Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, cuenta a Energía Estratégica que el mecanismo de Derivex de contratación de energía ya ha sido aprobado en el marco de la Resolución CREG 114, luego de que Ecopetrol se desprendió de su comercializadora: Ecopetrol Energía –VER ARTÍCULO-.

¿Qué significa? Que los comercializadores del mercado regulado ahora podrán trasladar los precios de los contratos de energía que celebren a través de Derivex hacia la tarifa de sus usuarios.

Tellez indica que esto beneficiaría a los hogares y pequeños comercios e industrias.

“A través de nuestro mecanismo se pueden generar mejores precios porque hoy en día la mayoría de la energía que se está consumiendo en el país fue contratada hace un par de años. Esos contratos fueron realizados a través de contratos bilaterales indexados a la inflación. Y en Derivex no tenemos este problema porque los precios no están indexados a la inflación”, asegura.

Señala que tanto la pandemia como la Guerra en Ucrania está generando altas tasas de inflación a nivel global y ese es uno de los grandes problemas que tiene ahora Colombia: Energía muy costosa por ser indexada.

El ejecutivo adelanta que aproximadamente el 20 de octubre próximo llevarán a cabo la primera subasta con esta nueva condición.

Explica: “Estamos haciendo un sondeo con el mercado para terminar de definir la fecha. La idea es que haya consenso de la industria Porque de nada serviría iniciar una subasta donde los agentes no estén preparados. Es decir, que estén inscritos ante un miembro liquidador de Derivex (una firma comisionista) para poder empezar a hacer las compras y ventas de futuros de energía eléctrica”.

Adelanta que, una vez que se realice esta primera convocatoria, luego se hará una por mes. “Lo que esperamos es que hayan cada vez más agentes y eso haga que aumente la liquidez del mercado. Si esto sucede, los precios serán más transparentes y en la medida que haya mayor competencia se formaran mejores precios«.

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 a 10 años porque esos contratos 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.

Las ventajas de participar en Derivex

“Hay varios beneficios que ofrecen los mercados anónimos estandarizados como Derivex. Uno de los principales es 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.

Comenta, además, 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.

Y cierra: “Esto es por nombrar algunos de los beneficios, pero hay muchos más que van a tener los agentes tanto comercializadores como generadores, y a su vez para la CREG acá se producen precios donde se fomenta la sana competencia y que son mucho más eficientes que finalmente beneficiarán a los usuarios finales de las tarifas”.

Mediante el Decreto 608 2021, el presidente de la República Dominicana, Luis Abinader, instruyó a la Comisión Nacional de Energía (CNE), al Ministerio de Energías y Minas (MEM) y a la Superintendencia de Electricidad (SIE), a presentar una propuesta de modificación de la Ley núm. 57-07 en la cual se establezcan mecanismos competitivos para la suscripción de los contratos de compra de energía en base a fuentes renovables.

A un año de aquello, República Dominicana aún mantiene un esquema de entrada por primas una vez que se es concesionado para la explotación, instalación y puesta en marcha de obras de generación eléctrica a partir de fuentes primarias de origen renovable y no renovable.

No obstante, durante el evento “Latam Future Energy: Solar, Wind and Hydropower Virtual Summit” desde la Superintendencia de Electricidad adelantaron que en los próximos meses se dará a conocer el detalle del nuevo mecanismo que se impulsará y que cambiaría esas reglas del juego. 

“Este modelo de licitación debe estar visto antes de que termine este año; de forma tal que ya para el próximo año se estén produciendo las primeras licitaciones”, reveló Andrés Astacio, superintendente de Electricidad. 

Y según adelantó el regulador, se podría duplicar el volumen de renovables logrados a través de contratos PPA el año pasado: de 600 MW con concesión definitiva suscritos el año pasado, se pasaría a unos 1200 MW a través de licitación. 

“Tenemos como meta la instalación de unos 1.000 MW o 1.200 MW renovables adicionales”, precisó. 

Para lograr la integración de nueva capacidad renovable, adelantó que deben enfrentar retos de infraestructura de red eléctrica y nueva regulación que contemple almacenamiento. 

Uno de los retos advertidos por el superintendente fue la expansión de infraestructura de transmisión y distribución eléctrica para dar lugar a la nueva generación que se espera.  

«La idea es ampliar nuestra red troncal de 345 kV en un plazo de 18 meses, al menos hacia la zona norte de la isla (…) por el otro lado, también tenemos un plan de ampliación de la red troncal hacia el suroeste para poder aprovechar toda la generación y todo el recurso que se que se da en esa zona y el umbral de tiempo que nos hemos puesto para terminar todos estos proyectos de ampliación de la capacidad de transmisión es unos 24 meses” adelantó Astacio. 

Aquello no sólo será para los más de 800 MW de ciclo combinado que ya se están ejecutando en el país sino para los más de 1000 MW que se proyectan con energías renovables y que se podrían incrementar en los próximos años. 

Según explicó el titular de la Superintendencia de Electricidad, República Dominicana tiene una relación directa uno a uno entre el incremento del Producto Interno Bruto y el aumento de la demanda eléctrica nacional. Esto exigiría que, ante un pujante crecimiento de su economía, se promueva una mayor integración de fuentes de energías renovables.

En respuesta a la variabilidad de algunas de ellas, Andrés Astacio agregó que para ello están trabajando en la regulación para la adición de sistemas de almacenamiento de energía que les garanticen mayor estabilidad en la disponibilidad de la energía. 

“El gobierno dominicano está en un claro incentivo a mayor integración de fuentes renovables en nuestro país”, concluyó Andrés Astacio. 

¿Qué señales le podría dar al sector privado? ¿Qué oportunidades de inversión van a poder encontrar? Son algunas de las preguntas que Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica, realizó al superintendente durante su participación en el “Latam Future Energy: Solar, Wind and Hydropower Virtual Summit”.

Luego de ponerse en marcha la segmentación energética, que permitirá ordenar los subsidios a la electricidad y el gas según los aspectos socio-económicos de cada hogar junto con la quita de los mismos para el sector comercial e industrial por debajo de 300kW de potencia contratada, Argentina aumentó las tarifas de inyección de generación distribuida. 

A tal punto que los nuevos valores previstos en la Resolución 222/2022 del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE) duplican los montos para los usuarios de baja tensión menores a 300 kW de potencia contratada y, en algunos casos de media tensión, prácticamente hasta se quintuplica, si la comparación se basa en la Res. 189/2019. Es de esperar que el resto de las provincias actualicen los valores en los cuadros tarifarios prontamente.

Esto quiere decir que se dan mejores precios de la energía excedente en las distribuidoras estipuladas en la normativa del ENRE, tanto en baja, media y alta tensión y para los sectores residenciales, comerciales e industriales. En cuanto se vayan quitando los subsidios, dichos valores se seguirán actualizando de acuerdo a lo estipulado en la Ley Nacional 27.424 que representa el marco normativo de la Generación Distribuida de fuentes renovables en el territorio argentino.

“Es una medida muy positiva, entendiendo que una de las variables que incide en la  toma de decisión al momento de implementar energía solar, más allá de lo ambiental, el ahorro que se genera en el consumo de energía eléctrica tiene un peso central”, aseguró Maximiliano Morrone, Director de Efergía en conversación con Energía Estratégica. 

“En ciertas regiones del país, los números de repago eran relativamente atractivos, la actualización de las tarifas eléctricas y las remuneración por los excedentes vertidos a la red hace que en todo el país, independientemente de cual sea el valor agregado de distribución, el retorno de inversión empieza a ser más conveniente, tanto para el sector residencial como para el comercial e industrial”, agregó. 

Y continuó: “Veo por delante un gran desarrollo de la industria de generación distribuida en el país y este es el estímulo que terminará de impulsar la energía solar para autoconsumo. Estamos notando un gran interés sobre todo del sector comercial e industrial para incorporar energía solar en sus techos. El sector residencial tomará un tiempo más en interesarse en los beneficios de la solar que será recién cuando las boletas de luz comiencen a llegar ya sin subsidios a principios del año 2023”

Cabe recordar que hoy en día, Argentina cuenta con 15370 kW de potencia instalada a partir 916 usuarios – generadores, bajo la ley nacional N° 27424. Y que si bien los últimos dos meses no fueron los de mayor crecimiento, la evolución de la distribuida subió casi un 70% a lo largo del año. 

De todos modos, Maximiliano Morrone planteó que aún existen “grandes desafíos” a afrontar, además de la propia generación de la demanda ante la quita de subsidios por esta alternativa renovable. E hizo hincapié en la necesidad de líneas de financiamiento afines, la consolidación de la industria de instaladores e integradores sumado al impacto negativo de las restricciones a las importaciones que está afectando la disponibilidad de equipamiento para realizar las instalaciones. 

