El Gobierno Nacional de Argentina lanzó una convocatoria para presentar manifestaciones de interés (MDI) para desarrollar “integralmente” proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables en diversos puntos de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Y también se incluyó la posibilidad de incorporar infraestructura de almacenamiento de energía eléctrica, siendo la primera vez dentro de una convocatoria o llamado oficial de las autoridades del país. 

De este modo, el gobierno dio nuevas señales de avanzar con la penetración de las energías renovables, el cumplimiento de la Ley N° Ley 27.191 y el Acuerdo de París y la lucha contra el cambio climático y el calentamiento global. 

¿Hasta cuándo hay tiempo para la presentación? Las empresas públicas y/o privadas, sean o no agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), podrán realizar la manifestación de interés en forma digital, hasta las 18:00 horas del día jueves 30 de junio del corriente año. 

A partir de esta Resolución de la Secretaría de Energía (publicada como Res. SE 330/2022), se prevé disminuir o eliminar las restricciones de abastecimiento y los requerimientos de generación y/o importación forzada. 

El objetivo es “contribuir con una mayor sustentabilidad ambiental, social y económica en el MEM y favorecer al aumento de la confiabilidad en SADI”, a par de promover la “articulación productiva”, tanto a nivel provincial como regional. 

“Se considerará particularmente a los anteproyectos que permitan la sustitución de generación requerida por el transporte o distribución para el abastecimiento de la demanda, y el acompañamiento de costos referenciales de inversión estimados y las posibilidades de integración a la red”, detalla la disposición publicada días atrás en el Boletín Oficial.

Asimismo, CAMMESA elaboró un informe que identifica los nodos con requerimiento de generación local, su necesidad de despacho y estacionalidad, además de la incidencia incidencia de la generación renovable sobre los nodos con generación térmica, aunque se aclara que no es limitante a ingresos de renovables en otros puntos de la red, particularmente de distribuidores en redes de media tensión.

Y esta iniciativa por parte de las autoridades nacionales llegó en medio de la rescisión de los contratos truncados del Programa RenovAr, producto de la Res. SE 1260/2021 – lanzada en los últimos días del año pasado -, que estableció que los titulares de los proyectos tenían hasta 30 días para solicitar la baja y otros 90 días para exponer la documentación asociada. 

Sumado al hecho de que el sector energético del país ya venía reclamando por más capacidad de transporte e infraestructura eléctrica que dé paso al desarrollo de más renovables en el país para alcanzar los objetivos fijados en la ley nacional y en los planes de transición energética.

La primera convocatoria del programa de ayudas para proyectos de hidrógeno renovable cerró el 6 de mayo y según indicó Joan Groizard, Director General del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE): “Muy pronto vamos a poder anunciar los primeros resultados”.

Asimismo agregó que “nunca antes se había dedicado tanto presupuesto para transformar y reactivar la economía en España”. 

Las ayudas del PERTE EHRA para el hidrógeno renovable tendrán un valor de 150 millones de euros y serán adjudicadas a distintos emprendimientos, con valores de entre 1 y 15 millones dependiendo de su ubicación en la tabla de valoración pautada.

Por otra parte, el funcionario recordó que el día 7 de junio cerrará la convocatoria para el programa de ayudas a la cadena de valor del hidrógeno verde, cuyo objetivo es impulsar el conocimiento técnico y avances tecnológicos a lo largo del recorrido de producción del hidrógeno verde.

El programa para grandes electrolizadores contará con 100 millones, la demostración y validación de vehículos de hidrógeno con 80 millones, la investigación industrial y experimental con 40 millones, y el fomento de capacidades y avances tecnológicos en líneas de ensayo y la fabricación con 30 millones.

Groizard también mencionó que “el plan de recuperación propone multiplicar por entre 8 y 10 el orden de magnitud de presupuesto que venía gestionando IDAE destinado a la transición energética”

Acelerar gestiones

Por otro lado, Groizard se refirió a la tramitación ambiental y destacó las medidas que está empleando el Gobierno para acelerar la obtención de certificaciones para proyectos renovables.

Semanas atrás la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) envió una carta de reclamo al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

El Director General del IDAE anunció que se habilitará un “fast track” que agilice el trámite del informe ambiental para las tecnologías  renovables. 

“Entendemos que más parques de renovables en el corto plazo, significan una reducción de la dependencia energética”, aseguró el funcionario.

Así se expresó durante el evento “Fondos europeos de recuperación: los principales proyectos, al detalle”, organizado por ElDiario.es.

Iberdrola inauguró la planta de hidrógeno verde en Puertollano (Ciudad Real), la la mayor instalación de este tipo para uso industrial en Europa, que iguala además a la planta más grande en funcionamiento en el mundo en la actualidad.

El acto ha contado también con la participación del delegado del Gobierno en Castilla-La Mancha, Francisco Tierraseca; el alcalde de Puertollano, Adolfo Muñiz; el secretario de Estado de Política Territorial y Función Pública, Alfredo González; el presidente de Fertiberia, Javier Goñi; la consejera de Economía, Empresas y Empleo de Castilla-La Mancha; y el consejero de Desarrollo Sostenible de Castilla-La Mancha, José Luis Escudero.

La planta supone el inicio de un gran plan de más de 2.000 millones de euros para sustituir el gas importado por hidrógeno verde en la producción de amoniaco para fertilizantes.

Con una inversión total de 150 millones de euros, que incluye tanto las instalaciones de hidrógeno verde como una central fotovoltaica dedicada, la planta de Puertollano podrá llegar a producir hasta 3.000 toneladas de hidrógeno verde anuales y evitar la emisión de 78.000 toneladas de CO2 al año.Y podría convertir a España en un referente en la producción y desarrollo de este nuevo vector energético, que contribuiría de forma decisiva a la descarbonización de sectores difíciles de electrificar como el de los fertilizantes, la industria de alta temperatura o el transporte pesado.

La planta de Puertollano podrá generar hidrógeno 100% verde a través de uno de los mayores sistemas de electrólisis del mundo y la utilización de energía renovable procedente de una innovadora planta solar fotovoltaica de 100 MW, integrada en la instalación.

Esta planta – la primera de este tipo de la compañía en España – cuenta con paneles bifaciales y un sistema de baterías de ion-litio, con una capacidad de almacenamiento de 20 MWh. Sus módulos bifaciales permiten una mayor producción, al contar con dos superficies sensibles a la luz. De esta forma, tendrá una producción anual de unos 156.000 MWh.

EFECTO TRACTOR Y CREACIÓN DE EMPLEO

La ciudad de Puertollano se podría beneficiar además de un nuevo proyecto que está promoviendo Iberdrola para aprovechar en el futuro el calor residual que se produce en la planta de hidrógeno, como resultado del proceso de electrólisis, para crear una red de calor 100% verde en el municipio. Esta iniciativa –pionera para la compañía– permitirá reducir el consumo de combustibles fósiles para calefacción de la localidad.

El hidrógeno verde producido en la planta de Iberdrola se podrá utilizar en la fábrica de amoniaco que el Grupo Fertiberia tiene en Puertollano que, gracias a esta tecnología, podrá reducir las necesidades de gas natural en la planta y se convertirá en la primera compañía europea de su sector que desarrolla una experiencia a gran escala de generación de amoniaco verde.

La puesta en marcha de la planta de Puertollano supone la primera fase del plan que contempla el desarrollo por parte de Iberdrola de 40.000 toneladas anuales de hidrógeno verde para consumo de Fertiberia de aquí a 2027, con una inversión potencial de 1.800 millones de euros. Esta iniciativa supondría el 20 % del objetivo nacional a 2030 y lograría que alrededor del 25 % del hidrógeno actualmente consumido en España no genere emisiones de CO2.

El pasado 11 de mayo, Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) expuso ante la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputadas y Diputados, donde explicó por qué se debe bajar el límite de la potencia conectada de 500 kilowatts para ser cliente libre.

En la actualidad, los clientes regulados, aquellos que están bajo ese límite de 500 kW, no pueden elegir ni a su suministrador ni su fuente de energía (solar, hídrica, eólica) ya que están sometidos al monopolio de la distribución.

“Si se bajara el límite de 500 kW a solamente 400 kW tendríamos beneficios para más de 32.000 pymes que podrían tener la oportunidad de elegir y optar a esta reducción en sus costos de energía. Hemos dicho con anterioridad que esto es lo mismo que un Fogape dirigido a las pymes pero que al Estado no le cuesta un peso”, aseguró Andrade.

El representante de la gremial sostuvo que esta medida va en ayuda directa a la economía de las pequeñas y medianas empresas y destacó que el Gobierno puede bajar el límite de la potencia sin ninguna modificación reglamentaria o legal.

“Puede bajar el límite de potencia mediante el procedimiento establecido en la Ley General de Servicios Eléctricos (artículo 147) que dice que el “Ministerio de Energía podrá rebajar el límite de 500 kilowatts indicado en esta letra, previo informe del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia””, indicó.

Según el secretario ejecutivo, el TDLC se tiene que pronunciar sobre si hay o no competencia. “Y eso ya está demostrado. El ingreso de los comercializadores en el mercado del suministro ha causado una reducción de hasta un 30% en las cuentas de la electricidad para los clientes libres”, indicó.

¿Cuál es el universo al que puede llegar una medida de esta naturaleza? De acuerdo con Andrade, si se considera el universo total de pymes, “tenemos del orden de 180.000 empresas, negocios, etc., que podrían tener acceso a nuevos servicios, así como al beneficio de una reducción en su cuenta”, comentó.

ACEN piensa que la ayuda que significa para las pymes optar a estas reducciones de costos y a esta mejora en los servicios que trae aparejada la baja de la potencia es de alto impacto. Incluso, cree que se puede empalmar perfectamente con una modificación a la Ley Eléctrica y llegar en el futuro hasta los usuarios residenciales que podrían optar a este tipo de tarifas más convenientes y a ser suministrados a través de un comercializador.

