Monthly: septiembre 2022

El marketplace Plataforma Energía anunció que se encuentra en curso el proceso para la compraventa de energía entre generadores mediante una licitación por un total de 20 bloques de 10.000 MWh/año.

El periodo de contratación del suministro se extiende entre el 1 de enero de 2025 y el 31 de diciembre de 2033.

La solicitud presentada es “a firme”, toda vez que se encuentra predefinido un procedimiento de adjudicación con precio de reserva, el cual adjudicará automáticamente las ofertas que cumplan con las bases de licitación y cuyo precio de oferta sean igual o más bajas que ese umbral, algo pocas veces visto en el mercado de transacciones privadas de energía.

“Es un mecanismo similar al que se ocupa en la licitación de clientes regulados y otorga un grado de certeza mayor al proceso, porque básicamente estás manifestando que la licitación se adjudicará sí o sí, al cumplir las condiciones, evitando con ello que todo quede en lo que comúnmente se denomina vitrineo”, explica Pablo Demarco, gerente comercial de Plataforma Energía.

El ejecutivo del marketplace destacó que en este caso “lo interesante es que el precio que se determinó, y el cual queda certificado ante notario, es un precio de mercado, lo que lo hace sumamente atractivo para los oferentes por cuanto aumenta las posibilidades de que sea adjudicado”.

“Siempre estamos innovando y en este caso buscamos fomentar el desarrollo de proyectos y otorgar oportunidades más allá de las licitaciones para clientes regulados”, resaltó Demarco.

La operación se realiza mediante el sistema de “biombo” por lo que no se conocerán los nombres del demandante ni de los oferentes de la energía solicitada hasta el momento de la adjudicación.

Sin embargo, en el caso del solicitante se informa que se trata de una suministradora perteneciente a un holding cuya clasificación de riesgo internacional es BBB+ y tiene una capacidad instalada de generación de más de 100 MW.

Sobre Plataforma Energía

Plataforma Energía es el primer y el mayor Marketplace en Chile dedicado, entre otros, a las transacciones de energía de clientes libres de todos los rubros.

La plataforma integra más del 90% de la oferta de energía en el país, y tiene por propósito, acercar a consumidores y generadores asegurando precios competitivos en todas sus licitaciones y avanzada gestión de riesgos. La compañía, fundada en 2016, cuenta con presencia activa en Chile y Perú.

Tras diálogos entre el Ministerio de Minas y Energía, la Comisión de Regulación de Energía, Gas y Combustibles (CREG) y empresas del sector, se llegó a un acuerdo para regular las tarifas y la voluntad de empresas para renegociar los contratos en pos de beneficiar a los usuarios.

En diálogo con Energía Estratégica, Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, considera que esta intervención es oportuna debido a que “las tarifas en el último año subieron tremendamente, en algunos lugares hasta el 40%, y obviamente eso era insostenible”.

Argumenta que “la razón por la cual subieron no era económicamente justificada, sino porque el índice de actualización de las tarifas subió enormemente pero no reflejaba los verdaderos costos de la industria” marcado por la inflación interna.

“Yo creo que se hizo un buen ejercicio de concertación que va a dar como resultado una disminución de las tarifas”, remata Corredor.

En esa línea, confía que esta intervención no afecta al negocio de la autogeneración, que, aun con esta presunta reducción en las tarifas, sigue siendo atractivo.

“Es lógico que entre más altas las tarifas, se amortiza con mayor rapidez la autogeneración y es más conveniente. Pero en este caso no se trata de eso debido a semejante suba de tarifas”, considera.

Y opina: “El negocio de la autogeneración viene muy bien y yo diría que esta medida no lo afectará”.

Asimismo, para el ejecutivo de SER Colombia tampoco quedarán afectados los contratos de renovables adjudicados en las subastas.

Explica: “Lo que hizo el Gobierno es que si voluntariamente se quieren revisar esos índices con los compradores, se puede hacer. Pero eso es voluntario, porque son contratos bilaterales” dentro del mercado regulado.

“A las renovables por ahora no nos afecta”, remata el directivo.

De acuerdo a las resoluciones 701-017, 701-018, 701-019 de la CREG, publicadas el viernes pasado, la regulación de intervención de precios en las tarifas actuará por 12 meses y esto generaría que los comercializadores tengan alivios de al menos el 20% en obligaciones diferidas.

La Secretaría de Energía de México (SENER) volvió a publicar el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) para el periodo 2022-2036, en el que retiró la información anual de metas de generación de energía limpia.

Asimismo, removieron la gráfica correspondiente donde se reconocía que el país no alcanzaría las metas de generación limpia (35% para 2024), sino que el incumplimiento de los compromisos ambientales se extendería hasta el 2036 y, por ende, México retrasaría su transición energética por 13 años. 

E incluso, el documento anterior detallaba que había años en el que bajaría la participación de las energías limpias en la cobertura de la demanda eléctrica y hasta disparidades de más de cinco puntos porcentuales antes que finalice la actual década. 

Pero en su lugar, el organismo que lidera Rocío Nahle, ahora menciona que sí se alcanzarán las metas de generación de electricidad con energías limpias, “de acuerdo con estimaciones internas de la SENER con datos proporcionados por la Comisión Federal de Electricidad y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)”. 

“Aunque es preciso señalar que no se modificó ninguna estimación de la incorporación de capacidad renovable de cara al 2036. Por lo que sólo si ellos quieren cumplir con los objetivos, las renovables deberían tener un crecimiento como el que tuvo de 2017 a 2019”, aseguró un consultor de Admonitor, una organización destinada a brindar transparencia del Mercado Eléctrico Mayorista. 

Como consecuencia, se mantendría la incorporación de 24598 MW en el periodo de 2022 a 2036 y la conversión de 5513 MW de potencia de centrales de ciclo combinado con una mezcla de 70% CH4 y 30% hidrógeno entre 2033 y 2036.

En tanto que el escenario al 31 de diciembre de 2025, es la incorporación de capacidad a instalar de 14,266 MW en la red nacional de transmisión y red general de distribución del mercado eléctrico mayorista, de los cuales “se espera una integración del 55% de energías limpias”. 

“Eso quiere decir que ahora sólo quitaron la gráfica y no la reemplazaron por alguna otra que refiere a la participación de energía limpia. Las pruebas no están, por lo que creo que el cambio en el PRODESEN fue por controversia política, considerando todo el contexto que atraviesa en cuanto al cambio de su política energética”, agregaron desde la entidad.

Cabe recordar que en los últimos dos años la actual administración tuvo diversos vaivenes y posturas contra las energías renovables, dado que a comienzos de su mandato canceló las Subastas de Largo Plazo (SLP) y buscó darle prioridad a centrales más contaminantes de la CFE.

Y si bien en los últimos meses López Obrador dio a conocer que se llevarán a cabo una serie de proyectos solares y eólicos, por 1854 MW de potencia, en la frontera con Estados Unidos, desde la Comisión Reguladora de Energía pareciera haber otra postura. 

¿Por qué? En lo que va del 2022, dicho organismo regulador denegó solicitudes de parques fotovoltaicos o eólicos por más de 2 GW de varias empresas, sumado a que todavía hay más 40 proyectos renovables que esperan por el permiso de generación de energía en México.

Latam Future Energy prevé la asistencia de más de 400 actores claves de los sectores público y privado de Latinoamérica en su próximo evento en Colombia.

El “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” incluirá una conferencia de alto nivel junto a sofisticados espacios de networking de dos días de duración para crear sinergias e impulsar nuevos negocios en Colombia y resto de la región.

Se convoca a todas las partes interesadas a reservar su ingreso a este evento que tendrá lugar en los salones del Hotel JW Marriott de Bogotá este 25 y 26 de octubre.

ASISTIR

Entre las tecnologías sobre las que se analizarán nuevas inversiones se destacan, además de la fotovoltaica e hidroeléctrica, la eólica y el hidrógeno verde.

En lo relativo a energía eólica se pondrá el foco sobre estrategias de inversión y financiación de proyectos, esquemas contractuales disponibles y proyecciones de la tecnología al 2030 y 2050.

Mientras que sobre hidrógeno se analizarán nuevos modelos de negocios, mecanismos para impulsar contratos, alternativas de almacenaje y transporte, suministro al mercado local y exportación de este vector energético y sus derivados.

PARTICIPAR

Destacados referentes del mercado que trabajan a diario para impulsar estas alternativas de generación y acumulación energética confirmaron su asistencia como disertantes y moderadores de paneles de debate.

Entre ellos destacamos AES Andes, Andesco, Asociación de Hidrógeno de Colombia, EDP Renovables, Marsh, Nordex Group, Óptima Consultores, Promigas y Renovus. En su representación, asistirán:

Albert Sunyer – Managing Director Mexico & Colombia – Nordex Group

Enrique de Ramón – Business Development VP – AES Andes

Felipe de Gamboa – Country Manager Colombia – EDP Renovables

Diego Blixen – Cofounder & CEO – Renovus

David Peña – LAC Regional Business Development Leader Power & Renewables – Marsh

Alejandro Lucio – Director – Óptima Consultores

Mónica Gasca – Directora Ejecutiva – Asociación de Hidrógeno de Colombia

Alejandro Villalba – Vicepresidente de Operaciones e Innovación – Promigas

Kathrine Simancas – Directora de Energía & Gas – Andesco

INSCRIPCIÓN

La Cámara Argentina de Energías Renovables presentó el informe técnico «Biometano en las provincias de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe», mediante un webinar en el que participaron miembros de la Comisión Directiva de CADER, el equipo técnico encargado del informe y una mesa redonda provincial conformada por Sergio Mansur, secretario de Biocombustibles y Energías Renovables de Córdoba, Jorge Caminos, secretario de Desarrollo Ecosistémico y Cambio Climático de Santa Fe, Hernán Hougassian, director provincial de Transición Ecológica de Buenos Aires, Diego Rozengardt, asesor de la Subsecretaría de Energía de Buenos Aires, y Diego Roger director de Biocombustibles de la Nación.