“Con este contexto de restricción a las importaciones, del cual no se ve un horizonte de mejora sustanciosa en el corto plazo, representará un reto para el sector de distribución para acompañar esa demanda creciente de equipamiento para el desarrollo de los proyectos que esperamos en el sector”, apuntó. 

El pasado 24 de agosto el Gobierno de Gabriel Boric presentó su Agenda de Energía 2022-2026, fijando lineamientos hacia el final de su mandato.

El por entonces el ministro de Energía, Claudio Huepe –desde esta semana reemplazado por Diego Pardow– sostuvo que este ejercicio contendrá cuatro líneas de acciones: “La transición socio-ecológica justa y la equidad; la energía; la descentralización; y la seguridad energética”.

En una entrevista para Energía Estratégica, Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile, analiza el plan de Gobierno.

¿Qué opinión le merece a la Agenda Energética 2022-2026?

Es muy positivo el trabajo realizado los equipos del Ministerio de Energía, tanto porque se logró plasmar lineamientos claros para el sector en el mediano plazo como porque ellos fueron fruto de un esfuerzo participativo y serio.

Nos parece especialmente relevante que la agenda se centre, dentro de sus ocho ejes, en temas muy sensibles para el desarrollo del sistema de transmisión, que es la principal condición habilitante para la descarbonización.

¿Qué aspectos debiera enfatizar la Agenda en transmisión para que continúe desarrollándose el sistema?

Siendo todos aspectos muy relevantes, me parece que, en particular, los ejes 3 y 4, sobre «desarrollo energético seguro y resistente» y sobre «transición justa e infraestructura sustentable”, recogen en gran medida los temas que han sido centrales en nuestro trabajo como Transmisoras hasta ahora.

Mejoras en materias de resiliencia y adaptación, seguridad y calidad de suministro, o la expansión del sistema, que tiene relación con una adecuada planificación de largo plazo, son todos temas fundamentales para nuestras empresas socias.

Quizás más importante, la agenda debiera acelerar el trabajo relativo al desarrollo sostenible de los proyectos y las mejoras en la relación con las comunidades.

Respecto a almacenamiento a partir de baterías, ¿su desarrollo en estos cuatro años de gestión será central?

Los sistemas de almacenamiento cruzan de manera transversal a varios de los temas que se mencionan en la agenda, como la expansión de los sistemas eléctricos o la infraestructura y tecnologías para la masificación de las energías renovables, por ejemplo.

Su desarrollo es sin duda muy importante en el corto plazo. Pero lo verdaderamente importante es que seamos capaces de pensar el sistema que deseamos como país de manera integral.

No debemos soslayar que en ese puzzle las baterías deberán convivir otros desarrollos y tecnologías que también deben ser correctamente guiados y fomentados desde ya. Ese es el verdadero desafío.

JA Solar, fabricante de módulos, obleas y celdas fotovoltaicas avanza en el mercado energético de Latinoamérica, apunta a lograr mayor penetración de sus paneles solares desarrollados específicamente para el segmento de generación distribuida. 

Victoria Sandoval, gerente de ventas México en la compañía, participó del primer día del “Solar, Wind & Hydropower Regional Virtual Summit”, organizado por Latam Future Energy y dio a conocer las ventajas que contempla para el sector. 

“Se trata de un panel con la misma eficiencia pero de menor tamaño, que permite que la instalación y la transportación sea más fácil y sencilla, porque al tener un auge de paneles grandes perdemos el detalle de que el costo de transporte y manipulación de un material de mayor tamaño es más complejo que uno más pequeño”, aseguró. 

“Es decir que se puede modificar la arquitectura de la celda y la estructura del panel para que éste produzca lo mismo o más dentro del límite que se puede transportar en un contenedor”, agregó. 

Y de este modo, también se reduce el impacto de las suba de los precios de las materias primas, que han aumentado de manera significativa desde el año pasado, fundamentalmente el silicio (alcanzó valores históricos)

“Se está mitigando a través de ciertas modificaciones en la producción y en el embalaje para optimizar la cantidad de módulos o la potencia que se puede enviar por contenedor”, manifestó la gerente de ventas de Ja Solar. 

Aunque aclaró que hoy en día existen tantas variables en la industria que resulta difícil predecir qué precio tendrá el módulo fotovoltaico en el futuro o si seguirá bajando, dado que poseen una  “diferencia de 10-11 centavos del costo del módulo, a comparación de lo que estaba en 2019”. 

¿Qué mercados analizan desde la compañía?

En el caso de México, Sandoval reconoció que la generación distribuida “sigue viva”, pero creciendo a pasos más lentos. Mientras que por el lado de Brasil, denotó un negocio muy maduro, por lo que ve grandes posibilidades de crecimiento para dicho segmento, tanto en ese país como en el resto de Latinoamérica. 

JA Solar expande su portfolio de productos renovables para Brasil

Y cabe recordar que meses atrás iniciaron la producción de la familia P-Type de 580 W, tanto monofacial como bifacial, que complementará nuestro portfolio actual compuesto por módulos +540W (mono y bi), +450W (mono y bi) y 410W (mono). 

En tanto que, para el actual semestre, se espera ingresarán al mercado los paneles con celdas N-Tye y mayor eficiencia – de 22 a 23% – y a futuro alcanzarían módulos de 620 W, también compatibles con la línea ya establecida. 

Santiago Mussa, director de ventas para las Américas en Ecoppia, participó como speaker destacado en el evento “Latam Future Energy: Solar, Wind and Hydropower Virtual Summit”.

Allí, indicó que Ecoppia optimizó sus soluciones para plantas solares fotovoltaicas pensando en contribuir a la reducción de los gastos operativos de los dueños de estos activos que buscan un rápido retorno de su inversión inicial. 

¿Cómo contribuyen sus robots a la reducción de costos? Según explicó Santiago Mussa, las soluciones de Ecoppia por un lado disminuyen los costos de limpieza al automatizar esta actividad y por otro lado, al ser una solución presente en el campo 24/7, permite ejecutar rutinas de limpieza en momentos estratégicos para hacer frente al soiling, reduciendo al mínimo sus efectos negativos y generando aumentos en la producción de energía considerables a la hora de evaluar el proyecto. 

“Esta solución suele oscilar entre el 1 y el 2% del CAPEX total de la planta y puede generar aumentos en la productividad de la planta del 4%, 5% y 6%”, ejemplificó Mussa indicando a su vez que tales porcentajes sirven de referencia, ya que desde su empresa no tienen valores estandarizados ni cotizan por megavatio instalado. 

Y añadió: “Realizamos un modelo financiero a partir del cual le podemos indicar al cliente, cuál es la generación de valor aproximada y muy bien estimada que le va a generar nuestra solución de limpieza autónoma en su planta”. 

Por eso, invitó a todos los interesados en saber si su proyecto es compatible con soluciones de limpieza automatizadas de Ecoppia a contactarse a través de los canales oficiales de la empresa para estudiar su caso y presentarles una propuesta.

«Plan Ecoppia»: Así se alcanza 1.5% más de rentabilidad limpiando paneles solares en los parques

Estas soluciones son cada vez más requeridas en la región latinoamericana, más específicamente han ganado terreno en la zona andina en la que los proyectos fotovoltaicos se exponen a fuertes vientos que diseminan arena y polvo, polvillo por la superficie de los paneles fotovoltaicos.

Para conocer más detalles, acceda a los testimonios completos del director de ventas para las Américas de Ecoppia durante una entrevista destacada en el evento de Latam Future Energy.

El Comité Diálogo Ambiental, organización ambiental de base comunitaria, desde 1996 vela por la conservación y restauración del medio ambiente y los recursos naturales del territorio puertorriqueño. 

En lo vinculado al sector energético, en los últimos 25 años se ha manifestado en contra del avance de centrales de generación térmicas a carbón y de ciclo combinado a gas natural con alta contaminación y evasión de medidas de mitigación.

Recientemente, este Comité también se ha pronunciado en contra de la ejecución de parques de generación solar fotovoltaica que se encuentren ubicados en cuerdas clasificadas por la Junta de Planificación como terrenos de alto valor agrícola y que pertenezcan a empresas que cuenten con centrales térmicas que incumplan con sus compromisos de mitigación.  