“La propuesta de ACEN para que no afecte demasiado a los contratos y tarifas existentes, es que esta rebaja se haga en forma gradual, vale decir, ir bajando la potencia conectada 100 kilowatts cada año”, dijo Andrade.

Finalmente, comentó que la asociación ha hecho un estudio que describe que, en un escenario de movilidad alta, se espera que alrededor del 20% de las empresas que están entre 400 y 500 kilowatts se cambiaría el primer año, lo que significaría algo así como 6.000 usuarios. “Al cabo de 6 años, tendríamos cerca de 30.000 empresas pymes beneficiadas con esta medida”, concluyó.

Las nuevas autoridades de gobierno de Honduras acusan una pesada herencia que recae sobre las finanzas de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). 

No sorprendió que durante la toma de posesión en enero del 2022, la presidente Xiomara Castro, se haya referido a aquello; pero sí resultó extraño e inesperado que mandatara una revisión de contratos con las generadoras privadas para el “rescate” de la estatal. 

 “Se han otorgado decenas de contratos de generación de energía solar, térmica e hidroeléctrica a precios onerosos y lesivos al interés nacional”, había acusado Castro durante su primer discurso oficial como presidente constitucional. 

De allí, es que las nuevas autoridades de la ENEE empezaron a revisar esos contratos antes de pagar los pendientes, dilatando aún más los 13000 millones de lempiras de deuda que la estatal tiene pendiente de pago con generadoras eléctricas privadas.

El escenario se complicó aún más al materializarse una Mesa de Renegociación de Contratos con Generadores. Y, según pudo saber Energía Estratégica, las reuniones que iniciaron el 2, 3 y 4 de mayo y se continuaron ayer 12 de mayo aún no logran consensos. 

Que encima el pleno del Congreso Nacional haya aprobado el 11 de mayo la reforma de la ley eléctrica terminó por dejar al sector eléctrico en una peligrosa incertidumbre. 

En conversación con este medio, Karla Martínez, presidenta de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) y gerente de Asuntos Regulatorios y Relacionamiento de CMI Capital, advirtió: 

“Luego de la aprobación de la reforma eléctrica, nos preocupa que no se tomaron en consideración varios aspectos que se habían planteado en reuniones previas, como lo referente a los mecanismos de revisión de contratos y compromisos adquiridos ante las banca internacional por parte de los inversionistas y considerar incluso la terminación de la relación contractual en caso de no llegar a un acuerdo”. 

En concreto el artículo 5 de la denominada Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social, determina que «en caso de no ser posible la renegociación, se autoriza plantear la terminación de la relación contractual y la adquisición por parte del Estado previo el justiprecio».

De allí que la referente empresario alerte: “Esto pone en riesgo la certeza jurídica y desincentiva la inversión extranjera en el país que tanto necesita el desarrollo económico”.

¿Cuál sería la solución? Desde AHPEE, Karla Martínez observó: “La reforma eléctrica debe tratarse de manera conjunta entre los sectores implicados para buscar la mejor solución para la ENEE”. 

“Desde nuestras capacidades, siempre hemos estado dispuestos a trabajar de la mano con el Estado de Honduras en la búsqueda de soluciones a la crisis de la ENEE y el sector eléctrico en general, y continuar contribuyendo al desarrollo de las comunidades con las que nos relacionamos”. 

“A la vez, buscamos que se nos escuche en las reuniones que tendremos nuevamente y se puedan revisar los contratos en un marco de construcción de valor de ambas partes”.

La segunda convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) acumula certezas e interrogantes. Si bien la publicación de los borradores de pliegos de bases y condiciones trajo transparencia al denominado «tranche 2», las preocupaciones de desarrolladores interesados en participar en este proceso se acentúan porque aún no terminan de resolverse cuestiones de fondo.

Primeramente, stakeholders aguardan por conocer cómo culminan las adjudicaciones del Tranche 1 y sus efectos en la disponibilidad de interconexión antes de embarcarse en el nuevo proceso. 

Aquello no debería demorarse más de lo que ya se ha demorado porque también preocupa el largo tiempo para la obtención de los permisos que terminan por impactar adversamente en los tiempos de inicio de obra y construcción de los proyectos. Según alertan desarrolladores, algunas agencias como el Departamento de Arqueología del Instituto de Cultura y las Municipalidades están colocando requerimientos exhaustivos y exigiendo estudios complementarios a terrenos ya impactados que demoran el avance de nuevos desarrollos.

En adición, las demoras en la resolución del proceso de bancarrota de Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) también tendría implicaciones negativas, fundamentalmente para conseguir financiamientos a tasas competitivas de los proyectos.

Aquello no sería todo. En la antesala del proceso de subasta también preocupa la competitividad que pueda lograr la tecnología. 

Por un lado, una alerta está puesta sobre nuevos impuestos/tarifas (countervailing & antidumping duties) instruido por el gobierno de USA que podrían repercutir en incrementos y volatilidad en los costos de los equipos principales para nuevos proyectos de generación y acumulación de energía. 

Por otro lado, según advirtieron desarrolladores de Puerto Rico, existen incrementos en costos de mano de obra competente como consecuencia de ajustes recientes al salario mínimo en la construcción que podrían repercutir en el avance de los proyectos. 

Además, continúan los interrogantes por los costos de logística y transportación como consecuencia de la pandemia y la guerra de Rusia-Ucrania. Tanto la disponibilidad de fletes marítimos compatibles para transportar solar fotovoltaica como eólica estarían sobredemandados y con altos costos. 

Sumado a aquello, se puede mencionar también retrasos en la entrega de equipos principales como consecuencia de la indisponibilidad de algunos materiales por incremento en costos y logística para la región de América Latina y el Caribe. 

Otra preocupación común en la región que no es excepción en Puerto Rico es la disponibilidad limitada de terrenos aptos, a precios competitivos y bajo condiciones de éxito de los proyectos. Para resolver este punto, restaría implementar entonces en el archipiélago alternativas tales como licitaciones de terrenos fiscales que mercados como el chileno han implementado efectivamente.

Luego de todos los debates políticos y energéticos que hubo en México en torno a la reforma eléctrica de López Obrador, el sector reconoce que hay viejos y nuevos retos, desafíos y oportunidades para que se sigan impulsando las energías limpias y renovables en el país. 

Raúl Asís Monforte González, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C (AMER), dialogó con Energía Estratégica y sostuvo la importancia de aumentar el límite de la generación distribuida y regular el almacenamiento de energía. 

“Hay una oportunidad muy grande para avanzar en la GD, ya que si bien creció de manera relevante en México, la penetración todavía tiene puntos por avanzar. Y creo que debe fomentarse, porque hay muchísimos lugares donde es el método ideal para generar energía”, anticipó. 

“Además de pensar en desarrollar proyectos de almacenamiento de energía, que también pueden brindar servicios muy valiosos a la red de una manera más competitiva y económica de la que hoy la hacen otros sistemas”, continuó. 

Es por ello que el especialista planteó la trascendencia de realizar modificaciones normativas que promuevan dichas tecnologías y esquemas, aunque aclaró que “no en el sentido de la reforma eléctrica”. 

“Creo que el tope de la generación distribuida debería crecer, por lo menos, a 2 o 3 MW, porque permitiría llegar a muchas industrias que hoy ven competitivo generar energía en sitio y no lo pueden hacer porque su necesidad de energía es mayor a la que puede proporcionarle un pequeño proyecto de 500 kW”, manifestó.

“Y si bien es cierto que podría ser a través de un decreto gubernamental, pero tendría más fuerza si fuera una reforma al artículo específico de la Ley de la Industria Eléctrica que limita la GD a 500 kW, que debería de pasar con cierta facilidad en el Congreso de la Unión”, amplió. 

Asimismo, observó que eso solo no es suficiente, sino que debe estar acompañado de un proceso de inversión en las líneas de distribución para que aguanten mayor capacidad renovable y se brinde un buen suministro eléctrico sin fallas, además de la propia agilización de los trámites de interconexión.

Alerta en México: Atrasos en las interconexiones de generación distribuida y centros de carga

Mientras que para el lado de la utility scale, Raúl Asís Monforte González apuntó que “se requiere” legislar el storage, acorde a lo que en reiteradas ocasiones manifestaron varios actores del sector eléctrico de México (ver enlace). 

“Los grandes proyectos también deben pasar por un proceso de una «adecuada planeación”, encontrar los mejores sitios y diseñar e implementar inversiones en reforzar las líneas de transmisión y de distribución de todo el país”, mencionó. 

“Ojalá que, entendiendo el mensaje de transitar hacia energías limpias y el no rotundo a la contaminación que generan los combustibles fósiles, las autoridades se pongan a trabajar en desarrollar e implementar los instrumentos legales, normativos, financieros, tecnológicos y académicos que favorezcan el avance de las energías limpias en una transición energética justa, incluyente, equitativa y asequible”, concluyó.

La invasión de Rusia a Ucrania, iniciada en febrero, generó una serie de consecuencias en los mercados europeos. En España, el precio de electricidad por MWh rompió su récord en marzo, con 545 euros el MWh, y llegando a tener picos de 700 € el MWh.

Sin embargo, en abril, la eólica y la fotovoltaica tuvieron incrementos de producción históricos, de un 4,8% y un 7% respectivamente, en la región ibérica, lo que derivó en el descenso del precio de la energía a 150 € el MWh, el valor más bajo desde el comienzo de la guerra.

Mientras que hace una semana, el presidente de España, Pedro Sánchez, pidió por la autonomía energética del país y reivindicó el apoyo de su gobierno hacia las energías renovables. 

Y en el marco del webinar “Autoconsumo contra la inflación”, organizado por la empresa noruega Otovo, el jefe de ventas en España Christian Rooney, destacó el rol del autoconsumo solar para generar ahorros económicos en el segmento residencial. 