En el informe desarrollado por CADER se estudian tres posibles usos del biometano: como complemento del gas natural, en el transporte público y en redes aisladas. Utilizar biometano como complemento del gas natural y en reemplazo del gasoil en el transporte público, sólo en las provincias de Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires, tiene el potencial para impulsar la construcción de 324 plantas, con una inversión total de USD 2.170 millones y la creación de 3.240 empleos directos y 8.368 indirectos en la operación de las plantas.

Sin embargo, uno de los principales impactos es ambiental, ya que se ahorran emisiones. Si se suman el ahorro de emisiones de combustibles fósiles, de efluentes y el reemplazo de fertilizantes, se podrían ahorrar 4.665 millones de kg de dióxido de carbono equivalente por año, sólo en estas tres provincias analizadas.

Uso como complemento del gas natural

Por ejemplo, de acuerdo con el estudio de CADER, la meta de alcanzar el 5% del consumo de Santa Fe en 2032, implicaría captar el 19% del crecimiento del consumo, construyendo 42 plantas en 10 años, con una inversión total de USD 280 millones, la creación de entre 65 y 106 empleos anuales en la construcción, y alcanzar 418 empleo directos en operación y 1.077 indirectos e inducidos. En términos ambientales y por año, se ahorrarían 378 millones de kgCO2 por reemplazo del gas natural, 187 millones de kgCO2 por el tratamiento de efluentes y 19 millones de kgCO2, por sustitución de fertilizantes inorgánicos. 

Uso en el transporte público

Otra alternativa de uso es el BIO-GNC en el transporte público, es decir, biometano comprimido para utilizar en los colectivos urbanos. El Gas Natural Comprimido (GNC) es una tecnología difundida, conocida y probada en Argentina, con una flota de 1.750.386 automotores habilitados a nivel nacional.

Se podría reemplazar el 100% del consumo de gas oil del transporte urbano de pasajeros, por BIO-GNC. Con la producción de BIO-GNC se reemplaza el uso de gas oil importado, por un combustible renovable, con menores emisiones y producido localmente, generando empleo, inversiones y actividad económica. Por otro lado, se da un tratamiento a los efluentes de las actividades pecuarias, reduciendo la contaminación, los olores y las emisiones de CO2.

En el caso de la provincia de Córdoba podría reemplazar el 100% del gasoil consumido por el transporte público urbano de pasajeros. Esto implicaría la construcción de 7 plantas de BIO-GNC, con una inversión de USD 49,7 millones, la creación de 148 puestos de trabajo en la construcción y 266 puestos de trabajo directo e indirecto en la operación y mantenimiento. De esta manera, se lograría una sustitución para la provincia en “importación” de gas oíl de USD 26,4 millones por año y un ahorro de 125,4 millones de kg de CO2 anuales de emisiones, de acuerdo con los datos estimados por CADER.

Uso en redes aisladas

Según el informe elaborado por CADER, en el país hay varias decenas de redes aisladas de gas, abastecidas con GLP indiluido vaporizado o con GNC, en ambos casos se traslada el gas por camión a una estación en la localidad y luego, se distribuye por una red aislada. Este sistema busca reemplazar el uso de GLP por garrafas cuando la red de gas natural no llega a las localidades.

En la provincia de Buenos Aires hay 40 localidades abastecidas con GLP, GNC o GNP, 8 a cargo de la distribuidora y 32, de la subdistribuidora. En muchos de estos casos, se podría generar una transición de estos sistemas al BIO-GNC, no sólo debido a los impactos positivos que se mencionaron, sino también porque el GLP es más costoso que el gas natural, aunque está subsidiado.

El BIO-GNC podría ser generado directamente en las localidades que hoy utilizan GLP o GNC, dado que la mayoría tienen importante actividad agrícola y pecuaria. Así, se reemplaza un combustible más caro y contaminante, por un combustible renovable producido localmente, generando inversiones, empleo y actividad económica de manera local. En los casos donde el biometano se produce directamente en la localidad que tiene red aislada, el costo es menor que el BIO-GNC, porque no hay necesidad de comprimirlo ni trasladarlo, se puede inyectar directamente. Para tener una dimensión, el consumo de gas de Villegas equivale a dos plantas modelo (24.000 m3/día) y el de Ameghino cerca de una planta y media.

Alberto Fernández criticó la forma en la que se les exige a varios países de la región que adopten medidas aceleradas de transición energética, como así también la dificultad para conseguir financiamiento para impulsar la transición energética a partir de fuentes renovables. 

“Los países centrales convocan a trabajar en favor de una solución al cambio climático, a la emisión de carbono, pero ni el Caribe ni América del Sur ni África fueron los causantes de esta crisis porque no somos emisores de la huella de carbono”, sostuvo durante una conferencia de prensa en Estados Unidos

“A la hora de resolver el problema, nos exigen igual que a todos y no nos dan los recursos que deberíamos merecer porque somos acreedores ambientales en el mundo del presente”, agregó.  

Y si bien reconoció que los países de la región deben virar hacia la instalación de más energías renovables, como la solar y eólica, el desarrollo del hidrógeno verde y la producción de litio, lanzó preguntas retóricas sobre las complicaciones económicas existentes para lograr avanzar con los proyectos. 

“¿Por qué nos exigen del mismo modo si no fuimos los causantes del problema? ¿Quién financia todo eso en nuestros países? Porque al fin y al cabo somos los que aportamos el pulmón del mundo, manifestó. 

“Trabajamos para garantizar que el camino de sostenibilidad ambiental y seguridad alimentaria y energética sea posible. Pero todo esfuerzo será vano si no transitamos ese camino en un marco de desarrollo económico y social más equitativo”, amplió bajo la misma idea durante un evento de la Organización de las Naciones Unidas (ONU). 

Sin embargo, también destacó que Argentina tiene las condiciones para seguir desarrollando las renovables y que seguirá presente para contribuir y enfrentar el desafío de acceder a la energía “en condiciones de seguridad y previsibilidad” 

Aunque dentro del término “energías limpias”, también incluyó al gas natural como fuente que permitirá reducir las emisiones de carbono durante la transición energética y no brindó detalles sobre planes a futuro para la fotovoltaica, eólica o las bioenergías, entre otras tecnologías renovables. 

Y cabe recordar que Argentina aún se encuentra por detrás de las metas de la Ley Nacional N° 27191 que establece que para el 2021 se debía alcanzar, como mínimo, el 16% del total del consumo propio de energía eléctrica, con energía proveniente de las fuentes renovables. Mientras que al 2025, la normativa proyecta la participación del 20%. 

Aunque también se debe aclarar que, en los últimos meses, el gobierno tomó algunas medidas para favorecer a las energías verdes, como la modificación de algunos puntos y mecanismos del Mercado a Término (MATER), la liberación de los contratos truncados del Programa RenovAr o la convocatoria a Manifestaciones de Interés que permitan incorporar más renovables y almacenamiento en el SADI.

Llamado al que se presentaron exactamente 491 emprendimientos de infraestructura, que suman un total de 14418 MW en múltiples zonas del país y tecnologías, pero que todavía se desconoce cómo actuará el gobierno en función de dicho interés. 

Latam Future Energy (LFE), alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam que promueve espacios de diálogo sobre la transición energética en la región, presenta un nuevo evento. Se trata del “Andean Renewable Summit 2022” que se llevará a cabo este 25 y 26 de octubre en la ciudad de Bogotá.

Más de 50 líderes del sector serán panelistas de este gran encuentro, generando muchas expectativas positivas en el sector público y privado regional que tiene excelentes referencias de este evento.

ASISTIR

Y es que, Latam Future Energy vuelve a Colombia tras el éxito que marcó su megaevento físico en el año 2021 (ver detalle). Además, Colombia será el broche de oro para cerrar la gira de eventos por toda la región latinoamericana que acumula más de 1500 participantes presenciales durante este 2022.

Renovando la oferta de eventos para el mercado colombiano, en esta oportunidad LFE pondrá foco en las oportunidades que habrá para el sector renovable ante el inicio en la gestión pública de nuevas autoridades de gobierno.

Por eso, en los paneles de debate que habrá se abordarán las tendencias y perspectivas de las inversiones de energías renovables en Colombia.

PARTICIPAR

En concreto para el rubro solar, se analizará el estado de la fotovoltaica en Colombia y nuevos desarrollos en el contexto político actual; se debatirá sobre innovación en la tecnología, el desarrollo y la construcción, como aliados de la competitividad solar en la región andina; soluciones necesarias para la expansión del sector solar en Colombia tanto para proyectos utility scale como para generación distribuida y almacenamiento energético.