Víctor Alvarado, portavoz del Comité Diálogo Ambiental, explicó a Energía Estratégica que, sin ir en detrimento del desarrollo de una cartera de energías renovables en el archipiélago, desde el espacio que representa sostienen que el gobierno debe redefinir sus prioridades y evitar suscribir contratos como los recientemente firmados entre la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y generadoras solares de gran escala (ver), evitar el desarrollo de nuevos proyectos de generación fósil (ver), y destinar fondos FEMA para techos solares y baterías para el cliente final y no para reparación de centrales termoeléctricas de la estatal (ver). 

“El gobierno de Puerto Rico incluso está proponiendo hacer otra planta a gas natural cuando en Puerto Rico cerca de la mitad de la energía ya la estamos produciendo con fósiles. Nosotros entendemos que esa transición de la que tanto se habla con gas natural ya estamos en ella y ahora hay que ir por energías renovables”.

“Lo que estamos proponiendo es que el dinero que se está diciendo que va a venir de parte de FEMA a Puerto Rico para el sistema eléctrico o para proyectos energéticos (ver) se utilicen prioritariamente para las personas de escasos recursos, y que los más vulnerables puedan tener un acceso más rápido para tener sus placas solares en los techos de sus casas con baterías”, expresó.

Y es que los miembros del Comité Diálogo Ambiental promueven un modelo energético que no sólo procure la sostenibilidad medio ambiental a la vez que refuerce la resiliencia y descentralización del sistema eléctrico local, sino que también permita democratizar el acceso a fuentes de generación y almacenamiento. 

Por eso, desde el Comité adhieren a la iniciativa «Queremos sol» que indica que la “prioridad debe ser dar preferencia al “recurso techo”a nivel residencial, comercial e industrial, que con uso distribuido y adecuado de almacenamiento, no representa problemas de interconexión con la red”. 

“En Queremos Sol se presentó un estudio que demuestra que en 15 años Puerto Rico podría tener el 75% de la energía renovable distribuida producida por placas solares en los techos”, indicó Alvarado (ver). 

Y agregó, en relación a una reunión que mantuvieron la semana pasada miembros de Queremos Sol con la Agencia de Protección Ambiental (EPA) de Estados Unidos: 

“Hemos presentado a Lisa García, administradora de la EPA para la Región 2 y Carmen Guerrero, directora de la EPA en el Caribe, este tema de porqué debemos invertir más en utilizar los techos para placas solares y la propia directora nos dijo que Biden está moviéndose hacia eso y está dirigiendo su política a la protección del ambiente y en términos energéticos a utilizar las energías renovables, por lo que hay una oportunidad incluso de tener más fondos”. 

“Pero está chocando un poco la aspiración que tiene Biden con lo que el gobierno de Puerto Rico realmente está haciendo aquí con los fondos que podrían estar disponibles. Por lo que una de las grandes preocupaciones que tenemos es que el gobierno de Puerto Rico ya esté tan adelantado en su propia política que siga impulsando ya sea proyectos de gas natural o parques solares de escala y que no tome en consideración lo que más necesita hoy Puerto Rico que son techos solares y baterías”. 

La generación distribuida en Argentina no tuvo el crecimiento previsto en planificaciones pasadas, ya que sólo hay 916 usuarios – generadores de los más de 14000 que se esperaban según el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017.

Ante ello, y la imposibilidad de incorporar parques renovables en las redes de transmisión debido a la falta de capacidad disponible, desde el gobierno se enfocan en modificar la actual regulación de la generación distribuida y estimular ese mercado. 

“Estoy a favor de proponer una regulación diferente, donde si bien la GD sea para autoconsumo, tiene que prever los beneficios que brinda la escala y la eficiencia”, afirmó Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación. 

“No tiene mucho sentido que deba coincidir el punto de generación con el de inyección, ya que la electricidad es un bien fungible y se puede transformar.O que la misma potencia que uno genere la tenga que contratar, porque quizás es más eficiente generar un poco más y el resto puede sobrar”, agregó.

Como consecuencia, el funcionario reconoció que ya se encuentra en diálogo con los gobiernos provinciales para dar un debate interno en la Secretaría de Energía y proponer un marco normativo distinto. 

“Se propondrá una regulación distinta, más amplia y laxa para ver si podremos potenciar la GD. Puede ser parecido a lo que implementa Brasil, en el sentido de que sea más libre o que no necesariamente deba consumir la energía quien la genere, sino que se pueden compensar de distintas maneras y en distintos puntos”, detalló Yanotti.

Cabe recordar que el gobierno ya recibió una propuesta para replicar el modelo de Pequeños Medios de Generación Distribuido de Chile (PMGD – límite de hasta 9 MW de potencia), o la normativa de generación distribuida de Brasil (hasta 5 MW) para seguir impulsando las renovables en el país. 

Considerando que dichos esquemas ya se encuentran asentados en los países vecinos y tuvieron una gran evolución en los últimos años, a tal punto que PMGD ya acumula 2032 MW (1523 MW son fotovoltaicos – el 71% del total); mientras que en el mercado brasileño no para de romper récords en la región, dado que suma 12 GW de los 17 GW instalados en todo el país.

Por lo que, de implementarse alguno de esos modelos, varios proyectos renovables de las manifestaciones de interés (MDI) derivadas de la Res. 330/22, podrían entrar en tales esquemas ya que se priorizarán las centrales de baja y mediana escala que reemplacen generación forzada. 

Y según el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, «los proyectos presentados como MDI se pueden ir a redes de distribución, con lo cual también se evitan los cuellos de botella de la red de transmisión”.

“Sobre ellos, se esperan avances, se trabaja en reglamentar el proceso. Y todavía estamos viendo qué centrales son las más eficientes, las que más plata nos ahorren son las que priorizaremos”, concluyó Yanotti. 

Durante este tercer trimestre del año, el Gobierno de Gustavo Petro, a través del Ministerio de Minas y Energía, en cabeza de Irene Vélez, lanzará una resolución a consulta pública para modificar “algunas secciones del Manual Operativo del Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE)”.

De acuerdo a la última actualización de la Agenda Regulatoria Dirección Energía Eléctrica, realizada el pasado 4 de agosto, la medida consistirá en acelerar gestiones de acceso a los fondos.

La intención será “modificar algunas condiciones del trámite de Solicitud de Recursos de Financiación para Planes, Programas o Proyectos y de los Mecanismos Complementarios de Financiación, atendiendo las diferentes necesidades a nivel regional”, expresa la nueva agenda que lleva el visto bueno de Cristian Díaz Duran, Director de Energía Eléctrica.

FENOGE concesiona más de USD 9 millones para renovables y eficiencia energética en Colombia.

Hasta la semana pasada el FENOGE estaba comandado por  Katharina Grosso, ahora exdirectora ejecutiva de la entidad.

Durante su gestión este fondo impulsó numerosas actividades como la exitosa adjudicación de financiamiento para el desarrollo de 10 proyectos de hidrógeno verde, por un valor de $6.570 millones (1,5 millones de dólares).

La última convocatoria del FENOGE fue la aprobación de 30 mil millones de pesos (casi 7 millones de dólares) de carácter no rembolsable adicionales a los recursos aprobados en noviembre del año pasado, llegando así a un total de 40 mil millones de pesos (9,1 millones de dólares), para proyectos de renovables.

De este monto, 10 mil millones de pesos (2,3 millones de dólares) corresponden a la línea de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) y los 30 mil millones de pesos restantes a la línea de Gestión Eficiente de la Energía (GEE).

Recientemente, el FENOGE publicó un segundo listado de retos y necesidades elegibles –VER- en orden de priorización que se suman a los 154 retos y necesidades elegibles publicados en el primer listado –VER-.

Neoen, uno de los productores independientes líderes en el mundo de energía exclusivamente renovable, anuncia el éxito de su oferta de bonos verdes senior no garantizados convertibles en nuevas acciones y/o canjeables por acciones existentes de la Compañía con vencimiento en 2027 (los «Bonos») mediante una colocación a inversores cualificados únicamente de conformidad con el artículo L. 411-2, 1° del código monetario y financiero francés (Code monétaire et financier), por un importe nominal de 300 millones de euros (la “Oferta”).

Simultáneamente con la Oferta, Neoen anunció el ejercicio de su opción para redimir sus bonos convertibles en circulación de €200 millones con vencimiento en 2024 emitidos el 7 de octubre de 2019 (ISIN FR0013451820) (los «Bonos Existentes») de acuerdo con los términos y condiciones de los Bonos Existentes.

Los ingresos netos de la Oferta se asignarán para financiar o refinanciar proyectos de producción y almacenamiento de energía renovable de conformidad con el marco de bonos verdes de Neoen con fecha del 27 de mayo de 2020 y revisado por Moody’s ESG Solutions (anteriormente conocido como Vigeo Eiris).