Considerando que durante el 2021, más de 800.000 hogares y empresas españolas instalaron sistemas fotovoltaicos, como herramientas para combatir las subas en la tarifa de la electricidad. Y que la propia Otovo presentó informe del primer trimestre del 2022 en el que veía un crecimiento del 138% en España y, 13% para los emplazamientos que además incorporan almacenamiento como respaldo. 

Rooney destacó que con la compra de paneles solares, se puede ahorrar hasta un 50 o 60% del valor de la factura eléctrica. Y con la incorporación de baterías, ese número podría llegar al 90%.

“El cliente en vez de pagar 170 €, con una instalación fotovoltaica queda en 70 € al mes, llegando a ahorrar 1200 € al año, que es más de 15% de retorno de inversión de los sistemas”, resaltó el jefe de ventas de Otovo.

En esta línea, el especialista también recalcó la durabilidad de estas instalaciones, que poseen una garantía de 5 años como mínimo, y que se asegura un 80% de efectividad de producción a lo largo de 25 años.

“Con los paneles solares se garantiza energía a costes determinados durante el resto de la instalación y los usuarios se olvidan de la suba precios”, aseguró.

“En la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) en España, en 2021 se dispararon hasta el 6,5%, del cual el mayor porcentaje es la electricidad. Mientras que los valores de facturas en el país se multiplicaron por cuatro, y esta es una tendencia que no parece que vaya a bajar”, agregó directivo.

La evolución de las renovables en Brasil fue exponencial en los últimos años, a tal punto que tan solo en 2021 instaló casi 6 GW solares (entre proyectos de gran escala y generación distribuida) y 3,8 GW eólicos, siendo récord del país en ambos casos. 

Y este 2022 no sería la excepción ya que podría darse otro gran salto en la penetración de las renovables en la matriz eléctrica e incluso volver a romper los registros de la potencia eólica instalada. 

“Prevemos terminar el 2022 con más de 27 GW eólicos operativos, lo que significa que nuevamente podríamos batir el récord ya que se estima 5 GW para este año», aseguró Elbia Gannoum, presidenta de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) durante el reciente evento de Latam Future Energy. 

“Esta velocidad aumentará en los próximos años porque nuestro promedio de contratación anual hasta 2017 era de 2,5 GW y ahora se incrementó hasta 4 GW, principalmente por el crecimiento del mercado libre”, agregó. 

Para tomar dimensiones, el protagonismo de Brasil en cuanto a la instalación de aerogeneradores es tal que durante el 2021 fue el tercer país del mundo que más invirtió en esa tecnología y actualmente ocupa el sexto lugar en cuanto a capacidad eólica instalada. 

“Tiene un papel fundamental en la expansión de fuentes renovables y también está muy bien posicionada en las nuevas inversiones. Incluso, la eólica ya es la segunda fuente de generación eléctrica de Brasil, con el 11,8% del total de la matriz gracias a 21,6 GW de potencia [795 parques operativos]”, detalló Elbia Gannoum

Además, según datos compartidos por la Asociación durante el virtual summit de LFE, la potencia onshore bajo esta tecnología llegaría hasta poco más de 34,5 GW al 2026, con una suba notoria entre el corriente año y el 2024. 

Crecimiento podría darse gracias a las Subastas de Nueva Energía, recordando que la A-4 se llevará a cabo el 27 de mayo, ya tiene 542 ofertas eólicas por un total 21432 MW y las centrales adjudicadas deberán entrar en operación antes del 2026. Mientras que para el segundo semestre de este año se prevé que se hagan la A-5 y A-6. 

Offshore

Por el lado del desarrollo de los proyectos en aguas jurisdiccionales de Brasil que otra vez aumentó la cantidad de parques y potencia en proceso de licenciamiento en el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA), alcanzando 133,3 GW repartidos en 54 centrales. 

Energía Argentina S.A (ENARSA) firmó un acuerdo para proveer de hidrógeno verde al Puerto de Rotterdam (Países Bajos), producido a partir de un proyecto ubicado en la zona de Bahía Blanca. 

Y de ese modo ENARSA dio un paso muy importante para afianzar la relación comercial con el lugar donde se está construyendo un centro de abastecimiento a gran escala que suministrará a Europa con 4,6 millones de toneladas al año para 2030. 

Y en el caso particular del resto de Latinoamérica, tampoco pasa desapercibida la situación del puerto más grande de toda Europa – y el tercero más activo del mundo -, debido a que en ya se firmaron varios convenios y memorando con otros países de la región, lo que lo convierte en un polo estratégico para la comercialización, aplicación y transporte del vector energético, considerando todo el potencial de la región. 

A principios del año pasado, Chile fue uno de los primeros países de América Latina en firmar memorándum de entendimiento  (MoU por sus siglas en inglés) con la entidad portuaria para exportar hidrógeno verde hacia el viejo continente. 

Y cabe recordar que el país trasandino tiene una Estrategia Nacional de H2V, aprobada a finales del 2020, que posee tres objetivos principales: contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; producir el hidrógeno verde más económico en el año 2030; y estar entre los 3 principales exportadores para 2040.

Por lo que dicho acuerdo fue un paso histórico, tanto para su propios planes nacionales como así también para aportar a descarbonizar las matrices de los países que tienen la ambición de carbono neutrales. 

A la par de ello, Uruguay también estrechó lazos con el Puerto de Rotterdam e incluso lanzó un informe en conjunto (sumando al Banco Interamericano de Desarrollo – BID) sobre el potencial para realizar una economía del H2V. 

Estudio en el que se llegó a la conclusión de que el país podría alcanzar 300 GW de energía eólica offshore y 30 GW onshore, además de que requeriría hasta €45.000 millones para producir hidrógeno verde. 

Mientras que a fines del 2021, las autoridades gubernamentales de Uruguay viajaron a Europa y profundizaron la relación con la entidad portuaria que abarca más de 3000 compañías comerciales, mediante un MoU para promover inversiones y que dicha ciudad sea la entrada constituya una puerta de entrada  para el H2V producido en tierras uruguayas.

A ello se debe agregar que Colombia suscribió un memorando en febrero de este año, con el objetivo de establecer un corredor de exportación e importación de H2V y sus derivados, lo que permitirá avanzar en los objetivos de su hoja de ruta. 

Plan que proyecta que, hacia los próximos 10 años, haya entre 1 a 3 GW de capacidad para electrólisis en el país, lo que supone de 1,5 a 4 GW de capacidad instalada de renovables dedicada exclusivamente a la producción de hidrógeno, con la posibilidad de exportarlo, principalmente a Asia y Europa.

Este 11 de mayo del 2022, tras cinco horas de debate, se aprobó en sesión ordinaria del Congreso Nacional de Honduras la creación de la Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social. 

En específico, preocupa al sector de las energías renovables, la ratificación al articulo 5 de aquella nueva ley:

ARTICULO 5. CONTRATOS DE ENERGIA ELÉCTRICA GENERADA A PARTIR DE TECNOLOGÍAS SOLAR Y EÓLICA. Se autoriza a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica para que, a través de la Junta Directiva y la gerencia general, con base en la legislación nacional y las cláusulas contractuales, plantee bajo sus prerrogativas y facultades y por razones de interés público, la renegociación de los contratos y los precios a los que el Estado a través de la ENEE, adquiere el servicio de energía solar y eólica tomando como referencia los precios de la región Centroamericana, Caribe y América Latina. En caso de no ser posible la renegociación, se autoriza plantear la terminación de la relación contractual y la adquisición por parte del Estado previo el justiprecio.

La noticia de su aprobación sorprendió a locales y extranjeros. Ya que no estaba previsto que ayer se realice la votación. Empero, desde el oficialismo solicitaron tomar una decisión en el momento, sin extender el debate, aprobando el proyecto de reforma fuera del debido proceso.

“Pido que se desarrolle un proceso de dispensa al segundo debate y que nos vayamos directamente al tercer debate y aprobemos hoy el decreto”, expresó al inicio del debate el vicepresidente del Congreso Nacional, Rasel Antonio Tomé Flores, quien además se refirió a la urgencia de la implementación de la ley para la recuperación de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Frente a aquello, algunas bancadas pronunciaron su disconformidad y apostaron a votar con abstención o en contra a la iniciativa para que el pleno continúe el debate en una tercera sesión. No obstante, se votó y quedó aprobada la dispensa para definir el rumbo del debate en la misma jornada. 

Fue clave, para la dispensa y posterior aprobación de los artículos de la ley, la intervención que tuvo el secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente de la ENEE, Erick Tejeda, quien apuntó directamente contra las generadoras: 

“Esta Ley que están hoy por debatir y, espero, por reformar trata de combatir las asimetrías de origen del subsector eléctrico, un subsector donde tenemos empresas generadoras con tasas internas de retorno altísimas, con ganancias multimillonarias y que han gozado de un negocio extremadamente rentable durante las últimas tres décadas algunos y otros hace 10, 15 y 20 años”. 

De este modo, el gobierno insiste en desplazar a empresas generadoras privadas, entre las que incluye explícitamente a las renovables, y las hace parte responsable del peor momento de las finanzas de la estatal. 

“Misteriosamente, dentro de todo el subsector solo la ENEE está quebrada, solo la ENEE tiene una deuda acumulada de 75600 millones de lempiras. Sólo la ENEE paga un servicio de deuda anual de 5000 millones”, observó Tejeda.  

Por ello, el oficialismo no sólo ha convocado al debate y aprobación de esta nueva ley, sino que también ha impulsado las mesas de renegociación de contratos a las que han citado a renovables en primera instancia. 

Ahora bien, con estas es que la ENEE tiene una gran deuda y al menos 13000 millones de atrasos en pagos a las generadoras, que también repercuten negativamente en la economía de las empresas a cargo del parque de generación actual.  

