Yearly: 2021

El lanzamiento de la hoja de ruta de hidrógeno de Panamá estaba previsto para el día de la fecha, donde se detallaría el plan para posicionarse como un hub energético para América Latina mediante la creación de un hub transicional que facilite la aceleración de la descarbonización, sobre todo del sector marítimo, y la evaluación de cómo facilitar procesos transformacionales. 

Sin embargo, dicho lanzamiento oficial por parte de la Secretaría Nacional de Energía de Panamá fue aplazado para el próximo 18 de enero por asuntos relacionados al calendario festivo y el cierre de fin de año, fechas que dificultaron la presencia de los actores claves y socios estratégicos del sector energético del país. 

Y desde la entidad gubernamental le aseguraron a Energía Estratégica que ya está todo listo y encaminado para su presentación, pero prefirieron resguardar la información para la fecha que se avecina. 

De todos modos, ya se conoce que harían análisis sobre las posibilidades para que el país se convierta en un centro de almacenamiento y de distribución, que facilite la comunicación entre los productores de H2 de la región y los futuros usuarios-consumidores.  

“La idea es generar mayores incentivos y facilitar el proceso de tránsito a través del canal de Panamá. De hecho evaluamos un hidrógeno verde ducto para facilitar esa entrada y salida a lo largo de las costas del país para su posterior reexportación”, manifestó Rosilena Lindo, subsecretaria nacional de Energía del país, a mediados de octubre durante un webinar, 

Mientras que, en paralelo, se evalúan los números para instalar una planta transformacional que pase de hidrógeno comprimido a otros carriers de H2V, así como proyectos en los alrededores de la ciudad de Panamá. 

“Estaremos implementando pilotos para fomentar la movilidad con hidrógeno verde, buscando primeramente pilotos de hidrogeneras y luego implementar la segunda etapa de la hoja de ruta”, agregó en aquel entonces.

Y entre otros ejes, también se destaca el lado de la capacitación e investigación, ámbito en el que se trabaja con una universidad técnica para instalar un centro para la transición energética, donde una de las prioridades sea el H2 bajo en carbono proveniente de fuentes renovables.

El avance del Covid-19 como pandemia y los impactos del cambio climático pusieron en jaque a la estabilidad del mundo. Impulsar la recuperación de las economías se volvió una prioridad alrededor del globo y la sostenibilidad social, económica y ambiental empezó a exigirse dentro de la respuesta.

El sector energético no fue ajeno a esto. Acceso universal, precios competitivos y soluciones no contaminantes son los valores que se pregonan desde el rubro de las energías renovables. Y, en tal sentido, la energía solar distribuida fue ganando terreno.

Ahora bien, ¿cuánto ha crecido este año la energía solar distribuida? ¿Qué retos de financiamiento existen? Para obtener algunas respuestas a estas preguntas, Energía Estratégica contactó a Naciones Unidas, a través de su Oficina para América Latina y el Caribe del Programa de la ONU para el Medio Ambiente (PNUMA) y, desde el proyecto “Generación SOLE”, brindaron su lectura respecto al avance de esta alternativa de generación para impulsar la recuperación de las economías en Latinoamérica.

Puntualmente, compartieron los pronósticos para Colombia y Panamá los especialistas: Mercedes Garcia Fariña, oficial de Programa del PNUMA, e Ignacio Romero, coordinador de Proyecto y especialista Senior de Recursos Energéticos Distribuidos.

“Están dadas todas las condiciones para que la generación distribuida sostenga e incluso acelere su crecimiento en ambos países. Existe una gran expectativa tanto en Panamá como en Colombia. Ambos países han establecido estrategias específicas para fomentar la generación distribuida”, introdujeron a este medio.

Y es que, las expectativas que existen en estos países van de la mano con el gran potencial de mercado que han detectado durante el análisis que realizaron desde el programa Generación SOLE del PNUMA, el cual supera ampliamente la capacidad instalada actual en ambos casos.

En el caso de Panamá, estimaron un potencial de inversiones por más de 2.000 Millones USD, correspondientes a 1.450 MWp, a partir de la instalación de 137.800 sistemas.

En tanto que en Colombia, identificaron un potencial de negocio que supera los 9.500 M USD, por un total de 7.424 MWp correspondientes a 471.000 instalaciones. Para tomar dimensión de su impacto, el desarrollo de este potencial representaría la generación de aproximadamente 16.000 y 80.000 nuevos puestos de trabajo, respectivamente.

De todo lo relevado y analizado, los especialistas estimaron: “el año 2021 va a culminar con un aumento interanual de la capacidad instalada solar distribuida de un 60% en Colombia (AGPE) y de un 25-30% en Panamá”.

“Son resultados sumamente interesantes, sobre todo en el contexto actual, y se espera que el crecimiento se acelere en los próximos años”, valoraron.

Sin embargo, para que pueda lograrse una masividad de este tipo de instalaciones, es necesario eliminar las barreras de acceso; entre ellas, los referentes de Generación SOLE basaron parte importante de sus estudios en el financiamiento:

“La disponibilidad de productos financieros adecuados para este tipo de inversiones permitirá reducir la principal barrera de entrada para los usuarios que es la disponibilidad del capital para realizar inversión inicial. El acceso al financiamiento permitirá multiplicar rápidamente la instalación de estos sistemas. En Brasil, uno de los mercados más desarrollados de la región, se estima que un 50% de las instalaciones se realizan con algún tipo de financiamiento”.

“Durante nuestro relevamiento del sector financiero en Panamá y Colombia, verificamos un gran interés por parte de la banca para financiar este tipo de sistemas. Sin embargo, existen desafíos por resolver para desarrollar productos que mejoren el acceso al crédito”, valoraron.

En tal sentido, las principales recomendaciones que desarrollaron en su reporte fueron las siguientes:

Optimizar el proceso de evaluación de riesgo técnico de los proyectos para facilitar el proceso de análisis y otorgamiento de créditos, disminuyendo el riesgo percibido para la banca;
Crear nuevos canales de venta y optimizar canales existentes que aumenten llegada a clientes finales, disminuyendo riesgo y costos de transacción de los proyectos;
Aprovechar las sinergias con productos financieros existentes mejorando las condiciones crediticias, y manteniendo al mismo tiempo una sólida estructura de garantías;
Disminuir la exposición al riesgo de la banca mediante implementación de herramientas probadas, incorporando mecanismos utilizados en otros mercados; y
Colaborar con el proceso de concientización y educación de los usuarios acerca de los beneficios económicos, ambientales y sociales de estos sistemas.

Adicionalmente, advirtieron que impulsar alianzas entre participantes del mercado para financiar proyectos indirectamente y absorber parte del riesgo de la instalación podría dar ventajas competitivas.

“Este tipo de alianzas pueden presentar importantes ventajas tanto para las empresas instaladoras como para la banca”, señalaron.

Y explicaron: “En el caso de las empresas instaladoras, el contar con una línea de crédito amplia disponible para el desarrollo de su portafolio de proyectos les permitirá ofrecer condiciones de financiamiento atractivas a sus clientes, evitando la necesidad de obtener financiamiento por su propia cuenta y simplificando significativamente el acceso al crédito.

Para la banca, asociarse con un aliado en el sector que tenga un buen track-record en cuanto a la calidad de sus productos e instalaciones permite trasladar el análisis de los proyectos a financiar, posibilitando una mejor gestión y asignación del riesgo técnico, lo cual redundaría en mejores tasas y facilidad de gestión del portafolio crediticio”.

Este tipo de esquemas ya se encontrarían actualmente en fase de desarrollo en ambos países. Según precisaron los referentes de Generación SOLE, existen conversaciones entre las empresas del sector y la banca sobre los mismos.

Sumado a las recomendaciones mencionadas anteriormente, también destacaron como importante a los fondos de garantía e inversión. Estos -desde la óptica de García Fariña y Romero- deberían contemplar en su diseño no sólo el perfil crediticio del tomador, sino también las condiciones específicas de este tipo de productos e instalaciones.

“La duración de los créditos debería ser acorde a los plazos de repago de estas inversiones, permitiendo en condiciones ideales que el pago de las cuotas de interés y capital sean iguales o inferiores al ahorro obtenido por el usuario final en cada caso. Es decir, que el usuario ahorre dinero desde la misma instalación del sistema, siendo el ahorro generado superior a la cuota del crédito”, aclararon.

Otro punto central consistiría en incorporar las garantías ofrecidas actualmente por los fabricantes e instaladores para reducir la garantía solicitada al tomador. Y, al respecto, concluyeron:

“En el caso de paneles solares, fabricantes de primer nivel garantizan su rendimiento por hasta 25 años. Desde el punto de vista de la instalación, se pueden establecer mecanismos de calificación para las empresas del sector que disipen los riesgos asociados.

A partir de incorporar estos aspectos, se podrían diseñar incluso seguros de rendimiento de la inversión que ofrezcan a su vez un atractivo adicional para el usuario final”.

El objetivo es aportar a la inversión en electrolizadores para el desarrollo de nuevos Proyectos de Hidrógeno Verde en Chile, las que deberán instalar una potencia de al menos 10 MW cada una y entrar en funcionamiento a más tardar en diciembre de 2025.

Seis son las iniciativas seleccionadas que recibirán parte del financiamiento de US$50 millones disponibles para la convocatoria, y estarán emplazadas en las regiones de Antofagasta, Valparaíso, Biobío y Magallanes.

“La mayoría de los proyectos seleccionados están destinados a la producción de hidrógeno verde, a partir de los cuales algunos producirán derivados o vectores energéticos como el metanol y el amoníaco. Esto permitirá diversificar el uso del hidrógeno y así aprovechar el enorme potencial que tiene Chile en energías renovables, tanto en el norte como en el extremo sur de nuestro país”, destacó el biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet.

Agregando que “las iniciativas seleccionadas estarán ubicadas a lo largo de Chile, siendo un ejemplo del propósito del ministerio de Energía de impulsar una industria innovadora y que apoye la descentralización de nuestro país. Además, con estos proyectos al 2025 Chile se estarán produciendo, a partir de hidrógeno verde, combustibles como el metanol y amoniaco verde, entre otros”, sostuvo el biministro Jobet.

Estas iniciativas aportarán además, a descarbonizar zonas de alta intensidad industrial como Quinteros y Mejillones, y transformarlas en polos de desarrollo del hidrógeno verde, representando una oportunidad concreta de recambio productivo y laboral.

El biministro Jobet enfatizó que “gracias al potencial de Chile como productor y exportador de hidrógeno verde, tenemos la posibilidad de descarbonizar sectores clave de nuestra economía como la minería, transporte, agricultura, al mismo tiempo que contribuimos significativamente a frenar el cambio climático a nivel global”.

Se estima que los proyectos adjudicados atraerán inversiones por US$1.000 millones, contando con una capacidad de electrólisis de 388 MW y con un tamaño equivalente a lo que actualmente está en operación a nivel mundial.

Estos proyectos esperan producir más de 45.000 toneladas de hidrógeno verde al año, lo que reducirá más de 600.000 toneladas de CO2 anuales.