Xavier Barbaro, presidente y director ejecutivo de Neoen, comentó: “Estamos encantados y orgullosos del éxito de esta emisión de bonos verdes convertibles y agradecemos a todos los inversores su confianza. Esta emisión se ha completado con condiciones muy favorables para Neoen y sus accionistas.

Ya fuimos pioneros al emitir el primer bono verde convertible europeo, y esta nueva emisión refuerza nuestra reconocida posición en el campo de las finanzas sostenibles.

Neoen se complace en poder ofrecer a los inversores la oportunidad de participar activamente junto a la empresa en la lucha contra el calentamiento global”.

“La deuda que tiene la ENEE con los generadores es una deuda heredada”, subrayó Erick Tejeda, gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (𝗘𝗡𝗘𝗘) y Secretario de Estado en el Despacho de Energía en Honduras, en un comunicado oficial.

Si bien la autoridad reconoció demoras en los pagos a las generadoras que brindan suministro a la ENEE, también aseguró que la actual administración ha honrado sus obligaciones liquidando mes a mes a las generadoras y trabaja para eliminar las demoras y poner al día los pagos.

En concreto, de enero (cuando inició el nuevo gobierno) a julio del 2022 “la ENEE ha abonado a las empresas generadoras durante este período (enero-julio 2022) la cantidad de 12, 212.1 (doce mil doscientos doce) millones de lempiras y a los 75 PPAs en operación comercial 10,661 (diez mil seiscientos sesenta y uno) millones de lempiras”.

Del detalle compartido por la ENEE se desprende que más de la mitad sería a generadoras térmicas (54.8%), seguidas por hidroeléctrica (13.6%), solar (11.6%), eólica (7.81%), biomasa (7.83%), geotérmico (3.62%) y cogeneración (0,79%).

Pero aún queda saldo por cancelar. En reiteradas oportunidades autoridades de gremios civiles y empresarios de Honduras expresaron a este medio que las demoras en el pago de las facturas se han llegado a extender a 11 meses, y si bien no responsabilizan directamente a la actual administración es comprensible su pronunciamiento en estas instancias donde además se están renegociando contratos precedentes.

De allí que otro punto sobre el que espera avanzar la actual administración es en la reducción de precios comprometidos con generadoras.

“Hemos llegado a varios preacuerdos en torno a las renegociación de contratos y esperamos seguir llegando a acuerdos con los demás generadores y así reducir el costo de generación y a su vez tener más soltura con el flujo de caja de la empresa”, indicó Tejeda.

Hasta hace 10 días atrás, la ENEE aseguró que había llegado a preacuerdos con 15 generadoras de energías renovables (ver más).

Ahora bien, estos “preacuerdos” fueron cuestionados por algunas cámaras empresariales que inclusive dudaron de la veracidad de los mismos. Ante ello, Energía Estratégica se comunicó con la Autoridad para transmitir claridad al avance de las negociaciones entre el sector público y privado.

Desde la Secretaría de Energía señalaron a este medio que ejecutivos de la 𝗘𝗡𝗘𝗘 y generadores siguen en instancia de conversaciones y que producto de las mismas ya se han alcanzado los primeros consensos y avanzado a modo de preacuerdos, tal como sostuvo días atrás Erick Tejeda.

“Aún no han sacado los contratos, pero están llegando a la etapa final”, aclararon desde el gobierno en exclusiva para Energía Estratégica.

En concreto, la carta plantea la cuestión del Acto Delegado (DA) -artículo 27.3 de la RED II-, que establece las normas sobre la producción de hidrógeno renovable.

La carta sostiene que el DA, en su forma actual, iría en detrimento del buen trabajo realizado hasta ahora para promover el hidrógeno verde en toda la UE, que las normas del DA son «desproporcionadas» y que «harán que el hidrógeno renovable europeo sea insuficiente para las necesidades de la industria y no sea competitivo frente al hidrógeno renovable no europeo».

La carta contrasta la actual legislación europea propuesta con la recientemente aprobada Ley de Reducción de la Inflación de Estados Unidos, que «presenta un plan concreto destinado a aumentar la producción de todas las formas de hidrógeno limpio, especialmente el hidrógeno verde, en Estados Unidos». Continúa:

«La importancia de este plan es, sin duda, el incentivo más impresionante que haya emprendido cualquier responsable político para fomentar el despliegue del hidrógeno renovable. Muchas empresas y promotores de proyectos ya están llevando a cabo negociaciones para beneficiarse del plan. Sin duda, esto es comprensible, ya que las normas son sencillas y las condiciones muy atractivas».

La carta incluye un llamamiento urgente a la acción:

«Le insto a que aborde sin demora los problemas relacionados con el acto delegado del artículo 27.3. Además, es imperativo perfilar claramente los marcos de apoyo a nivel de la UE y aumentar la coordinación estratégica entre las actividades de los Estados miembros. Cada vez es más evidente que sólo un puñado de Estados miembros vería avanzar un proyecto de hidrógeno renovable a gran escala y financieramente viable en el entorno actual. Además, es necesario minimizar el riesgo relativo a la rápida ampliación de la economía europea del hidrógeno poniendo más recursos financieros públicos; de lo contrario, las incertidumbres a lo largo de la larga cadena de valor seguirán obstaculizando la rápida evolución».

Junto con el compromiso de Hydrogen Europe de seguir desarrollando conceptos y soluciones para los instrumentos políticos, incluido el concepto de centralita europea de hidrógeno renovable que se ha presentado y que podría servir como el «creador de mercado» que falta.

El sector del hidrógeno en Europa se encuentra en un precipicio. O bien el continente puede aprovechar su ventaja para liderar el mundo en la producción, distribución y uso final del hidrógeno renovable con el respaldo de inversores y responsables políticos. O bien, Europa puede perder terreno frente a sus competidores regionales debido a la falta de empuje e imaginación a nivel político y convertirse en un segundón en la próxima gran carrera tecnológica.

El pasado martes 30 de agosto se llevó a cabo un encuentro entre ambas instituciones donde se analizó la situación general del sector eléctrico en la Argentina y particularmente, sobre la Industria Eólica y su cadena de valor, con foco en las inversiones y contribución del sector en el proceso de transición energética.

Del encuentro participaron los presidentes de la UIA y la CEA, Daniel Funes de Rioja y Bernardo Andrews. También estuvieron presentes por la UIA, el Secretario, Miguel Ángel Rodriguez y el Director Ejecutivo, Diego Coatz; y por la CEA, el Secretario, Gastón Guarino y el Gerente General, Héctor Ruiz Moreno.

Durante el encuentro, se analizaron las dificultades vinculadas con la infraestructura de transporte eléctrico, las propuestas que desde la Cámara se están estudiando, y la necesidad de que las energías renovables formen parte de la agenda del gobierno al igual que los hidrocarburos, al constituirse hoy en la energía más competitiva.

Un capítulo aparte llevó la evaluación de la trascendente contribución que las energías renovables aportan en el ahorro de divisas al país por sustitución de importaciones, con lo que se destaca el protagonismo de éstas en el proceso de transición energética, al alentar las exportaciones de los saldos de gas y petróleo producidos en el país.

Se esperan ahorrar divisas por 3250 millones de dólares en el año 2022 al sustituirse importaciones de combustibles líquidos equivalentes.

Se destacaron también las contribuciones que el sector eólico realiza al proceso de descarbonización al que se comprometió el país, como consecuencia de los Acuerdos de París y de la COP 26, para llegar a la neutralidad total de carbono, y paralelamente contribuir al intercambio comercial, con un mundo que impondrá barreras paraarancelarias para los productos que no cumplan con estándares ambientales.

Asimismo, se analizó el vector en el que se convertirá el Hidrógeno, en principio, lo que seguramente revolucionará la industria del sector energético en el país y en el mundo, lo que nos obliga a pensar la adecuación de todos los protagonistas económicos a un desafío que ya se encuentra presente.

Se acordó un trabajo conjunto entre UIA y CEA para que se visualice aún más el aporte del sector eólico y de las energías renovables en general, al tiempo que interactuar con las autoridades nacionales para hacer posible un crecimiento constante de una industria que tiene mucho que aportar al país.

Hitachi Energy presentó el primer interruptor de potencia ecoeficiente de 420 kilovoltios (kV) del mundo en CIGRE Sesión 2022. Esta innovadora tecnología marca un hito importante en su portafolio de soluciones de alto voltaje EconiQ™, anunciada en la sesión 2021 del CIGRE.

