Monthly: octubre 2022

El Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED) lanzó una nueva licitación para instalar dos parques solares con almacenamiento de energía en la provincia de Buenos Aires. 

Las localidades que se verán beneficiadas de la generación renovable serán Del Carril y Polvaredas, ubicadas hacia la región centro-este del territorio bonaerense, a poco más de 160 kilómetros desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

La licitación será mediante el sistema llave en mano e incluirá la operación y mantenimiento del sistema durante un período de 6 meses o el tiempo que mediare entre la Recepción Provisoria y la Recepción Definitiva.

La central de Del Carril deberá contar con una potencia fotovoltaica nominal de 500 kWp y un banco de baterías de aproximadamente 1300 kWh nominales, considerando una profundidad de descarga del 80%.

Mientras que para el caso de Polvaredas, la capacidad del parque solar deberá ser de 250 kWp y su banco de baterías correspondiente de 650 kWh, también considerando una profundidad de descarga del 80%.

Para ambas localidades, el pre-pliego de la licitación también aclara que sólo se aceptarán módulos monocristalinos de potencia nominal unitaria mayor o igual a 500 Wp. En tanto que el almacenamiento de energía tendrá que ser a partir de baterías de litio, con sus respectivos cables y terminales adecuados para la potencia del sistema a instalar sobre racks.

Además, los inversores híbridos (DC/AC) seleccionados deberán garantizar una potencia trifásica variable a 50 Hz de frecuencia cuya tensión de salida de AC deberá ser de 380/400 Volt y deberá contar con una capacidad capaz de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico proporcione a lo largo del día y permitir la descarga de los bancos de baterías. 

Y por otro lado, el adjudicatario también deberá proveer e instalar una sala de control que contenga los inversores híbridos, racks de baterías, elementos de maniobra y protección (Tablero de BT de CC y CA), el sistema de medición y monitoreo a distancia y aquellos elementos constitutivos de los servicios auxiliares.

Las empresas que estén interesadas en participar de la licitación, podrán presentar su propuesta hasta las 13 horas del lunes 14 de noviembre del corriente año, en la sede de La Plata de PROINGED de La Plata.

Mientras que la apertura del sobre 1 (antecedentes y propuesta técnica) se realizará a las 14 hs del mismo día de la presentación de las ofertas y, posteriormente, se pasará a evaluar en forma privada cada una de las ofertas.

De este modo, la Subsecretaría de Energía bonaerense avanza con el fomento a las energías renovables tras tener 26 parques fotovoltaicos operativos a través del PROINGED, los cuales suman 8,7 MW de potencia instalada.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil decidió abrir una consulta pública (CP 048/2022) para discutir la elaboración de normas que establezcan los procedimientos y criterios para el cálculo y pago de restricciones de operación para aquellas plantas fotovoltaicas que no despachan (o no lo hacen al nivel esperado) por estar restringidas. Y los interesados ​​podrán enviar sus aportes entre el 13 de octubre y el 28 de noviembre. 

ANEEL propone que las centrales solares con operación Tipo I (si las hubiere), II-B y II-C sean amparadas por la nueva normativa, “ya que son despachadas centralmente o los conjuntos son considerados en la programación por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS)”. 

Asimismo, el organismo sugiere que se lleve a cabo la clasificación de los eventos de restricción de operación por paro forzado de los parques de generación fotovoltaica, con base en los siguientes criterios: 

Causa de indisponibilidad externa: 
Razón para cumplir con los requisitos de confiabilidad eléctrica
Motivo energético

El primero de ellos refiere a la indisponibilidad de en instalaciones externas a las respectivas plantas, como por ejemplo líneas de transmisión o distribución, transformadores, disyuntores o subestaciones. 

Aunque en esta clasificación no se incluyen aquellas instalaciones de uso exclusivo o compartido del generador, bajo su gestión o la de terceros. 

La segunda motivación clasificada por el ONS corresponde a aquellas razones de confiabilidad eléctrica que no tienen su origen en la indisponibilidad de los equipos del sistema de transmisión, tales como restricciones por alcanzar el límite de las líneas de transmisión, carga de equipo, requerimientos de estabilidad dinámica, entre otros. 

Mientras que el tercer criterio contempla las restricciones de generación a efectos de balance de carga y generación, siempre que no estén motivadas por las razones anteriores.

¿Cuánta capacidad solar instalada tiene Brasil? 

El país recientemente alcanzó un nuevo récord en la región, con 20 GW de capacidad fotovoltaica en operación, de los cuales 1 GW se adicionó en el último mes. Y de este modo es la tercera fuente de generación con mayor potencia instalada en la matriz eléctrica de Brasil, por detrás de la energía eólica y la hidroeléctrica. 

Según muestran los datos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) y la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), la generación distribuida continúa dominando el mercado de esta tecnología renovable con 13,47 GW , es decir 0,75 GW más que el agosto. 

Mientras que la generación centralizada sobrepasó los 6,52 GW y dejó atrás la marca de 5927 MW que tenía hasta hace mes y medio atrás, con el estado de Bahía liderando el ranking de esta alternativa con más de 40 plantas en operación y 1,3 GW de potencia instalada. Entidad federativa que, desde 2017 generó aproximadamente 8.463 GWh.

Ayer, el ministro de Energía, Diego Pardow, destacó que entre las prioridades de su agenda legislativa para el año que viene se encontrará el hidrógeno verde.

Indicó que en el marco de la Ley de Presupuestos 2023 se pedirán recursos para el avance de “líneas de base y planificación del territorio para el desarrollo de la industria del hidrógeno verde” para la implementación de Planes Estratégicos de Energía en Regiones (PEER).

Estos programas contendrán lineamientos estratégicos que orienten el desarrollo energético regional; y se priorizarán zonas para la generación de energía.

En principio, estos PEER se implementarán en dos Regiones: Los Lagos y Magallanes. Pero luego se expandirán por el resto de Chile, anunció el ministro.

Ayer mismo, en el marco de una reunión virtual junto al ministro de Economía, Fomento y Turismo, Nicolás Grau, la ministra de Medio Ambiente, Maisa Rojas, y el gobernador de Magallanes, Jorge Flies, Pardow se refirió a este programa.

“Se lanzará una convocatoria en los próximos meses para un plan que será ejecutado durante el primer semestre del próximo año. Con ello, vamos a entregar evidencia valiosa para que los desarrolladores orienten sus proyectos en zonas prioritarias”, precisó el ministro de Energía.

En tanto, por la magnitud de la inversión de los proyectos de energía que se recibirán en el SEA de Magallanes, se reforzarán los equipos técnicos con el objetivo de hacer más efectiva la tramitación de este tipo de proyectos.