Proyectos seleccionados

Faro del Sur: presentado por Enel Green Power Chile S.A.. Producirá 25.000 toneladas de hidrógeno verde por año en la Región de Magallanes, gracias a la instalación de 240 MW de electrolizadores.

HyPro Aconcagua: proyecto de Linde GmbH. Espera reemplazar una parte de la actual producción de hidrógeno gris que tienen instalada en la refinería de petróleos Aconcagua, ubicada en la Región de Valparaíso y que pertenece a la Empresa Nacional del Petróleos (ENAP). Contempla una potencia de 20 MW y espera generar 3.000 toneladas de hidrógeno verde por año.

HyEx–Producción Hidrógeno Verde: liderado por Engie S.A. Busca generar una planta escala piloto industrial para la generación de 3.200 toneladas de hidrógeno verde por año, a partir de una capacidad de electrólisis de 26 MW en la Región de Antofagasta. Este hidrógeno verde será luego suministrado a Enaex para la producción de amoniaco verde, con el fin de reducir más de 30.000 toneladas de CO2 anuales.

Antofagasta Mining Energy Renewable (AMER): iniciativa a cargo de Air Liquide S.A. Se espera producir 60.000 toneladas por año de e-metanol a partir de energía renovable, hidrógeno verde y CO2 capturado desde una fuente fija. Con una potencia de electrolizadores de 80 MW, se instalará en la Región de Antofagasta.

Hidrógeno Verde Bahía Quintero: liderado por GNL Quintero S.A. Contempla el desarrollo, construcción y operación de la primera planta de hidrógeno verde de gran escala, ubicada en la zona central de Chile, en la Región de Valparaíso. El proyecto contará con una capacidad instalada de electrolización de 10 MW, con la que se espera producir al año 430 toneladas de hidrógeno verde.

H2V CAP: propuesta de CAP S.A. Desarrollará una planta de hidrógeno verde, que tendrá una potencia de electrolizadores de 20 MW en la Región del Biobío, con el fin de producir 1.550 toneladas de hidrógeno verde al año y reducir más de 161.000 toneladas de CO2 anuales.

En Air-e, el operador de red de los departamentos de La Guajira, Atlántico y Magdalena se alistan para entrar en la recta final de la subasta que anunciaron en el mes de octubre pasado.

Fuentes de la compañía revelaron a Energía Estratégica que, al 22 de diciembre de este año, se contabilizaban 44 registrados con interés en participar de iniciativa, “dentro de los cuales hay grandes firmas extranjeras y locales con amplio reconocimiento en el negocio de las renovables”, confiaron.

El siguiente hito de la subasta es la entrega de documentos de precalificación, el cual vence mañana, 28 de diciembre.

Sin embargo, desde Air-e informan que los interesados en conocer los pliegos y condiciones definitivas aún podrán acceder a la plataforma habilitada para ello, manifestando el interés a subastarenovables@air-e.com.

De acuerdo al calendario de la convocatoria dado a conocer por la compañía, el 17 de enero (en tres semanas) se harán las presentaciones de ofertas. Luego, las adjudicaciones se darán “hasta 28 de febrero del 2022”.

Las condiciones

De acuerdo a lo revelado oportunamente por Air-e, la subasta licitará el 10% del consumo total de energía de la operadora, es decir, unos 848 GWh/año, equivalentes a entre 300 a 500 MW eólicos y/o solares fotovoltaicos.

Los proyectos de energías renovables que se pudieran adjudicar deberían ingresar en funcionamiento en enero del 2024. Los contratos de compraventa de energía (PPA, por sus siglas en inglés) podrán celebrarse a 15 y 20 años.

Otro aspecto clave de la convocatoria tiene que ver con el esquema de garantías.

Ahora Air-e entregará durante el periodo previo a la fecha de puesta en operación (FPO) una póliza que respalda su compromiso con los proyectos adjudicados, y posteriormente los participantes pueden elegir como mecanismo de cubrimiento entre una garantía bancaria y/o esquema fiduciario como respaldo de pago durante la operación del proyecto.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) presentó un proyecto de acuerdo que plantea los nuevos los términos para exponer la información relativa al objeto social, capacidad legal, técnica y financiera, así como la descripción del proyecto, y el formato de la solicitud de los permisos de generación de energía eléctrica.

Uno de los cambios en las condiciones destacadas establecidas en el documento enviado a la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) refiere a que aquellos interesados deberán presentar un estudio de impacto en las redes previo a obtener la autorización en cuestión. 

Por lo que, de aprobarse la iniciativa bajo el expediente 65/0013/221221, modificaría la situación actual dispuesta, la cual detalla que primero se debe tener el permiso de generación. 

Además, se agregan ciertos requisitos para obtener el permiso. Y teniendo en cuenta que en reiteradas ocasiones se manifestó que existían problemas para conseguirlo, e incluso durante 2021 hubo varias negativas a proyectos renovables por parte del ente regulador, de dar continuidad a esta propuesta, se pondría más trabas en el sector energético.  

La Comisión Reguladora de Energía otra vez negó permisos de generación a empresas renovables

En resumen, los requisitos serán los siguientes (se encuentran ordenados por clasificación y relevancia): 

Generales

Resolutivo de estudio de impacto o impacto versión rápida emitido por CENACE.
Carta compromiso indicando que los solicitante y accionistas conocen las penas por declarar con falsedad; no cuentan con antecedentes de sanción administrativa; no se encuentran en inhabilitación; no son reincidentes por sanciones de la CRE; no cuentan con procedimiento ante la UIF; no se encuentran en el listado global del artículo 69 – B del CFF; saben que serán responsables conforme a los artículos 421 y 422 del CNPP.
Programa de obras detallado que incluya actividades previas, por iniciar obras, construcción, pruebas de comportamiento y entrada en operación comercial.
Estructura del capital social (diagrama corporativo).
Plan de negocios detallado que incluya tanto el monto de inversión, como la Tasa Interna de Retorno (TIR), el desglose de costos de operación y mantenimiento, flujos de capital, periodo de operación proyectado, ingresos totales proyectos, razón deuda a capital y montos de financiamiento.
Programa de financiamiento con la descripción general y esquema de financiamiento, la aportación de capital y el plan de crédito.
Cartas de intención de las empresas interesadas en construir la central.
Información sobre si contará o con un sistema de almacenamiento, más los datos de los equipos en caso afirmativo. 
Archivo  .kmz del proyecto que señale la delimitación del mismo

Si corresponde a Unidad de Central Eléctrica Móvil

Capacidad mínima y máxima
Controlabilidad
Curva de capabilidad
Diagrama P-Q/P Máx;
Diagrama V-Q/P Máx;
Límite Mínimo de Despacho
Parámetros de paro y arranque
Costos de arranque (caliente, tibio y frío)
Costos de operación y mantenimiento de acuerdo con su capacidad máxima. 

eracEn caso de abasto aislado.

Indicación de mediante qué tipo de suministrador se conseguirá los faltantes que requiera en caso de estar Interconectado al SEN. 
Descripción de los cuadros de cargas y centro de carga.
Diagrama unifilar

Requisitos sobre los socios, accionistas o personas que tienen control.

Nombre y Registro Federal de Contribuyente.
Objeto social.
Información de cláusula de exclusión de extranjeros y cláusula calvo en estatutos.
Detalle del número de acciones o partes sociales y tipos de serie dentro de la sociedad
Informar sobre los permisos otorgados por la CRE o Secretaría de Energía de cada socio / accionista.

Lea también: La CRE trató permisos de proyectos renovables en México

Cabe recordar que los interesados deberán ingresar la solicitud de permiso a través de la Oficialía de Partes Electrónica (OPE) de la CRE, con el formulario de la solicitud debidamente completado y cumpliendo con la presentación de todos los requisitos.

Sin embargo, se aclara que las solicitudes que están en trámite hasta antes de la entrada en vigor de estas disposiciones propuestas por la CRE, se atenderán conforme a la RES/182/2015.

Walter Lanosa dejó su cargo como CEO de Genneia en marzo del 2021 tras nueve años de gestión y cientos de megavatios renovables instalados en el camino (más 700 MW entre energía eólica y solar). 

Y luego de algunos meses donde no ocupó ningún puesto en otra institución, se dio un hecho ciertamente particular: asumió como gerente general del Club Atlético River Plate. 

“Había decidido irme a vivir afuera, por eso me fui de Genneia, en parte para cambiar de aires, ritmo y calidad de vida. Pero me llegó la propuesta de volver para asumir este rol en River y no lo dudé porque mi corazón estaba en Argentina con el club de mis amores”, explicó Lanosa en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. 

“Hay proyectos que son interesantes y que, de alguna manera, tienen que ver con la experiencia previa. La vida corporativa es bastante similar ya que hay que gestionar recursos económicos y humanos, tiempos y que todos los días funcione una institución, que en este caso recibe 5000 personas por día”, agregó. 

También explicó que tiene las mismas labores que un CEO de una compañía, con la particularidad que el “core business” aquí no lo es estrictamente así porque la entidad de Núñez no es una sociedad anónima. 

Aunque aclaró que “todo debe estar equilibrado” y tener un corpus sano a partir de una mirada como “empresa”, y que en este caso se reinvierten todos los ingresos en mejorar el club, tanto para el socio como para los deportes». 

“Y si bien hay criterios financieros para tomar decisiones, el eje no pasa por el retorno sino por la satisfacción para que una actividad se desarrolle mejor, además que el instituto educativo pueda formar chicos y la universidad haga lo propio con adolescentes y adultos con capacidades que se puedan insertar en el mundo”, amplió. 

Es preciso mencionar que Walter Lanosa cuenta con más de 30 años de experiencia en el sector energético local e internacional. Y antes de conducir Genneia, trabajó durante catorce años en Total, grupo petrolero francés, donde ocupó diferentes posiciones, tanto en el país como en Italia, África y Medio Oriente. A lo que se le debe añadir que previamente fue vicepresidente y gerente general de Multigas SA. 

Su llegada a River Plate no es mera coincidencia, dado que la reciente asunción de Jorge Pablo Brito como presidente de dicha institución le abrió las puertas para arribar al club del cual es socio. ¿Por qué? Brito también es presidente de Genneia y confió en su ex CEO para un nuevo desafío. 

“Cuando dejé Genneia, Jorge me preguntó qué iba a hacer y le contesté que me iba de Argentina, aunque le aclaré que la única razón por la cual volvería era si él necesitaba ayuda en River. Luego pasaron unos meses y me contactó por ello, porque conoce cómo trabajo y mi pasión por el club. Dudé un poco, porque era volver a la trinchera, pero por River se puede hacer”, mencionó. 

Por lo que este a partir de ahora buscará consolidar la profesionalización de los equipos de trabajo de la entidad deportiva, apuntando a mejorar la atención al socio y revalorizar el patrimonio de la institución. 

¿Qué estrategia están implementando?

En Argentina estamos desde el año 2001. De hecho, este año estamos cumpliendo los primeros 20 años de Huawei en Argentina y es algo que no se conoce mucho porque empezamos a relacionarnos y venderle directamente a proveedores como Telecom, Telefónica y Claro sus redes de telecomunicaciones.