Durante más de dos décadas, la empresa ha invertido en soluciones alternativas ecoeficientes al hexafluoruro de azufre (SF6), incluyendo la primera subestación ecoeficiente aislada en gas de 170 kV (GIS) del mundo.

El portafolio de productos de alto voltaje EconiQ utiliza una tecnología que elimina el hexafluoruro de azufre (SF6), un gas de efecto invernadero. Con el tiempo, ha conseguido aumentar continuamente los niveles de tensión de su portafolio de alto voltaje EconiQ.

Hoy, el interruptor de potencia EconiQ de 420 kV marca un hito clave en la industria para transmitir grandes cantidades de electricidad a través de largas distancias al tiempo que se eliminan volúmenes significativos de SF6.

Esta innovación es el elemento clave para conseguir una amplia gama de aplicaciones de los interruptores EconiQ, y se utilizará tanto en los interruptores de tanque muerto (DTB) como en las subestaciones aisladas en gas (GIS). Se espera que el DTB y la GIS de EconiQ salgan al mercado a finales de 2022, de acuerdo con la hoja de ruta de la empresa.

“Este avance de 420 kV es una demostración de que nuestra tecnología es confiable y escalable para alcanzar niveles de ultra alta tensión con la menor huella de carbono», afirmó Markus Heimbach, Director General de Productos de Alta Tensión de Hitachi Energy.

“Estamos permitiendo a nuestros clientes y a la industria en su conjunto una rápida transición hacia soluciones ecoeficientes para avanzar en un futuro energético sostenible para todos”, añadió.

EconiQ es el portafolio ecoeficiente de Hitachi Energy para la sostenibilidad, en la que los productos, servicios y soluciones han demostrado ofrecer un rendimiento medioambiental excepcional. Hitachi Energy ha situado la sostenibilidad en el centro de su propósito y está avanzando hacia un futuro energético sostenible para todos.

Su cartera de productos de alta tensión también incluye EconiQ Retrofill, otra novedad mundial en la sustitución del SF6 en los equipos de alta tensión existentes, y los transformadores de corriente aislados con gas EconiQ. Las tecnologías de alta tensión EconiQ son ampliamente adoptadas por clientes clave en Europa.

El gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, volvió a cuestionar la dilatación de la firma del contrato PPA que imposibilita el aumento de capacidad del parque solar Cauchari que, de concretarse, pasaría de ser de 300 MW a 500 MW. 

“La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, nos tiene que autorizar la ampliación de 200 MW que ya está lista. No le pedimos un peso al gobierno nacional. Ya tenemos el financiamiento y queremos un buen PPA para la expansión del parque”, apuntó durante un evento. 

“El Exim Bank también espera que se autorice esa expansión para poder invertir en la provincia”, agregó el funcionario. 

Cabe recordar que Jujuy ampliará la central fotovoltaica a partir de la entidad bancaria de exportación e importación de China, a una tasa del 3%. Y de ese modo, le dará continuidad a la planta renovable que tuvo a las etapas I, II y III adjudicadas en el Programa RenovAr.

Además que el proyecto prevé incrementar el parque fotovoltaico «Cauchari» hasta 1000 MW en una futura etapa y complementarlo con energía termo-solar. 

Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, fue consultado por Energía Estratégica sobre este planteo de las autoridades jujeñas, a lo que respondió que “está un poco trabada la negociación porque se encareció demasiado y se trabaja en lo técnico”.

“Es decir que el precio que le hubiera tocado es un poco más alto, entonces se está adaptando y elaborando algún esquema que sea jurídicamente viable y que satisfaga las necesidades que tienen desde Cauchari”, confirmó. 

“Asimismo, veremos si podemos incorporar baterías, achicar costos y permitir optimizar el uso de la red”, añadió el ex vicepresidente de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. 

Y según pudo averiguar este portal de noticias, se busca trabajar en base a los proyectos ya habilitados y precios promedios de nodo y tecnología, teniendo en cuentas las particularidades de la puna jujeña donde se ubica el parque solar. 

Evacuación de la energía de Cauchari

Por otro lado, un tema a tener en consideración es por dónde se evacuará la energía eléctrica generada por la central fotovoltaica, dado que no queda demasiada capacidad disponible en las redes de transmisión. 

Pero desde hace un tiempo, desde la secretaría de Energía de Jujuy aclararon que ya se cuenta con una línea de transmisión de 315 kV, con la capacidad disponible para Cauchari IV y V. Por lo que el intercambio se realizaría a través de la línea de transmisión Interandes que va desde la subestación Andes (Chile) a la subestación Cobos (Argentina), la cual recorre una longitud de 409 KM entre ambos países.

La Secretaría Nacional de Energía de Panamá puso a disposición del público en general la versión preliminar de la Estrategia Nacional de Innovación del Sistema Interconectado Nacional (ENISIN).

Entre las metas que se fija el ENISIN, destacamos aquellas destinadas a incorporar una capacidad de almacenamiento en energía del 5% de la demanda total prevista para el 2030 y superar el 20% de generación renovable no convencional también al 2030.

Para lograrlo, se plantea en el Anexo 1 de la Resolución N.°MIPRE-2022-0032724, la creación de nuevos modelos de negocio que permitan lograr una mayor eficiencia en el uso de los recursos, en la formación de precios y en el acceso a la energía.

“Estos nuevos modelos de negocio estarán en la comercialización de la energía y en los servicios auxiliares para garantizar la calidad, seguridad y flexibilidad en la operación del sistema eléctrico”, adelanta el ENISIN.

¿Cuántas energías renovables se podrán sumar en esta década? De acuerdo con escenarios diagramados en el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional (PESIN) la descarbonización hasta el 2030 deberá darse con integración de Fuentes de Energía Renovable no Convencional (FERNC), plantas de gas y retirando plantas térmicas que usan combustibles fósiles líquidos:

“En el escenario de referencia del PESIN se plantea instalar al año 2030, 2510,94 MW adicionales a la capacidad actual instalada, de los cuales el 14,55% corresponden a plantas hidroeléctricas (365,42 MW), el 44,92% a plantas termoeléctricas a gas natural (1128,1 MW) y 40,53% lo componen plantas renovables no convencionales (1021,3 MW), con eólicas (399,49 MW) y plantas solares (621,81 MW).

Se tiene un retiro de 513,52 MW en plantas térmicas (413,2MW Bunker y 100 MW Diesel). Tomando en cuenta la potencia instalada actualmente y los retiros programados, el resultado sería un total de 5707 MW de capacidad instalada al final del 2030”.

“En el escenario de alta penetración de fuentes renovables del PESIN se plantea instalar al año 2030, 3531,61 MW adicionales a la capacidad actual instalada, de los cuales el 10,35% corresponden a plantas hidroeléctricas (365,42 MW), el 43,27% a plantas termoeléctricas a gas (1528.1 MW) y 46,38% lo componen plantas renovables no convencionales (1638,08 MW), con eólicas (606,6 MW) y plantas solares (1031,48 MW).

Se tiene un retiro de 934,67 MW en plantas térmicas (500.52MW Bunker, 268 MW Diesel y 166,15 carbón). Tomando en cuenta la potencia instalada actualmente y los retiros programados, el resultado sería un total de 6307 MW de capacidad instalada al final del 2030”.

En adición, también se indica que de acuerdo con la Estrategia Nacional de Generación Distribuida se definió una meta que al 2030 el país cuente con por lo menos 1700 MW de generación distribuida, o un 14% de la demanda de energía eléctrica. 

Visto aquello, el documento aclara que el objetivo general que persigue la estrategia es lograr la integración de las energías renovables en el sistema de generación, así como la inteligencia en el control de las redes y la futura entrada de almacenamiento de energía a gran escala. Y en concreto, la ENISIN se propone como objetivos específicos:

Mejorar los servicios ofrecidos de energía eléctrica para los usuarios finales.
Promover la descarbonización de la matriz energética mediante la adopción de tecnologías renovables y la electrificación del consumo final.
Incentivar la creación de nuevos modelos de negocios sostenibles.
Fomentar la competitividad en el mercado eléctrico.
Promover la implementación de nuevas tecnologías y procesos para mantener la seguridad y confiabilidad del SIN.

Al respecto, es preciso señalar que dentro de las 19 líneas de acción que se plantean, no se contempla un mecanismo de licitaciones concreto para fomentar una mayor adopción de energías renovables pero sí se explicita que se revisará el proceso y responsables del desarrollo de las licitaciones de compra de energía y potencia, y se incorporará el diseño por parte de ETESA licitaciones para sistemas de baterías para prestar servicios auxiliares y soporte en transmisión.