Ya confirmaron su participación empresas como Array Technologies, Growatt, Ingeteam, JA Solar, Jinko Solar, MPC Energy Solutions, Power Electronics, Powertis, Risen, Solis, Soltec y Sungrow. En su representación asistirán:

Gonzalo Feito – Director Región Andina – Sungrow

Raúl Morales – CEO – Soltec

Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt

Victor Soares – Sales Engineer LATAM – JA Solar

Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis

Héctor Núñez – Director Comercial LATAM – Power Electronics

Felipe Morales – Country Manager Colombia – Risen

Juan Carlos Ruiz – Regional Manager – Powertis

Juan Camilo Navarrete – Sales Manager Colombia – Jinko Solar

Oriol Brunet – Gerente de América Latina – Ingeteam 

Javier Jiménez Rico – Director – Global KAM and Latam – Array Technologies

Fabián Hernández – Project Manager – MPC Energy Solutions

INSCRIPCIÓN

En la sede de la empresa estatal pampeana la presidenta de Pampetrol, María Roveda, recibió al Gobernador; al intendente de Victorica, Hugo Kenny; al secretario de Energía y Minería, Matías Toso; y a funcionarios provinciales; acompañada por los integrantes del directorio: Julio Bargero, Luis Campo, Carlos Santarossa y Hugo Pérez.

Desarrollar la Provincia
El mandatario pampeano agradeció la invitación y destacó que “actos como este atraviesan la política, a las distintas instituciones provinciales y a una empresa arraigada ya en la sociedad pampeana. Pampetrol es una empresa de todas y todos los pampeanos, en ese sentido trabajamos en conjunto. Más allá de los intereses políticos partidarios que podamos tener, coincidimos en que lo más importante es desarrollar la provincia de La Pampa. Estamos dando hoy un paso muy importante en materia energética”.

Una ventaja comparativa para la producción
Ziliotto resaltó que uno de los principales ejes que tiene la Ley de Desarrollo Energético de La Pampa es “buscar la soberanía energética, eso nos daría un posicionamiento distinto en el que el precio, la disponibilidad, la calidad y la cantidad de la energía, se consoliden como una ventaja comparativa que podamos ofrecer como Provincia a la inversión productiva que tanto necesitamos”.

Transición energética
El Gobernador finalizó remarcando que esto permitirá avanzar hacia la transición energética de fósiles a renovables. “Es un gran paso. El hecho de haber tenido oferentes, en el marco de una convocatoria pública, también nos dice que estamos en el camino correcto”.

Una inversión de 7 millones de dólares
La licitación forma parte del Plan Estratégico de Energía, que lleva adelante el gobernador de La Pampa, a través de la Secretaría de Energía y Minería, en el que Pampetrol tiene el rol de ser el brazo ejecutor de la transformación de la matriz energética pampeana a través de la generación de energías limpias.
La presidenta de Pampetrol, María de los Ángeles Roveda, destacó que los puntos centrales de la licitación son “la construcción, desarrollo y puesta en marcha de un Parque Solar Fotovoltaico que se ubicará en la localidad de Victorica y tendrá una capacidad de generación de 7MWA de potencia nominal. La inversión se valúa en unos 7 millones de dólares”.
Y agregó que “la empresa que resulte adjudicataria deberá garantizar durante 12 meses la productividad del Parque y una vez comprobado esto, Pampetrol se hará cargo de llevar adelante la operación y mantenimiento de la planta”.

Las propuestas
En el acto de apertura la presidenta de Pampetrol, en presencia del escribano de Gobierno, Martín Ellal, constató que en el mail indicado para la presentación de ofertas se recibieron cuatro propuestas con archivos 1 y 2 conforme a lo requerido en el pliego pertenecientes a las empresas INGALFA S.A.; Ambiente y Energía S.A.S.;  Teyma Abengoa  y Powerchina Ltd. Sucursal. La comisión evaluadora, integrada por Hugo Pérez, Laura Giumelli, Alejandro Vicente, Carlos Santarrosa y María Roveda, será la encargada de evaluar las ofertas y emitir dictamen, para luego notificar la adjudicación de la licitación con fecha 29 de septiembre, y finalmente firmar el respectivo contrato el 3 de noviembre de 2022.

Digitalización
La modalidad de presentación de ofertas resulta innovadora y acompaña el proceso de despapelización que se está llevando adelante desde el Gobierno provincial. Esta propuesta requería que las ofertas fueran enviadas a una casilla de correo electrónico, creada al efecto, adjuntando en documentos diferenciados las propuestas técnicas y económicas”.

Días atrás, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil reprogramó la Subasta de Nueva Energía A-5 (LEN A-5) para el viernes 14 de octubre, luego de detectar «incongruencias en el sistema de gestión” y poco después de cancelar la LEN A-6.

Ante ello, Energía Estratégica se contactó tanto con la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEolica) como con la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) para conocer qué se puede esperar tras estas decisiones y cómo impactan en el sector. 

“Ninguna cancelación es buena. Aunque también entendemos que el hecho de cancelar la subasta A-6 por falta de demanda, significa que hay una incertidumbre de aquí a seis años por parte de las distribuidoras, que son las responsables finales de la declaración de demanda y quienes contratan energía en estos procesos”, sostuvo Márcio Trannin, vicepresidente da ABSOLAR.

Bajo esa lógica, planteó que existen ciertos factores que contribuyen a esa incertidumbre, como la apertura del sector, la migración hacia diversas tecnologías en el mercado libre o las últimas consultas públicas vinculadas con temas energéticos. 

“Otro punto importante es la generación distribuida, que crece muy fuerte como opción de los consumidores para salir de un mercado cautivo. Por lo surge el interrogante de cuánto se reducirá el mercado de los distribuidores. Hay muchos factores de incertidumbre en el futuro, como también las muchas oportunidades que tendrán los grupos que son demasiado pequeños como para la LEN A-3 o LEN A-5, por ejemplo”, detalló el especialista. 

“Hay un mercado libre cada vez más urgente, lo que quiere decir que la subasta perderá protagonismo en la expansión de cualquier tecnología, no solo la fotovoltaica. Pero la solar tiene una oportunidad muy interesante a través del mercado libre porque es la tecnología más competitiva que existe en Brasil en estos días”, agregó.

Mientras que Elbia Gannoum, CEO de ABEEolica compartió la idea y reconoció que fue una “sabia decisión”, considerando que la falta de declaración por parte de las empresas distribuidoras de Brasil.  

“Además, la decisión de cancelar la Subasta para Contratación de Reservas de Capacidad es acertada, por lo que hay tiempo para completar los estudios que se están preparando para posibilitar un evento guiado por la neutralidad tecnológica. Es importante aclarar que la “neutralidad tecnológica” es una agenda defendida por ABEEólica, que entiende este criterio como una evolución necesaria para las subastas”, explicó.

Cabe recordar que la LEN A-5 tuvo récord récord de ofertas de suministro, ya que registró 2044 proyectos de energía limpia por un total de 830005 de potencia entre todas las tecnologías presentadas. 

Allí, los proyectos solares fueron los más interesados, con 1345 parques fotovoltaicos inscritos por 55822 MW de suministro; seguido por la energía eólica, con 574 centrales de generación que tendrían una capacidad de 23156 MW. 

Y si bien una de las dos subastas previstas para este mes fue cancelada y la otra aplazada, el gobierno de Brasil ratificó las Subastas de Energía Existente A-1 y A-2, que se llevarán a cabo en el último mes del año, precisamente el viernes 2 de diciembre, siempre y cuando exista interés por parte de las entidades involucradas. 

Farid Mohamadi, Jefe de Ventas para Colombia, Centro América y el Caribe de Enercon, fue una de las decenas de panelistas que pasaron por el evento Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit de Latam Future Energy.

Allí el ejecutivo indicó que en Latinoamérica “hay muchos regímenes de vientos”, por lo tanto cada perfil requiere de un aerogenerador particular para aprovechar de mejor manera el brío del viento.

No obstante, reveló que el producto más utilizado más sofisticado y utilizado en Latinoamérica es el E-160, de 160 metros de diámetro de rotor y casi 6 MW de potencia. Confió que este tipo de máquinas actualmente se están instalando en Chile.

Consultado sobre la tendencia de los equipos, Mohamadi observó que el salto tecnológico suele ir por aerogeneradores cada vez más grandes, capaces de producir más energía y reducir los costos del MWh.

“Creo que la tendencia es de aerogeneradores de más de 150 metros -de diámetro de rotor- y tratando de adaptar la potencia con la tecnología”, opinó, al tiempo que calculó que en algunos años nos encontraremos con equipos de 6 a 7 MW con 180 metros de diámetro de rotor.

Y opinó que, en ese sentido, la eólica marina (offshore) tomará la delantera, con aerogeneradores de 15 MW, con diámetros de rotor por encima de 200 metros.

Sin embargo, comentó que desde Enercon están trabajando en soluciones paralelas que puedan lograr mejorar la eficiencia de las máquinas eólicas en tierra.

“Tenemos la fortuna de disponer de un sistema de control de ráfagas que se llama ‘Storm Control’ y permite poder colocar aerogeneradores muy grandes, de más de 150 metros de diámetro de rotor, en sitios donde en teoría el viento solo permitiría instalar pequeños aerogeneradores”, destacó el especialista.