Cuando iniciamos con la venta de dispositivos celulares, tablets y laptops, necesitábamos que la gente nos conociera y por eso salimos hacia el mercado con una estrategia distinta. Por ejemplo en el año 2015 hicimos el lanzamiento público de la marca Huawei donde hubieron acuerdos importantes con River, Boca y Messi que nos acercaron a la gente y permitió que el consumo masivo nos conociera.

¿Cómo fue la evolución hasta llegar a las energías renovables?

Todo empezó con la provisión de redes. Nuestros primeros equipos eran centrales de comunicaciones para teléfonos fijos. Luego vino la telefonía móvil y para acelerar el despliegue de nuevas redes de telefonía móvil hicieron falta los celulares; entonces, nos pusimos a fabricar celulares que en un momento no eran tope de gama hasta que nos dimos cuenta de que era necesario que lo fueran.

Paralelamente, mientras hacíamos las redes también nos dimos cuenta de que muchos desarrollos o muchos despliegues de redes necesitaban de energías alternativas porque había muchos lugares donde la energía de red no llegaba. Primero implementamos baterías en la radio base para que cuando se cortaba la luz siguieran funcionando los sistemas y después incorporamos los paneles que eran de baja potencia pero servían para alimentar a esa radio base.

Toda esa experiencia derivó en que siguiéramos, como como me gusta decir, escuchando al cliente.

¿Y hoy cómo se están perfilando?

En Argentina, siguen siendo nuestros clientes principales los operadores de telecomunicaciones, pero se fueron sumando más clientes de distintas escalas.

Por un lado atendemos las necesidades del usuario final de celulares, laptops y demás dispositivos inteligentes.

Luego, sumamos otra unidad de negocio que es la que se encarga de vender a clientes de una escala mayor; como puede ser una cadena de supermercados, una minera y una petrolera, por un lado, y gobiernos como ciudades, provincias o ministerios a nivel nacional, por otro.

Nuestro ADN es enfocarnos en el cliente sea quien sea y atender sus necesidades.

¿Qué rol tiene la energía renovable en el plan?

La experiencia que fuimos adquiriendo en distintas unidades de negocios nos llevó a que una de las últimas sea la de energía.

Ahora en particular y hacia el futuro, la energía y la nube van a ser los segmentos estratégicos donde vamos a poner más recursos.

Hemos notado una evolución donde las tecnologías de energía inteligente, como la llamamos nosotros, resultan transversales. No es tan simple como tener una batería y un panel. Por eso, nosotros nos enfocamos en los bits que controlan los watts.

Eco Green Energy actualmente se encuentra produciendo el módulo de la serie Eco Green Energy ATLAS, con obleas de 182 mm y tecnología de celdas de medio corte de 10BB, que aumentará la eficiencia hasta en un 21,5%.

Dada que su demanda ha aumentado significativamente en el año 2021, Eco Green Energy está realizando la inversión en su tercera línea de producción para aumentar la capacidad de producción de este módulo y para responder a la demanda de módulos fotovoltaicos innovadores y de nueva generación de todos sus distribuidores y socios EPC en todo el mundo.

La nueva línea de producción será completamente automática, combinando las conocidas empresas de maquinarias chinas de primeras marcas. Con la ingeniería francesa, proceso de producción siguiendo los estándares y normativas europeas, estricto control de calidad, y un nuevo sistema MES que permite mayor trazabilidad para rastrear todos los procesos de producción, desde las materias primas hasta la producción final, permitiendo construir sus módulos fotovoltaicos de alta calidad y de mayor eficiencia.

Aunque la competencia de costes es cada vez más intensa, Eco Green Energy presta especial atención a utilizar solo materias primas fiables. Para proporcionar solo paneles de tolerancia positiva que cumplan con las normas IEC 61215 e IEC 61730.

Eco Green Energy ha suministrado módulos fotovoltaicos en más de 60 países alrededor del mundo en el 2021.

Con respecto a la cuota de mercado latinoamericana, México es su principal mercado seguido de Colombia, Honduras, Chile, Ecuador, Perú, Uruguay, Argentina y Guatemala, etc. Eco Green Energy coopera con distribuidores, así como con empresas EPCs en Latinoamérica.

Entre las empresas EPC en Latinoamérica se encuentran ECOi Energía Solar en Chile, Inselcom y Solar Power en Colombia, Grupo Rio en Honduras, Sistemas Energéticos en Argentina, Leinfinite en Ecuador y Ecológico Solar en Guatemala.

La construcción de esta nueva fábrica permitirá a Eco Green Energy aprovechar la última tecnología de fabricación de módulos y las demandas de mercados de alto potencial. También es una oportunidad para que Eco Green Energy acelere su expansión global y aumente su participación en el mercado de módulos fotovoltaicos para productos monocristalinos.

Eco Green Energy planea llegar a 80 distribuidores en el 2022 y lograr más de 6 proyectos en todo el mundo de más de 1.5 MW, asegurando que sus paneles son una inversión a largo plazo, yendo de la mano con su misión de construir un mundo más verde.

Nace Smart Automation 4.0, el laboratorio del futuro de Ingeteam en el Parque Tecnológico de Bizkaia como un referente en el desarrollo de tecnologías de automatización y control.

Este laboratorio lleva el nombre honorífico de Ricardo Galdiz en homenaje a un trabajador muy querido de la compañía fallecido recientemente, experto y referente en automatización e innovación.

Se trata de un exclusivo laboratorio de automatización que cuenta con una superficie de 80m² dedicados al desarrollo y validación de sistemas de control avanzados. Este espacio desarrollará las últimas tecnologías de realidad aumentada, Big Data o inteligencia artificial para la digitalización y generación de entornos virtuales en sectores como el naval o el industrial.

En este nuevo espacio Ingeteam podrá representar físicamente el sistema de control tal y como iría en un barco real, pero simulando el resto de la instalación. También permitirá la realización de puestas en marcha en remoto, lo que supondrá un aumento de la eficiencia y optimización de los tiempos y recursos destinados a este tipo de maniobras complejas y delicadas.

El laboratorio cuenta además con una zona de desarrollo de automatizaciones avanzadas y de un espacio reservado para realización de modelos digitales con un enfoque multisectorial, incluyendo la instalación de dos consolas de última generación para la simulación del funcionamiento y operación.

Smart Automation 4.0 ofrece en el sector naval la posibilidad de desarrollar diferentes tipos de proyectos: desde sistemas de control clásicos que van en todos los barcos, hasta sistemas de control más específicos orientados principalmente a procesos críticos y de producción.

Estos sistemas más concretos son el componente diferenciador y el valor añadido que aporta Ingeteam con este espacio, permitiendo desarrollar proyectos de alta complejidad.

El laboratorio cuenta con tres elementos clave: una Nube de computación local (Local Cloud Computing), que se ejecuta en un clúster de diez servidores donde el usuario no necesita instalarse nada en su PC personal, simplemente tener conexión a internet y mediante acceso remoto puede ejecutar máquinas de desarrollo virtualizadas, almacenar archivos y procesar datos.

De esta manera el usuario tiene acceso remoto a todos los recursos del laboratorio y puede desarrollar y testear instalaciones y sistemas en remoto cumpliendo los máximos estándares en ciberseguridad.

Paneles de desarrollo y validación que permiten el montaje y prototipado rápido de instalaciones. En ellos se replican los sistemas de control que posteriormente van instalados en el barco real y Puente de Mando digital para el desarrollo y testeo de aplicaciones críticas, así como de tecnologías avanzadas de digitalización.

Con esta instalación Ingeteam se sitúa en la vanguardia de los sistemas de simulación y automatización avanzada al contar con un laboratorio en exclusiva para tecnologías 4.0. que permitirá la evolución hacia el big data, digitalización avanzada e inteligencia artificial.

Sobre el Grupo Ingeteam

Ingeteam es un Grupo tecnológico internacional especializado en la conversión de energía eléctrica. Su desarrollo tecnológico en electrónica de potencia y control (inversores, convertidores de frecuencia, controladores y protecciones), máquina eléctrica rotativa (motores, generadores y grupos moto-bomba Indar), sistemas (integración de ingeniería electro-mecánica y de automatización) y servicios de operación y mantenimiento, le permite ofrecer soluciones para los sectores de generación eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica y fósil, industria de la transformación de metales, naval, tracción ferroviaria y red de energía eléctrica, incluidas las subestaciones abarcando el transporte y la distribución, buscando siempre una generación y un consumo energético más eficiente.

El Grupo Ingeteam opera en todo el mundo y cuenta con establecimiento permanente en 24 países, empleando alrededor de 4.000 personas. Su actividad está estructurada sobre la base de I+D+i, invirtiendo en la misma anualmente más del 5% de su cifra de negocio.

Alberto Cuter, ingeniero electrónico de profesión, inició su carrera profesional en el sector de las telecomunicaciones y, tras su paso por empresas de aquel rubro -más precisamente en el 2007- se aventuró a los negocios con energías renovables.

En Jinko Solar, lleva más de 10 años de trayectoria -primero como gerente de ventas, luego director general para distintos mercados- y recientemente cerró un importante contrato de suministro de módulos solares con uno de los distribuidores líderes del mercado brasileño.

“En Brasil, hemos firmado un contrato de 2 GW con un distribuidor”, señaló Alberto Cuter, director general de Jinko Solar para Italia, Latinoamérica y el Caribe.

Su partner no es nada más ni nada menos que Aldo Solar, distribuidor que se posicionó arriba en las ventas de kits fotovoltaicos de 3kW 4kW 5 kW y 10 kW.

“Ellos han elegido a Jinko como único fabricante de paneles. Estoy muy orgulloso”, reveló Cuter.

¿Cómo se venderán esos 2 GW? Una clave será el e-commerce. Según precisó el referente de Jinko Solar las plataformas de compra directa permiten mayor agilidad operacional, administrativa y logística de las ventas. Esta estrategia le permitió a Aldo Solar garantizar control de stock, compras instantáneas y traslado de equipos en 24 horas para instaladores en todo Brasil.

“Aldo Solar es el Amazon de la industria solar en Brasil (…) Tiene un modelo de negocio en el cuál la mayor parte de las transacciones se realizan en la plataforma”, señaló.

Ahora bien, ¿el e-commerce llegará a ser tendencia en todos los mercados? Junto a Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica, Alberto Cuter reflexionó sobre los comportamientos de mercados como Argentina, Chile, Colombia, México, Panamá, República Dominicana y muchos más.

En lo que respecta a ventas de sus paneles, el año próximo sus proyecciones van en alza y se aproximan buenas noticias.

“Hace tres años, el 90% de los módulos eran policristalinos y el 10% monocristalinos. En un año y medio hemos pasado al 100% mono PERC n-type”, reflexionó.
Y confesó: “Nosotros vamos a lanzar un nuevo módulo mono PERC n-type con tecnología TOPCon que va a ser la novedad más importante de la industria fotovoltaica porque será el producto con la eficiencia más alta de la industria. Y vamos a empezar con 10 GW”.

En exclusiva para Energía Estratégica, Alberto Cuter también adelantó:

”En breve, vamos a cotizar una parte de la empresa en la Bolsa de Shangai”

Y agregó: “Tenemos una meta de 5 GW en Latinoamérica y el Caribe en 2022”.