Hasta que aquello suceda, entre los hallazgos que se obtuvieron en diferentes talleres que se han realizado para formular las estrategias,desde Energía Estratégica destacamos tres barreras a resolver identificadas en diferentes estudios que llevó a cabo la Secretaría de Energía (ENGED, ENUREE, DSM y otros) y que son nuevamente advertidas en el ENISIN:

La metodología de cálculo de potencia firme vigente limita a las renovables no convencionales en su capacidad de innovación para adaptar soluciones tecnológicas que permitan incrementar la firmeza de los recursos variables.
El desarrollo de nuevos modelos de negocio como la comercialización independiente y los conexos a ésta brindan oportunidades de empleo, incrementan la eficiencia en el uso de los recursos y se incrementa la competencia
La no existencia de un mercado de servicios complementarios dificulta enfrentar las necesidades de flexibilidad y seguridad en la operación y por tanto la adopción de nuevas tecnologías y la creación de nuevos modelos de negocio que incrementen la competencia y permitan una mayor eficiencia en la formación de precios

Aquello podría llevar a que Panamá plantee cambiar la metodología de cálculo de potencia firme para renovables variables, incorporar la figura del comercializador y abrir un mercado de servicios complementarios.

Los interesados en realizar sugerencias o pedidos de cambio al documento que fue publicado el pasado lunes 5 de septiembre, contarán con 30 días de calendario desde la fecha de publicación para enviar sus comentarios al correo electrónico: infoenergia@energia.gob.pa

El Gobierno del Estado de Puebla, a través de la Secretaría de Economía y la Agencia de Energía del Estado de Puebla, dieron a conocer el Sistema de Información Energética del Estado de Puebla (SIEEP) como una herramienta para facilitar las inversiones y la generación de información pública en materia energética ante diversos aliados y aliadas empresariales, funcionarios estatales, municipales, representantes de instituciones académicas y medios de comunicación.

En el evento de presentación participaron Olivia Salomón, Secretaria de Economía, quien reconoció el labor de la Agencia de Energía por este esfuerzo a través de un modelo de gobierno digital, transparente e innovador, que contribuirá al fomento de la inversión, la reactivación económica y detonará el desarrollo energético sustentable del estado de Puebla.

Además, participaron Ermilo Barrera Novelo, encargado de la Dirección General de la Agencia de Energía, Alejandro González Roldan, subsecretario de Planeación de la Secretaría de Planeación y Finanzas; y Jorge Zenil Alba, director de Gestión de Cambio Climático, Ciudades Inteligentes y Transición Energética en representación de la Secretaría de Medio Ambiente, Desarrollo Sustentable y Ordenamiento Territorial.

El SIEEP es una herramienta única en su tipo a nivel subnacional, de utilidad para la toma de decisiones de los diversos sectores y población en general, que pretende ser un referente para otras entidades federativas, a través de la publicación de datos graficados, estadísticos y georreferenciados, informes, convocatorias y catálogos de fuentes de financiamiento y proveedores locales.

El Sistema es un insumo en la estrategia de comunicación y difusión de las actividades de la Agencia de Energía del Estado de Puebla a través de la cual incentiva la inversión en materia energética para el desarrollo energético sustentable del estado de Puebla.

En la tarde del martes 6 de septiembre se confirmó una noticia que comenzó como un rumor: la renuncia del ahora exministro de Energía Claudio Huepe.

Junto a los ministros de Interior, Salud, Ciencia y Secretaría General, Huepe dio un paso al costado luego del fuerte rechazo en el plebiscito para cambiar la Constitución de Chile. Ahora lo sucede el abogado y militante de Convergencia Social Diego Pardow, quien hasta hace horas se desempeñaba como asesor presidencial.

“Estoy muy orgulloso con todos los logros que hicimos en Ministerio de Energía. Agradezco a funcionarios y funcionarias, a todos los colaboradores, a la industria y a las organizaciones sociales por esta experiencia, llena de desafíos y energía para los cambios que Chile necesita”, expresó Huepe en su cuenta de Twitter al efectivizarse su renuncia.

Desde el sector de las energías renovables esperan que el desembarco de Pardow contribuya a continuar con las políticas que se venían llevando a cabo.

“Con el potencial de Chile de generación de energías renovables y de combustibles verdes, el Ministerio de Energía se vuelve la institución más relevante para impulsar el liderazgo de nuestro país en los mercados internacionales de estos nuevos commodities”, expresa Luigi Sciaccaluga, gerente de Desarrollo y Nuevos Negocios de Plataforma Energía.

Y considera: “Esta industria, si se desarrolla a tiempo, podría ser más relevante que la minería en Chile”.

El especialista opina que “el nuevo ministro tiene como reto acelerar a paso firme la solución a los desafíos que Chile posee en materia energética y que debe considerar la revisión de la estrategia energética, estableciendo hitos concretos para una descarbonización sostenible y segura, la ejecución de los proyectos en transmisión, impulsar la flexibilidad del sistema, avanzar en la nueva Ley Distribución y generar los incentivos necesarios para una eficiente gestión de la  demanda”.

Y agrega: “Además, junto con el Ministerio de Hacienda, deberá trabajar en la modernización del sistema de impuestos verdes, a todas luces obsoleto para cumplir con la transición energética”.

Asimismo, para Sciaccaluga otro tema relevante al que deberá hacer frente la llegada de Pardow es “resolver el tema institucional. “Aún falta por designar las cabezas de la SEC y CNE, y junto con ello replantear la gobernanza, accountability y funcionamiento del Coordinador Eléctrico”, propone.

Puerto Rico avanza en los procesos de adquisición de energía renovable y almacenamiento. Luego de anunciarse como concluida su primera edición, las denominadas Solicitudes de Propuestas (RFP) transitan su segundo tramo.

Según comunicó el Negociado de Energía de la Junta Reglamentadora de Servicio Público el nuevo proceso iniciará oficialmente este viernes 9 de septiembre con la emisión del RFP para que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) adquiera 1000 MW de energías renovables y 500 MW de almacenamiento por medio de baterías.

Aquello representa un incremento para el apartado de generación, que hasta hace menos de un mes planteaba contratar 500 MW renovables. Así mismo, motivaría una mayor diversificación respecto al primer tramo ya que esta segunda convocatoria está abierta a todas las tecnologías renovables, lo que acercará más a Puerto Rico a cumplir sus compromisos de lograr un 40% de participación de energías renovables en 2025, 60 % en 2040 y 100% en 2050.

Todos los interesados en participar en este segundo tramo deberán estar registrados en la plataforma que Accion Group, Coordinador Independiente de este RFP “tranche 2”, generó para gestionar todo el proceso de principio a fin.

Si bien estaba previsto que el inicio oficial se diera el pasado viernes 19 de agosto, el espacio para ofertar cada uno de los proyectos que se presenten a esta convocatoria se prevé 100% operativo esta semana.

Dependiendo de la cantidad de ofertas que sean presentadas y analizadas por el Coordinador Independiente, se irán ajustando las fechas comprometidas por calendario. 

Por lo pronto, se prevé que durante el mes de septiembre todos los proponentes sean capaces de realizar sus ofertas y cancelar el pago por su propuesta, así como el de los estudios de factibilidad de interconexión, del impacto al sistema, de instalación, entre otros.

Superada aquella fase, se prevé que no sea hasta finales de noviembre que los proponentes reciban los resultados de los estudios de viabilidad y de las instalaciones. Y se abrirá una nueva fase para que, en base a aquellos resultados, los proponentes puedan retirar su oferta o presentar un nuevo precio que les permita seguir en carrera.

Tomando como referencia los valores de LCOE del tramo 1, mientras que los cálculos del Negociado de Energía para la cartera inicial de 844,8 MW fotovoltaica resultó en un LCOE nominal ponderado por capacidad de $108,1/MWh; los valores más bajos de las centrales más competitivas no superaron los $85 MWh de LCOE real en precios del 2021 (ver detalle).

$108.1/MWh: el LCOE nominal ponderado por capacidad de la cartera de energía solar de Puerto Rico

Definido el plebiscito para reformar la Constitución –donde se impuso el rechazo-, desde la industria de las renovables prevén que el Congreso retomará temas pendientes. Uno de ellos, la Ley que promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad (DESCARGAR).

La iniciativa ya fue calificada de ‘urgencia’ por el Ejecutivo, por lo cual el Poder Legislativo debería tratarla prontamente. Según fuentes del sector, existe el suficiente consenso para que sea aprobada rápidamente.

En diálogo con Energía Estratégica, Teresita Vial, abogada del área de energía , destaca: “El Ejecutivo es el más consciente que se requiere la Ley para que se puedan avanzar en mayores cambios”, en virtud de la incorporación de mayor cantidad de fuentes de energías renovables.