Desde la perspectiva del secretario de energía y gerente de la ENEE, “solo tenemos dos caminos: seguimos el modelo privatizador donde una crisis de mercado responde con más mercado o le damos un caracter humano y rescatamos a la ENEE como un patrimonio nacional, como bien público verticalmente integrada y al servicio de la gente”.

Si bien es cierto que aún hay retos de electrificación y democratización de este servicio ya que, según cifras oficiales, existen 300.000 hondureños que no tienen ningún acceso a la energía eléctrica; aquello no quita que las energías renovables sigan siendo parte de la respuesta para el mejoramiento del sistema eléctrico hondureño. 

La problemática continuaría si se desplaza al sector privado. Puesto que el gobierno cuestiona la idea de la escisión de la ENEE, que stakeholders recomiendan como la respuesta para su recuperación financiera. Por el contrario, el gobierno defiende que a través de la nueva ley se pueda concentrar las decisiones del sector en una sola empresa. Y aquel monopolio del sector eléctrico fue cuestionado, no sólo por su centralización en la estatal, sino por el temor de expropiación de otras empresas tras la renegociación de contratos. 

Al respecto, el congresista Luis Geovany Martínez acotó “Nosotros compartimos que debe haber una renegociación con generadores eléctricos, principalmente a los térmicos y eólicos a los que le dieron privilegios para que hasta estas alturas estén vendiendo energía a 19 centavos de dólar el kWh”.

Por otro lado, el congresista Marco Midence Milla subrayó: “Debemos separar la discusión de la revisión de contratos con la gobernanza del mercado. Es importante entender que hay temas en los que no podemos retroceder. ¿Y saben qué? Es un tema técnico”, sinceró, señalando que la decisión cambiará la economía local.

“El sangrado es por las pérdidas y hay dos tipos de pérdidas. En las técnicas debe ser un mandato invertir  en las redes de transmisión y distribución, porque es un tema sistémico, es resolver un problema de ahora y de dentro de cuatro y cinco años.  Otro tema fundamental que hay que decir además de las pérdidas técnicas son las no técnicas, que en palabras sencillas es hurto. El hurto de la energía en este país representa casi el 50% de la pérdida. No obstante, esta pérdida que es un sangrado muy grave no está debidamente tipificado en la legislación nacional y no hay sanciones para quienes lo provocan”, alertó el congresista Milla pidiendo analizar la nueva ley bajo la luz del contexto.  

“El Estado tiene que tener un papel preponderante en la industria del hidrógeno”, anunció categórico el Subsecretario de Energía Julio Maturana.

Durante la apertura del evento Renewables, Storage & Hydrogen, producido por Latam Future Energy, el funcionario explicó que la intención será preparar a la Empresa Nacional de Petrolero (Enap) “para entrar al negocio del hidrógeno y tener al Estado con un rol preponderante”.

Destacó que la compañía chilena cuenta con experiencia en fluidos. Además, ha dado sus primeros pasos en esta industria junto a HIF Chile, arrendando terrenos en Magallanes para la producción de este energético.

Cabe resaltar Chile, en su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde se propuso contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; producir el hidrógeno verde más económico en el año 2030, en torno a los 1,3 dólares por kilo; y estar entre los 3 principales exportadores para 2040.

En esa línea, la anterior gestión, promotora de este plan, indicó que al 2050 Chile podría generar en exportaciones de hidrógeno las mismas cantidades de divisas que hoy le significa la industria del cobre.

Consultado al respecto, Maturana eligió ser cauto para hablar de números, e indicó: “En la medida que nosotros vayamos teniendo precios competitivos vamos a poder generar alternativas dentro del país como para la exportación y que ello vaya a desarrollar la industria”

“Lo importante aquí es tener las perspectivas de desarrollo, que todo este crecimiento es parte de un modelo y que la tecnología verde le traerá beneficios al país con industria local y desarrollo local, así como beneficios que tengan que ver con la exportación y con la solidaridad y coordinación con los países vecinos”, enfatizó el segundo de la cartera energética.

Cabe resaltar que, a principios de este mes, los embajadores de Argentina y Chile llevaron a cabo un seminario donde se conversó sobre la transición energética (ver nota) y donde se puso sobre el tapete la posibilidad de integración regional para la industrialización, producción y exportación de este energético hacia los principales mercados del mundo.

“Exportar conocimiento”

Acerca de los próximos pasos que este Gobierno tomará en el plan de hidrógeno, Maturana sostuvo: “Hay mucho dinamismo en el mundo por diversos factores internacionales y eso nos ha impulsado a tomar acciones cada vez más concretas. Queremos comenzar a profundizar un poco más en nuestra estrategia de hidrógeno verde, abrir ciertas ramas y, además, comenzar a pensar en el mercado interno de hidrógeno verde para no solamente exportar el energético sino también conocimiento”.

Planteó la posibilidad de “ser beneficiarios de esta industria en el mercado interno, y que podamos dar soluciones energéticas a las personas con esta nueva industria”.

“La idea del hidrógeno verde es que esto se transforme en lo que nosotros llamamos un nuevo modelo de desarrollo, donde los territorios, en armonía con los proyectos generan beneficios directos para la comunidad y que a la vez Chile se transforme en un referente de este nuevo mercado”, indicó el Subsecretario de Energía.

En esa línea, recordó que hace algunos días se creó el Comité Corfo de Hidrógeno Verde para “desarrollar industria, acelerar la demanda y generar las condiciones habilitantes para la exportación, entre otras cosas”.

En octubre del año pasado se adjudicó, por medio de las subastas del Régimen Económico de Energías Renovables (REER), a 12 empresas poco más de 750MW de energía solar fotovoltaica.  Las cuales deberán estar operativas a más tardar el 30 de junio del 2023.

De lo contrario las empresas contarán con un plazo extra para iniciar operaciones, antes del 30 de agosto del 2023, pero atado a un aumento en el monto de las garantías. 

Si los proyectos no estuvieran operativos para esa fecha, a las compañías no solo se les ejecutará la caución, sino también que perderán el contrato de abastecimiento de energía (PPA), celebrado con el estado español.

Entre las empresas que se destacan se puede mencionar a Naturgy, que fue la gran ganadora de la subasta, con cerca de 221MW, el promedio de adjudicación de esta oferta fue de 32,36 euros/MWh. Entre las tres solicitudes de la empresa suman alrededor de 3.200 GWh de energía mínima preasignada.

La compañía Nearco Renovables S.L. fue otro de los grandes ganadores en la subasta, llevándose 215MW, a precio promedio de 29,54 euros/MWh, con 20 diferentes proyectos de unos 10MW cada uno. La suma general de la energía mínima que deberá generar es de casi 200.000.000 MWh.

Otros participantes como Ignis Desarrollo y Bruce Energy consiguieron 144MW y 100MW, respectivamente. Con un precio promedio de 32,93 para el primero y 30,38 euros/MWh el segundo.

Luego otras empresas como EDP Renovables se adjudicaron casi 60MW a 32,90MWh, Total energies 35MW, Abei Energy un poco más de 23MW, Engie España Renovables unos 22 MW, Fotogeneración Talia 10,5MW, Total energies y finalmente Trebol desarrollos fotovoltaicos con 6MW a 29,64 euros/MWh.

Cabe recordar que este régimen forma parte del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que plantea como objetivo sumar cerca de 30GW instalados en fotovoltaica para el 2030.

Generación Distribuida

Por el lado de la generación distribuida fueron dos las empresas que ganaron adjudicaciones, la primera es Blacksalt Asset, a un coste de 36,88 euros/MWh, con algo más de 3MW.

La otra es la compañía española Enerland, que consiguió un total de 2,5MW, dividido en tres solicitudes con un precio promedio de 35,60 de euros el MWh.

En el resumen general de la subasta REER, el precio promedio de las 42 solicitudes fue de un total de 31,21 euros por MWh.

República Dominicana cuenta con un poco más de 700 MW de capacidad instalada de energías renovables no convencionales en el sistema eléctrico dominicano, pero estos representan apenas un 13.5 % del total instalado. 

Si se suman los 220 MW en medición neta, distribuidos en 8000 clientes, las ERNC aún no llegan al 20 % por sobre los más de 5000 MW del parque de generación dominicano total.

¿Cuánto más pueden crecer la eólica y solar en territorio dominicano? ¿Los 800 MW que se licitan en ciclo combinado desplazan a las renovables? ¿Se pueden trabajar otros mecanismos y programas que fomenten una mayor penetración de renovables?  

Sobre estos y otros temas accedió a conversar Marvin Fernández, nuevo presidente de la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), durante el ciclo de entrevistas “Protagonistas”, al que participan actores clave del sector energético renovable. 

¿Qué observaciones realiza ASOFER sobre el reglamento de generación distribuida? ¿Cuál es el precio de referencia para la tecnología eólica y solar en gran escala? ¿Qué estrategias se pueden implementar para que el almacenamiento se integre de manera competitiva? Son otras cuestiones sobre las que le consultó Nanda Singh, periodista de Energía Estratégica. 

La entrevista podrá verse completa a partir del día viernes 13 de mayo a las 10 am (GMT-5). El acceso es libre y gratuito sin inscripción. Se invita a todos a activar el recordatorio en el video para recibir una notificación cuando inicie la transmisión. 

Este viernes, también habrá tiempo para un espacio íntimo donde conocerán en profundidad el lado humano de Marvin Fernandez, cómo es su compromiso con acciones que mitiguen el cambio climático, cuándo sintió el flechazo por las energías renovables y cuáles son sus proyecciones a futuro. 

De allí es que Marvin develará a la audiencia cómo empezó a involucrarse personalmente y profesionalmente en temas vinculados al medio ambiente y renovables, su paso por España, sus inicios en GreenBox, así como su afecto especial por ASOFER. 