Mira la entrevista completa y accede a todos los testimonios de Alberto Cuter, director general de Jinko Solar para Italia, Latinoamérica y el Caribe.

El Estado de Puebla cierra un año productivo en lo que refiere a energías sustentables en México, ya sea en materia de generación eléctrica a partir de fuentes renovables como en electromovilidad e innovación. 

Es por ello que Ermilo Barrera, director general de la Agencia de Energía del Estado de Puebla (AEEP) conversó con Energía Estratégica, donde realizó un análisis de este 2021 y los próximos pasos que se avecinan en la entidad federativa. 

“De las diez empresas que calificaron para el Tercer Ciclo para el Desarrollo de Proyectos, tres se materializarán. Y desde la AEEP promovimos más de cincuenta millones de pesos y cerca de 2 MW de capacidad instalada en generación distribuida para este programa”, destacó. 

“Estas últimas semanas del año estuvimos firmando los convenios para que ingresen a la cartera de inversión. Y los que están más interesados en las renovables son las unidades económicas como las PyMEs y algunos sectores industriales”, agregó.  

De este modo aumentará la potencia instalada bajo el esquema de generación distribuida, la cual ya acumula 33.44 MW, según el reporte del primer semestre de la Comisión Reguladora de Energía (CRE). 

Mientras que para el 2022, Barrera no descartó la posibilidad de que se lancen nuevas convocatorias abiertas a la inversión, enfocadas en generación distribuida, eficiencia energética, gas natural vehicular y electromovilidad. 

“El aprendizaje de los Ciclos ya realizados permitirá que las convocatorias sean un poco más ágiles, y se debe buscar un mayor número de participantes para mantener la competencia en los proyectos”, aclaró.

“También se está incursionando en la promoción de inversión en industria, para que los usuarios de esta índole tengan incentivos por parte de la Agencia de Energía como parte de proyectos estratégicos de la reactivación industrial del Estado y una política de descarbonización”. 

“En algunas zonas promoveremos y apoyaremos que los industriales tengan esquemas competitivos de suministro, particularmente con proyectos que alcancen los 500 kW de capacidad instalada en esquemas de generación distribuida. Pronto observaremos la región de Tehuacán, donde los ayudaremos a analizar la viabilidad técnica y económica de estos proyectos para diferentes usuarios”, amplió Barrera.

Y entre otras oportunidades visualizadas para el próximo año, además del “entorno económico activo” y que se ve a la Agencia de Energía como un aliado dentro del sector, el especialista reconoció que la innovación puede ser un punto clave. 

Incluso vaticinó que a futuro la AEEP tendrá un capítulo entero de innovación científica y tecnológica enfocada en hidrógeno verde y electromovilidad. Y este hecho seguirá la línea que últimamente han desarrollado en Puebla, ya que se firmaron convenios para impulsar el H2V en el Estado, así como el estudio que estimó un potencial de producción de 9000 kilotoneladas por año. 

El 2021 ha sido transitado con más sinsabores que alegrías para la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados, ACENOR A.G. Javier Bustos, su director ejecutivo, cuenta a Energía Estratégica que esta temporada se presentó con grandes retos y que esperan un 2022 más auspicioso.

Para ello, ya preparan una agenda que compartirán con el Gobierno electo, que asumirá funciones el próximo 11 de marzo. En una entrevista para este portal de noticias, Bustos hace un repaso de este año, enumera los proyectos pendientes y destaca el rol de las energías renovables en todo este marco.

Si pudiera caracterizar en pocas palabras cómo ha sido el 2021 para los clientes no regulados, ¿qué podría decir?

Este ha sido un año de grandes desafíos. La pandemia ha significado que muchas empresas enfrenten problemas económicos producto de la caída en la demanda de sus productos o por problemas en las cadenas logísticas. Por lo mismo, los precios internacionales de los combustibles han visto alzas pronunciadas.

Al mismo tiempo, en Chile hemos debido enfrentar una de las sequías más intensas de las últimas décadas, lo que ha impedido aprovechar el uso de generación hidroeléctrica en el sistema.

Por ello, los sectores productivos que son intensivos en el uso de energía han debido diseñar estrategias para enfrentar estas alzas de costos al mismo tiempo que aún se encuentran navegando la crisis sanitaria.

¿Qué medidas han quedado pendientes de avance durante este 2021 y qué esperan para 2022?

Faltan medidas que apunten a eficientizar el sector eléctrico, hacerlo más competitivo y permitir una recuperación económica verde a precios de energía competitivos.

Por ejemplo, hasta el momento no se han ingresado a la Contraloría General de la República los cambios necesarios al reglamento de potencia que apuntan a dar señales de inversión al almacenamiento, al mismo tiempo que se eficientiza el cálculo de la potencia que debe pagar cada cliente.

Tampoco ha habido avances en la estrategia de flexibilidad que permitan una operación óptima del sistema eléctrico, con menores rigideces que significan costos que se transfieren a los clientes.

Esperamos que este 2022 podamos avanzar en una agenda clara de modificaciones regulatorias que permitan que los agentes internalicen los costos que generan al sistema; por ejemplo, incluyendo una señal de localización en los proyectos de generación para incentivar que la generación se instale cerca de los centros de consumo, o iniciar el proceso de modificación de nuestro mercado spot hacia un mercado day-ahead como existe en la mayoría de los mercados eléctricos desarrollados.

Una de las banderas de ACENOR es la baja en el límite de potencia para el paso de clientes regulados a libres. ¿Se ha llevado esta propuesta a los equipos de Energía del Gobierno electo?

Creemos que las posibilidades de ampliar el mercado de clientes libres es una oportunidad para el desarrollo de un sector más competitivo.

Al respecto, tenemos la expectativa que esta discusión se retome con las nuevas autoridades regulatorias de manera de encontrar un esquema que favorezca a los clientes.

En cuanto a la salida anticipada de las centrales a carbón, ¿qué opinión tienen al respecto? ¿Esta iniciativa podría afectar de algún modo en los precios de los clientes libres?

Creemos firmemente que es posible avanzar en el retiro de las centrales a carbón y que la fecha óptima para el cierre de estas debe incluir el análisis de los impactos, no solo para el sistema eléctrico nacional, sino también para la sociedad en su conjunto, en cuanto a compromisos ambientales, impactos laborales, económicos, entre otros.

Nuestros estudios indican que acelerarlo en pocos años puede llevar a alzas importantes de precios de suministro eléctrico, y a un debilitamiento de la seguridad del sistema. Esto debido a que es necesario que los proyectos renovables y las líneas de transmisión tengan tiempo para construirse en forma adecuada. Los proyectos mal diseñados finalmente son más caros y los terminamos pagando todos de una u otra forma.

Para esto es vital una estrategia integral que permita retirar esas centrales, mientras el costo de suministro no se vea significativamente afectado al alza.

Es importante que el costo de la electricidad sea competitivo dado que será necesario electrificar muchos consumos a futuro para avanzar realmente en carbono neutralidad. Esta es la clave para una verdadera recuperación económica verde y sustentable en los próximos años.

¿Cómo se están vinculando sus asociados con las renovables, qué tipo de tarifas están encontrando en este nicho y qué expectativas tienen para el futuro próximo?

Los clientes libres están impulsando el avance a una matriz energética libre de emisiones con objetivos de descarbonización que se plasman en contratos de suministro renovables y solicitando a sus suministradores la certificación de dicha calidad.

Al respecto, los costos de energía han disminuido significativamente en los últimos años, como puede observarse en las licitaciones para suministro eléctrico regulado.

Sin embargo, esto es solo una parte del costo de suministro eléctrico. A eso se suma pago de potencia, cargo por transmisión y cargo de servicio público que determinan la Comisión Nacional de Energía. Pero además existen otros cargos que, al ser pagados a prorrata de los retiros, son fácilmente traspasados a clientes mediante cláusulas pass-through en los contratos, como es el costo de servicios complementarios, mínimos técnicos, precio estabilizado, impuestos verdes, entre otros.

Todos estos cargos fuera de energía y potencia han aumentado más de un 80% desde el 2016. Esto ha llevado a que los precios promedio de contratos de suministro no hayan bajado en los últimos años, a pesar de que el precio de la energía si lo haya hecho.

Finalmente, ¿qué objetivos se proponen como ACENOR para este 2022 y qué esperan respecto a tarifas?

Durante el 2022 trabajaremos para que los cargos sistémicos como servicios complementarios y mínimos técnicos sean determinados en forma más eficiente para que no haya sorpresas en las cuentas que los clientes libres terminan pagando cada mes.

Adicionalmente, vamos a desarrollar un trabajo transversal con consumidores de diferentes sectores productivos para levantar sus necesidades y poder llevarles propuestas a las nuevas autoridades donde el centro de la regulación eléctrica esté en el cliente final.

Solis gana mercado en Latinoamérica tras consolidarse este año en México y Colombia. Su fuerte presencia en eventos virtuales y presenciales así como roadshows y capacitaciones en estos países fue clave para cerrar nuevos acuerdos comerciales.

“Los eventos ayudaron mucho a mantener ese contacto con los clientes, a dar esa confianza de que la marca sigue apostando al crecimiento de los mercados. Eso ayudó a que, a pesar de todas las circunstancias, todos los factores adversos y respetando nuevos protocolos, siguiera la venta y siguiera la instalación de productos solares”, destacó Sergio Rodríguez Moncada, gerente de Servicios para Latinoamérica para Solis.

Para mantener un crecimiento sostenido, Solis proyecta dar un salto en ventas en otros países de la región. Argentina, Chile, Perú y República Dominicana serían los mercados objetivo para esta empresa que aspira a posicionarse como un proveedor líder para proyectos de gran escala así como residencial, comercial e industrial.

¿Qué novedades tendrán en 2022? Según precisó Sergio Rodríguez Moncada, gerente de Servicios para Latinoamérica, el primer cambio en sus productos consiste en migrar de “generaciones” a “series”.

“Nos iremos de 4G a 5S y de 5G a 6S”, señaló el referente de Ginlong Technologies. De este modo, la ventaja es que van a aumentar su corriente de entrada para adaptarse a los nuevos paneles de alta eficiencia.

Otro cambio que tendrán estos nuevos equipos es que van a traer mejor protección para el exterior. “De IP65 iremos a IP66”, adelantó Rodríguez Moncada.

Entre las características que mantendrán en sus inversores, la empresa reafirmó su compromiso por seguir fabricando productos durables de alta calidad. Es así que las cualidades físicas como robustez, tamaño y peso del producto permanecerán porque son las que más eligen sus clientes; así como también privilegiaron conservar las principales características estéticas que los distingue.

Con la calidad como estandarte y actualizaciones que se adaptan a las más altas exigencias del mercado, el próximo año, conforme vaya disminuyendo el impacto de la pandemia y se vayan abriendo las fronteras, Solis proyecta tener mayores presencias eventos y entrenamientos para estar cerca de los clientes y cerrar nuevos contratos de suministro como alianzas estratégicas con partners en la región.

“Si nos lo permite la pandemia, planeamos asistir a eventos en toda la región y realizar rowshows en distintas ciudades para estar cerca de los instaladores, con el objetivo final de incrementar un 20% las ventas en Latinoamérica”, concluyó Sergio Rodríguez Moncada.