Pero indica que, una vez aprobada la Ley, ese “será el punto de partida para regular con más claridad el almacenamiento”. La abogada experta indica que si bien actualmente hay regulación, ella es imprecisa.

“Lo que hace la nueva Ley es habilitar legalmente a los sistemas de almacenamiento para ser parte del mercado de la venta de energía y, principalmente, del mercado de potencia; porque del mercado de energía, reglamentariamente, ya estaba contemplada esa posibilidad”, sostiene Vial.

Y agrega: “Desde el punto de vista de la generación de gran escala, se establece expresamente la posibilidad de que los sistemas de almacenamiento puedan participar del mercado de energía y potencia, y ,en consecuencia, al contemplarlo de forma legal, permite que luego se pueda regular, sin infringir el principio de legalidad, los detalles de dicha participación en los respectivos reglamentos”.

Además, la medida favorece a proyectos de Generación Distribuida: “Ahí sí es un avance importante que no estaba ni expresa ni tácitamente la posibilidad de incorporar sistemas de almacenamiento dentro de sus centrales. Con la Ley podrían hacerlo los PMGD y los proyectos de Netbilling y vender energía y remunerarse a través de ella y de la potencia”, resalta.

Y suma que esa novedad también se incorpora a la electromovilidad. “Allí es una novedad completa que no estaba contemplada en ninguna ley ni reglamento”, asegura.

Y comenta: “Ahora, además de fomentos para la electromovilidad, se establece la posibilidad de que los autos funcionen como baterías, pudiendo inyectar la energía no utilizada a la red y obtener un descuento en el valor de la próxima carga”.

Su reglamentación

Dicho esto, Vial vuelve a insistir en que la mera aprobación de la Ley no es la que generará grandes cambios en materia de almacenamiento, sino que esos cambios llegarían con su reglamentación y con las señales de precios que se fijen allí, lo cual incentivará a las empresas a incorporar almacenamiento.

“Esto tendrá que ver con reglamentos de potencia, de coordinación y operación que se modifiquen y permitan la remuneración y operación específica del sistema de almacenamiento”, observa.

Pero otra cuestión es el precio de los sistemas de almacenamiento, que no han bajado lo suficientemente como para ser incorporados de manera masiva al mercado.

A raíz de ello, Vial explica: “Los proyectos más pequeños, como los PMGD, y las empresas más chicas de Utility-scale necesitan unas señales de precio más fuerte, como, por ejemplo, que el reglamento de potencia le diera más atributos a la potencia de un sistema de almacenamiento que de una central. O que en términos de operación se le permitiera al sistema de almacenamiento arbitrar la energía libremente, inyectando en horas más convenientes, sin la coordinación del Coordinador”.

“Esas podrían ser señales de precio que en el fondo pondrían en una situación más ventajosa a los sistemas de almacenamiento respecto a las otras centrales, y por lo tanto la harían más atractiva”, opina la experta.

Y concluye: “Todavía queda una larga discusión que no se soluciona sólo con la Ley, pero es verdad que la Ley es un buen punto de partida”.

El crecimiento de la capacidad renovable mermó en los últimos meses, debido a que en el transcurso del año, sólo entraron en operación 23 MW de parques de generación centralizada, mientras que la generación distribuida (bajo la ley 27424) hizo lo propio por poco más de 6 MW, pero aún se está lejos de cumplir con los objetivos previstos. 

Ante ello, el aumento de las importaciones de hidrocarburos y gas y el futuro crecimiento de la demanda energética del país, desde el sector renovable plantearon cuánta potencia renovable deberá incorporar Argentina para lograr los compromisos asumidos o planteados en las distintas normativas y planificaciones ambientales. 

Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco, dio a conocer que, más allá de las centrales hidroeléctricas en construcción, “el país requerirá generar casi 10 GW de capacidad renovable en los próximos años”. 

“Es el gran desafío que tenemos por delante. Y se ve que, dentro del MATER y alguna ampliación del transporte, se podría colocar un tercio de esa potencia, pero el resto quedaría fuera porque el sistema de transporte está saturado. Por lo que, nos faltarían casi 7 GW para conectar”, agregó. 

En consecuencia, el especialista planteó la importancia de pensar nuevos esquemas que permitan alcanzar las metas de transición energética. Y una de esas alternativas se refiere a potenciar la generación distribuida mediante el concepto de Virtual Power Plant (VPP). 

“Sería como un mercado libre de energía. Primero hay que generarlo, pero una vez ello, funcionan las VPP como un marketplace donde se compra y vende la energía a lo que cada uno prefiera.  Y si realmente se dan los incentivos correctos, puede crecer algunos gigavatios en un par de años y transformar totalmente la matriz energética”, explicó Parmigiani

“Simplemente se necesita un plan de incentivos, una nueva ley de GD que lo fomente, que va de la mano de nuevos sistemas que puedan manejar los recursos distribuidos. Y democratizado el negocio de la generación de energía, se le permitiría a cualquier familia o empresa producir energía y ni siquiera se necesitaría financiamiento internacional para lograrlo”, continuó.

Brasil es un buen ejemplo del impulso que se les propició a las renovables a partir del mercado libre de energía para todos los usuarios, dado que dicho mecanismo ya es responsable por el 83% de la expansión de la generación eléctrica en Brasil hasta 2026, según un estudio de la Asociación Brasileña de Comercializadores de Energía. 

Las fuentes de energía solar y eólica lideran la expansión del suministro eléctrico en dicho país, con el 82% de la capacidad total en construcción que se espera entre en operación en 2026. Mientras que la generación distribuida fotovoltaica aumentó 3 GW, tan sólo en lo que va del año. 

Y cabe recordar que los usuarios con potencias de entre 500 y 1500 kW también pueden contratar energía, pero solo proveniente de generadores renovables (eólica, solar y biomasa). 

Asimismo, el presidente de Parque Eólico Arauco sostuvo que la tendencia marca que más de un tercio de toda la capacidad fotovoltaica a nivel mundial es de GD, pero en Argentina no sucede ello (sólo hay 15 MW instalados). 

“Esto nos dice que el único espacio donde podríamos crecer 7 GW de potencia es con la GD, donde no habría que hacer inversión de transporte en los próximos años”, concluyó Parmigiani.

La plataforma H2LAC, a través de un estudio en cooperación con la consultora Hinicio, identificó 72 proyectos de hidrógeno verde en desarrollo y otros 12 en operación a lo largo de América Latina y el Caribe, ya sean para la generación de energía, el uso en la movilidad o como materia prima industrial e incluso la exportación. 

Asimismo, planteó un ranking general sobre mercados de los países de la región, tomando como parámetros las propias iniciativas en cuestión, los marcos regulatorios y hojas ruta o estrategias ya vigentes o en desarrollo. 

Chile domina en ambos aspectos ya que es con mayor cartera de proyectos (tres operativos y veinticinco en desarrollo), además que es uno de los países de la región que más avanzó en la materia mediante la regulación e incentivos para el sector, lo que lo afianza en la cima del ranking por segundo año consecutivo. 

El segundo puesto del estudio de Hinicio se lo llevó Colombia, que también cuenta con una hoja de ruta de hidrógeno verde ya formalizada, sumado a que posee tres emprendimientos habilitados (Ecopetrol, Promigas y OPEX S.A.S) y otros ocho con distintos grados de avance, de los cuales la mayoría corresponde a la generación de energía eléctrica o al feedstock industrial. 

El podio de dicho ranking lo completa Brasil, con tres proyectos operativos y diecinueve pipelines (casi la mitad destinados a la exportación del H2V). Y si bien el gobierno ya aprobó el  Programa Nacional de Hidrógeno (PNH2), todavía se encuentra en la gestión de su hoja de ruta del H2 en donde se establecerá el mercado al 2050.

Mientras que Argentina (5° en la lista) y Costa Rica (6°) son los países restantes con proyectos en operación, según el documento compartido por la plataforma colaborativa que se fundó en el año 2020.

El primero de ellos es el HYCHICO, en Comodoro Rivadavia (provincia de Chubut). La planta de hidrógeno fue inaugurada en diciembre del 2008 y cuenta con dos electrolizadores con una capacidad total de 120 Nm3/h de hidrógeno y 60 Nm3/h de oxígeno.

En tanto que la del país centroamericano posee la central experimental de producción y almacenamiento de H2, propiedad de Recope y desarrollada en conjunto con Ad Astra Rocket Company, además del proyecto de movilidad de estación de carga de hidrógeno y bus FC, también de Ad Astra. 