En esta misma línea, se actualizarán los lineamientos que guían la evaluación de proyectos de hidrógeno verde con el propósito de promover una mejor estandarización de los criterios de evaluación ambiental.

Por su parte, la ministra Rojas explicó que en el presupuesto 2023 se contempla un eje programático de “Desarrollo Productivo Sostenible”, dentro del cual las líneas base -entendidas como la descripción detallada del área de influencia de un proyecto, previa a su ejecución- están consideradas como un bien público para el desarrollo con altos estándares ambientales de la industria del hidrógeno verde.

«Tenemos una tremenda oportunidad de hacer las cosas bien desde el principio y, en ese sentido, es clave desarrollar esta industria con el foco en un desarrollo productivo sostenible que permita una transición socioecológica justa», destacó Rojas.

En paralelo, el gobierno promoverá procesos de participación temprana para los proyectos de hidrógeno verde los que serán liderados por Economía, Energía y Medio Ambiente, junto a la Agencia de Sustentabilidad y Cambio Climático.

Esto, con el objetivo de incluir las preocupaciones y aportes de las comunidades y la sociedad civil desde las etapas de diseño de los proyectos, y así reducir la conflictividad, mejorar los niveles de información y promover el encadenamiento productivo.

“Queremos relevar especialmente la importancia de la coordinación público-privada y de la participación temprana en estos procesos, para dar mayores grados de certeza a los desarrolladores de estos proyectos, a las empresas que se vinculan a ellos y las comunidades en las que se emplazan”, enfatizó el ministro Grau.

San Juan continúa avanzando en varias iniciativas orientadas a la transición energética a partir de fuentes renovables y la hibridación energética, entre ellas la incorporación de pequeños y grandes sistemas de almacenamiento. 

Juan Carlos Caparrós, presidente de Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), conversó con Energía Estratégica y adelantó cuáles son los próximos pasos de los diversos proyectos que encaran desde la provincia ubicada en la región de Cuyo. 

“Un equipo dentro de EPSE está probando la operación de nuestro edificio (demanda) combinando red, grupos electrógenos, storage (baterías de litio) y un generador fotovoltaico. El objetivo es hacerse de experiencia en la operación conjunta de estas tecnologías, recolectar datos y hacer I+D”, aseguró. 

«Y de igual manera se trabaja en la aplicación de almacenamiento tanto para desplazar las congestiones en transmisión – y aumentar la capacidad de evacuar energía- como para reforzar la solidez dinámica de la red de San Juan. Por lo que la idea es comenzar en 2023 y 2024 con prototipos de pequeña escala”, agregó. 

Por otro lado, EPSE también sigue con la mirada puesta en la construcción de la fábrica de paneles solares, de casi 8000 metros cuadrados, con el objetivo de alcanzar la fabricación de 71 MW de sistemas fotovoltaicos por año (cerca de 230000 módulos). 

Fábrica que incluye cuatro líneas de producción, con un valor agregado nacional estimado del orden del 85%, tales como lingotes de silicio monocristalino, fábrica de obleas de silicio, celdas fotovoltaicas y los propios paneles solares. 

Según informó Caparrós, actualmente están seleccionando el tecnólogo para el comisionado y arranque de la fábrica, quien hace las tareas previas en el sitio. Mientras que el paso siguiente será la instalación de la maquinaria para el armado de paneles, que ya se ubican en San Juan.

“Asimismo, se incorporarán un par de máquinas nuevas para mejorar la productividad. Aunque, dada la coyuntura, el cronograma de obra está atado a las posibilidades que haya en materia de importación”, agregó. 

De este modo, la fábrica generará mayor valor agregado a la industria mediante el desarrollo de componentes nacionales. Y en términos energéticos, significarán aproximadamente 170 GWh por año de producción de energía equivalente (para 2500 kWh/kWp instalado) y el abastecimiento de entre 55000 y 60000 viviendas de rango medio, conforme a lo detallado meses atrás desde el EPSE. 

Aunque también cabe recordar que la fábrica ayudaría a la construcción del Parque Solar Tocota. Proyecto de 350 megavatios de potencia para el cual EPSE provee tierras, infraestructura y asistencia técnica como aporte de su sociedad con Genneia. 

Y la propia central renovable que se hará en etapas de 70 MW a lo largo de cinco años a partir de los paneles producidos en la fábrica de San Juan y que podría producir 875000 MWh en ese lapso de tiempo. 

La generación distribuida no es un tema nuevo para Perú. En 2006, fue la primera vez que se contemplaron medidas para su promoción, dentro Ley 28832 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. 

Sin embargo, la reglamentación que permita inyectar energía a la red eléctrica es una cuenta pendiente para el país y desde el sector energético no ven claro que se resuelva en el corto plazo. 

“Hay buenas intenciones pero nada preciso todavía, ya que no está definido cuándo saldrá el reglamento y qué se podrá hacer y qué cosas no. Si se podrá aplicar el canje o net metering o si será el net billing o la venta de energía, ni a qué precios lo tomarán las distribuidoras”, aseguró José Adolfo Rojas Álvarez, general manager en Sustainablearth LATAM. 

“Las empresas distribuidoras siempre pondrán alguna especie de excusa, como por ejemplo que los pequeños usuarios – generadores le quitarán mercado. Por lo que, no creo que salga en el corto plazo para el próximo año, sino que es compleja la situación”, agregó en diálogo con Energía Estratégica. 

Es decir que no se observa un panorama tan claro para que las distribuidoras acepten la generación distribuida, tal como puede ocurrir en otros mercados vecinos de la región donde la GD ya se encuentra consolidada, como el caso de Brasil o Chile. 

Pero pese a ello, el especialista planteó que “sí se ve con buenos ojos” que, en los próximos años, las distribuidoras cedan en contratar una porción de la energía con fuentes renovables a partir  del proyecto de ley denominado “Ley que Modifica la Ley N°28832, para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”. 

Iniciativa que prevé que los generadores con recursos energéticos renovables que no cuentan con respaldo de potencia firme se encuentren habilitados a suscribir contratos de suministro con clientes libres y distribuidores y permite que los distribuidores diseñen una licitación para la compra de potencia y energía por separado, lo que fomentaría la contratación de bloques de energía a fin de que los generadores renovables participen en dichas convocatorias. 

“Igualmente falta bastante para que se dé porque no se sabe cuál será ese porcentaje, a cuántos años se firmará ni a qué precios, pero sí que será por bloques horarios como se hace en Chile. Y tales licitaciones podrían ocurrir a mediados del 2023”, sostuvo José Adolfo Rojas Álvarez.