Desde mayo a diciembre del 2021, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) lanzó una serie de prepublicaciones de licitaciones en obras eléctricas de alta tensión para que el mercado se vaya preparando.

Se supone que, a lo largo del 2022, de manera paulatina la entidad comenzará a dejar en firme las subastas: en total son seis grandes líneas de transmisión.

La primera de ellas, lanzada en estado de borrador el 13 de mayo pasado, es la Subestación Pasacaballos 220 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 05 -2021).

“Consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Pasacaballos 220 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40779 del 21 de diciembre de 2019, el proyecto debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024”, señala la UPME.

El 31 de mayo se publicó la segunda: Subestación Carreto 500 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 06 -2021).

Allí se incluye el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Carreto 500 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40779 del 21 de octubre de 2019. El proyecto debe entrar en operación a más tardar el 30 de septiembre de 2024.

La tercera de las subastas eléctricas en borrador se publicó el 28 de junio pasado. Se trata de la Subestación Alcaraván 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 07 – 2021).

Se licita el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Alcaraván 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La obra debe entrar en 27 operación a más tardar el 30 de junio de 2025.

La cuarta obra es la Subestación La Paz 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 08 – 2021), publicada el 16 de julio pasado.

Consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación La Paz 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La línea debe entrar en operación a más tardar el 31 de octubre de 2026.

El quinto borrador de subasta fue publicado el 15 de noviembre, y corresponde a la Subestación San Lorenzo 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 10 – 2021).

Tiene que ver con el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al Proyecto subestación San Lorenzo 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La obra debe entrar en operación a más tardar el 31 de enero de 2025.

Finalmente, la sexta subasta en borrador que lanzó la UPME durante este 2021 fue Alcaraván 115 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME STR 11 -2021), el 3 de diciembre.

A pocos días de terminar el 2021, uno de los años con mayor cantidad de licitaciones del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), las últimas cinco convocatorias del año siguen sin tener un adjudicado luego de que se hayan realizado los actos de apertura  de sobres correspondiente. 

Y en la mayoría de casos (salvo el último lanzamiento) llevan más de dos meses en la espera de que se asigne a una de las tantas empresas que se presentaron a lo largo de las subastas de este 2021. 

Puntualmente, la que mayor tiempo lleva sin tener una compañía ganadora es la Licitación Pública Nacional N° 3, ya que los ocho oferentes (no todos lo hicieron por los mismos lotes) se dieron a conocer el pasado 2 de junio (ver enlace), es decir, más de un semestre atrás. 

Y cabe recordar que dicho llamado fue para la provisión e instalación de 1.574 sistemas de bombeo solar para Catamarca, Chaco, Córdoba, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Neuquén, Río Negro, San Juan y Tucumán.

Posteriormente, el 19 de julio se hizo la apertura de sobres de la LPN N° 4 para el diseño, construcción y operación inicial de dos plantas de generación fotovoltaica e hidráulica, con acumulación, integradas a una mini red en las localidades de  de Rodeo Colorado y Los Naranjos, provincia de Salta. 

Allí fueron cinco las empresas que ofertaron (SUNGREEN SRL, Se.Mi.S.A. Construcciones, Ecos S.A., Coradir S.A. y Multiradio S.A.) pero la adjudicación aún está en dictamen. 

La quinta convocatoria del PERMER año, la cual fue para el diseño, construcción y operación inicial de cuatro plantas de generación fotovoltaica e hidráulica con acumulación, integradas a una mini red en Río Negro y Catamarca, tuvo la presentación de las siete empresas interesadas el día viernes de agosto (ver detalle).

Mientras que la sexta se llevó a cabo un mes y medio después, precisamente el 7 de octubre, cuando Se.Mi.S.A. Construcciones y Coradir cotizaron para el diseño, construcción y operación inicial de una planta de generación fotovoltaica con acumulación, integrada a una mini red en el Valle de Luracatao, Salta. Y aquí tampoco se conoce qué compañía será quien lleve a cabo este proyecto. 

Y el último llamado realizado (abastecimiento de energía fotovoltaica a once 11 Parques Nacionales en seis provincias) aún no tiene adjudicado a ninguna de los seis oferentes que participaron, ya que el acta de apertura data de los primeros días del mes actual, lo que la hace muy reciente.

Además, es preciso mencionar que las Licitaciones Públicas Nacionales N° 1 y 2 esperaron cerca de cinco meses (los sobres de ambas convocatorias se abrieron el 17 de mayo) para que la Secretaría de Energía asignase a las empresas ganadoras recién en octubre. 

Por lo que no sorprende que los otros llamados todavía no tengan definidas qué compañías y ofertas propuestas, pero se espera que próximamente se conozcan para así darle continuidad a un programa que prevé dar acceso a la energía con fuentes renovables a la población rural del país que no tiene luz por estar alejada de las redes de distribución.

El balance de este año 2021 es muy positivo para el representante regional de uno de los fabricantes líderes de la industria fotovoltaica.

“Si bien es cierto que el sector utility scale quedó un poco frenado, también es cierto que a nivel de generación distribuida muchos países han crecido considerablemente”, valoró Harold Steinvorth, jefe de generación distribuida para Latinoamérica y gerente de ventas para Centroamérica y el Caribe en Trina Solar.

En los últimos tres años, la empresa ha ganado terreno en Centroamérica y el Caribe “Venimos creciendo constantemente en la región con el objetivo de convertirnos en el top 2 pronto y luego en el número 1° de los proveedores más relevantes en el sector de generación distribuida”, auguró Harold Steinvorth.

De allí, aseguró que para lograrlo el market share que aspiran lograr el año próximo al menos será del 30% en la región.

Entre los segmentos que más están solicitando sus productos, Steinvorth destacó al de generación distribuida y proyectos de mediana escala para proyectos entre 50 kW, 1 MW hasta 8 MW en Centroamérica y el Caribe.

Desde la lectura del referente de Trina Solar, esta es una tendencia que se instaló y que deja en evidencia la necesidad de optar por soluciones a energía solar local por sobre importación de combustibles fósiles.

“Países que no generan con energía limpia son susceptibles a los golpes del mercado”, advirtió.

Y continuó: “Vemos que países que son más dependientes de fuentes térmicas han tenido costos exagerados en tarifas por los valores del gas natural y derivados del petróleo principalmente importados. Entonces, de cierta manera, la energía solar distribuida es un aliado clave para las empresas permitiéndoles fijar su costo energético a largo plazo”.

En tal sentido, la estrategia de la compañía pasa por ampliar su red de distribuidores en la región de modo tal que les permitan ampliar su participación en el segmento de generación distribuida para usuarios comerciales e industriales.

¿Qué perfil de empresa buscan? “Lo ideal es un partner que primero tenga conocimiento de cómo funciona la distribución en general y, si ya son distribuidores de algún producto eléctrico pues es una figura deseada para nosotros; segundo, saber dar circulación a un producto que tienen en bodega porque nos permitirá movilizar volúmenes importantes; y, tercero, que tengan interés en la industria solar”, precisó el jefe de generación distribuida para Latinoamérica y gerente de ventas para Centroamérica y el Caribe en Trina Solar.

A nivel de producto ya han logrado posicionar sus módulos de 500 W. Estos han tenido muy buena aceptación en el mercado de Centroamérica y el Caribe, en general, por ser un módulo que no es tan grande como otros modelos y maneja características aceptables para todo tipo de inversor.

En lo que respecta al modelo, el Vertex S -con rangos entre 390W y 410W- es el módulo que debido a su tamaño compacto y alta potencia es otra alternativa que se posiciona fuerte para este mercado en el año entrante. “Cada contenedor puede transportar 936 piezas de este modelo”, precisó Steinvorth, lo que justifica también su elección para muchos proyectos pequeños.

El evento fue un momento para comprender el estado actual y el futuro de la energía solar fotovoltaica en América Latina y presentar casos de éxito de aplicaciones solares fotovoltaicas en ciudades de la región.

En 10 años, la capacidad instalada en la región de LATAM ha crecido de sólo 60 MW a 20 GW. Sin embargo, más del 85% de esa capacidad se concentra en cuatro países: Brasil, México, Chile y Argentina.

Para que el mercado regional crezca más rápido y de forma más uniforme, algunos países deben ultimar sus hojas de ruta y objetivos de descarbonización para que los inversores extranjeros comprendan lo que ocurrirá en la próxima década.

«Como el mundo necesita que el promedio de emisiones de CO2 per cápita baje a 2,4 toneladas desde las 4,8 actuales, las ciudades de C40 LATAM son las únicas que ya están por debajo del umbral, pero será un desafío mantener ese nivel mientras se persigue el crecimiento económico», dijo Ilan Cuperstein, Director Regional Adjunto para América Latina de C40 Cities.

«Por lo tanto, el sector energético es clave para que América Latina se mantenga dentro de ese rango. La acción más importante para las ciudades es la descarbonización a través de la energía renovable distribuida en los edificios y la energía solar fotovoltaica es el activo más prometedor en este sentido.»

Un elemento de homogeneidad en toda la región es la importancia de desarrollar la energía solar fotovoltaica distribuida. En Brasil, que alberga el mayor mercado solar de la región, donde dos tercios de la capacidad solar instalada son distribuidos, se han creado más de 360.000 puestos de trabajo en el sector solar durante la última década, dijo Rodrigo Sauaia, director general de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) y copresidente del GSC.

En Argentina, algunos nichos de mercado están creciendo rápidamente, como las aplicaciones fotovoltaicas para el bombeo de agua, los parques industriales, el final de las líneas de distribución y el almacenamiento de energía. La agrivoltaica, en particular, parece muy prometedora en Argentina debido a la disponibilidad de terrenos, señala Marcelo Alvarez, Directivo de la Cámara Argentina de Energia Renovable (CADER) y Secretario del GSC.

Ana Paula Matos, vicealcaldesa de la ciudad de Salvador (Brasil), compartió su experiencia de un exitoso programa que empodera a la gente a través de la energía solar fotovoltaica, para la acción climática y la justicia en las ciudades.

«El Programa Solar de Salvador incluye incentivos fiscales para que los propietarios de viviendas implanten la energía solar fotovoltaica y un mapa del potencial solar de los tejados de la ciudad que ofrece una base de datos pública para que cualquier ciudadano pueda comprobar el potencial de su tejado», explicó Matos.

«También ofrecemos un curso de formación para crear nuevos puestos de trabajo para la instalación de módulos solares. Esto demuestra cómo toda la cadena de valor de la energía solar fotovoltaica puede aportar beneficios a las esferas económica y social.»

Cuperstein, de C40 Cities, informó sobre varios proyectos que emplean instrumentos como incentivos fiscales, subsidios, préstamos favorables, financiación a través de las facturas de energía para acelerar con éxito el despliegue de la energía solar fotovoltaica residencial en ciudades latinoamericanas, entre las que se encuentran Ciudad de México (México), Buenos Aires (Argentina) y San Miguel (Perú).

En el evento también participaron Nelson Delgado, Director General de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX), David Rau, Vicepresidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), nuevo miembro de GSC, y Paloma Sarria, Directora Ejecutiva de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR).