Sin embargo, reconoció que en esa carrera de agrandar las máquinas, “una limitante es la logística”.

Mohamadi sostuvo que no es nada sencillo transportar aspas de 80 a 90 metros de longitud. “Estamos trabajando en algunas soluciones con unas grúas escalantes que nos podría permitir instalaciones en lomas o bosques, pero sigue siendo un reto a sortear”, reveló el Jefe de Ventas para Colombia, Centro América y el Caribe de Enercon.

El Global Wind Energy Council (GWEC) impulsará la contratación bilateral entre privados para que las energías renovables tengan una mayor penetración en las matrices energéticas de los países del mundo. 

Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del GWEC, destacó que la intervención pública hacia procesos de contratación regulada deja de ser “tan estrictamente necesaria” debido a que la energía eólica se volvió la fuente más competitiva de generación en los mercados más maduros que ya poseen renovables. 

“Esto trae un cambio de la puesta en marcha de los proyectos, ya sea a través de contratación pública o, lo que promovemos, la bilateral privada ya que es la más competitiva porque un consumidor elegirá la más barata. Y si encima es renovable, mejor”, sostuvo durante el segundo día del Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit, organizado por Latam Future Energy. 

“Por ende, se deben habilitar caminos y fórmulas regulatorias de contratación para que los proyectos salgan adelante. Y por eso impulsamos mercados privados, la estandarización de contratos, como también la perspectiva de tiempo que se necesita para ello”, agregó. 

Y si bien puso como ejemplo al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina, donde ya se asignaron 1723,3 MW con prioridad de despacho (1197,71 MW son eólicos), manifestó que dicho país, y otros de la región, todavía requieren de licitaciones y llamados públicos para brindar señales positivas a los inversionistas en cuanto a que existe una intención concreta de cumplir los objetivos de consumo de energías limpias. 

Omar Paganini: «Se deben aprovechar los contratos entre privados»

Bajo esa misma línea, el presidente LATAM del GWEC planteó que “en Argentina se ralentizó el desarrollo de proyectos en la última legislatura, pero es importante señalar que es diferente a lo sucedido en otros países”. 

“Quizás no se construyó sobre lo que ya estaba y al ritmo deseado, pero hay aspectos importantes en la arquitectura regulatoria que quedaron como elementos propicios para la continuidad de proyectos, como el MATER, que permite confiar en que si se produce una visibilidad mucho más clara de la planificación energética para los próximos años, podría volver a recuperar tracción y convertirse en el mercado que era”, detalló. 

Incluso, reconoció que si bien hay países donde los cambios de política energética se apartan de los compromisos ambientales, como por ejemplo México, desde hace unos años existe un “realineamiento” en LATAM que “se debería” traducir en una mejora de los marcos energéticos. 

“Hay mercados como el de Chile que de acá a unos años demuestra un impulso enorme. Mientras que en Perú vemos que hay una necesidad importante de alinear política ambiental con la energética y de mejorar el marco regulador que proporcione una señal de certidumbre y de largo plazo”, declaró.

GWEC y GSC plantearon en conjunto políticas a favor de la eólica y solar

¿Cuánto puede crecer la energía eólica en Latinoamérica y el Caribe? Esta fue una de las tantas preguntas que se abordaron durante el evento de LFE, a lo que Ramón Fiestas contestó que “la región se estabiliza en torno a 5 GW instalados por año”, según los registros dados hasta el año pasado. 

“Pero este 2022 esperamos repetir cifras o mejorarlas. Confiamos que la tendencia siga en los próximos años, sino que también se incremente porque observamos que la ambición climática es uno de los ejes fundamentales del desarrollo de las renovables en la región”, aclaró. 

Recientemente, el equipo de Ventus ha superado de manera exitosa la auditoría externa que permitió a la empresa alcanzar la certificación de su Sistema de Gestión de Activos, bajo los requisitos de la norma ISO 55001 de “Gestión de Activos”, para los procesos de Operación y Mantenimiento de Plantas Solares en Colombia.

Certificarse bajo la norma ISO 55001 implica garantizar el desarrollo de una gestión proactiva durante el ciclo de vida de los activos. En este marco, Ventus afianza su compromiso de trabajo para la optimización de los activos y reducción del costo total del activo, cumpliendo con los requisitos de seguridad y rendimiento necesarios para las inversiones renovables que llevan adelante nuestros clientes en Colombia.

Esta nueva certificación impulsa a Ventus a continuar afianzando una cultura de mejora continua que le permita ser más eficiente y eficaz, reduciendo riesgos a través de una operación y mantenimiento adecuados, logrando un aumento del valor de los activos de nuestros clientes y volviéndolos más productivos.

En la actualidad Ventus es la empresa que más MW solares construye en Colombia, contando con más de 300 MW solares instalados para las empresas de energía más importantes de este país, como AES, Celsia, Ecopetrol y Greenyellow.

La empresa opera y mantiene 5 plantas solares y, sobre el final de este año, serán 12 los proyectos solares que gestionará el equipo de Ventus en Colombia.

“Estamos orgullosos de poder continuar avanzando en el desarrollo de nuestra operativa aquí en Colombia, siendo una de las primeras empresas en nuestro rubro en poder ofrecer a nuestros clientes la seguridad, el cuidado y el aumento de rentabilidad de sus activos renovables.

Desde Ventus seguiremos trabajando para apoyar a nuestros clientes en la construcción, la operación y el mantenimiento de sus activos renovables”, comentó Victor Tamayo, Country Manager de Ventus en Colombia.

La Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) se prepara para convocar a licitaciones de corto y largo plazo, inicialmente estas se plantean para cubrir el suministro entre 2023 a 2025 y entre 2026 a 2040, respectivamente.

La Secretaria Nacional de Energía (SNE), encargada de las políticas energéticas del país, en conjunto con la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP), en calidad del Regulador del Mercado Eléctrico, estarían analizando este tema basándose en la normativa vigente aplicable.

De allí que ETESA en coordinación con la SNE y la ASEP estaría pronta a lanzar los pliegos para conocimiento de todas las partes interesadas.

“Creemos que a más tardar a finales de septiembre dichas autoridades definan el inicio de ambos procesos”, señaló el Ing. Carlos Mosquera, gerente general de ETESA, en exclusiva para Energía Estratégica. 

Al respecto, es preciso aclarar que la ASEP es la encargada de revisar y aprobar el Pliego de Cargos suministrado por ETESA y que, con esa aprobación, ETESA quedará facultada legalmente para realizar las Licitaciones Públicas.

Tras su publicación oficial, desde la estatal comunicaron a este medio que prevén que los potenciales proponentes cuenten con un periodo de consultas al Gestor (ETESA) por lo indicado en el Pliego de Cargos aprobado por la ASEP.

De ese modo, los interesados en participar como proponentes podrán prepararse oportunamente a los próximos hitos del proceso como el Acto de Concurrencia (día de la presentación de las ofertas).

¿Qué fuentes de generación participarían de estas licitaciones? Por lo pronto, desde ETESA plantean que compitan todas las tecnologías de generación en la República de Panamá.

Ahora bien, se restringiría la participación sólo a centrales que ya se encuentren construidas: “solo podrán participar plantas existentes dentro de la República de Panamá”, confirmó el Ing. Carlos Mosquera, gerente general de ETESA.

Y consultado finalmente sobre cuánta capacidad analizan contratar para una y otra convocatoria, el Ing. Mosquera señaló:

“De acuerdo con las proyecciones de demanda, ETESA en conjunto con los distribuidores establecen las cantidades a contratar. Dichos montos están siendo revisados pendiente a un resuelto de la Secretaría Nacional de Energía y posterior aprobación de la ASEP para su posterior publicación”.

Repercusiones en la industria por anuncios de licitación de corto y largo plazo en Panamá

El Coordinador Eléctrico Nacional informó la adjudicación de 12 de las 6 obras nuevas y 9 obras de ampliación –un total de 15 proyectos-; tres de ellas se declararon desiertas.

Empresa de Transmisión Eléctrica (Transeme) se adjudicó la obra Nueva S/E Seccionadora Buli, por 593.768 dólares; y dos obras más por 1.367.782 dólares: Nueva S/E Seccionadora Buenavista y Seccionamiento Línea 1×66 kV Teno –Curicó en S/E Rauquén 66 kV (BS).

Interconexión Eléctrica (ISA), por 14.658.000 dólares, se quedó con un total de tres proyectos: Nueva S/E Seccionadora Nueva Lagunas y Nueva Línea 2×500 kV Nueva Lagunas –Kimal; y las ampliaciones Aumento de Capacidad Línea 2×220 kV Tarapacá -Lagunas, Tramo Nueva Lagunas –Laguna; y Ampliación en S/E Kimal 500 kV (IM).

Celeo Redes Chile se quedó con cuatro obras por 4.635.455,52 dólares: Nueva Línea 2×220 kV Don Goyo -La Ruca; y las ampliaciones: Ampliación en S/E Don Goyo 220 KV (BPS+BT); Aumento de Capacidad Línea 2×110 kV La Ruca –Ovalle; y Ampliación en S/E La Ruca 110 kV (BPS+BT), Nuevo Patio 220 kV (IM) y Nuevo Transformador (ATAT).