De todos modos, el general manager en Sustainablearth LATAM reconoció que la principal oportunidad para desarrollar y potenciar las energías renovables en Perú, más allá de ese tipo de convocatoria, será mediante “la búsqueda de contratos PPA por parte de las empresas”. 

“Incluso se desarrollarán centrales de hidrógeno y las empresas grandes ya miran cómo poner ese tipo de plantas, pero se resume en que deben firmar un Power Purchase Agreement porque sino nadie comprará tanta generación de energía”, concluyó el entrevistado. 

Ayer, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) expidió la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto “Modificación Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones” propiedad de Engie Energía S.A., ubicado entre las comunas de Arica y Camarones, en la región de Arica y Parinacota.

La iniciativa es una ampliación del actual parque solar que hoy cuenta con 6,24 MW. Con esta aprobación se buscará emplazar paneles para elevar esa potencia hasta los 300 MW (359 MWp).

De acuerdo a lo anunciado por Engie, el montaje de esta nueva obra se dará en 2 fases, cada una de 150 MW. El monto de inversión del proyecto insumirá unos 210 millones de dólares.

Adicionalmente la planta incorporará un sistema de almacenamiento de energía en base a baterías denominado BESS (Battery Energy Storage System) que tendrá una capacidad estimada de 180 MW aproximadamente para 5 horas de almacenamiento.

Esto le permitirá a Engie almacenar la energía generada por los paneles fotovoltaicos para posteriormente ser inyectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en horarios diferentes a la generación solar y/o cuando ésta disminuya, lo cual permite reducir el vertimiento de energía.

Esta aprobación fue calificada por Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile, como “un hito importante en nuestro plan de transformación”.

“Con este proyecto, contribuimos concretamente a satisfacer, con energía renovable, la creciente demanda industrial del SEN. Mientras tanto, el sistema de almacenamiento aumenta la flexibilidad del despacho de energía, lo que favorece la seguridad y la fiabilidad del suministro del sistema”, destacó la directiva.

Por último, cabe señalar que el proyecto modifica el trazado de una de las tres líneas de transmisión aprobadas mediante Resolución de Calificación Ambiental N° 009/2014, pasando de los 7,3 kilómetros de longitud, doble circuito en 220 kV hacia la subestación Vitor; a un nuevo trazado de 6,5 kilómetros de longitud, circuito simple en 220 kV, que conectará la subestación elevadora del proyecto, S/E Guancarane, a la futura S/E Roncacho -también propiedad de ENGIE Energía Chile S.A.- del Sistema Eléctrico Nacional.

El pasado 10 de octubre, la CREG llevó a cabo la socialización del proyecto de resolución que contiene la propuesta del nuevo Reglamento del Mercado de Energía Mayorista (MEM) –VER-.

Dentro del MEM se negocian grandes bloques de energía eléctrica en que compradores y vendedores intercambian energía y potencia en el Sistema Interconectado Nacional, con sujeción al Reglamento de Operación.

En este sentido, la Comisión propone nuevas reglas para modernizar el mercado de corto plazo con la inclusión del mercado del día anterior, sesiones intradiarias y mercado de servicios complementarios, en donde se asumen responsabilidades por los compromisos adquiridos.

“Con dicho mercado se logra mayor flexibilidad y confiabilidad en la operación, de tal forma que pueden participar las tecnologías tradicionales, así como las nuevas tecnologías”, resaltó el director ejecutivo de la CREG, Jorge Valencia Marín.

Y agregó: “Además, se pasa de mercado en donde solo ofertaban los generadores, a uno en donde ofertan los generadores y la demanda, lo que va a permitir una mejor formación del precio en la bolsa”.

Por caso, el mercado intradiario permitirá que durante el día haya diferentes posibilidades de ofertas, posiblemente tres o cuatro. Eso posibilitará que el pronóstico que debe hacer una empresa que oferte renovables sea cada 6 u 8 horas, lo que le permitirá tener menos desviaciones.

Eso concede mayor certidumbre sobre las ofertas y, tal previsibilidad, permite al generador no ser penalizado con las desviaciones.

Esta propuesta de reglamento se adoptó a través de la Resolución CREG 143 de 2021 y será socializado a través de dos actividades: la primera de ella con el taller del pasado 10 de octubre. La segunda actividad será la presentación de grupos interesados, sobre aspectos generales de la propuesta regulatoria.

“Las presentaciones de grupos interesados representativos se hacen con el fin de conocer los planteamientos sobre la propuesta de la mayoría de los participantes del Mercado de Energía Mayorista, y poder conversar sobre alternativas para esta regulación. Es así como se definió un espacio para que estos grupos realicen exposiciones sobre los aspectos que encuentren más relevantes de la resolución”, resaltó Valencia Marín.

De lo contrario, «existe el riesgo de que el cambio climático, el aumento de los fenómenos meteorológicos extremos y el estrés hídrico socaven nuestra seguridad energética», advierte el informe presentado en rueda de prensa por Petteri Taalas, secretario general de la Organización Meteorológica Mundial (OMM), una de las agencias de la ONU.

«El tiempo no juega a nuestro favor, y estamos presenciando cambios en nuestro clima, por lo que necesitamos una transformación completa del sistema energético mundial», subrayó Taalas durante la presentación en Ginebra, Suiza.

«El sector de la energía es la fuente de alrededor de tres cuartos de las emisiones de los gases de efecto invernadero. Cambiar a las energías alternativas y mejorar la eficiencia energética es vital para llegar al objetivo de cero emisiones en 2050».

Para poder duplicar el suministro de energías alternativas como la hidráulica, la solar o la eólica, sería necesario triplicar las actuales inversiones mundiales en este tipo de fuentes. Actualmente, subraya el informe, esas fuentes de energía alternativas se concentran en gran medida en Asia Oriental y Pacífico (con China y Japón como principales líderes), seguidas de lejos por Europa Occidental y Norteamérica.

Para alcanzar el objetivo mundial a largo plazo del Acuerdo de París (evitar que la temperatura media global suba por encima de los 1,5 grados este siglo) se calcula que es necesario instalar 7,1 teravatios adicionales de energías limpias en esta década.

Uno de los objetivos de desarrollo sostenible para 2030 es el de conseguir «acceso universal a una energía asequible, fiable, sostenible y moderna», aunque la OMM reconoce que no se logrará esa meta «por un amplio margen».

El sector energético genera alrededor de las tres cuartas partes de las emisiones de gases de efecto invernadero, y «la transición a formas limpias de generación de electricidad y el aumento de la eficiencia energética son esenciales si queremos prosperar en el siglo XXI», subrayó hoy el secretario general de la OMM.