«La energía solar fotovoltaica es una de las formas más limpias y baratas de producir electricidad y esto nos da una gran confianza en el futuro de la industria», apunta José Donoso, Director General de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) y Presidente del Global Solar Council.

«Esperamos que todos los responsables de la toma de decisiones comprendan que la energía solar fotovoltaica es una verdadera puerta de entrada a un futuro caracterizado por un medio ambiente más limpio, un acceso inclusivo a la energía y a precios más baratos. Y América Latina tiene un potencial de energía solar especialmente elevado. Las empresas están dispuestas a poner su granito de arena en la región, pero necesitan que los gobiernos establezcan una mejor planificación y que se eviten absolutamente las medidas retroactivas».

LUMA Energy solicitó al Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) que se excluyeran de los futuros informes trimestrales aquellas métricas relativas al número de instalaciones y capacidad de generación eólica distribuida instalada por año.

Como respuesta, los comisionados del NEPR en la última Reunión del Pleno dieron lugar al pedido y emitieron una resolución y orden a favor bajo el siguiente argumento:

“La cantidad y capacidad de este tipo de sistemas es mínima y ya está incluida en la cantidad y capacidad general de los sistemas de generación distribuida interconectados al sistema de distribución”.

Sin embargo, dicha información aún será recolectada y reportada por LUMA hasta nuevo aviso. Ya que deberá ser utilizada por la Oficina de Energía con fines estadísticos al menos hasta el término de este año.

De allí que, el comisionado asociado Ing. Ferdinand Ramos, durante la última reunión del Pleno haya aclarado:

“Se le ordena proveer para la próxima presentación de métricas trimestrales la información necesaria requerida para poder reportar las métricas que solicitó excluir».

Y agregó que “a más tardar el 7 de enero de 2022, LUMA debe identificar si tiene información alternativa que complementaría a las métricas del Negociado de Energía, mientras se desarrolla un plan para reportar la información solicitada; y un plan y cronograma para reportar la información solicitada”.

Es preciso recordar que antes esta labor era realizada por la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) a la misma se le exigían las métricas por número de instalaciones y capacidad total instalada de generación distribuida de cada tecnología, inclusive diferenciadas por tipo de sistema y por distrito.

Por tal motivo, el Negociado de Energía seguirá requiriendo el resto de métricas ya que brindarían información útil de las operaciones de LUMA. Sin embargo, la Oficina de Energía reconoce que existen desafíos técnicos, de mercado y regulatorios de algunas métricas específicas tales como la eólica distribuida.

México ha dado buenas señales en temas energéticos durante las últimas semanas de este 2021, pese a que el país atraviesa un momento de incertidumbre debido a los cambios regulatorios que están en debate, como por ejemplo la reforma eléctrica propuesta por la administración actual. 

Pero uno de esos indicios positivos fue que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) recientemente aprobó el Código de Red 2.0, instrumento necesario para la mejora y el buen funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional. Aunque aún resta que se publique en el Diario Oficial de la Federación (DOF).

Y dentro del sector consideran que no es una desventaja para las renovables ya que aplica tanto para proyectos de esa índole como para aquellos que no lo son. 

“Es decir que unos y otros deben cumplirlo, observar sus requerimientos para el tema de interconexión de sus centrales eléctricas. Se busca no ser discrecionales, sino disminuirla y observar los principios de proporcionalidad para la aplicación de criterios específicos y esquemas de regulación para cada integrante”, manifestó Daniela Pontes, consultora dentro de DIOM Analytics, en conversación con Energía Estratégica. 

“Por otra parte, el CENACE deberá volver a ver el Código de Red si las empresas que iniciaron los trámites de interconexión cumplan con lo estipulado”. 

“No significa una desventaja. La idea es que todos observen estos criterios para que de manera global se cumpla con los beneficios que se pretenden alcanzar, que es un sistemas eléctrico más robusto, confiable y que los usuarios finales tengan un suministro de calidad”, agregó.  

De todos modos, la especialista reconoció que, una vez que se emita esta segunda versión, el reto “más importante” consistirá en garantizar o consolidar el esquema de vigilancia o supervisión por parte del órgano regulador. 

¿Por qué? “Principalmente porque su aplicación es responsabilidad de todos los que conforman y quieran participar de la industria, por lo que deben ver el Código de Red para cumplir con los requerimientos técnicos que se señalan, pero si al lado no va el esquema o mecanismos de vigilancia, se corre el riesgo de que no se acaten correctamente los criterios”, explicó. 

Y aseguró que esta regulación es meramente técnica, dado que recoge criterios y requerimientos que sí o sí deben cumplirse, por lo que, bajo su mirada, no está involucrada con cuestiones de otra índole, como por ejemplo tarifas o permisos.  

“Lo que se buscó con esta regulación es dar mayor claridad y guardar congruencia con otras regulaciones para que los integrantes puedan interpretar de manera correcta lo que se está buscando con la implementación del Código de Red, por lo que no debe afectar otros procesos ni ser impedimento o barrera para continuar con ellos”, concluyó.

YPF Luz puso en marcha el parque eólico Cañadón León, ubicado al Noreste de la Provincia de Santa Cruz, en la localidad de Cañadón Seco, que alcanza una capacidad instalada de 123 MW de energía renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la energía que utilizan más de 150 mil hogares.

El parque cuenta con un factor de capacidad de 53% y evita la emisión de más de 312.000 toneladas de dióxido de carbono por año. Es el tercer parque eólico de la compañía, luego de Manantiales Behr, ubicado en Chubut y operativo desde 2018; y Los Teros, puesto en marcha en 2020 y ubicado en Azul, provincia de Buenos Aires.

Con una inversión de más de 180 millones de dólares y 29 aerogeneradores instalados en una superficie total de 1870 hectáreas, Cañadón León es el primer proyecto Renovar de YPF Luz, al cual se destinan 101,52MW de capacidad instalada para provisión de CAMMESA, mientras 21,15MW se destinarán al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Cañadón León se suma hoy a los parques eólicos de Manantiales Behr, ubicado en Chubut, y Los Teros, en Azul, Provincia de Buenos Aires, a través de los cuales YPF Luz provee de energía renovable para las principales empresas del país, que incluyen a YPF, Toyota, Profertil, Coca Cola FEMSA, y Holcim, entre otros.

“Con gran alegría e inmenso orgullo finalizamos el tercer Parque Eólico de YPF Luz en el país: Cañadón León. Significó mucho esfuerzo y responsabilidad de los equipos de trabajo en un contexto sumamente desafiante”, sostuvo Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Y agregó, “la finalización de esta obra nos posiciona como segundos generadores de energías renovables del país impulsándonos a seguir generando cada vez más y mejor energía”.

Con la puesta en marcha de Cañadón León, YPF Luz, se afianza como el principal generador del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) y se posiciona como segundo el generador de energías renovables del país, con una capacidad instalada renovable de 397MW.

Parque Eólico Cañadón León en números 

• Inversión: más 180 millones de dólares.
• Factor de capacidad estimado: 53%.
• Capacidad instalada: 123 MW.
• Superficie: 1870 hectáreas.
• Energía equivalente a las necesidades de más de 150.000 hogares.
• 400 empleos generados en la etapa de construcción.

Ayer, directivos de ACERA y ACESOL expusieron ante la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas sobre el proyecto de Ley (descargar) que presentó el Ministerio de Energía para incentivar la utilización del almacenamiento de energía a través de baterías, y fomentar además la electromovilidad.

Carlos Finat, Director Ejecutivo de la Asociación de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), valoró la propuesta. Señaló que, entre otras cosas, ésta habilita sistemas de almacenamiento puros para recibir ingresos por sus transferencias de energía y potencia dentro del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Según un informe que elaboró ACERA sobre cómo desarrollar la transición de cero emisiones en el sistema eléctrico chileno, durante el período 2022-2030, será necesario instalar alrededor de 2.000 MW de almacenamiento de baterías para suplir la salida gradual de las centrales a carbón, el gas natural y el diésel. El dirigente deslizó que este sería un primer paso hacia ese sendero.

Resaltó las ventajas de integrar al almacenamiento no sólo para potenciar a las renovables sino como un aporte rápido de potencia para compensar pérdidas de generación y, además, como fuente para estabilizar las redes de transmisión y distribución ante la demanda de grandes volúmenes de energía. “Es una pieza clave y necesaria para la transición energética”, resumió Finat.

Y remató: “El proyecto de Ley viene a entregar las habilitaciones legales necesarias, en particular, en lo relacionado con la remuneración por energía y potencia de sistemas de almacenamiento autónomos”.

Además, Finat recordó que este proyecto de Ley habilita una rebaja transitoria por 8 años en el costo de los permisos de circulación de los vehículos eléctricos. Y permite a los sistemas de almacenamiento, incluyendo a los vehículos eléctricos, a inyectar energía en la red de distribución eléctrica, como equipos de almacenamiento.

A propósito de ello, Carlos Cabrera, presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), hizo algunas observaciones.

En principio, opinó que “la perspectiva de este proyecto es bastante buena y positiva”, aunque señaló que “para promover la electromovilidad y permitir que los vehículos eléctricos hagan inyecciones a la red de distribución y que reciban remuneración por ello, es bastante positivo conceptualmente; pero se deben hacer algunas confirmaciones sobre cómo será el nivel de interacción y cómo evitar eventuales conflictos y colisiones con los proyectos de Net Billing”.

“Se requiere de una planificación y un diseño de la red de distribución, que no está preparada hoy día”, advirtió y recordó ese tipo de adecuaciones están integradas en el proyecto de Ley de distribución, hoy estancado en el Congreso.

Cabrera problematizó sobre la posibilidad de primero avanzar en la distribución para, luego, ocuparse en este proyecto de almacenamiento y electromovilidad. “La red hoy día no está preparada para recibir a todos estos actores: Net Billing, PMGD, electromovilidad, entre otros”, argumentó Cabrera.

En la misma línea, se refirió a la remuneración: “Vemos una necesidad de acortar el desarrollo y dimensionamiento de sistemas de almacenamiento para que puedan acogerse al pago de remanentes, que también tienen los proyectos de Net BIlling, donde finalmente les permiten descontar los costos de la boleta eléctrica, pudiéndolas llevar a un valor de cero”.

Pero planteó la duda de cómo está previendo el Ministerio de Energía la interacción de los vehículos eléctricos, ya que estos podrían tomar (comprar) e inyectar (vender) energía de los hogares, según necesiten.

El titular de ACESOL explicó que una casa puede consumir desde 1,5 a 10 kW, pero que los vehículos eléctricos poseen baterías con potencias desde 40 a 100 kWh.

Y razonó: “Vemos que la potencia y la energía que tiene una batería eléctrica finalmente no sólo sirve para autoconsumir el propio hogar, sino que eventualmente podría abastecer a otros vecinos del barrio y esa interacción también es importante a tener en cuenta sobre cómo se está pensando hacer la bajada y cuál va a ser la implementación reglamentaria que va a tener”.