Agende el horario de su país para ver la entrevista este viernes 13 de mayo mediante las cuentas de LinkedIn, Facebook y YouTube de Energía Estratégica. 

No requiere inscripción previa. Recuerde activar un recordatorio para recibir una alerta cuando inicie la transmisión y dejarnos un “me gusta” en apoyo a este contenido gratuito y de calidad.

Brasil también tuvo su propio evento virtual de Latam Future Energy, justo un día después del “LFE Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen”, en el que diversos líderes de Latinoamérica y el Caribe debatieron sobre las tendencias del mercado renovable, las perspectivas del almacenamiento y de la transición energética.  

Y al igual que el webinar del martes, “LFE Virtual Summit Brazil Renewables” contó con la participación de quince referentes del sector energético del país y más de 3500 espectadores que apoyaron la jornada virtual a través de la diferentes redes sociales en las que se transmitió el evento. 

Durante el mismo, el foco estuvo puesto en el rol que tomarán la energía solar y la eólica en el futuro, los nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas para la industria y la competitividad de las fuentes de generación para un Brasil 100% renovable.

Aunque teniendo en cuenta que el país atraviesa un momento peculiar a comparación de otros años, pero que donde tanto la energía fotovoltaica como aquella producida por aerogeneradores no para de crecer, además que este año habrá tres Subastas de Nueva Energía (A-4 ya en desarrollo; mientras que la A-5 y A-6 recientemente se publicaron las bases) y ya se analiza la implementación de la eólica offshore. 

Es por ello que desde Energía Estratégica compartimos las mejores frases del “LFE Virtual Summit Brazil Renewables” que dejó mucha información a considerar para un mayor crecimiento de la energías limpias en el país y en la región: 

Ricardo Barros, vicepresidente de Generación Centralizada de ABSOLAR: “Las perspectivas de la Subasta de Nueva Energía A-5 son interesantes y puede ser un buen momento para la contratación de energía solar, eólica y otras tecnologías. (…) Pero para llegar al escenario optimista de 46 GW previsto para el año 2026, hacen falta más proyectos de mercado de los que realmente habrá”. 

Daria Langenberger, directora de Desarrollo de Brasil de Powertis: “El impacto en el sector, en orden de movimiento e implantación nuevas fuentes, será relativamente limitado si comparamos con el pasado”. 

Ricardo Cantoni, gerente de ventas de Brasil de Soltec: “Estamos verticalizando la producción e internalizando los procesos, tratando de acercar las fuentes de componentes más próximas a la gente y aumentando la cantidad de proveedores”. 

Fernando Castro, Country Manager Brasil de JA Solar: “Estamos iniciando un nuevo módulo de 580 W, complementando la línea que tenemos actualmente. Y en el segundo semestre introduciremos paneles N-Type con mayor eficiencia, de 22% a 23% y tendremos módulos de 620 W”. 

Talyson Alves, Marketing Manager de Growatt Brasil: “Iniciamos la estructura enfocada en proyectos grandes para estar en sintonía con la Subasta de Nuevas Energías. Y nuestro próximo paso será estructurar un equipo interno centrado en esos asuntos”. 

Elbia Gannoum, presidenta de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica): “Prevemos terminar el 2022 con más de 27 GW eólicos operativos, lo que significa que nuevamente podríamos batir el récord de potencia instalada con aerogeneradores [3.8 GW en 2021] ya que se estiman un crecimiento de 5 GW para este año». 

“Además, hay 133,3 GW de proyectos eólicos offshore en proceso de licenciamiento en el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA)”, agregó.

En esta oportunidad, el producto a subastar fue la potencia instalada. La reserva mínima planteada para la eólica terrestre fue de 1.500 MW. 

Cinco empresas lograron adjudicaciones en la subasta de energía eólica terrestre. En total serán 2228 MW de potencia que se deberán tener listos hacia el 30 de agosto del 2024. 

La empresa Green Capital logró ser la adjudicataria de la mayor cantidad de MW. Los 19 proyectos presentados suman 1340 MW. 

No es la primera vez que esta compañía gana bajo este mecanismo. También lo hizo en las anteriores, no solo en eólica terrestre sino con sus proyectos de fotovoltáica. 

Su oferta fue la más accesible, con un precio promedio de 27,28 €/MWh. Mientras que la segunda compañía con más adjudicaciones lo hizo con 34,37 €/MWh. 

Esta fue Nearco Renovables, quien consiguió más proyectos que el resto de las empresas presentadas, tres más que Green Capital. Cada uno de 24 MW, es decir un total de 532,4 MW adjudicados que deberá comenzar a disponer desde el 31 de octubre del 2024, al igual que el resto. 

Otra de las ganadoras ha sido Repsol Renovables, quien se ha hecho de 138 MW al precio promedio de 31,06 €/MWh, con tres adjudicaciones. Mientras que La Rasa Energy, con dos proyectos alcanzó 200 MW a 27,97 €/MWh. 

Por su parte, AV Paxareiras, ganó un proyecto de 17,6 MW a 36 €/MWh. 

Durante por lo menos 12 años las empresas deberán disponer de la cantidad de MW. Según el Régimen Económico de Energías Renovables (REER) este puede ser ampliado, excepcionalmente, hasta los 20 años en aquellos casos en los que esté justificado por tratarse de tecnologías con una alta inversión inicial o riesgo tecnológico.  

En el caso de que la energía de subasta de una instalación no supere la energía mínima en el plazo máximo de entrega, se aplicará una penalización. Además existen hitos de control intermedios de la energía de subasta. En el caso de que exceda al 31 de octubre del 2024, la compañía quedará desvinculada. 

Dichas instalaciones participarán en los mercados diario e intradiario y percibirán un precio por la energía que se calculará a partir del precio de adjudicación de la subasta y del precio del mercado.

La Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde en Chile postula utilizar de aquí al 2050 el 10% del potencial renovable. Eso significa crear en 30 años una industria sustentable equivalente en volumen a toda la minería, que lleva más de un siglo de desarrollo.

Chile importa prácticamente todos sus combustibles fósiles y recién comienzan a usar sus propias fuentes renovables en forma de electricidad y calor. Esto lo convierte en un escenario potencialmente provechoso a nivel económico para las energías verdes.  

El Hidrógeno Verde se convierte en una oportunidad a explotar para el almacenamiento y abastecimiento de la red eléctrica chilena. La pregunta es: ¿habrá demanda local tal para justificar proyectos grandes, de tal manera que el costo del hidrógeno sea competitivo con el combustible actual? 

Durante el primer panel del Latam Future Energy Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen: Tendencias en el desarrollo de proyectos de energías renovables combinados con hidrógeno verde, Pablo Tello Guerra, Asesor Técnico Proyecto Descarbonización de GIZ Chile, fue contundente sobre la idea de que la demanda local debe ser el foco de la transición. 

“El hidrógeno viene a ser un elemento crucial, un modulador de estos dos mundos que antiguamente se veían muy separados y que hoy en día se están juntando cada vez más y que cada vez hace más complejo el análisis”, aseguró el panelista. 

Además, planteó que las centrales de carbón pueden usarse con otros fines. “Sacar el carbón operativo y usar las instalaciones como solución térmica, como central a gas full hidrógeno”. 

Según explica, desde el punto de vista técnico hay varias compañías que se están dedicando a realizar los estudios para lograr este tipo de iniciativas. 

Sumando esta perspectiva con los avances de la electromovilidad, se puede decir que la demanda local sí llegaría a cubrir las inversiones necesarias. 

Para Tello, “El hidrógeno producido con energías renovables y procesos amigables con el medioambiente puede ser un elemento bastante potente para poder descarbonizar la matriz energética”. 

Pero para él no es lo mismo la forma en que se encaren este tipo de proyectos. El impacto que generen debe contemplar el desarrollo económico local, englobar análisis de la desalinización y la captura del agua que se necesita para hacerlo.

Mirá el panel completo sobre Tendencias en el desarrollo de proyectos de energías renovables combinados con Hidrógeno Verde

Tanto en la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde como en el Plan de Energía de Largo Plazo (PELP) se visualiza que Antofagasta y en la región de Magallanes serán los hubs de Hidrógeno Verde. Actualmente se anuncia la inversión en varios megaproyectos con capacidades de 1GW hasta 10GW eólicos.

EDP acaba de firmar una alianza global para instalar hasta 100MWp de energía solar en unidades de Faurecia en Europa, Asia y Estados Unidos. A finales de 2023, tiene como objetivo instalar más de 60 parques solares de autoconsumo en las fábricas de la multinacional en Portugal, España, Italia, Estados Unidos, China, Corea del Sur, Japón y Tailandia.

Este es el mayor proyecto de energía solar distribuida realizado hasta el momento por el Grupo EDP y el primero que se instala con un mismo socio en varios continentes simultáneamente.

Faurecia, empresa especializada en la producción de componentes de automoción y con presencia global, comenzará a consumir energía renovable producida en sus propias instalaciones, reduciendo significativamente su dependencia de la red eléctrica.

Esta asociación también es un paso importante hacia los objetivos de Faurecia de reducir progresivamente las emisiones de carbono de sus operaciones industriales (alcance 1 y 2).

Esta alianza se basa en un modelo As-a-Service, con la inversión a cargo de EDP, así como su mantenimiento y operación, y estableciendo contratos a largo plazo ajustados a las necesidades locales de cada mercado de Faurecia.

Se espera que los más de 60 proyectos puedan llegar a tener, en su conjunto, hasta 200.000 paneles solares, y que eviten más de 60.000 toneladas de CO2 durante la próxima década.

En Europa y en Brasil, EDP está alcanzando cifras récord de generación distribuida contratada y ya ha instalado alrededor de 300MWp en edificios y suelos de empresas y familias a través de EDP Comercial.

La compañía viene creciendo en este segmento en varios mercados europeos, a través de crecimientos orgánicos y adquisiciones, como ocurrió recientemente en Polonia, a través de Soon Energy, o en Italia, con la compra de Enertel.