El informe advierte además que las olas de calor y las sequías (más frecuentes por el cambio climático) están poniendo ya a prueba la generación de electricidad existente, lo que supone un riesgo para la seguridad energética mundial en un momento en el que ésta también se ve desafiada por conflictos como el de Ucrania.

El informe cita casos como el de los apagones masivos que sufrió Argentina en enero de este año, a causa de una ola de calor con máximos de temperatura históricos, o los millares de hogares que quedaron sin suministro en Rusia por la congelación de las redes en una ola de frío en noviembre de 2020.

Ayer, en la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile uno de los expositores sobre el análisis del Proyecto de Ley que Promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad (Boletín 14.731-08) fue Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile.

“Hay pocos proyectos que va a encontrar tanto consenso dentro de la industria: es una iniciativa importante, necesaria y urgente, y mientras antes se saque se mejorará el Sistema Eléctrico Nacional”, detalló el ejecutivo, al tiempo que destacó que esta actividad “es bien importante para la transmisión”.

Contó que a día de hoy las empresas transmisoras no pueden participar de este mercado pero que, con la aprobación de esta iniciativa, podrían hacerlo; y desean hacerlo.

Tapia explicó que actualmente hay 62 MW capacidad instalada sistemas de almacenamiento. Pero que en el último plan de expansión propuesto por la CNE al Coordinador fue escogida la iniciativa de Transelec “Nuevo Sistema de Control de Flujo Mediante Almacenamiento Parinas – Seccionadora Lo Aguirre”, que incluye la instalación de un sistema de control con almacenamientos tipo BESS capaz de controlar el flujo de potencia por las líneas de 500 kV que conectan estas dos subestaciones.

Y que en manos de transmisoras se espera el avance de unos 1.000 MW de esta tecnología, lo cual será positivo porque se generará competencia en el sistema al incorporar actores que puedan participar y se cree un “mercado del almacenamiento” más competitivo.

Luego de la exposición de Tapia y de otros especialistas del sector, el proyecto fue aprobado en esa comisión y ahora resta que tenga un rápido y positivo tratamiento en Hacienda. La semana que viene se trataría en el recito del Senado para que pueda ser alcanzada su sanción.

Beneficios

Según el director ejecutivo de Transmisoras de Chile, en el corto y mediano plazo el almacenamiento “es una solución más rápida para solucionar estas estrecheces que están afectando al sistema”, como alternativa al desarrollo de líneas de transmisión.

“Permite aumentar el factor de carga de las líneas; o sea que se lleve más energía a través de las líneas y eso aumenta resiliencia, por lo tanto tendremos un sistema más potente con el almacenamiento”, destacó Tapia entre sus argumentos a favor de que se apruebe el proyecto de Ley.

También indicó que permite hacer un mantenimiento que evite vertimientos. Explica que hoy día hay que desconectar una línea para hacer mantenimiento y, debido a la estrechez, esto perjudica al mercado. “El almacenamiento permite que al desconectarse una línea se pueda ‘guardar’ energía por ese tiempo”, sostuvo.

Y resaltó que, en el largo plazo, se puede operar la red con mayores alternativas, manteniendo la seguridad (se trata de proyectos menos invasivos) y aprovechando 24/7 el potencial de las energías renovables.

“Como industria de la transmisión estamos bastantes comprometidos por trabajar por el almacenamiento”, resumió el directivo.

El pasado viernes, Enel Chile anunció la desconexión de la Unidad II de la central Bocamina, cerrando así su última unidad de carbón en funcionamiento en el país, lo que significa que ha desconectado toda su flota de carbón con 18 años de antelación respecto al objetivo de descarbonización fijado en 2019.

Como complemento de la noticia, desde la compañía aseguraron que, a los 221 MW solares que incorporaron en los meses de agosto y septiembre, a través de las centrales Azabache y Sol de Lila, en los próximos meses conectarán a la red otros 500 MW más de nueva capacidad renovable.

Sin embargo, desde la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP) si bien celebran la iniciativa de Enel, explican que dejar atrás el carbón no significa necesariamente avanzar en la adopción de energías más limpias, tras el informe del Coordinador Eléctrico en que se indica que la central en cuestión deberá ser alimentada por generación local adicional (diésel), durante las horas de mayores demandas.

“Cuando nos enteramos de que Central Bocamina II se cerraría, tras tan sólo 10 años de funcionamiento, pensamos que era una excelente señal de la intención real de dejar atrás combustibles fósiles en la generación de energía”, destaca Cristián Sepúlveda, gerente de la Asociación de Concentración Solar de Potencia.

Pero advierte: “Ahora se informa que la ciudad de Concepción requerirá diésel para poder responder a la demanda y eso es lo opuesto a avanzar en una matriz energética limpia”.

El dirigente resalta que “reemplazar carbón por diésel no apunta a tener una matriz energética más limpia”.

Y reconoce que las energías renovables como la fotovoltaica o eólica, necesitan contar con alternativas de almacenamiento de larga duración, ya que el sistema requiere estabilidad, ahí es que la Concentración Solar de Potencia se transforma en una alternativa eficiente.

“La Concentración Solar de Potencia tiene grandes atributos para la generación eléctrica de Chile, por ejemplo, una planta de este tipo puede funcionar 24 horas al día, 7 días a la semana. Es una tecnología dos por uno, almacena para generar luego”, manifiesta Sepúlveda.

En esa línea, el referente de la ACSP recuerda que en la última licitación, aun cuando se entregaron precios competitivos, no fue posible adjudicarse los bloques horarios ofertados, por lo que señala: “Esperamos que las autoridades permitan que nuestra industria pueda ser parte del cambio de una matriz energética que funcione a base de energías renovables no convencionales”.

“La demanda eléctrica nacional oscila los 1.600 megavatios (MW). Si hoy dependiéramos únicamente del gas, se necesitarían alrededor de 7 millones de metros cúbicos día (MMmcd) para cubrir esa demanda. Sin embargo, gracias a las inversiones que hizo el Gobierno nacional para incorporar fuentes renovables, hoy se destinan en promedio 3,5 MMmcd para la generación eléctrica”, explicó Molina, citado en un reporte de prensa.

La autoridad indicó que, por instrucción del presidente Luis Arce, Bolivia implementa una política de cambio de matriz en el sector eléctrico que responde a un mandato constitucional y compromisos internacionales que tiene el país para ayudar a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero para proteger a la Madre Tierra.

“Es por esa razón, que hemos realizado importantes inversiones que nos permitieron como país contar, hasta la fecha, con una capacidad instalada de 1.161 MW de energías limpias y amigables con el medio ambiente”, detalló el ministro.

