por lo que nos estamos volviendo generadores de energía, sino por el servicio completo que estamos ofreciendo sin precedentes en ese país”, destaca Demaine, al tiempo que enfatiza: “quisiéramos replicar este trabajo con muchas más empresas”.

Objetivo 130 MW al 2023

En el marco de la inminente inauguración, Demaine resalta que Greenyellow tiene en carpeta otros 10 proyectos solares en desarrollo, con potencias similares a Pétalos de Córdoba, que alcanzarán un total de 130 MW.

“Queremos inaugurarlos antes que termine el 2023”, manifiesta el ejecutivo.

Los parques solares se ubicarán en Córdoba, Valle del Cauca, Meta, Cundinamarca y Bogotá, con inversiones por US$150 millones y alrededor de 90 puestos de empleo directo.

No obstante, Demaine no descarta que en ese plazo adquieran algún otro proyecto ready to build (listo para construir), tal como hicieron con Pétalos de Córdoba, que fue desarrollado por Black Orchid.

“Si dentro de nuestras negociaciones, eventualmente, necesitamos adquirir algún proyecto adicional, está en nuestros planes hacerlo”, asevera el CEO de Greenyellow.

GreenYellow avanza con 11 proyectos fotovoltaicos en Colombia por 130 MWp

Ayer, inició el Solar Asset Management México, evento organizado por Solar Plaza. Más de 300 referentes del sector se dieron cita en su plataforma de conferencia y networking virtual de primera línea. Energía Estratégica estuvo presente como media partner destacado. 

La primera jornada tuvo como eje central las oportunidades de la generación distribuida en el mercado mexicano. Participaron representantes de entidades financieras, asociaciones y empresas del sector. 

En los paneles de expertos asistieron: Gilberto Sáchez, director general de SANBA Energía; Angélica Quiñones, expresidente de ANES; Humberto Alarcón, director general de SUNECO; Marcos Ripoll, fundador de kiWa Energía; y Aaron Muniz, CEO de Proterra Capital. 

Entre los temas que se destacaron durante las sesiones inaugurales, el machine learning para optimizar operaciones de porfolios de generación distribuida fue el que más consultas despertó entre los asistentes. ¿En qué consiste?

Durante el panel “Administrando un porfolio de generación distribuida” los referentes de  kiWa Energía y Proterra Capital explicaron que el machine learning permite identificar patrones y trabajar con mantenimiento predictivo, evitando perder la productividad y operatividad del sistema ante alguna posible falla. 

El futuro sería la digitalización, la gestión del rendimiento de activos (APM) y la optimización del rendimiento de activos (APO).

“Dado que, para un portafolio de activos en generación distribuida, los costos de operación y mantenimiento son determinantes, la APM puede optimizar significativamente el entorno de capital y reducir el costo total de la propiedad”. 

“Sin embargo, como todas las industrias, el sector de las energías renovables necesitará aprovechar las economías de escala para maximizar los beneficios de APM”, se advirtió.

Ahora bien, ¿los costos de su implementación serían competitivos para escalas pequeñas? 

Aaron Muniz, CEO de Proterra Capital, valoró que «si bien hoy representa un costo adicional, hay que ver en las proyecciones qué tanto optimiza, porque podría tener factibilidad desde hoy”.

Por su parte, Marcos Ripoll, fundador de kiWa Energía, consideró: “nosotros ya lo estamos implementando y tengo buenas noticias: no es más caro, ahorra dinero”.

A lo que Aaron Muniz, CEO de Proterra Capital, agregó: “si eso uno lo multiplica por la cantidad de activos que tiene pulverizados, los ahorros son sustanciales y la productividad de los sistemas se mantiene óptima”. 

El Solar Asset Management México continuará hasta el 30 de octubre. Aún tienen tiempo de participar. Consulten el programa completo del evento en el siguiente enlace: https://mexico.solar-asset.management/full-program

Los esperamos.