¿Qué otros países disponen de avances en distintos pipelines? Uruguay (4° en el ranking) suma dos proyectos, México (7°) otros cuatro, Paraguay (8°) acumula cinco; mientras que Perú (11°) y Bolivia (12°) se reparten uno por lado. 

Aunque cabe aclarar que de esas cinco naciones, sólo los gobiernos de Paraguay y Uruguay ya publicaron las hojas de ruta respectivas. Pero Perú y Bolivia planean dicho documento; no así México que en su caso es inexistente. 

La Cámara de Diputados de la Nación recibió un nuevo proyecto de ley que prevé fomentar la introducción de energías renovables y mejoras energéticas sustentables destinadas a la producción agroindustrial. 

La iniciativa está enfocada en que los beneficiarios sean las micro, pequeñas y medianas empresas que se dediquen directa o indirectamente a la agroindustria, a fin de que puedan realizar un verdadero cambio en su sistema de producción

Martín Maquieyra, diputado nacional por la provincia de La Pampa, fue quien presentó la propuesta en el Congreso, bajo el fundamento de que se pretende realizar una “política sostenida” de las condiciones ambientales en las que se produce en la agroindustria, que permita entender la política energética y ambiental como una “política pública primordial y un verdadero objetivo del Estado, y no meras acciones aisladas”.

“La idea es no solo generar beneficios fiscales y crediticios sino acompañar a los beneficiarios en todo el cambio hacia la eficiencia energética, por lo que se proponen campañas de capacitación con información clara y precisa y acompañamiento del Estado en la planificación y ejecución de proyectos a fin de evitar que los proyectos no se realicen por errores técnicos o de planificación o la potencial pérdida de competitividad respecto al aumento de costos”, agrega el documento.

Y para ello se prevé que las MiPyMEs presenten sus proyectos de mejora de la eficiencia energética e indiquen la inversión que llevarán a cabo y el beneficio energético o la introducción de renovables que involucra. 

Emprendimientos que, bajo la iniciativa legislativa, serán evaluados por la autoridad de aplicación, quien aprobará (o no) el plan de financiación propondrá una alternativa crediticia o beneficio específico para aquellos presentados.

El Gobierno argentino se concentra en generación distribuida para el sector industrial y agroproductivo

Además, el proyecto de ley del diputado Maquieyra detalla que no sólo se generará el financiamiento correspondiente, sino también que la compra de bienes nacionales vinculados con la eficiencia energética o la introducción renovables sean eximidas del pago del IVA y no computarán  para la base de ningún impuesto nacional por el plazo de dos años desde su adquisición. 

Mientras que se propone que los emprendimientos que necesiten importar equipos por la ausencia de reemplazos nacionales, la autoridad de aplicación gestionará los permisos de importación y los mismos estén eximidos de los aranceles de importación.

La propuesta fue catalogada bajo el expediente 4424-D-2022 y ya fue girada a las comisiones de “energía y combustibles”, “pequeñas y medianas empresas” y “presupuesto y hacienda”, las cuales suelen recibir este tipo de proyectos de ley presentados en el último tiempo.

La empresa Enertiva ha finalizado la construcción y puesta en marcha de la Fase II y Fase III de paneles solares en seis sedes de Caja de ANDE en Costa Rica. Desde la concepción, el diseño y hasta el funcionamiento del proyecto, el objetivo primordial de la Caja de Ahorro y Préstamos de la Asociación Nacional de Educadores, es contribuir a la protección del ambiente a través del aprovechamiento de la luz solar.

Es por eso que ahora todos los accionistas que visiten las sucursales de Alajuela, Ciudad Neily, San Ramón, Heredia, Perez Zeledón y las Oficinas Centrales, lo harán en edificios de energía limpia y renovable. Estas sedes se unen a las ubicadas en Puntarenas, Santa Cruz y Guápiles que fueron parte de la primera fase. Este proceso de construcción y conexión, al sistema fotovoltaico inició operaciones en mayo del 2020.

El proyecto en total conforma una potencia instalada global de 483 kilovatios pico para las seis ubicaciones, divididas en:

Fase II: 279 kilovatios instalados en Alajuela, Ciudad Neily, San Ramón, Heredia y
Pérez Zeledón.
Fase III: 204 kilovatios instalados en la sede Central en San Jos.

Con el proyecto solar se evita la emisión al medio ambiente 26 Toneladas de dióxido de carbono anualmente. El proyecto se suma a otras iniciativas que constantemente impulsa Caja de ANDE en materia ambiental y que le permiten seguir como la única entidad financiera Carbono Neutral Plus, certificación que tiene desde el año 2014. Algunas de los reconocimientos
con los que cuenta esta institución son GEI, Carbono Neutral, C-Neutralidad Plus y Bandera Azul Ecológica, en todas sus sucursales.

“El objetivo primordial de reducir las emisiones de dióxido de carbono e impulsar energías limpias, trae consigo un gran beneficio económico y un enorme aporte de protección al medio ambiente. El trabajo del Comité de Gestión Ambiental, la Unidad de Planeamiento Estratégico y Proyectos, y del Área de Salud Ocupacional y Ambiental de Caja de ANDE está enfocado en buscar iniciativas que impulsan a nuestra institución en materia ambiental en beneficio de nuestros accionistas, comunidad y población en general” Licda Roxana Quesada Calvo, Coordinadora de Comité de Gestión Ambiental, Caja de ANDE.

“Estamos muy honrados de ser el aliado de Caja de Ande para cumplir sus objetivos estratégicos de sostenibilidad. Finalizamos esta segunda y tercera fase en la que seis ubicaciones se suman a esta iniciativa de operar con energías limpias que mitigan el
cambio climático.” – Alejandro Brenes, CEO

Para el proyecto se combinaron las tipologías de instalación tipo carports (estructuras para parqueos) con instalaciones tradicionales sobre cubiertas de techos.

Panamá cuenta con 445.14 MW de capacidad solar instalada actualmente. Esto representa un 11.34% del total de la matriz energética panameña.

El salto más grande que dio la tecnología fotovoltaica en este mercado fue en el año 2021, pasando de 194.61 MW (5%) a 399.21 MW (10.37%) en sólo doce meses. Y para fortuna de la industria fotovoltaica, estos valores podrían volver a repetirse en 2023.

Según revelan datos de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), del listado de Licencias definitivas a agosto del 2022 (ver detalle) cinco proyectos por 46,88 MW tendrían COD comprometido en el próximo año. Se trata de las centrales:

Panasolar II  de 5 MW  – 16-mar-23
Panasolar III  de 5 MW   – 16-mar-23
Andreas Power  de 0.99 MW  – 01-abr-23
Baco Solar de 25.9 MW 25-sep-23
Río de Jesús   de 9.99 MW – 30-dic-23 (segunda fase 30-dic-24)

A estos se pueden sumar próximamente 65 proyectos fotovoltaicos adicionales que cuentan con Licencias provisionales (ver detalle) y que, según pudo saber Energía Estratégica, ya están avanzando a su concesión definitiva.

Entre los primeros de este listado, la empresa Ecoener informó a este medio que en el primer semestre de este año su Parque Fotovoltaico Ecoener San Juan de 5 MW obtuvo dicho licenciamiento, lo que encamina el inicio de su construcción para finales del mes de octubre del 2022 y posterior puesta en marcha hacia “mayo/junio del año 2023” (ver detalle).

Al entrecruzar datos con los del Ente Operador del Mercado Eléctrico Regional (EOR), nueve proyectos fotovoltaicos adicionales por un total de 133.2 MW también tendrían COD en 2023 e ingresarían desde Panamá al Mercado Eléctrico Regional.

Cerro Viejo Solar de 20 MW – 1/1/2023
Esti Solar I de 9.9 MW – 1/1/2023
RPM Solar Caizan 03 de 10 MW – 1/1/2023
Solar 05 Correg. de Progreso de 49.7 MW – 1/1/2023
Solar Provid de 10 MW – 1/1/2023
Solar Prudencia de 10.6 MW – 1/1/2023
Solar Victor de 10 MW – 1/1/2023
RPM Solar Caizan de 04 10 MW – 1/6/2023
Mendoza Solar  de 3 MW – – 1/7/2023

Aquello podría llevar a que la solar fotovoltaica no sólo supere en un año a la tecnología hidroeléctrica de embalse que hoy representa el 15.79% de la matriz energética con 620 MW de capacidad instalada, sino que también sea la segunda fuente de generación con mas potencia instalada sólo por detrás de la hidroeléctrica de pasada que lleva 1134.11 MW.