La capacidad instalada de energías renovables se compone de la siguiente manera: 165 MW de energía solar; 135 MW de energía eólica; 127 MW de energía de biomasa y 734 MW de energía hidroeléctrica.

“Nuestra meta es seguir avanzado en este objetivo y es por ello que hasta 2025 pretendemos adicionar aproximadamente 550 MW más de energías limpias a nuestro Sistema Interconectado Nacional (SIN), en el que se incorporarán nuevos proyectos eólicos, solares e hidroeléctricos, y, por primera vez, geotérmicos”, subrayó Molina.

La funcionaria nacional salteña, Flavia Royón, en su cuenta de Twitter preponderó al sol del Norte por la capacidad que tiene de generar energías renovables para el país, como también alabó al viento del Sur por la misma causa, en materia del cuidado del medio ambiente.

En la red social del pajarito, subió un video con el siguiente mensaje: «Nuestro país tiene un enorme potencial de generación a partir de las energías renovables»

¿Habrá novedades? La funcionaria dejó entrever posibles nuevas medidas: «Vamos a avanzar en políticas que den impulso a la actividad porque entendemos que la transición energética es una gran oportunidad para un desarrollo justo, asequible y sostenible».

<blockquote class=»twitter-tweet»><p lang=»es» dir=»ltr»>Nuestro país tiene un enorme potencial de generación a partir de las energías renovables ♻️⚡️<br><br>Vamos a avanzar en políticas que den impulso a la actividad porque entendemos que la transición energética es una gran oportunidad para un desarrollo justo, asequible y sostenible. <a href=»https://t.co/wIGQsdUkPb»>pic.twitter.com/wIGQsdUkPb</a></p>&mdash; Flavia Royon (@FlaviaRoyon) <a href=»https://twitter.com/FlaviaRoyon/status/1578762475474128900?ref_src=twsrc%5Etfw»>October 8, 2022</a></blockquote> <script async src=»https://platform.twitter.com/widgets.js» charset=»utf-8″></script>

Con fecha del 6 de octubre pasado, Ibereólica Cabo Leones II S.A., filial local del español Grupo Ibereólica, envió una carta -VER- al Coordinador Eléctrico Nacional manifestando su insolvencia ante deudas que se le generó a la empresa por haber consumido más energía de la que pudo producir.

Ibereólica Cabo Leones II (“ICLII”) “se encuentra impedida de realizar dichos pagos atendida la difícil situación financiera que enfrenta, derivada de circunstancias que escapan enteramente al control y diligencia de ICLII”, expresa la carta.

Por ende, se le solicita a la autoridad eléctrica: “Ejecutar la boleta bancaria de garantía oportunamente entregada por ICLII como garantía de cumplimiento de la cadena de pagos del sistema eléctrico nacional, por un monto de $964.993.635, que se encuentra en poder de este Coordinador, y que ICLII, atendida su situación financiera, no podrá renovar luego de su ejecución”.

Esta situación está generando inquietud en el mercado renovable de Chile dado que ahora son dos las compañías que atraviesan la misma situación.

Es que la semana pasada, Energía Estratégica señalaba que la empresa María Elena Solar S.A., filial de la española Solarpack, -VER ARTÍCULO- también ingresaba en insolvencia con su proyecto solar Granja Solar, de 105 MWac (123 MWdc).

¿Qué ocurrió? Esta energía comprometida debe inyectarse para satisfacer a usuarios del mercado regulado. Si no se puede generar la energía suficiente, ésta debe comprarse al mercado al spot a un precio determinado por el Coordinador.

Por congestiones en la red eléctrica, María Elena Solar no ha podido inyectar toda la energía generada por Granja Solar. Estos vertimientos provocaron que la empresa deba consumir más energía de la que pudo producir e inyectar al sistema; es decir, deba comprar energía.

De ahí comienzan a generarse deudas. Y acá el segundo inconveniente: Durante las horas diurnas el mercado spot muchas veces llegó a cero, provocando que mucha de la energía entregada no pueda ser rentabilizada.

En conclusión: María Elena Solar no pudo volcar toda su energía por congestiones en la transmisión, a lo que tuvo que comprar el faltante en el spot y ahora no puede afrontar esos pagos porque buena parte de su energía inyectada a través de Granja Solar la vendió a cero peso, debido a la sobreoferta que se genera durante horas diurnas.

“De acuerdo a nuestros registros, las deudas derivadas de distintos Balances del Coordinador que María Elena Solar S.A. mantiene impagas (y que en su mayoría corresponden al Balance del mes de julio y agosto de 2022) en total ascenderían a un poco más de $2.788.000.000”, explica la filial de Solarpack en su carta dirigida al Coordinador.

Por tanto, la compañía solicita que se le liquide la Boleta de Garantía que se presentó oportunamente (conformada por $2.507.094.197) para cancelar los saldos impagos. Pero advierte que de continuar dándose este tipo de escenarios se vería afectada la cadena de pagos.

“Yo creo que este podría ser el primer caso de varios que van a darse. Creo que se va a repetir porque hay empresas que no tienen muchos proyectos, que se formaron y avanzaron para participar de una licitación, se adjudicaron y funcionan así; y que no tienen espaldas para cubrir estas deudas”, había advertido Andrés Guzmán, Socio de la consultora Austral, en una entrevista con este medio.

El especialista había indicado que lo más preocupante no es lo que le ocurre a las empresas de manera individual, sino la situación que la propia María Elena Solar expresa en su carta al Coordinador: La posibilidad de una ruptura en la cadena de pagos.

“Esto que se está produciendo horada uno de los principios de la operación del sistema, que es la certeza de los pagos. En el fondo le está metiendo un nivel de inestabilidad y riesgo muy alto al sistema eléctrico”, señalaba Guzmán.

Como efecto de esto, el consultor sostenía que las autoridades deberán tomar cartas en el asunto más temprano que tarde por el problema que se puede llegar a desencadenar.

Indicaba: “Las empresas, cuando firmaron contratos evaluaron cierto escenarios; y en función de esos escenarios, adquirieron una deuda, construyeron un proyecto, ofertaron un precio en la licitación y adjudicaron. Pero cuando las empresas ven que el escenario de la realidad se está separando mucho del evaluado, lo que hacen es levantar la mano y decirles a las autoridades. Y, por lo que se vio, todos estos inconvenientes fueron alertados ya: Vertimientos, necesidad de desarrollo de transmisión, de desacople, de que falta flexibilizar la operación”.

La semana pasada comunicamos que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) había renegociado contratos con 14 empresas por casi 700 MW.

Según pudo constatar Energía Estratégica, asistieron a la firma pública de Memorandos de Entendimiento ocho representantes delegados para 13 empresas que acumulan un poco más de 677 MW procedentes de generadoras renovables o térmicas a biomasa y diésel (ver detalle al pie de la nota).