En Estados Unidos y Asia Pacífico, EDP entró recientemente en la energía solar distribuida a través de EDP Renovables, con las adquisiciones de la norteamericana C2 Omega y la asiática Sunseap, respectivamente. Esta asociación es un paso importante en la consolidación de este segmento en estos mercados.

Mientras tanto en España, donde esta alianza con Faurecia supondrá la instalación de 11,31 MWp, EDP cuenta con una cartera de proyectos solares contratados desde el inicio de su actividad, en hogares y empresas de todo el país, de 107,3 MWp.

El autoconsumo, que es una de las soluciones energéticas con mayor potencial de ahorro, evitará en nuestro país la emisión anual de más de 619.000 toneladas de CO2 a la atmósfera, lo que se traduce en un impacto positivo en la calidad del aire similar al que generarían más de 46 millones de nuevos árboles.

“Este acuerdo refuerza la capacidad de EDP para responder a los clientes multinacionales que desean elegir soluciones de generación distribuidas en diferentes países, además de contribuir con la transición energética a escala global.

Al sumar 100 MWp de capacidad solar contratada, EDP está un paso más cerca de alcanzar un crecimiento de 10x para 2025”, declara Miguel Stilwell d’Andrade, CEO del Grupo EDP.

“Producir energía renovable en nuestras instalaciones es un compromiso prioritario para cumplir con nuestro objetivo de convertirnos en CO2 neutral en 2025 en nuestras emisiones internas.

Aprovechar la colaboración estratégica con socios globales y líderes del sector nos permite acelerar y mejorar nuestra resiliencia energética de una manera más sostenible.

Además, refleja nuestra responsabilidad corporativa de tener un impacto positivo en la sociedad y satisfacer las necesidades de las generaciones futuras”, declara Patrick Koller, CEO de Faurecia.

La generación distribuida es uno de los ejes de crecimiento de EDP para esta década, teniendo como objetivo instalar más de 2GW en hogares y empresas hasta 2025, contribuyendo así al aumento de la producción de energía renovable y al acceso de más personas a fuentes de energía limpia

Sobre el Grupo EDP

EDP es un grupo energético internacional líder en creación de valor, innovación y sostenibilidad. Forma parte de los Dow Jones Sustainability Indexes (World y STOXX) y es además líder mundial en energía renovable.

En España, donde el Grupo EDP emplea de forma directa a más de 1.550 personas, es referente en el mercado energético, presente en la generación, con casi 5.000 MW de potencia instalada, 1,3 millones de puntos de suministro en distribución y una cartera de comercialización a clientes empresariales de energía eléctrica, gas natural y servicios con un consumo de más de 17 TWh/año.

Sobre FORVIA Faurecia

Fundada en 1997, Faurecia ha crecido hasta convertirse en un actor importante en la industria automotriz mundial.

Con 266 plantas industriales, 39 centros de I+D y 114 000 empleados en 35 países, Faurecia es líder mundial en sus cuatro áreas de negocio: asientos, interiores, Clarion Electronics y movilidad limpia.

La sólida oferta tecnológica del Grupo proporciona a los fabricantes de automóviles soluciones para el habitáculo del | 3 futuro y la movilidad sostenible. En 2020, el Grupo registró una facturación total de 14.700 millones de euros. Faurecia cotiza en el mercado Euronext Paris y es un componente del índice CAC Next 20.

Solaire es una de las empresas de mayor crecimiento del mercado colombiano. Comenzó a operar allí en 2008 como comercializadora de equipos y soluciones de energías renovables (fotovoltaica y solar térmica) y esa curva de aprendizaje la ha llevado a consolidarse como una de las principales proveedoras de la marca Huawei.

En una entrevista para Energía Estratégica, Catalina Palacios, Gerente General de Solaire, cuenta sobre las últimas novedades del mercado y las certificaciones que ha obtenido con la multinacional china.

¿En qué consiste la nueva certificación que Solaire ha obtenido de Huawei?

En el 2021, Huawei certificó a Solaire como su primer Socio partner Gold en el mercado colombiano, siendo esta compañía uno de los socios principales de la solución FusionSolar Smart PV de Huawei.

Hoy Solaire demuestra su alto potencial en servicios de valor añadido en ventas, diseño, capacitación, servicio y logística.

Huawei renueva una vez más su certificado a Solaire como partner Gold y otorga una nueva certificación como Service Partner (CSP) la cual tiene como objetivo principal revitalizar aún más la colaboración y mejorar los beneficios de los socios al tiempo que se proporcionan mejores servicios a los clientes.

Aumentar la capacidad de servicio es fundamental para lograr la mejora de la competitividad global y la permanencia de los clientes, al tiempo que se obtiene un valor añadido para el cliente y la marca.

Estamos orgullosos de esta certificación CSP y de poder apoyar a Huawei en el desarrollo de sus actividades en el mercado de energías verdes en Colombia. Esta alianza nos permite ofrecer equipos innovadores a nuestros clientes y cumplir con sus requisitos técnicos y ambientales.

¿Qué ventajas competitivas les garantiza a sus productos esta nueva certificación?

El acuerdo permitirá abrir futuras posibilidades de cooperación en el desarrollo tecnológico de la energía solar fotovoltaica y posiciona a Solaire como socio estratégico en la industria fotovoltaica en Colombia.

Huawei pretende llevar la digitalización a cada planta fotovoltaica, a cada empresa de energía renovable, y poder así ayudar a liderar la próxima era inteligente.

¿Qué expectativas de mercado tiene Solaire para este año?

Ofrecer a nuestros clientes los mejores equipos para sus instalaciones fotovoltaicas, Solaire tiene como misión ser el aliado perfecto para cada proyecto de energías sostenibles que se desarrollen en el mercado colombiano.

Apoyar a nuestros integradores a crecer y posicionarse en la industria se ha convertido en nuestro credo pues junto a ellos generaremos un cambio en la economía del país y sobre todo contribuiremos con el cuidado y la preservación del medio ambiente.

También tienen novedades en el área solar térmica, ¿qué nos puede contar al respecto?

Claro que si tenemos novedades en nuestra línea térmica. Pues con el fin de estar actualizados frente a los nuevos desarrollos tecnológicos de esta línea, solar térmica, hemos realizado nuevas alianzas con referentes a nivel mundial.

En estos momentos hemos iniciado relación con la marca griega Calpack, la cual nos aporta la capacidad de suplir el calentamiento térmico solar de grandes volúmenes de líquido, de una manera eficiente, al implementar la tecnología de colectores solares de placa plana de gran capacidad.

Esta tecnología está enfocada en la atención de grandes estructuras que requieren grandes volúmenes de agua a temperaturas específicas con el fin de generar ahorros energéticos diariamente y como resultado lograr ahorros económicos en el costo en las facturas y el mantenimiento por su larga vida útil.

Debido al crecimiento de nuevos aliados (tanto proveedores como clientes), a nuestro equipo ha ingresado un nuevo ingeniero experto en el tema térmico solar, para brindar todo ese acompañamiento técnico y comercial requerido por cada uno de estos.

Latam Future Energy volvió a reunir a los líderes del sector energético de Latinoamérica y el Caribe durante su nuevo evento online, denominado “LFE Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen”, el cual contó con 3500 espectadores repartidos en la transmisión multidestino, es decir, entre todas las plataformas y redes sociales de LFE. 

Allí, más de 25 referentes de gobiernos, empresas y asociaciones de la región se hicieron presente y debatieron sobre las tendencias en el desarrollo de proyectos de energías renovables, las perspectivas del almacenamiento en el futuro y el rol que tomarán tanto la solar como la eólica en la transición energética. 

Y las palabras de Julio Maturana, subsecretario de Energía del Ministerio de Energía de Chile, inauguraron oficialmente un evento en el que quedó demostrado que Latinoamérica y el Caribe continúan movilizándose cada vez más hacia la mitigación contra el cambio climático a través de las renovables, ya sea en gran escala como en proyectos pequeños y medianos. 

“Queremos darle mayor impulso a la generación comunitaria. Y en los próximos cuatro años, buscaremos quintuplicar la capacidad actual instalada bajo el modelo de GD. (…) Asimismo, tenemos un proyecto de ley de almacenamiento y electromovilidad en el Senado, al que daremos discusión inmediata y esperamos sacar la ley en el primer semestre del 2022”, sostuvo el funcionario de Chile. 

Seguido de ello, se realizó una serie de paneles sobre el panorama energético de la región, los nuevos desarrollos y desafíos, las regulaciones y competitividad de las nuevas tecnologías, entre otros temas de gran interés para el sector energético. Paneles que se pudieron apreciar a través de la transmisión gratuita de YouTube y que estará a disposición para futuras visualizaciones (ver enlace).

A continuación, las frases más destacadas del LFE Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen, antesala del “Virtual Summit Brazil Renewables”, el cual comenzará hoy a las 9 am (UTC -3): 

Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno (H2 México): “El 25 de mayo presentaremos un estudio para desarrollar la hoja de ruta que detone la industria del H2V y los primeros proyectos en el país”. 

Elié Villeda, Country Manager México y Regional Manager Latam North de First Solar: “Hay que ver a la planificación como un recurso estratégico, con dos o tres años de anticipación”. 

Sergio Rodríguez, Service Manager Latinoamérica de Solís: “Sacaremos una nueva serie de inversores híbridos en Latinoamérica y Estados Unidos, de un sistema de hasta 10 kW que puede instalarse en paralelo”. 

David Gottdiener, Business Development Team Leader de Distributed Energy System de Siemens: “Ya es rentable la tecnología del almacenamiento y todo indica que seguirá mejorando la ecuación. Es un reto en el presente, pero el futuro es prometedor para volverse masivo”.  