Engie, con 1.011.634, se quedó con dos obras: Nueva S/E Seccionadora Totihue y Nueva Línea 2×66 kV Totihue –Rosario; y con la Ampliación en S/E Rosario 66 kV (BS).

Las 12 obras adjudicadas lo hicieron por un Valor Anual de Transmisión por Tramo (VATT) de 22,3 millones de dólares para obras nuevas, y un Valor de Inversión (VI) de 21,5 millones de dólares para obras de ampliación.

Los proyectos corresponden al proceso de licitación pública internacional de obras de nuevas contempladas en el decreto exento N°229/2021 y de obras de ampliación contempladas en el decreto exento N°185/2021, ambos del ministerio de energía.

El detalle de esta información se podrá descargar en el siguiente enlace web: https://www.coordinador.cl/desarrollo/documentos/licitaciones/nuevas/2021-obras-nuevas-decreto-n-229/

Sin dudas la administración de Gobierno saliente, de Iván Duque, le permitió a Colombia dar un salto importante hacia las energías renovables. En dos subastas a largo plazo adjudicó 2.888 MW eólicos y solares.

Además, sumando otras convocatorias, contratos entre privados (PPA) y proyectos de autogeneración, hay un total de 4.500 MW eólicos y fotovoltaicos con posibilidades de avances concretos.

No obstante, la potencia operativa de estas fuentes en Colombia no llega a los 1.000 MW, número bajo si se tiene en cuenta que la matriz eléctrica es de casi 18.000 MW.

Durante el día 2 del evento de Latam Future Energy “Solar, Wind & Hydropower Regional Virtua Summit” Felipe de Gamboa, Country Manager Colombia de EDPR, valoró: “Los pasos que se dieron son los correctos. Vamos muy bien encaminados. Pero ahora viene cómo ponemos esa capacidad en funcionamiento”.

El ejecutivo puso el foco sobre la negociación de las consultas previas con los dueños de los territorios, que muchas veces se extiende al punto que se terminan truncando los proyectos.

“Creemos que el Gobierno tiene que ayudarnos un poco a manejar el tema de las comunidades para que sea un poco menos volátil”, consideró el ejecutivo.

Recordó que EDPR está en construcción de los parques eólicos Alpha, de 212 MW, y Beta, de 280 MW, ambos adjudicados en la subasta de renovables del 2019 y ubicados en La Guajira. Pero señaló que para poder avanzar tuvieron que negociar con 69 comunidades que habitan en el área de influencia de los proyectos.

De este modo, de Gamboa advirtió sobre la complejidad de avanzar con emprendimientos en ese departamento a pesar reconocer que “es difícil encontrar en otra parte del mundo un viento mejor”.

Concluyó: “El foco tanto del Gobierno, como de los privados y la sociedad civil tiene que ser materializar la capacidad instalada en La Guajira; ahí está el reto más importante”.

Uruguay volvió a poner foco en abrir el mercado a las inversiones extranjeras para afrontar su segunda transición energética, impulsar aún más las renovables en el país como así también los desafíos vinculados a la electromovilidad y el hidrógeno verde. 

Ante ello, el subsecretario de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Walter Verri, deslizó que será fundamental la participación europea en el desarrollo de estas tecnologías y parques de generación, con tal de alcanzar los objetivos establecidos en la planificación energética y posicionarse como un actor relevante en el mercado mundial. 

“El hidrógeno se está consolidando en nuestro radar de gobierno y para tener un desarrollo amplio del mismo en el futuro, debe hacerse con inversiones. Por lo tanto, si en la primera transición las inversiones europeas fueron importantes, en esta segunda seguramente serán muchísimo más necesarias”, sostuvo. 

“Estamos en un momento oportuno para pensar de que necesitamos acentuar los lazos, en las inversiones y negocios que podamos hacer juntos”, agregó el funcionario durante una conferencia de prensa. 

¿Por qué? Uruguay tiene la mirada puesta en ser productor exportador neto del hidrógeno verde, por lo que en su hoja de ruta del H2V puso el objetivo de 20 GW renovables y 10 GW de electrolizadores al 2040.

Omar Paganini: «Se deben aprovechar los contratos entre privados»

Y cabe recordar que, según los últimos registros compartidos por el gobierno uruguayo, hay 4,93 GW de potencia instalada en el país, de los cuales la hidroeléctrica y la eólica representan el 31% cada una, la termoeléctrica, un 24%; biomasa otro 9% y la solar, un 5%. 

De esa capacidad renovable, el 4% de las empresas de capitales de la Unión Europea establecidas en Uruguay se desempeñan en el sector de energía, de las cuales 14 compañías tienen proyectos eólicos y otras 2 centrales fotovoltaicas, según informaron durante la conferencia. 

“Los proyectos greenfield registrados desde el año 2006 son 334, entre todos los sectores. Pero aquellos referidos a energías renovables, hay 8 de capitales españoles, 6 alemanes, 2 franceses y 2 italianos”, aseguró Inés Bonicelli, vicedirectora ejecutiva de Uruguay XXI. 

Asimismo, la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) sigue adelante con el modelo de inversiones en energía eólica offshore para producir hidrógeno verde en cuatro regiones de aguas jurisdiccionales del país. 

Incluso, meses atrás, desde la propia entidad reconocieron que ya hubo más de cuarenta empresas interesadas y que cada bloque de 500 km2 tiene un potencial medio de 3,2 GW de potencia.

“Le damos la posibilidad de transformarse, de pasar de una empresa que hoy es netamente de refinación de combustibles fósiles a avanzar en las renovables y pueda ser generador de H2V. Para eso, establecimos un artículo que le da esa competencia, que no es un régimen de monopolio”, afirmó Verri. 

El ministro de Energía y Minas, Xavier Vera Grunauer, destacó la importancia del cierre de esta etapa, ya que con la suscripción del contrato de concesión la empresa adjudicataria invertirá en el país USD 144,38 millones, para la generación de energía limpia y amigable con el ambiente.

El proyecto fotovoltaico “El Aromo” -cuya capacidad será de 200 MW (Megavatios)- fue adjudicado en diciembre de 2020 a la promesa de consorcio SOLARPACKTEAM, como resultado de un Proceso Público de Selección (PPS) que contó con 7 empresas precalificadas, de las cuales 3 presentaron ofertas.

En aplicación del Decreto Ejecutivo 1190 y las normas técnicas emitidas este año por el Ministerio de Economía y Finanzas, se espera la emisión del Dictamen de Sostenibilidad y Riesgos Fiscales, lo que permitirá asegurar que la participación privada sea debidamente considerada y registrada en el contexto de la sostenibilidad fiscal.

El trabajo del Ministerio de Energía y Minas y la colaboración interministerial, permitirá que el Estado delegue a la empresa privada la inversión, diseño, construcción, operación y mantenimiento del proyecto, con el propósito de lograr un servicio eléctrico seguro, confiable y accesible para los ecuatorianos.

Jaime Solaun de Solarpack: «Nunca vimos una licitación tan peleada como en la central solar El Aromo»

Matrix Renewables ha adquirido una cartera de proyectos de energía solar de 4,6 gigavatios (GW) ubicados en varios territorios del centro de Estados Unidos, además de firmar un acuerdo de colaboración más amplio con los socios iniciales del proyecto, SolarStone Partners, informó la plataforma global de energías renovables respaldada por TPG Rise, que no precisó el importe de la operación.

La firma indicó que la transacción le dota de una amplia cartera de proyectos de energías renovables en Estados Unidos, así como la oportunidad de desarrollar proyectos adicionales con SolarStone Partners.

Matrix Renewables y SolarStone desarrollarán en conjunto su porfolio de 4,6 GW mientras exploran y crean oportunidades adicionales en los diferentes mercados de Estados Unidos.

La responsable para Estados Unidos de Matrix Renewables, Cindy Tindell, destacó que ambos grupos trabajarán «en conjunto» en el desarrollo de este porfolio y esperan «con grandes expectativas» su colaboración en nuevas oportunidades en el país.

De esta manera, Matrix Renewables continúa aumentando su presencia en Estados Unidos, con un equipo en crecimiento y posicionándose en energías renovables en Norteamérica, Europa y América Latina.

La cartera actual del grupo se compone de 2,3 GW de proyectos solares, eólicos y de almacenaje, tanto operacionales, como en construcción o ‘ready to build’, junto a una cartera en desarrollo de otros 7,3 GW. Cohn Reznick Capital y Norton Rose Fullbright ejercieron como asesores financieros y legales de Matrix Renewables.

Miércoles 19 de octubre, de 12 a 12.30 horas, es la cita que acaba de fijar Derivex para su primera gran subasta de energía. Las ofertas podrán ser por meses y años, y por bloques horarios.

“Los participantes podrán hacer una fijación de precios para los meses de octubre, noviembre y diciembre de este año; y para el 2023 y 2024”, precisa Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, en diálogo con Energía Estratégica.

Considerando las ventajas comparativas para los comercializadores que tienen los contratos que se ofrecerán en la subasta respecto a otros mecanismos, como los PPA privados o ir a buscar energía a la bolsa, para Tellez la convocatoria será buena.