En aquel acto, al que asistieron empresas locales y extranjeras como la Corporación Multi Inversiones (CMI) y Total Eren, como impulsores de proyectos eólicos y solares, referentes empresarios se pronunciaron a favor de los acuerdos con salvedades de que los mismos serán oficiales luego de la aprobación de la Junta Directiva de la ENEE.

Por un lado, uno de los portavoces de empresas térmicas que se pronunció ante el público presente consideró: “Llevamos meses en las renegociaciones buscando el equilibrio financiero para ambas partes. El objetivo principal creo que se ha alcanzado”.

Otro observó: “Entendemos la importancia de estos acuerdos y esperamos que se puedan formalizar de la manera más expedita posible”.

Por su parte, un representante legal de generadoras eólicas y solares declaró: “Esperamos realmente que esto ayude. Les deseamos lo mejor (…) Mi esperanza es simplemente dar vuelta la página y tener un país sostenible y que se realice su maravilloso potencial”.

Ahora bien, también advirtió que, como paso siguiente, “la reducción de pérdidas será fundamental”. Esta salvedad se da en un contexto en el que una mayoría de agentes generadores acusan a las pérdidas técnicas y no técnicas en Honduras como las responsables de que los números de la empresa estatal sigan en rojo y no se recupere el mercado eléctrico.

Como parte del fortalecimiento de la ENEE se propuso esta renegociación a unas 25 generadoras, para bajar los precios comprometidos en los contratos de suministro y hasta el momento se habría superado un poco más de la mitad.

Energía Estratégica relevó a aquellas generadoras que suscribieron memorandos de entendimiento la semana pasada que se encuentran entre los inscriptos como empresa generadora en el Registro Público de Empresas del Sector Eléctrico que releva la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Las empresas y sus proyectos serían:

Energía Eólica de Honduras S. A. – Parque Eólico Cerro de Hula de 100 MW
Sistemas Fotovoltaicos de Honduras, S. A. (FOTERSA) – Granja Solar Pacífico 1 de 20 MW
Soluciones Energéticas Renovables, S. A. de C. V. (SERSA) – centrales generadoras fotovoltaicas Choluteca Solar I y Choluteca Solar II  de 30 MW a 58 MWp
Producción de Energía Solar y Demás Renovables, S. A. de C. V. (PRODERSSA) – Proyecto Fotovoltaico Nacaome II de 49.90 MW
Generaciones Energéticas S. A. (GENERSA) – Parque Solar Fotovoltaico Generaciones Energéticas de 11.25 MW
Energías Solares S. A. – Parque Solar Fotovoltaico Energías Solares de 6.25 MW
Fotovoltaica Sureña S. A. – Parque Solar Fotovoltaica Sureña de 11.25 MW
Energy Honduras  S. A. – Proyecto renovable de 10 MW ampliable a 15 MW
San Marcos Wind Energy – Proyecto eólico San Marcos de 112.5 MW
Comercial Laeisz Honduras S.A  – Proyecto termoeléctrico de 70 MW
Energía Renovable, S. A. de C. V. (ENERSA) – centrales generadoras Termoeléctrica Choloma III con registro G-S25-01 y Termoeléctrica Enersa Cogeneración con registro G-S25-02 – 227 MW
Compañía Azucarera Tres Valles (CATV) – Proyecto de cogeneración de energía eléctrica azucarera tres valles de 9.5 MW / 11.1 MW
Energía Chumbagua S. A. – Central Generadora Biomásica Energía Chumbagua de 20 MW

Johnier Montoya, gerente comercial de ENSA Servicios asistió al ciclo de entrevistas “Protagonistas”. Allí, el referente de esta empresa parte del Grupo EPM, compartió su análisis de mercado, casos de éxito en autoconsumo solar y nuevos modelos de negocio.

Según adelantó Johnier Montoya, la distribuidora y comercializadora eléctrica con sede en Panamá planea expandir su oferta a otros mercados.

“Estamos mirando oportunidades en otros países de Centroamérica e inclusive de Sudamérica, sobre todo con nuestras líneas de tecnologías de la información y de eficiencia energética”, reveló el gerente comercial de ENSA Servicios.

Aquello da cuenta de las grandes oportunidades de negocios en la región y de una dinámica que resulta atractiva para nuevos jugadores en el mercado. En el caso de ENSA Servicios, que surgió hace apenas cinco años, ya plantea ampliar su oferta además de abarcar nuevos mercados.

“ENSA Servicios hoy tiene un portafolio de cerca de 9 líneas de negocio muy enfocadas en nuevos servicios de eficiencia energética, energía solar fotovoltaica, movilidad eléctrica, diseño y construcción de redes, entre otras diferentes a los servicios tradicionales que presta ENSA”, precisó Montoya.

En lo que respecta a autoconsumo solar, la empresa ya no sólo cubre el diseño, construcción y mantenimiento de sistemas solares para clientes residenciales, comerciales e industriales. Además supo alinear esa línea de negocio a nuevos requerimientos del mercado como pueden ser kits solares fotovoltaicos y próximamente soluciones de domótica para la automatización de sus consumos eléctricos.

“Queremos darle una mayor capilaridad al tema de paneles solares, queremos crecer bastante el mercado y estamos desarrollando cosas nuevas. Justo la semana pasada salimos con unos kits solares para los hogares con unos precios competitivos que permiten inclusive que un sistema de estos pueda recuperar su inversión en cuatro o cinco años”, detalló.

Para ejecutar esos y otros proyectos en un número clientes superior, el referente de ENSA Servicios aclaró que están trabajando en alianzas estratégicas con distintas entidades financieras para facilitar su acceso.

“Tenemos vigente dos alianzas con dos bancos panameños -uno del sector público, que es la Caja de Ahorros, y otro es Global Bank- con los cuales, creamos una línea de financiación que denominamos Financiación Verde, que básicamente lo que busca es acercar a las personas con este tipo de tecnología brindándole condiciones de financiación especial.

“Estamos ofreciendo con ellos tasas competitivas bastante por debajo de las tasas específicas del mercado para los montos de los cuales estamos hablando y son entidades financieras que para este tipo de proyectos están llegando hasta la financiación por 10 años con modelos de créditos tradicionales e inclusive lising operativos que permiten que la compañía tenga ciertos beneficios tributarios”, detalló.

Para acceder a estos y otros testimonios exclusivos de Johnier Montoya, gerente comercial de ENSA Servicios, puede consultar el video de la entrevista completa que le realizó Energía Estratégica.

El presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH2), Israel Hurtado, se pronunció por trabajar en una estrategia nacional y en normas oficiales mexicanas, ante el potencial que el país tiene para convertirse en un jugador importante a nivel internacional en materia de hidrógeno verde.

En el marco del XII Congreso Conjunto de Asociaciones de Energía “Imagina México 2030”, y en vísperas de la celebración del Día Internacional del Hidrógeno el 8 de octubre, señaló que el país carece de una estrategia nacional de hidrógeno, cuando otras naciones ya la tienen gracias a que convocaron a sus sectores académicos, científicos, industriales y sociales, en conjunto con autoridades.

También subrayó la importancia de trabajar en el tema de regulación, pero en particular en normas oficiales mexicanas enfocadas a temas técnicos como, por ejemplo, la instalación de electrolizadores en centrales renovables, para almacenamiento de hidrógeno, transporte y seguridad.

Destacó las condiciones que México tiene, y el mundo reconoce, para convertirse en un jugador importante para producción, consumo y exportación de hidrógeno verde, gracias a su potencial renovable, al Tratado comercial entre México, Estados Unidos y Canadá (T- MEC) y su ubicación geográfica privilegiada.

De acuerdo con diversos estudios, el país podría tener hasta 64 por ciento de costos de producción más bajos en comparación con otros países. Además, puede exportar a Estados Unidos, Asia y América del Sur, por lo que “es una gran oportunidad que tenemos como país de desarrollar el hidrógeno”.

Asimismo, sostuvo, el hidrógeno es uno de los componentes de la solución en el marco de la lucha contra el cambio climático, la descarbonización industrial y para tratar de contener el incremento en la temperatura del planeta.

El hidrógeno verde también puede coadyuvar en los esfuerzos a nivel internacional para cumplir los Objetivos de Desarrollo Sostenible, así como los Estándares Ambientales, Sociales y de Gobernanza. Hurtado recordó que en mayo pasado la AMH2 presentó el documento “Hidrógeno verde: El vector energético para descarbonizar la economía de México”, en donde se propone una Hoja de Ruta para el desarrollo de esa industria en México.

En el XII Congreso Conjunto de Asociaciones de Energía, que se realizó los días 5 y 6 de octubre, participaron representantes de siete organizaciones para dialogar sobre las perspectivas del sector hacia 2030, la transición energética y la sustentabilidad en México.

“Imagina México 2030” fue convocado las asociaciones mexicanas de Hidrógeno (AMH2), de Energía (AME), de Energía Solar (ASOLMEX), de Empresas de Hidrocarburos (AMEXHI), de Energía Eólica (AMDEE), de Gas Natural (AMGN) y para la Economía Energética (AMEE), junto con el World Energy Council Capítulo México (WEC-MEX).

Cristian Díaz Durán, director de Energía Eléctrica en el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, y Lina Escobar Rangel, subdirectora de Demanda en la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), confirmaron su participación en la próxima conferencia y networking de Latam Future Energy. 

Se trata del “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” se llevará a cabo en los salones del Hotel JW Marriott de Bogotá el próximo 25 y 26 de octubre del 2022.

ASISTIR

Las autoridades invitadas compartirán jornadas de debate de alto nivel las que también asistirán referentes empresarios del ámbito privado de toda Latinoamérica para compartir su visión sobre el rumbo que podrán tomar países de la región ante una fuerte apuesta hacia las energías renovables.

En el caso de Colombia, el gobierno promueve un proceso de “transición energética justa”, donde el impacto de los proyectos no sólo sean positivos para el ambiente, sino también para la economía y las comunidades.

¿Qué mecanismos implementarán para lograr una transición justa? ¿Qué rol tendrá cada actor del mercado energético? ¿Qué modelos de negocios se podrán impulsar? Son algunas de las preguntas que Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación del Grupo Energía Bogotá, realizará a los panelistas como moderador del bloque del que participarán referentes del sector público y privado.

PARTICIPAR

El atractivo que encuentra la iniciativa privada de invertir en proyectos de energías renovables en el mercado colombiano no es menor y están pendientes de conocer la Hoja de Ruta que guiará los pasos de la actual gestión de gobierno.

Empresas privadas de renombre internacional también confirmaron su participación. Entre ellas, podemos mencionar a AES, Array Technologies, Atlas Renewable Energy, AtZ Investment Partners, EDP Renovables, ENERCON, First Solar, Growatt, Ingeteam, JA Solar,  Jinko Solar, Marsh, MPC Energy Solutions, Nordex Group, Powertis, Power Electronics, Renovus, Risen, Solines & Asociados, Solis, Soltec, Sungrow, entre otras.

Todos los interesados en asistir a “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” ya pueden adquirir su entrada para las dos jornadas de conferencia y networking del próximo 25 y 26 de octubre del 2022.

ENTRADA

Casi 435 PMGD se han declarado en construcción ante la CNE, por alrededor de 2,5 GW, para poder acogerse al precio estabilizado que propone el Decreto Supremo 88, el cual supone mayor rentabilidad para proyectos solares respecto al nuevo esquema de bandas horarias.

En diálogo con Energía Estratégica, Francisco Yáñez, Director Ejecutivo FEYE Consultores, destaca que “la CNE hizo un gran trabajo” al momento de revisar los proyectos, cuya fecha límite es mañana 8 de octubre.

“Es un gran mérito porque ingresaron casi 450 proyectos, los cuales terminaron siendo revisados en tiempo y forma”, remata el consultor, al tiempo que cree que buena parte de los PMGD podrán incorporarse al viejo sistema de precios.

Desde FEYE han desarrollado uno de los emprendimientos en evaluación de la CNE y han acompañado a dos decenas de otras compañías tanto en su desarrollo como en el armado de la declaración en construcción. Yáñez calcula que la gran mayoría de estos proyectos serán aprobados.

“Somos una consultora que apoyamos a nuestros clientes en sus desarrollos, en sus proyectos en construcción y operación, abordando toda la cadena; ayudándolos a resolver problemas, los apoyamos desde el punto de vista legal, de permisos, de acompañamiento con las comunidades, con los principales actores involucrados”, desataca el ejecutivo.

Por tanto, para Yáñez el 2023 será “un año de construcción”, donde se montarán alrededor de 400 PMGD, lo que va a generar una altísima demanda.

“Van a existir grandísimos temas con vialidad, con las distribuidoras, para que podamos llegar a conectar toda esta cantidad de proyectos, y ese es un desafío que se viene para el mercado”, advierte.

Otro aspecto que se verá con fuerza el año entrante son los PMGD solares fotovoltaicos con la incorporación de baterías, teniendo en cuenta que el nuevo régimen de precios de bandas horarias castiga las horas de sol

“El paso natural del mercado que debería venir ahora son los PMGD que empiecen a incluir almacenamiento”, asegura el director ejecutivo de FEYE.