“El reglamento que vaya a tener este proyecto de Ley va a ser más importante que la misma Ley, porque va a ser en esa bajada donde se van a confirmar los detalles y la implementación del proyecto. Un mal reglamento puede hacer que el espíritu de la Ley no se cumpla”, cerró Cabrera.

El Consejo Nacional Electoral declaró electa como presidente constitucional de la República de Honduras a Xiomara Castro. La nueva máxima autoridad del país llega para marcar un hito en la historia presidencial. No sólo será la primera mujer en asumir este cargo democráticamente en el país, sino también la más elegida por el voto popular en la historia de Honduras (ver detalle).

El nuevo gobierno, que asumirá el 27 de enero de 2022, tiene retos importantes en todas las esferas del estado. Por ello, su Comisión de Transición ya está evaluando distintas medidas para implementar en los primeros 100 días de gestión.

En el sector energético el Plan de Gobierno que se dio a conocer durante campaña incluyó como eje a las energías renovables. Entre las propuestas más destacadas se pueden mencionar:

Diversificar las fuentes de generación de energía. Se debe alcanzar un 60% de participación estatal en la generación, a fin de garantizar continuidad en el suministro y estabilidad en las tarifas. Paralelamente se debe

a) procurar una relación de la matriz energética con 70% renovable,
b) reducir la dependencia de la importación de combustible fósil,
c) cuidar de un concesionamiento responsable de sitios para la instalación de los proyectos con participación continua y supervisión de las comunidades.

Acompañar desde el Estado a las empresas que de manera transparente gozan o gestionan permisos para estudios de factibilidad de proyectos de generación eléctrica con energía renovable de manera ambiental y socialmente responsable, privilegiando a quienes contemplan otorgar el servicio a las comunidades remotas.

Por su parte, representantes de la empresa privada, sociedad civil, banca multilateral y la academia trabajaron en una Hoja de Ruta durante este año que fue presentada a la abanderada del partido Libertad y Refundación (Libre) y a los demás candidatos presidenciales para el periodo 2022-2026.

El documento, publicado por el Instituto de las Américas (IOA) en septiembre de este año, presenta la «Hoja de Ruta para el desarrollo del sector energético» y compila los principales temas de energía abordados durante talleres y mesas de trabajo de expertos locales e internacionales organizados por la IOA junto al Consejo Hondureño de la Empresa Privada (COHEP) y el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE).

Esta Hoja de Ruta propone:

1. La Escisión de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para dar paso a nuevas empresas de Distribución

2. Diferendo entre la ENEE y la Empresa Energía Honduras (EEH) para reestablecer la liquidez del mercado eléctrico nacional

3. Fortalecimiento a la CREE y la ODS que elimine la naturaleza monopólica, con transparencia y total independencia de injerencias políticas

4 Incidencia para Alcanzar los Objetivos de la Implementación de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE)

En detalle, los stakeholder sugirieron ejecutar medidas en pos del desarrollo y consolidación de un mercado eléctrico competitivo y sostenible que deberá quedar plasmadas lo más pronto posible en un Pacto Eléctrico Nacional elaborado a partir de un proceso participativo e integral.

Al respecto, entre los temas puestos en discusión, sugieren y esperan el lanzamiento de licitaciones abiertas internacionales (que viene trabajando la CREE) así como la consolidación el funcionamiento del mercado spot o de oportunidad.

También indicaron como primordial continuar con el proceso de la reforma eléctrica, y en consecuencia, se designe a un funcionario del más alto rango responsable de coordinar todas las acciones políticas, técnicas y financieras, que permitan completar la implementación de las disposiciones de la LGIE.

Adicionalmente, recomendaron la conformación de un comité integrado por delegados de alto nivel de los grupos de interés en el proceso de la reforma del sector eléctrico, que
acompañen al nuevo gobierno en todas las tareas involucradas para la ejecución
de la Hoja de Ruta del Sector Energético.

Y finalmente, agregan que “será importante la negociación de un nuevo Acuerdo con el Fondo Monetario Internacional que le permita al país contar con la estabilidad macroeconómica que se requiere en la recuperación económica post-pandemia del COVID 19” (ver más).

La sostenibilidad como estandarte

Ingeniero Lucky Medina Estrada, miembro de Coordinación Nacional del Partido LIBRE adelantó por redes sociales que están construyendo propuestas ambientales para los primeros 100 días de gobierno. Xiomara Castro adhirió a aquello y habló de impulsar la “reconstrucción de Honduras”.

¿Cómo lo hará? Además de medidas de forestación y reciclaje en las ciudades, la presidente electa se refirió a impulsar inversiones privadas en distintos sectores estratégicos. (Ver propuestas de campaña)

Durante las reuniones del equipo de transición, Pedro Barquero -quien será parte del equipo de gobierno- aseguró que este será un «gobierno amigo de la inversión». «Necesitamos de la inversión privada (…) y estamos al tanto de sus necesidades: el establecimiento del estado de derecho, la seguridad jurídica, la simplificación administrativa y demás temas que el gobierno ha hecho oídos sordos hasta ahora».

Las nuevas autoridades ya están camino a lograrlo. La semana pasada, la presidente electa Xiomara Castro se reunió con el titular del Banco Interamericano de Desarrollo, Maurico Claver-Carone, con quien dialogó sobre cómo “el BID puede respaldar los esfuerzos del país para alcanzar sus objetivos de desarrollo sostenible y satisfacer sus necesidades”.

El Gobierno Nacional y 25 cooperativas eléctricas de la Provincia de Buenos Aires (PBA) llevaron a cabo la firma de acuerdos de regularización de sus obligaciones de pago con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), en el marco de los previsto en el art. 87 de la Ley de Presupuesto y las Resoluciones SE N°40 y N°371, de 2021.

Darío Martínez, secretario de Energía de la Nación, y Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, recibieron en el Salón Manuel Belgrano del Ministerio de Economía a Avelino Zurro, secretario de Municipios del Ministerio del Interior, Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de PBA, Marcelo Juiz, presidente del Organismo de Control de la Energía Eléctrica de PBA (OCEBA),  y a los titulares de 25 cooperativas bonaerenses.

“Estamos saneando el sistema del mercado eléctrico y colaborando en la recuperación económica del sector. Es un reconocimiento que aliviará la situación de los usuarios que se vieron afectados económicamente durante la pandemia y un impulso a la inversión por parte de las cooperativas que va a redundar en un mejor servicio eléctrico y en una situación más holgada para ellas”, destacó Basualdo.

A las cooperativas eléctricas de Azul, Castelli, Colón, Coronel Pringles, Mariano Moreno, Monte, Pigüé, Puan, Ramallo, Ranchos, Saladillo, Salto, Tandil y Tres Arroyos se les reconocieron $371.000.000 para regularizar la situación de deuda de sus usuarios y otros $195.000.000 por haber mantenido las tarifas durante la emergencia sanitaria.

Además, se les considerarán $79.000.000 para planes de inversión en obras de infraestructura eléctrica y programas de impulso a la eficiencia energética. Y se trata de un total de $782.000.000, lo que equivale al 79% de sus obligaciones pendientes de pago al 30 de septiembre de 2020. Mientras que los $205.000.000 restantes serán refinanciados.

También recibieron créditos por $710.000.000  millones de pesos las cooperativas de las localidades de Barker, Coronel Dorrego, Lezama, Monte Hermoso, Piedritas, Punta Alta, Rivadavia, Rojas, San Antonio de Areco, San Bernardo y Trenque Lauquen, en reconocimiento a su cumplimiento durante 2020 y en el marco del Régimen Especial de Créditos previsto en las Resoluciones SE N°40 y N°371/2021.

Mario Cabito, en representación de la Asociación de Prestadores Eléctricos de la Provincia de Buenos Aires (APEBA) expresó su agradecimiento y señaló la importancia de seguir trabajando por una revisión tarifaria para las cooperativas. “Todo esto sirve para poder llevar adelante inversiones que nosotros obviamente necesitamos realizar en beneficio de las instituciones».

La Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) estudia financiar proyectos de energías renovables en el país. Según pudo averiguar Energía Estratégica, representantes del organismo consultan a la Secretaría de Energía de la Nación acerca de las necesidades y condiciones contractuales del rubro.

En puntual, el contacto se inicia con la Dirección Nacional de Energías Renovables para conocer más al detalle sobre este tipo de inversiones productivas. 

“No es ilógico que ANSES lo haga ya que las inversiones en fuentes renovables son relativamente seguras. En el resto del mundo los fondos de pensiones son los principales financiadores”, afirman desde el sector. 

Pero tras varios años del último llamado del Programa RenovAr y con varios proyectos en stand by adjudicados en dicha licitación (más de 1000 MW), debido a los cambios en las condiciones macroeconómicas del país y problemas para conseguir financiamiento, esta iniciativa del ANSES podrían significar un impulso para las energías verdes en Argentina y reactivar el sector.

Y si bien todavía se desconocen los montos y las condiciones respectivas, no se descarta que sea una línea del Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS), el cual tiene el objetivo de invertir en proyectos de infraestructura de alto impacto económico y social que promuevan el desarrollo de la economía del país y del mercado de capitales local de largo plazo.

Incluso el FGS posee participación en empresas privadas e inversiones en proyectos productivos. 

El miércoles de la semana pasada, ingresó a la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas un proyecto de Ley que “Impulsa la producción y uso del hidrógeno verde en el país” (ver), presentado por el Ministerio de Energía y el de Hacienda.

El objetivo de la propuesta es “impulsar un mercado nacional de hidrógeno verde, mediante el establecimiento de mezclas de hidrógeno en las redes de gas natural y la habilitación de la Empresa Nacional del Petróleo para participar en su desarrollo”.

De este modo, el Gobierno busca fomentar la demanda de hidrógeno verde (H2V) e impulsar el desarrollo de esta industria en Chile, estableciendo que, a partir de enero del 2030, las concesionarias de distribución de gas de red “deberán distribuir anualmente un porcentaje de H2V respecto del volumen total distribuido”.

“Las concesionarias también podrán cumplir con hasta un 50% de la obligación con Gases Sustentables como biometano, metano sintético y cualquier otro fluido gaseoso combustible sustentable definido por reglamento”, indica el proyecto.

Asimismo, en el artículo 4º, se indica que “las nuevas instalaciones, así como los artefactos, tanto de propiedad de la concesionaria como de sus clientes y consumidores, que las concesionarias incorporen en las redes mediante las cuales presten el servicio público de distribución de gas de red, deberán ser compatibles con una participación de hidrógeno verde mínima de un 20%”.

Los objetivos y el propósito del proyecto de Ley

Cabe destacar que, a partir del 11 de marzo del 2022, Sebastián Piñera entregará la presidencia a Gabriel Boric, tras triunfar en las elecciones del domingo pasado.

En ese marco, el actual Gobierno lanzó este proyecto de Ley para sellar alguna de las metas establecidas en la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, publicada por el Ministerio de Energía en noviembre del año 2020.

Allí se establecieron tres puntos básicos: (i) posicionar a Chile como el destino principal para la inversión de hidrógeno verde en Latinoamérica, con 5 mil millones de dólares comprometidos y 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; (ii) producir el hidrógeno verde más barato del planeta al 2030, por debajo de los 1,5 dólares el kilogramo de hidrógeno; y (iii) exportar 2,5 mil millones de dólares al año de hidrógeno verde y sus derivados al 2030 y ser uno de los tres principales exportadores al 2040.