Rafael Pareja Zuluaga, director fotovoltaico de GreenYellow: “La compañía está enfocada en la construcción de 100 MW fotovoltaicos como mínimo en los próximos dos años en zonas como el departamento de Magdalena, Cartagena, Meta y Boyacá (Colombia). 

Juan Carlos Ruiz, Regional General Manager Colombia de Soltec: “La fotovoltaica será la líder mundial de la transición energética”.

Eduardo Solis, Latam Marketing Manager & Product Specialist de Growatt: “Me gustaría ver algo similar en redes inteligentes, como lo hacemos en Australia o Estados Unidos, donde los inversores híbridos interactúan con la red e inyectan si el proveedor lo necesita y ayuda a la estabilización bajo el formato de generación distribuida”. 

Ramón Fiestas, presidente del Global Wind Energy Council de América Latina: “No hay posibilidad de transición energética en Latinoamérica sin un desarrollo exponencial de energía eólica, es decir, multiplicar por tres la capacidad instalada actual en la región [40 GW]”. 

Andrés Gismondi, Country Manager & Sales Director South Cone de Vestas LATAM: “Vemos una combinación de pedidos concretos y tradicionales del sector eléctrico y la entrada fuerte de otros grupos que tienen intenciones mayores y que quizás dan sus primeros pasos”. 

Miguel Covarrubias, gerente de ventas Andes Región de Jinko Solar: “Estamos mirando el 2022 con muy buenos números y Latinoamérica es una parte importante para Jinko. Este año vamos con 2 GW de suministro de equipos y estamos diversificando la oferta en varios productos”. 

Mateo Ramírez, gerente de desarrollo de Nuevos Negocios de Nueva Energía en BYD: “La idea es tener un Hub Latinoamericano desde Panamá, con inventarios consistentes de sistemas de almacenamiento en todas sus escalas, sistemas pequeños y de gran escala”. 

Ayer, el Subsecretario de Energía de Chile, Julio Maturana, abrió el evento Renewables, Storage & Hydrogen, producido por Latam Future Energy. Entre los principales temas, el funcionario se refirió a Net Billing

“Queremos utilizar las cosas que ya tenemos y, en ese sentido, queremos darle un impulso importante a la generación comunitaria: la posibilidad de que distintas personas o entidades se agrupen para conformar una planta que le traiga beneficios a esa comunidad”, respondió al consultarlo sobre cambios en la regulación.

Recordó que el Gobierno se propuso llegar a los 500 MW de generación distribuida en los próximos 4 años y que hasta el momento Chile cuenta con apenas 100 MW.

“Queremos quintuplicar esa cifra y por eso estamos impulsando programas como Casa Solar para que llegue a más hogares, como aquellos vulnerables. Nos vamos a vincular con el Ministerio de Viviendas para impulsar el programa que ellos tienen de incorporación de sistemas fotovoltaicos en los hogares. También queremos impulsarlos en escuelas y estructuras municipales”, adelantó Maturana.

Consultado sobre la posibilidad que el Gobierno instrumente una suba del límite por conexión de 300 a 500 kW, el Subsecretario de Energía fue muy cauto: “Estamos estudiando el incremento del límite, para ver si se hacen cambios o no”.

“Algunos nos proponen 500 y yo les pregunto por qué no ir a 600 (kW). Lo importante es analizar cómo ha sido el crecimiento, sobre todo por segmentos de potencia, y una vez analizadas esas curvas tomar una decisión sobre cuánto más se podría incluir el aumento del límite”, aseveró.

Advirtió que no se trata de una cuestión de deseos sino de “tomar una determinación lo más lógica posible con los datos y que beneficie a la mayor cantidad de gente; y que, por otro lado, también cumpla con ciertas exigencias de seguridad del sistema”.

En esa línea, explicó que hay sitios de Chile que podrían soportar estos aumentos en el límite de capacidad a 500 kW pero que en otros lugares se requeriría de mayor infraestructura de red, por lo que se debería atender primero ese desafío.

“Lo importante es que estamos analizando todas estas variables para ver si en los próximos meses o años se puede establecer algún tipo de cambio como para permitir mayor introducción de generación distribuida al sistema”, sentenció Maturana.

Almacenamiento

Por otra parte, el funcionario recordó que en el Congreso avanza el proyecto de Ley que promueve el Almacenamiento de Energía Eléctrica y la Electromovilidad, y que espera sanción del Senado para luego reglamentarla.

“Ojalá que podamos sacar el proyecto en el primer semestre y es algo con lo que estamos en discusiones con los parlamentarios y parlamentarias para poder dar curso de esta Ley”, destacó el número dos de la cartera de Energía

Y remató: “Esperamos que durante este año ya podamos ver las primeras implementaciones”.

Maturana remarcó que con esta iniciativa se le darán “certezas a las personas de que se van a poder introducir sistemas de almacenamiento como baterías, que van a ser parte del sistema y con eso revertir estos grandes vertimientos que tenemos en la matriz pero también vamos a aportar a la descarbonización”.

Panamá acumula 55,63 MW de capacidad instalada en sistemas fotovoltaicos para autoconsumo. Se trata de 1655 clientes que representan sólo el 1,4 % del total de la generación, de acuerdo con registros de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

Aquellas cifras que demuestran una poca participación de generación distribuida renovable en el sistema eléctrico panameño deberían recuperarse con la implementación de la Agenda de Transición Energética de Panamá, entre ellas la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED).

En aquella, se estima que, de implementarse los cambios necesarios, “se podrían lograr 1,7 GW de generación distribuida hasta el 2030”. Aquello es sostenido también por el BID que participó activamente en la elaboración de la ENGED.  

Ahora bien, el tiempo pasa y la capacidad instalada no aumenta. Desde la perspectiva de integradores solares panameños el problema radicaría en que la ENGED no ha impulsado cambios significativos aún para potenciar este tipo de alternativas de generación. 

“La consulta pública de esa estrategia incluía qué vamos a hacer y cómo vamos a hacerlo. Y ese es parte del problema, la ejecución se come a la estrategia en el desayuno”, advirtieron a este medio. 

Y observaron: “Si bien es importante que con la ejecución midamos los proyecciones y resultados, estamos de estrategia en estrategia y no aterrizamos en ejecución”. 

En detalle, integradores solares explicaron a este medio que las limitaciones continúan porque la reglamentación fotovoltaica sigue igual, los topes idénticos y los trámites para obtener los permisos de generación para autoconsumo resultan abrumadores para muchos clientes. 

En tal sentido, la fuente consultada profundizó en que se hace cada vez más complejo viabilizar proyectos pequeños y el mercado se concentra en ofertas de soluciones para clientes comerciales e industriales. 

“Si un cliente no consume más de 200 kWh no puedo voltear a verlo. Porque no sólo se le exigen los mismos trámites que a uno de escala superior superior sino que los costos externos terminan siendo superiores a los de la instalación”, advirtieron. 

¿Cuál sería la solución? Para acelerar la implementación de sistemas fotovoltaicos para autoconsumo proponen que se encomiende a la ASEP actualizar a la brevedad la regulación asociada a estas alternativas de generación. 

Hace más de una década que se desarrolló el primer electrolizador para producir hidrógeno verde en España. Fue en el año 2012 cuando se puso en funcionamiento el primer prototipo de 50 kW de stack electrolizador y 200kW de planta.

Las pruebas, que se desarrollaron en el Centro Nacional del Hidrógeno, ubicado en Puertollano, Ciudad Real, se centraron en la validación de la tecnología electrolizadora y el desarrollo de algoritmos de control para optimizar la eficiencia y la vida del electrolizador.

Hoy se siguen realizando ensayos de envejecimiento y monitorización 24/7, es decir, 24 horas al día durante 7 días de la semana en el Centro Nacional del Hidrógeno. 

La tecnología de Ingeteam estaba presente en ese primer electrolizador que hubo en España y que sigue produciendo hidrógeno a día de hoy. El desarrollo de dicho electrolizador se llevó a cabo entre los años 2006 y 2012 en la ciudad de la innovación de Sarriguren (Navarra), en un proyecto desarrollado conjuntamente entre Ingeteam y Acciona Energía. 

Una vez concluido el proyecto con la instalación de ese primer prototipo de 50 kW en el Centro Nacional del Hidrógeno, Ingeteam se tomó un tiempo de reflexión para enfocar adecuadamente cuál debía ser su propuesta de valor en el sector del hidrógeno verde, siempre con la vista puesta en que su tecnología pudiera contribuir a la descarbonización de la energía y a lograr que el hidrógeno sea un verdadero vector energético limpio.

En la electrolisis, el proceso que efectúa el electrolizador, las moléculas de agua se dividen en hidrogeno y oxigeno mediante el suministro de electrones. La electrónica de potencia y control para la alimentación de la corriente eléctrica es, por lo tanto, uno de los aspectos claves de la producción de hidrogeno verde por electrolisis.

La tecnología utilizada para aportar los electrones al agua tiene un gran impacto en la eficiencia y en la vida del electrolizador. Por otro lado, es la tecnología de conversión eléctrica la que asegura una buena integración de una planta de producción de hidrógeno verde en la red eléctrica. 

Considerando la dilatada experiencia de Ingeteam en electrónica de potencia para grandes plantas de generación de energía renovable, donde la compañía cuenta ya con 80 GW en convertidores conectados a la red, y la presencia y conocimiento de Ingeteam en más de una decena de aplicaciones de conversión eléctrica, parece claro que la propuesta de valor de Ingeteam pasa por ser un socio estratégico en la tecnología de la electrónica de potencia y control de los fabricantes de electrolizadores. 

Siendo la electrónica de potencia y control uno de los subsistemas clave de los electrolizadores, la misión de Ingeteam Green H2 es contribuir con su tecnología de conversión eléctrica a hacer competitivo el hidrógeno verde, y facilitar la integración de grandes plantas de producción de hidrógeno en redes con alta penetración de energías renovables. 