“Ante la incertidumbre en la bolsa de energía, por cuestiones como lo que está ocurriendo con El Guavio -central hidroeléctrica más grande de Colombia que está operando al 20%: con 255 MW de los 1.260 MW de su capacidad instalada-, uno podría prever que los precio podrían subir, porque habría que producir con termoeléctricas que es más costoso”, observa el directivo.

E indica: “Entonces fijar un precio de la energía en la subasta, a partir de contratos futuros de energía, permite eliminar la incertidumbre de cuál va a ser ese precio que se va a formar en la bolsa. Es decir, se puede fijar desde ahora el precio que se pagará a futuro, eliminando incertidumbres en la volatilidad de los precios, donde se presume que aumentarán”.

El directivo explica que los contratos que se celebren en Derivex no están indexados al IPP, son a precios fijos; es decir, no son ajustados por inflación, a diferencia de los contratos bilaterales.

“Este es otro de los beneficios que es muy impórtate con la situación y coyuntura actual internacional es la inflación, donde en Colombia tenemos un máximo histórico de los últimos 20 años y no se ve que en los próximos años se vaya a disminuir”, puntualiza Tellez.

Además, cuenta que los mercados anónimos estandarizados como Derivex permite que, al ser un mercado totalmente anónimo, tanto en la comercialización como en la compensación y liquidación de los contratos, no se genera ningún tipo de discriminaciones de agentes por su riesgo crediticio”, resalta Tellez.

Asimismo, el Gerente de Derivex indica que otro de los beneficios es que “no hay riesgo de crédito”. “Ese riesgo es administrado a través de los controles de la Cámara de Riesgo Central de Contraparte; entonces un generador va a poder vender su energía a un precio más justo de lo que lo hace en un contrato bilateral”, asegura.

Argumenta que en un contrato bilateral el generador tiene que medir el riesgo de su contraparte -que le compra la energía-. “No es lo mismo venderle a un comercializador que tiene unas condiciones crediticias triple A, que a uno que tiene serios problemas financieros”, indica.

Y explica: “Puede pasar que –el generador- no se la venda –al comercializador-o que lo haga pero a un precio más caro. Y en definitiva si un comercializador compra su energía más cara, el precio luego es trasladado al usuario final. Ese problema se elimina en un mercado como el de Derivex”.

Otro incentivo es que los precios que se formen en las convocatorias de subasta de cierre “van a ser trasladados directamente a la tarifa”, sostiene.

“Va a ser un ‘pass through’ directamente a la tarifa de los precios que obtenga en Derivex. Que eso no funciona directamente en los contratos bilaterales, porque allí se necesita que primero se forme un MC, que a veces genera que un comercializador pierda dinero”, diferencia el ejecutivo.

Más renovables

Otro efecto importante para los comercializadores es que la energía renovable que contraten por medio del mecanismo de Derivex se les contabilizará para alcanzar la meta obligatoria de consumo de un 10% de energías limpias a partir del 2023, exigencia fijada en el Artículo 296 del Plan Nacional de Desarrollo (PND).

Este será un aliciente para que un mayor volumen de comercializadores participe de estas convocatorias, más aún teniendo en cuenta que muchos de los proyectos adjudicados en la subasta de largo plazo de energías renovables están en suspenso a la espera del avance de consultas previas con las comunidades.

No obstante, Tellez advierte que “para tener validez estos contratos deberán celebrarse a un mínimo de 10 años, según indica la norma. Pero eso es algo que tenemos que hablar con el Ministerio –de Minas y Energía- porque en este momento Derivex es un mercado que tiene como máximo 6 años de contratación”.

Explica que por el formato y la naturaleza de mercados como el de Derivex, que son estandarizados, “no hace sentido tener un mercado porque esos contratos a 10 años son más líquidos y aumentan el riesgo”.

Por tanto, el ejecutivo adelanta que próximamente manifestarán esta inquietud a la cartera que comanda Irene Vélez para que se flexibilice esa exigencia.

Se dio a conocer que la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (Etesa) en coordinación con la Secretaría Nacional de Energía (SNE) iría a convocar próximamente a licitaciones de corto y largo plazo.

El objeto de estos mecanismos sería poder asegurar contratos de suministro de energía a los precios competitivos del mercado.

Según adelantó a la Prensa Carlos Mosquera, gerente general de ETESA, la primera convocatoria involucraría el suministro de electricidad a corto plazo entre 2023 a 2025, para lo cual se convocaría a centrales que estén operando en el mercado.

Por otro lado, la licitación a largo plazo estará destinada a contratos de suministro entre 2026 a 2040 en las que sí podrían participar centrales nuevas además de las existentes.

Haciéndose eco de aquella exclusiva de Wilfredo Jordán, Energía Estratégica se comunicó con ETESA verificando la veracidad de aquello.

A la espera de una declaración de un portavoz de la empresa estatal, este medio de noticias se comunicó con un miembro del Sindicato de Industriales de Panamá (SIP) para conocer la recepción que hubo en el sector eléctrico tras el anuncio de próximas licitaciones.

¿Cuál es el escenario ahora? «Estamos en una especie de limbo», advirtió Nanik Singh. Desde la perspectiva de este miembro del SIP, las «demoras en la construcción de megaproyectos a gas e irregularidades en sus contratos» ponen un manto de incertidumbre en el mercado eléctrico panameño que sería necesario clarificar antes de dar paso a nuevas inversiones.

“Mi recomendación sería definir qué va a pasar con esas plantas, si se van a hacer o si no que se cancele y que esa capacidad que se había asignado se incorpore a las licitaciones nuevas que quiera hacer ETESA”, expresó.

De allí, también sugirió que sería preciso que se trabaje para que las nuevas licitaciones sean estrictas y las partes honren los contratos para evitar dilaciones de más de una década esperando por proyectos.

Al respecto, indicó que hay muchas expectativas para conocer cómo se estructurarán las licitaciones. Y, entendiendo que será la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) quien elabore los pliegos, señaló que será importante que la ASEP tome las lecciones aprendidas de sus convocatorias previas brindando flexibilidad en las ofertas para encaminar estos nuevos procesos al éxito.

“Muchos generadores habían ofertado precios razonables y no fueron adjudicados porque el precio de referencia de la licitación fue muy bajo. Esto es algo a revisar porque al negar esos contratos, perdimos la oportunidad de contratar energía competitiva de licitaciones, que aunque algunos generadores hubiesen tenido precios más elevados que otros, si se hubiera ponderado todo de seguro hubiéramos tenido precios más estables de lo que hemos venido experimentando al tener que consumir energía del mercado ocasional sujeto a elementos volátiles como son los combustibles fósiles como el gas natural, petróleo, carbón o búnker”, explicó Nanik Singh, quien además de ser asesor de Energía en el SIP es director de Energy Experts Global y Potencia Verde.

De allí, puso en consideración que para estos mecanismos las tecnologías más recomendables a las cuáles apostar deberían ser un mix de recursos renovables.

“Tanto la licitación de corto y largo plazo deben ser para renovables. Considero que lo que hay que licitar es viento, agua y sol. Porque los precios que hay de combustibles fósiles principalmente el gas, que es a lo que ha apostado últimamente el gobierno, tiene un precio que está por las nubes y además tiene un riesgo de falta de suministro”.

Y concluyó: “Se debe ir por un abanico de ofertas renovables que por un lado nos da un precio estable y competitivo; y, por otro lado, se deben adecuar los mecanismos con los cuales estamos manejando el mercado para que estén acordes a las tecnologías que hay disponible hoy, se debe pagar lo justo por la potencia que puedan aportar la renovables como eólica y solar, y se debe gestionar de manera más fácil la entrada de estas tecnologías a la red para que al final se logren mejores precios para los usuarios”.

La falta de capacidad de transporte en las líneas de transmisión y la participación de las renovables en la matriz eléctrica, aún por detrás de los objetivos planteados en la Ley N° 27191, continúan como temas centrales que preocupan en el sector energético de Argentina. 

Por lo que desde la Cámara Eólica Argentina buscarán poner en la agenda política regulatoria las distintas problemáticas existentes en el país, con tal de seguir el camino de la transición energética y no quedarse atrás frente a los nuevos desafíos y tendencias mundiales. 

“La ocupación para estos días es poder instalar temas vinculados principalmente con la capacidad de transporte, el financiamiento y las restricciones para importar los insumos”, sostuvo Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA, durante el reciente evento de Latam Future Energy. 

“También se prevé incluir a las renovables dentro de una agenda que, de alguna manera está priorizada hacia el gas y el petróleo. Y eso debería incorporar, en términos similares, a la producción de las energías renovables para acelerar la transición en el país”, agregó. 

Incluso, desde la entidad ya solicitaron audiencias tras el recambio de las autoridades de la Secretaría de Energía de la Nación, pero aún no hubo ningún encuentro formal, pese a que ya intercambiaron ciertas palabras informalmente con diversas áreas de la cartera energética. 

“Lo que intentamos decir es que tanto la visión debe ser de complementariedad entre renovables, gas y petróleo, porque mientras uno genera divisas y los otros producen ahorros, esa ecuación cierra perfectamente para el país. Son vectores complementarios y no contrarios, y una vez que se instale eso, permitirá virar a un desarrollo sostenido del sector”, sostuvo Ruiz Moreno.