“Conforme a la Etapa I de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, para alcanzar las metas mencionadas, la primera etapa de implementación se centrará en las aplicaciones domésticas y en el levantamiento de demanda. Se acelerará el desarrollo del hidrógeno verde en seis aplicaciones para construir una cadena de valor local y adquirir experiencia. Estas aplicaciones son refinerías de petróleo, amoníaco verde, camiones mineros de carga, camiones pesados de ruta, buses de larga distancia e inyección de hidrógeno a redes de gas”, argumenta el proyecto de Ley.

Señala que, en la segunda etapa de implementación, se habilitará la demanda internacional para exportaciones donde, inicialmente, se exportará amoniaco verde, seguido de hidrógeno líquido y otros vectores energéticos como combustibles sintéticos.

“En relación con la etapa de levantamiento de demanda, uno de los mercados prometedores para el hidrógeno verde es su uso en redes de distribución de manera de servir como combustible para calderas y otras aplicaciones domésticas, comerciales e industriales, que actualmente se abastecen con gas natural”, indica la propuesta.

Y argumenta: “Por esto, el proyecto de ley propone exigir a las concesionarias de distribución de gas de red, la participación de hidrógeno verde en las redes de gas, lo que permite generar demanda local de hidrógeno verde y, al mismo tiempo, usar la infraestructura de gas existente y la experiencia de la industria”.

Explica que eso “permitirá escalar la industria doméstica de este combustible limpio, descarbonizar el sector y reducir la necesidad de nuevas intervenciones físicas en los hábitats naturales y las ciudades. Así también, el proyecto posibilita la utilización de otros gases como el biometano o el metano sintético, para cumplir con esa participación dentro de la mezcla con gas natural”.

El Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE), constituido en agosto de 1990 por iniciativa de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), lanzó un nuevo reporte y dio detalles del papel que juega en la electrificación de comunidades rurales y zonas urbanas marginadas mediante la implementación de energías limpias.

Precisamente, informó que lleva instalado 418 obras de sistemas aislados, con 4,533 módulos solares individuales, lo que benefició a 17,755 habitantes en dieciocho entidades federativas del país. 

La novedad está en que este programa seguirá para el 2022 y su más reciente archivo asegura que hay en proceso otras 384 obras, representando un total de 3,263 módulos fotovoltaicos que favorecerá a la electrificación de 12,953 residentes. Y dicho progreso se estima concluir en octubre del próximo año. 

De esta manera, se promueve la electrificación de comunidades rurales y zonas urbanas marginadas, financiando las obras de infraestructura mediante convocatorias integradas en bloques (conjunto de obras). 

A ello se le debe agregar que actualmente existen 47 “granjas solares”, que acumulan una capacidad instalada de 2,763 kWp y una inversión de 657.98 millones de pesos. En tanto que más de 3,000 familias se vieron beneficiadas y utilizan energía limpia y renovable. 

Y cabe recordar que la primera instalación de esta índole que se desarrolló en el país entró en operación el 13 de diciembre de 2011, en la localidad de Guaycora, municipio de Bacanora, Sonora, con una capacidad de 101 kWp, bajo una inversión que representó 16.63 millones de pesos y ayudó a 43 familias.

Además, recientemente se puso en marcha la granja de energía solar que surtirá de electricidad al nuevo Aeropuerto Internacional Felipe Ángeles (AIFA), mientras que para los últimos días del año se prevé otra en Santa María del Mar, en el Istmo de Tehuantepec, estado de Oaxaca. 

También es preciso mencionar que meses atrás el FIDE ratificó un crédito para paneles fotovoltaicos y calentadores solares de agua en México, que pretendía ayudar a las micro, pequeñas o medianas empresas para modernizar sus equipos eléctricos, a fin de propiciar el ahorro y uso eficiente de energía eléctrica.

Y los montos correspondían a $900.000 MXN (IVA Incluido) para sistemas solares, bajo una tasa de interés del 12,75% más IVA en un plazo de financiamiento de cinco años. 

Mientras que para los calentadores solares de agua, y otras tecnologías, el límite era de $400.000 MXN con IVA incluido, donde el plazo de financiamiento era de cuatro años años y la tasa de interés al 13,75% para equipos hasta $250.000 MXN. Pero si supera esa cifra, el porcentaje desciende a 12,75%. 

Entre los resultados, destaca la capacitación a más de 2 mil 200 personas, la colaboración público-privada para la aplicación de futuros instrumentos de fijación de precios del carbono, generando insumos técnicos para apoyar la toma de decisiones de autoridades, de desarrolladores de proyectos de mitigación y de emisores de CO2.

De esta manera, contribuyó con éxito a los procesos que condujeron a la inclusión de los mercados de carbono en las políticas relevantes, como, por ejemplo, la actualización de la NDC chilena y el proyecto de Ley Marco de Cambio Climático, o el Impuesto Verde, lo cual ha contribuido a reforzar la posición de Chile como precursor de la política climática internacional.

David Fuchs, director del proyecto, comenta que “en cinco años generamos instancias para un mayor involucramiento y fortalecimiento de las capacidades de actores clave de forma transversal, integrando visiones y fomentando la interrelación y el entendimiento de diversos sectores. Además, una clave ha sido el involucramiento del sector privado, explorando con empresas del sector de cemento y siderurgia aplicaciones de instrumentos de precios al carbono para apoyarles a una transición verde”.

Esta iniciativa se alojó en el Ministerio de Energía, ya que se espera que este sector sea el que movilice mayor financiamiento de los mercados de carbono dado que es responsable del 77% de las emisiones del país, y al mismo tiempo el que presenta mayores alternativas de abatimiento.

Evento de cierre

El 15 de diciembre se realizó el Webinar “Nueva generación de mercados de carbono y oportunidades para el sector energía en Chile”, en el contexto de la reciente aprobación del Libro de Reglas del Acuerdo de París en la COP26 y como una forma de cerrar el proyecto.

En el evento Juan Pedro Searle, jefe de la Unidad de Cambio Climático del Ministerio de Energía de Chile, destacó las sinergias alcanzadas por el equipo del proyecto y la calidad de su trabajo. “Este proyecto innovó en términos de no repetir análisis y se focalizó en aquellos sectores donde podía ser más difícil la transición si es que teníamos un precio al carbono, lo que permitió instalar una discusión que antes no estaba”, afirmó.

Por su parte la jefa de la Oficina de Cambio Climático del Ministerio de Medio Ambiente, Carolina Urmeneta, sostuvo que “lo que es clave es la colaboración y el trabajo conjunto de los actores nacionales y los organismos internacionales. Por eso agradecerle a la GIZ por todo el trabajo que han desarrollado, apoyando este proceso de preparación y desarrollo de capacidades”.

Este proyecto fue financiado por el Ministerio Federal de Medio Ambiente, Protección de la Naturaleza y Seguridad Nuclear de Alemania y continuará en India, Túnez, Uganda y en los países del caribe, lo cual refleja que los mercados de carbono son un esfuerzo global, en el cual Chile está avanzado y puede posicionarse como un líder en para la región y el mundo global.

La reforma eléctrica propuesta por López Obrador se debatirá en Parlamento Abierto durante los primeros dos meses del 2022. Mientras que, de aprobarse en comisiones, su tratado en el recinto de la Cámara de Diputados todavía no tiene fecha estipulada, aunque varios legisladores ya manifestaron que lo postegarían hasta pasadas las elecciones de mitad de año. 

“Personalmente creo que es positivo que se discuta más adelante, porque está la posibilidad de que diferentes frentes políticos documenten, fundamenten y comenten la reforma”. 

“Creo que eventualmente deben haber muchos cambios, pero la ventaja de que se postergue es que hay más oportunidad de que se escuchen más voces y se fundamenten otras opiniones”, destacó Jaït Castro, profesional independiente del sector, en diálogo con Energía Estratégica. 

Dentro de los cambios que considera pertinentes es la inclusión de la eficiencia energética (EE) y el rol del almacenamiento como temas centrales en la ecuación: “La EE es la que nos ayuda, y usualmente a menor costo, a poder satisfacer la demanda y aprovechar mejor lo que tenemos”.

“Mientras que sobre el storage se debería hablar mucho más en México. Y no hay mejor ejemplo que California, que tuvo récord de esta índole [nuevas instalaciones de sistemas por un total de 3.515 MWh]”, apuntó.

Y continuó: “Hay que pensar a gran escala, y definitivamente se tiene que poner sobre la mesa. Pero no hay que olvidar la generación distribuida [más de 1.7 GW instalados bajo este tipo de sistemas], porque en la medida que se fomente que haya más techos solares que tengan almacenamiento, se descongestionará la red”. 

Jaït Castro tuvo dudas sobre si dichas modificaciones saldrán en la primera revisión de la reforma, pero manifestó que “es cuestión de poco tiempo dado que urge y que, o se puede liderar en ese proceso o se va el tren y se pierden grandísimas oportunidades a nivel país”. 

Por otro lado, el especialista opinó que si se modifica el orden de despacho de las centrales tal como se plantea, “muy probablemente” no se alcancen las metas de tarifas más económicas, de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y por ende, “seguramente se trasladen el costo al subsidio de tarifas”.

“No se trata de eliminar la reforma energética de 2013, sino de desarrollarla porque es una buena base. Creo que definitivamente el tema de privados y Comisión Federal de Electricidad da para largo y es ponerse de acuerdo hacia dónde se va, definir las prioridades y desarrollar la regulación, no empezar de cero”, agregó. 

La licitación de energías renovables de Iquitos (Perú) ha sido adjudicada a EDF Renewables, que desarrollará, construirá y explotará alrededor de 100 MW de capacidad fotovoltaica y más de 100 MWh de almacenamiento energético mediante baterías.

EDF Renewables ha firmado un contrato de compra de electricidad a 20 años con Electro Oriente, la empresa de distribución eléctrica de propiedad estatal, por el que ofrecerá tarifas eléctricas más bajas para el 2026.

Esta instalación híbrida de energía solar y baterías estará conectada a una microrred que suministrará electricidad a los 550.000 habitantes de Iquitos.

En la actualidad, esta ciudad (la más grande del mundo que no está conectada a una red eléctrica nacional) utiliza exclusivamente diésel para generar electricidad. Con este innovador proyecto solar con baterías, EDF Renewables compensará entre el 40% y el 50% de la generación mediante combustibles fósiles, con lo que evitará 2 millones de toneladas de emisiones de CO2.

Con motivo del anuncio, Frederic Belloy, vicepresidente ejecutivo de Operaciones Internacionales de EDR Renewables, comentó: «Esta innovadora solución de microrred ayudará a la ciudad de Iquitos a reducir su consumo de combustibles fósiles y le permitirá protegerse frente a la volatilidad de los precios del petróleo».

Y concluye: «Este proyecto híbrido de energía solar y baterías se enmarca en nuestra estrategia CAP 2030, cuyo objetivo es duplicar entre 2015 y 2030 nuestra capacidad mundial de generación a partir de fuentes renovables, de 28 hasta 60 GW netos».