Harkaitz Ibaiondo, director del negocio de hidrógeno verde de Ingeteam, manifestó que “en Ingeteam estamos orgullosos de haber sido pioneros, una vez más, en una tecnología que hemos desarrollado y que actualmente está llamada a jugar un papel fundamental en la descarbonización de la energía, como es la producción de hidrógeno verde.” 

En este sentido, el directivo añadió que “nuestra dilatada experiencia en el campo de la electrónica de potencia aplicada a la generación de energía renovable nos coloca en una buenísima posición para encarar este nuevo reto. Y eso sumado a nuestro profundo conocimiento de la tecnología propia del electrolizador y las necesidades técnicas de cara a alimentarlo, nos coloca como un actor de referencia en este campo, con una propuesta de valor única en el mercado.”

Cabe destacar que Ingeteam cumple su 50 aniversario posicionándose como un actor clave en la transición energética. 

 Innergex Renewable Energy Inc.  (TSX: INE) (“Innergex”), un productor independiente de energía renovable que desarrolla, adquiere, posee  y opera centrales hidroeléctricas, parques eólicos, parques solares e instalaciones de almacenamiento de  energía en cuatro países, adjudicó a Mitsubishi Power un contrato para la instalación de dos proyectos a  escala comercial del sistema de almacenamiento de energía en baterías (“BESS”, por sus siglas en inglés [Battery Energy Storage System]) con su solución de almacenamiento Emerald en los parques solares  fotovoltaicos existentes Salvador y San Andrés, el desierto de Atacama, en el norte de Chile, totalizando 425 megavatios-hora (“MWh”). 

Los proyectos BESS con una duración de 5 horas son los primeros proyectos de almacenamiento en  parques solares en Chile, y los primeros de Mitsubishi Power en Sudamérica. El parque solar fotovoltaico  Salvador, de 68 megavatios (“MW”), de Innergex, adicionará 50 MW/250 MWh de capacidad de  almacenamiento y el parque solar fotovoltaico San Andrés, de 50,6 MW, adicionará 35 MW/175 MWh de  capacidad de almacenamiento. Se espera que ambos proyectos de BESS entren en funcionamiento en  2023 y contribuyan a los objetivos nacionales de descarbonización de Chile de un 80% de electricidad  limpia para 2030 y un 100% para 2050. 

Los dos BESS proyectos en conjunto representan una inversión de $US 128.5 millones  (166.6 millones $CAN). Los proyectos se beneficiarán de los pagos por capacidad y, adicionalmente,  venderán energía en el mercado comercial, permitiendo a las instalaciones atender las necesidades del mercado. Chile reconoce la importancia del almacenamiento de energía en la Política energética 2050 y  actualmente se encuentra desarrollando nuevas y más avanzadas regulaciones de capacidad que  reconocerán, además, la valiosa contribución de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías a  la confiabilidad de la red y su compensación. Estos pagos por capacidad representan un importante  componente del flujo de ingresos totales del sistema BESS. 

Los proyectos BESS a escala comercial en los parques solares Salvador y San Andrés son los primeros  de este tipo por parte de Innergex en Chile y cumplen con su misión de construir un mundo mejor con  energías renovables. Los proyectos también brindarán solidez a la red y a la infraestructura de  transmisión y distribución existente en el país. 

Michel Letellier, presidente y director ejecutivo de Innergex señaló: “Chile sigue siendo un mercado  atractivo para Innergex y nos complace continuar nuestra expansión agregando ahora los sistemas de  almacenamiento de energía en baterías a nuestros activos existentes. La combinación de energía  hidroeléctrica, eólica, solar y de baterías de almacenamiento de energía permite a Innergex satisfacer las  necesidades del cliente en cualquier momento del día; y a través de su cartera de proyectos, ofrecer un  suministro de energía 24/7 a clientes industriales. Adicionalmente, los pagos por capacidad por el  almacenamiento de energía permiten a estos proyectos beneficiarse de ingresos estables y predecibles a  los que se suman los ingresos procedentes del mercado comercial, lo que hace que estos proyectos sean viables.” 

Ambos proyectos utilizarán el controlador de planta integrado Emerald de Mitsubishi Power, que es un  sistema de gestión energética (“EMS”) y un sistema de control de supervisión y adquisición de datos  (“SCADA”) con operación BESS en tiempo real y una plataforma de monitoreo/control de supervisión.  Mitsubishi Power aprovecha su experiencia de décadas de tecnología de monitoreo y diagnóstico para  permitir el mantenimiento preventivo, maximizar la fiabilidad, y acceder a análisis operacionales. Para  mayor seguridad física, en ambos proyectos se utiliza una química a base de fosfato de hierro y litio  (“LFP”). Comparado con otras composiciones químicas, la LFP otorga mayor duración y una superior  estabilidad química y térmica, cumpliendo a la vez las normas de seguridad UL 9540 y UL 9540A. 

Mitsubishi Power tiene más de 1,7 gigavatios-horas (“GWh”) de proyectos en despliegue globalmente, con  soluciones BESS que aumentan la confiabilidad renovable, ofrecen estabilización de frecuencia y reducen  los costos de energía. 

Tom Cornell, vicepresidente Sénior de soluciones de almacenamiento de energía de Mitsubishi Power  Americas, señaló: “A medida que las iniciativas de descarbonización se aceleran y la generación de energías renovables se expande, el almacenamiento de energía en baterías es esencial para lograr cero  emisiones. Nos complace traer nuestra tecnología a Sudamérica y expandir nuestro negocio más allá de  Norteamérica. La colaboración entre energías renovables y las soluciones de almacenamiento Emerald  de Mitsubishi Power está permitiendo un futuro energético mejor, más brillante y robusto para nuestros  clientes de Chile y del resto del mundo”.  

Ayer, en el marco del evento Renewables, Storage & Hydrogen, producido por Latam Future Energy, Victoria Sandoval, Sales Manager para México de JA Solar, se refirió a la retracción que está experimentando México en materia de renovables.

“En el mercado lo que he visto es una ralentización en el desarrollo de parques fotovoltaicos, consecuencia de cambios en la normativa, pero muchísimo empuje en el desarrollo de tecnologías hacia el lado de generación distribuida”, enfatizó la directiva.

Destacó que para Latinoamérica la meta de JA Solar es llegar a los 2 GW de venta de paneles, “de los cuales 30 a 40%” estarán enfocados al negocio de la autogeneración.

Sobre la generación in-situ también comentó que son una oportunidad a corto plazo en el mercado, principalmente por su facilidad, su rapidez de instalación y tiempo de desarrollo en un proyecto de 10-20kW. 

Sandoval, además, anticipó que la empresa china fabricará un modelo de paneles solares fotovoltaicos exclusivos para la generación distribuida.

Sobre JA Solar

La empresa china, fundada en 2005, anunció para este año ampliaciones en su red de distribución en América Latina y el Caribe, con intenciones de ser de los principales fabricantes en la región. Durante el 2021 la compañía alcanzó los 945.99MW enviados allí.

Ja Solar se ubica entre las principales marcas fotovoltaicas en Chile y México, según los resultados de una encuesta realizada por EUPD Research entre instaladores sobre conocimiento de marca, elección de clientes y distribución.

El interés en el potencial de América Latina para la producción de hidrógeno verde ha ido en constante aumento, dado sus recursos eólicos y solares de primera clase a nivel mundial. Estos son, en conjunto con el fuerte compromiso del gobierno uruguayo para lograr una transición energética sustentable, los factores claves para la generación de energía renovable y competitiva a gran escala.

Uruguay es uno de los pioneros a nivel mundial en el campo de las energías renovables y actualmente planea convertirse en un exportador de hidrógeno verde y sus derivados. El potencial del país es muy alto, por ejemplo, sería capaz de producir hidrógeno en la escala de gigavatios y lograr satisfacer toda la demanda de metanol de Alemania.

El gobierno de la República Federal de Alemania ha advertido este potencial y mediante la iniciativa H2Global (de la cual ENERTRAG es miembro fundador) pretende crear un programa de financiación eficiente para un aumento rápido del mercado y la importación de productos a base de hidrógeno verde a Alemania. El mecanismo de financiación previsto permitirá la operación comercial a largo plazo de plantas de hidrógeno verde y el aumento del mercado hacia una escala industrial global.

Es por ello que la compañía, en cooperación la SEG Ingeniería, desarrollará Tambor Green Hydrogen Hub en el departamento de Tacuarembó. Proyecto que estará compuesto por plantas de energías renovables (eólicas y fotovoltaicas) con una capacidad de 350 MW, además de un electrolizador in situ y otras instalaciones, y producirá 15000 toneladas de H2V al año que serán convertidas en derivados.

En la primera fase del proyecto, el hidrógeno se procesará en e-metanol renovable. El e-metanol producido en Uruguay podría compensar alrededor del 10% del metanol producido convencionalmente a partir de petróleo crudo proveniente de Rusia en la refinería más grande de Alemania.

“Queremos apoyar el papel de Uruguay como pionero en América Latina en la implementación de una transición energética verde. Uruguay es un socio ideal para Europa y para nosotros con sus recursos energéticos de alta calidad, su marco político regulatorio estable, así como su vasta experiencia en permitir e implementar instalaciones de energías renovables a gran escala”, explicó Aram Sander, Jefe del Departamento de Desarrollo de Proyectos Internacionales PtX en ENERTRAG.

“Además, la producción de hidrógeno verde y sus derivados ofrece enormes posibilidades en términos de crecimiento y beneficios estructurales. La transición energética solo puede tener éxito a través de la cooperación internacional y el hidrógeno verde es clave para este éxito”, agregó.

“Con un rápido aumento del mercado, el hidrógeno no solo puede contribuir positivamente al logro de la desfosilización global, sino que también permitirá reducir la dependencia del gas ruso, desbloqueando así un inmenso potencial económico en todo el mundo que permitirá la participación de la gente», continuó.