Redes de transmisión 

A ello se agregará que, según confirmó el gerente general, desde la Cámara Eólica Argentina preparan un estudio sobre la infraestructura eléctrica a nivel nacional, que se estima se publicará en las próximas semanas “como una propuesta importante”. 

Aunque es preciso recordar que desde el gobierno prevén expandir el sistema de transporte y que la generación renovable contribuya a ella, teniendo en cuenta el interés mostrado a través de la convocatoria a MDI (más de 14 GW presentados)

Tal es así que Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, le aseguró a Energía Estratégica que “se busca varias fuentes de financiamiento, entre ellas el BID, más el esfuerzo que el estado pueda hacer, para lanzar el plan de expansión de la red de transporte”. 

“Calculo que será en el orden de los dos mil millones de dólares el próximo año, aunque aún no está claro cuánta capacidad de transporte se sumará. El BID pondría hasta 400 millones de dólares y se gestionan créditos con China, la agencia federal de inversiones francesa, el banco europeo de inversiones. Estamos trabajando con todo el sector para ello”, detalló días atrás.

“Por carta s/n de fecha 9 de septiembre de 2022, el señor(a) Daniel Antoan Gordon Adam, en representación de Colbún S.A. (en adelante, el “Titular”), manifestó su voluntad de desistirse del procedimiento de evaluación de impacto ambiental” del Parque Eólico Junquillos, informó la SEA el pasado 13 de septiembre.

En efecto, Colbún decidió “desistir” –VER CONSIDERANDOS- del avance de uno de sus proyectos clave dentro de su meta de alcanzar los 4.000 MW de renovables al 2030.

El Parque Eólico Junquillos, de 472,5 MW, que se encontraba en proceso de “calificación” y a lo largo de su construcción insumiría unos 570 millones de dólares de inversión, según precisó la compañía a la SEA.

El proyecto estaba planificado para ser emplazado al noroeste de la comuna de Mulchén, en Región del Biobío, aprovechando el gran potencial eólico de dicha zona, siendo capaz de producir anualmente un promedio de aproximadamente 1.030 GWh, es decir, un consumo equivalente al de 157 mil viviendas.

Horizonte, otro proyecto emblemático

No obstante, a ello, la compañía avanza con su parque eólico Horizonte, que contará con 812 MW, convirtiéndose en uno de los más grandes del mundo y el más importante de América Latina.

El proyecto motivará inversiones por 850 millones de dólares; ya se encuentra en construcción y, según el cronograma proyectado, su puesta en marcha está prevista entre finales del 2023 y principios del 2024.

Estará ubicado a 170 kilómetros al sur de Antofagasta, a 130 kilómetros al noroeste de Taltal y a 80 kilómetros al este de la localidad de Paposo. Allí se desplegarán sus 140 aerogeneradores sobre 454 hectáreas.

La energía generada se prevé que ronde los 2.400 GWh/año, equivalente al consumo de más de 700 mil hogares.

Esta generación de energía eléctrica permitirá evitar la emisión de 1,2 millones de toneladas de CO2 al año.

Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación en Ventus, planteó que la producción de hidrógeno verde tomará un rol más habitual en los próximos años, a medida que las tecnologías y capacidades avancen. 

“Fabricar hidrógeno verde será como una actividad agropecuaria. Plantar molinos o paneles solares será como plantar soja, trigo o criar ganado. Y es muy probable que pequeños productores eólicos o fotovoltaicos vuelquen su producción a un gran centro comprador que se dedique a procesar el H2, similar a lo que ocurre con la carne y los frigoríficos”, sostuvo durante el Solar, Wind & Hydropower Regional Virtual Summit de Latam Future Energy. 

“Actualmente la energía es una actividad puramente minera porque el 80-90% de la energía proviene de los combustibles fósiles, pero la energía se trasladará a una actividad agropecuaria y sustentable. Y no tiene que ser monopólica, sino con multiproductores y multiprocesadores”, agregó. 

De todos modos, el especialista planteó que es necesario un sistema energético integrado, donde las soluciones híbridas entre eólica y solar más almacenamiento permitan generar y guardar el hidrógeno, en tanto que líneas de transmisión sean complementarias a los grandes hidroductos de H2. 

“Podremos fabricar hidrógeno y guardarlo en tanques de combustible como hoy se guarda el gasoil o el carbón, lo que permitirá gestionabilidad para todo el sistema. Incluso, es más sencillo almacenar la energía en H2 líquido, metanol o amoníaco que hacerlo en baterías, que creo que en 15 o 20 años empezará a ocurrir”, señaló.

¿Cuándo podrá despegar el hidrógeno? Hoy en día, a partir de los precios de la energía eólica y fotovoltaica, se calcula que el kilogramo del H2V cuesta aproximadamente de 4 a 6 dólares. 

Y si bien muchos países de la región (y del mundo) ya tienen hojas rutas o estrategias dedicadas a disminuir el costo nivelado del hidrógeno (LCOH) a menos de dos dólares por kilo, como la reciente planificación de Uruguay, Ferreño declaró que ya puede ser competitivo si se compara con el diésel. 

Aunque no así en materia de la infraestructura para transportar dicho vector energético de manera habitual, debido a que todavía no hubo tales avances tecnológicos necesarios como sí sucede con los combustibles fósiles convencionales, lo que demoraría su mayor penetración en el mercado. 

“Todavía no se consigue un camión de H2 al mismo costo que uno para diésel, porque falta que la investigación y desarrollo diluya sus costos en la fabricación masiva de vehículos. Pero sí es cierto que estamos muy cerca de que el hidrógeno sea competitivo con el diésel para algunos usos”. 

Oscar Aira, Jefe de Ventas de Soluciones, EMEA presentó una historia de éxito en IBER- REN World Hydrogen Iberia con la presentación: «Smart Tracking Solutions impulsando la energía extra en Kenia». TrinaTracker desempeñó un papel de patrocinador de oro en el evento que tuvo lugar del 13 al 15 de septiembre en Madrid.

Oscar Aira explicó todo el proceso de instalación y funcionamiento de la planta fotovoltaica «Kesses» de 55 MW, situada en la remota ciudad de Eldoret, en Kesses, Kenia.

Comenzó ilustrando las peculiaridades físicas que el equipo de preventa de TrinaTracker tuvo que considerar para la propuesta a medida creada para maximizar la producción de energía.

La oferta incluía los seguidores Vanguard 1P, la instalación, la integración de las aplicaciones de inteligencia artificial propietaria «SuperTrack», algoritmo de seguimiento inteligente, y «Trina Smart Cloud» (SCADA), y el apoyo de los servicios posventa de TrinaTracker.

Oscar Aira enganchó especialmente a la audiencia cuando describió los retos del proyecto y las soluciones que TrinaTracker llevó a cabo para superarlos.

Por ejemplo, tras el Pull-Out-Test y el análisis topográfico y geotécnico, TrinaTracker llegó a la conclusión de que los pilotes W, el hincado directo, la perforación previa y la zapata de hormigón eran las soluciones más óptimas para la suavidad del terreno, causada por las frecuentes lluvias.

Un alto riesgo para la instalación de la planta era la falta de proveedores certificados disponibles en la zona. Sin embargo, durante los cuatro años que TrinaTracker trabajó en Kenia, la empresa creó una red de proveedores fiables, muchos de ellos contratados para completar el proyecto de Kesses.

Por otra parte, no había mano de obra cualificada en absoluto. La población de Eldoret estaba formada por granjeros y ganaderos muy arraigados a su cultura local y no tenían acceso a Internet.

El equipo de TrinaTraker, con una experiencia consolidada en Kenia, imprimió las vacantes que necesitaban cubrir y las colgó en las tiendas locales o en los árboles de los principales puntos de encuentro. A continuación, se convocaba a los candidatos en la plaza del pueblo, donde se hacían las entrevistas y se firmaban los contratos.

Así, se formaron más de 120 personas y se crearon unos 100 nuevos puestos de trabajo.

La simulación de la energía generada con la integración del algoritmo de seguimiento inteligente «SuperTrack» demostró un aumento anual de energía del 1,32%. La energía extra se produjo principalmente como resultado de la optimización de los ángulos de seguimiento definidos por el algoritmo de seguimiento inteligente durante los períodos de radiación altamente difusa.

Por otra parte, las pérdidas de energía se redujeron al mínimo con las funciones inteligentes de supervisión y control en tiempo real incluidas en «Trina Smart Cloud».

TrinaTracker fomentó la autonomía local y el empleo a largo plazo proporcionando formación sobre operaciones y mantenimiento a la población local. Una vez formados, un grupo de lugareños adquiriría las habilidades necesarias para garantizar el correcto funcionamiento de la planta con el apoyo de los servicios posventa de la empresa.

Oscar Aira terminó la presentación con esta afirmación firme y segura: «Las soluciones de seguimiento inteligente TrinaTracker están disponibles en el mercado y, como acabamos de ver, están demostrando día a día la diferencia que suponen para maximizar la producción de energía. Por lo tanto, ahora es más fácil que nunca aumentar la rentabilidad generada por los proyectos solares fotovoltaicos.»

La secretaria de Energía de EE. UU., Jennifer Granholm, estimó que los aerogeneradores flotantes podrían generar hasta 2,8 teravatios de energía eólica limpia en el futuro, más del doble de la demanda actual de electricidad del país.