Y razona: “Ya que está el proyecto de Ley de almacenamiento y el incentivo en el Decreto 88 con las bandas horarias, donde los horarios más atractivos son en horas de no sol, el almacenamiento cumple una función clave”. Aunque confía: “El gran tema es el costo de las baterías”.

Para Yáñez, el 2023 será una temporada de estructuración de proyectos con almacenamiento. Teniendo en cuenta que la demora para su concreción es de uno año a un año y medio, éstos podrían estar terminados en el 2025, donde el costo de las baterías pueda haber caído lo suficiente para que sean realmente atractivos.

La última semana de septiembre, Goldwind Argentina se reunió con Sinosure -China Export Credit Insurance Corporation, compañía de seguros con más de dos décadas de experiencia en la promoción del desarrollo y la cooperación económica y comercial de China en el exterior.

}Ambas partes acordaron trabajar en estrecha colaboración para contribuir al desarrollo de la industria eólica argentina.

Por otro lado, la compañía recibió la visita de varios bancos internacionales en sus oficinas, incluida la presencia de Bank of China Limited Sucursal Buenos Aires, la institución bancaria más antigua y con mayor nivel de internacionalización de China. 

Los bancos acordaron con Goldwind Argentina mecanismos macro para la cooperación económica que posibilite el desarrollo de proyectos de energía renovable en el país. 

Estas iniciativas son parte del Diálogo Estratégico para la Cooperación y Coordinación Económica (DECCE), que se realiza en el marco de la Iniciativa de la Franja Económica de la Ruta de la Seda y de la Ruta Marítima de la Seda del Siglo XXI, iniciativa firmada por el canciller argentino Santiago Cafiero y He Lifeng, presidente de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma de la República Popular China.

El experto comisionado, José Fernando Prada, participó de “El Impacto de la Transición Energética en la Economía”, VIII Congreso de la Cámara Colombiana de la Energía; y lo hizo precisamente en su intervención denominada “Retos del Regulador en la Prestación del Servicio en la Transición Energética.

En su exposición el experto resaltó las resoluciones y los proyectos de resolución expedidos por la CREG que viabilizan la transición energética, entre los que se encuentran: los nuevos procedimientos y la definición de los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional; la actualización de las reglas de autogeneración para que los usuarios puedan vender excedentes de energía; las disposiciones sobre sistemas de almacenamiento; entre otras.

Así mismo, resaltó los proyectos regulatorios en curso para este 2022 y más allá, como: la modernización del Mercado de Energía Mayorista, que actualmente se encuentra en consulta de los agentes y de los usuarios; la revisión integral del código de redes para incorporar nuevas tecnologías; la regulación para habilitar la movilidad eléctrica; y normatividades sobre almacenamiento de energía.

“El modelo regulatorio en la transición energética debe estar impulsado al cumplimiento de objetivos en la prestación del servicio: seguridad, asequibilidad y sostenibilidad. En armonía con la política energética y con una participación más activa de los usuarios”, resaltó Prada.

Frente a este tema, el experto profundizó al referirse a cómo el sector eléctrico debe procurar para que las actividades del mercado energético propendan a la protección del medio ambiente, mitigando los efectos del cambio climático.

Además, el funcionario focalizó en que se espera que con la integración de energías renovables no convencionales se contribuya a la diversidad y seguridad de la generación energética del país.

“Debemos garantizar que el servicio de energía se pueda prestar sin comprometer los estándares de confiabilidad y la calidad del servicio que hemos alcanzado durante estos años”, advirtió.

El experto comisionado también realizó un recuento del nuevo contexto en la prestación de servicio de energía eléctrica que incluye la descarbonización de la producción y uso de energía, el uso de fuentes renovables, la digitalización del sistema, los nuevos modelos operativos y el usuario de energía como productor y consumidor (Prosumidor).

Y resaltó que, las resoluciones de la transición energética que se han expedido desde la CREG responden a este contexto.

La energía solar en Brasil creció 1 GW en el último mes y alcanzó un nuevo récord para el país y la región con 20 GW de capacidad fotovoltaica en operación. 

Según muestran los datos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) y la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), la generación distribuida continúa dominando el mercado de esta tecnología renovable con 13,47 GW , es decir 0,75 GW más que el agosto. 

“En septiembre, 29 municipios brasileños alcanzaron importantes hitos de capacidad instalada en generación solar fotovoltaica distribuida”, anunciaron desde ABSOLAR. Y los principales municipios que se destacan son Goiana (100 MW), Manaos (75 MW), Rondonópolis y Sorriso (ambos con 50 MW cada uno). 

Mientras que la generación centralizada sobrepasó los 6,52 GW y dejó atrás la marca de 5927 MW que tenía hasta hace mes y medio atrás, con el estado de Bahía liderando el ranking de esta alternativa con más de 40 plantas en operación y 1,3 GW de potencia instalada. Entidad federativa que, desde 2017 generó aproximadamente 8.463 GWh.

Esta adición de potencia significa que, a lo largo del 2022, se incorporaron 6,2 GW de energía solar en el país (la generación distribuida sumó 4,3 GW y la 1,9 GW centralizada), lo que representa un incremento del 44,4%. Hecho que permite que sea la tercera fuente de energía con mayor capacidad instalada de la matriz eléctrica del país.

Uno de los principales factores para lograr este crecimiento es que los precios promedio de los kits fotovoltaicos mostraron una reducción del 12% a mitad de año, a comparación de enero de 2022, principalmente por los altos niveles de inventario y el aumento de la competencia mayorista. 

Y según dieron a conocer desde ABSOLAR, en ese período Brasil ganó más de 399000 unidades consumidores que ya generan su propia energía eléctrica. 

Además, según la propia asociación, la solar fotovoltaica ya trajo cerca de R$ 103 mil millones en inversiones al país y más de R$ 27,2 mil millones en las arcas públicas, sumado a que generó más de 600000 acumulados desde 2012 y evitó la emisión de 28,4 millones de toneladas de CO2 en la generación eléctrica.

Estos acontecimientos se dan pocos días antes de que se lleve a cabo la Subasta de Energía Nueva A-5 (LEN), prevista para el viernes 14 del corriente mes tras el aplazamiento ocurrido en septiembre. 

Dicha convocatoria tuvo récord de ofertas de suministro, con 2044 proyectos de energía limpia por un total de 830005 MW de potencia entre todas las tecnologías presentadas, donde los proyectos solares fueron los más interesados, con 1345 parques inscritos por 55822 MW.