La tecnología debe desarrollarse y estar lista para implementarse una vez que California comience a desarrollar su primer parque eólico marino en los próximos años; el Departamento del Interior está listo para realizar una subasta de arrendamiento de energía eólica a finales de este otoño frente a la costa de Morro Bay. Se planean otros futuros desarrollos eólicos marinos flotantes frente a las costas de Oregón y el Golfo de Maine, aunque no se han establecido las fechas de esas ventas de arrendamiento.

“Más de la mitad de las fuentes de energía eólica marina de la nación se encuentran en aguas profundas”, dijo el jueves a los periodistas la secretaria del Interior, Deb Haaland.

“El viento flotante nos ayudará a llegar a áreas que antes se consideraban inalcanzables”.

Interior anunció el jueves un nuevo objetivo de agregar 15 gigavatios de capacidad de energía eólica marina flotante para 2035, lo que por sí solo podría ser suficiente para alimentar hasta 5 millones de hogares estadounidenses, dijo Haaland. Ese objetivo se suma al plan de Interior de instalar 30 gigavatios de energía eólica marina para 2030.

Además, los funcionarios climáticos de Granholm y la Casa Blanca anunciaron una nueva iniciativa diseñada para reducir el costo de la energía eólica marina flotante en más del 70%.

Granholm calificó el plan de “audaz” y dijo que esas reducciones de costos serían impulsadas por la reciente ley climática de Biden.

La asesora climática saliente de la Casa Blanca, Gina McCarthy, calificó la energía eólica marina como una «nueva industria estadounidense que está realmente en auge» y dijo que la nueva iniciativa fue diseñada para que EE. UU. pueda intentar posicionarse «para liderar el mundo en energía eólica marina flotante».

La administración dijo el año pasado que se estaba moviendo para promover la energía eólica marina en la costa de California por primera vez.

Cuando se desarrollen, las regiones seleccionadas tendrán el potencial de generar suficiente energía verde para hasta 1,6 millones de hogares durante la próxima década, dijeron funcionarios de la administración en ese momento.

Las regiones de aguas profundas frente a la costa oeste y otras áreas costeras, incluido el golfo de Maine, requerirán que las turbinas se instalen en plataformas flotantes y se amarren al fondo del mar.

Las plataformas también permitirán que los aerogeneradores flotantes se instalen más lejos de la costa.

Se trata del PV Mobile Lab, un laboratorio móvil diseñado y patentado por Enertis Applus+ en 2012, del cual están disponibles en tres unidades, una en México, una en Chile y una en Europa.

El PV Mobile Lab permite realizar pruebas de módulos en condiciones de laboratorio estacionario en el propio lugar de la instalación, minimizando el riesgo relacionado con el transporte de los equipos y reduciendo los tiempos necesarios. Enertis Applus+ cuenta, además, con un laboratorio acreditado por la norma ISO 17025, lo que garantiza un nivel óptimo en los servicios prestados y en los procedimientos de medida, afianzando el reconocimiento por fabricantes a la hora de enfocar posibles procesos de reclamación.

Concretamente, el PV Mobile Lab está equipado para llevar a cabo pruebas de Determinación de Potencia Máxima (flash tests) en Condiciones Estándar de Medida (Standard Test Conditions, STC) y pruebas de electroluminiscencia (EL) que permiten verificar el rendimiento de los módulos fotovoltaicos y detectar posibles defectos o fallas internas, actividad fundamental para garantizar el correcto funcionamiento de estos componentes y, por tanto, la máxima rentabilidad del proyecto.

Estas pruebas permiten llevar a cabo un control exhaustivo del estado de los paneles fotovoltaicos en contextos de puesta en marcha de proyectos u operación anual, en actividades de verificación de los paneles tras instalación y exposición inicial, monitoreo de la degradación anual garantizada, tras eventos de vientos extremos, granizos o tormentas, o para la identificación de causas raíz en situaciones de under-performance, entre otros.

Además, hasta la fecha, Enertis Applus+ ha asegurado la calidad de más de 4 GW de proyectos en México prestando servicios de inspección técnica durante la construcción, la puesta en marcha, el periodo de garantía y la operación y mantenimiento de las instalaciones.

Entre los principales ensayos realizados, destacan las pruebas de termografía manual y termografía aérea con cámaras infrarrojas de alta resolución montadas en drones, ensayos de electroluminiscencia (EL) o pruebas en strings y módulos mediante trazador de curvas IV.

Enertis Applus+ está presente en México, donde cuenta con una oficina central, desde 2012. La compañía acumula una amplia experiencia en diferentes fases de proyectos solares fotovoltaicos y prestando servicios de consultoría, ingeniería, control de calidad e inspección técnica.

Puerto Rico avanza en su segunda convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RPF) para contratar por un periodo de 25 años 1000 MW renovables y 500 MW de almacenamiento, incluyendo hasta 150 MW de centrales eléctricas virtuales (VPP).

En la última actualización de calendario del denominado “RFP tranche 2” se indica que este viernes 16 de septiembre del 2022 se abre oficialmente el periodo de ofertas para la licitación.

Al respecto se aclara que todas las ofertas se recibirán exclusivamente en el sitio web del NEPR-IC, la plataforma oficial para que se registren e interactúen todas las partes interesadas en el proceso.

El período de ofertas cierra el lunes 17 de octubre del 2022  y se tomarán como válidas aquellas que ingresen correctamente en la plataforma hasta el mediodía. Por lo que los proponentes tendrán un poco más de 20 días hábiles para cargar sus propuestas.

De darse cumplimiento a esas fechas fijadas en la última actualización del calendario de la licitación, el día martes 18 de octubre del 2022 se dará comienzo a la etapa de Conformidad de la Oferta y Clasificación Inicial.

Ahora bien, siguiendo lineamientos de la pasada licitación “RFP tranche 1”, los datos de aquellas empresas y ofertas que sigan en carrera hacia la adjudicación no se darán a conocer públicamente hasta que se haya llegado a un acuerdo y aceptado por todas las autoridades involucradas en el procesos de aprobación de cada contrato.

Contratos en juego 

Ya se encuentran disponibles en el sitio web del NEPR-IC los borradores de contratos a los que podrán acceder los proponentes que califiquen en este tramo. En líneas generales, se advierte que para esta edición y -a diferencia de la anterior- se pudieron delimitar claramente y adelantar las diferencias entre contratos para cada tipo de diseño de proyecto que está habilitado a participar en esta Solicitud de Propuestas (RFP) para 1000 MW de renovables y 500 MW de almacenamiento.

Estos son: Acuerdo de Operación y Compra de Energía (PPOA), Contrato de Servicios de Almacenamiento de Energía (ESSA) y Acuerdo de Servicios de Red (GSA), a los que podrán acceder proyectos de energía solar, proyectos de energía solar con almacenamiento, sistemas de almacenamiento en base a baterías (BESS) y centrales eléctricas virtuales (VPP), respectivamente (ver detalle).

El gobierno argentino avanza en la implementación del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS), que hasta la fecha no ha tenido lugar en el país y que en reiteradas ocasiones se manifestó que si se utiliza podría incrementar la capacidad instalada. 

Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Secretaría de Energía de la Nación, manifestó que uno de los próximos desafíos para la GD en Argentina es poner a disposición el dinero que está en el FODIS.

Y es por ello que están cerca de firmar un convenio con dos entidades bancarias que permitan utilizar esos fondos para “apalancar un porcentaje de las tasas para la compra de equipos de generación distribuida”. 

“Sólo restan partes administrativas de la Secretaría de Energía. Con una entidad bancaria se piensa para el público residencial y con otra para el sector comercial-industrial”, aseguró durante un evento, aunque prefirió no dar nombre de los bancos. 

Cabe recordar que para el primer año de entrada en vigencia de la Ley Nacional Nº 27.424 el presupuesto inicial del FODIS era de $500.000.000, valor que desde el sector renovable ya sostuvieron que se debe actualizar debido al tiempo desde que se promulgó la normativa. 

El ENRE mejoró los precios de inyección de la generación distribuida en Argentina

Asimismo, otro desafío que analizó el funcionario es el fomento a la generación distribuida comunitaria que permita bajar costos de las instalaciones iniciales, tal como ya hizo Córdoba, por ejemplo. 

“También un gran reto es promover el desarrollo sectorial, como por ejemplo riego, agricultura y demás por las características principales de dichos sectores”, agregó Biurrún. 

Temática que es analizada por el gobierno desde hace varios meses, con tal de que tales grupos disminuyan su huella de carbono para seguir siendo competitivo en el mundo, en término de emisiones de gases de efecto invernadero. 

Por lo que de concretarse estas iniciativas, y sumado a la nueva tendencia de instalar generación distribuida en municipios tras la habilitación del primer parque de 2 MW en Escobar, Argentina podría aumentar su potencia operativa en GD. 

Según el último reporte de avance de la Secretaría de Energía, hay 959 usuarios – generadores que suman 16,27 MW instalados y conectados a la red mediante un medidor bidireccional, luego de que en agosto se incorporen 43 nuevos U/G y 901 kW. 

El sector residencial es quien predomina en cantidad de usuarios – generadores (571) por sobre el ámbito comercial – industrial (338), pero este último hace lo propio en cuanto a capacidad instalada, con 10881 kW, lejos del residencial que posee acumulados 2212 kW.