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El ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira, anunció que el gobierno ya planifica nuevas políticas públicas para combatir la pobreza energética y mantener al país como uno de los grandes protagonistas mundiales en cuanto a energía limpia y renovable. 

“Brasil tiene todas las cualidades, fuerza y ​​características para ser el gran protagonista de la transición energética en el mundo. Durante estos primeros seis meses de gobierno nos enfocamos en hacer una planificación estratégica, sólida y consistente para que esto suceda”, manifestó el ministro durante un evento. 

Tal es así que Silveira anticipó que en julio se lanzará un programa de descarbonización para la Amazonia, la selva tropical más extensa del mundo, donde se prevé seguir instalando más generación verde como también acabar totalmente con su deforestación. 

“Será el mayor programa de descarbonización del mundo y de sustentabilidad, ya que se invertirán cerca de R$ 5000 millones en esta iniciativa (equivale a poco más de USD 1000 millones). Y con ese programa reemplazaremos la generación diésel por energías limpias y renovables en más de 200 sistemas aislados de la Amazonia”, aseguró.  

Con ello, el objetivo es reducir el uso de los combustibles líquidos y contaminantes en la producción de energía en la región y, en consecuencia, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un área que ya emite más dióxido de carbono del que puede almacenar debido a los incendios fuera de control y la tala desmedida registradas en el último tiempo. 

“Nuestro gobierno tiene un ojo en la falta de la sostenbilidad en todos sus conceptos, ambiental, social y económico. Esta combinación de valores nos guía hacia nuestro principal propósito de mejorar la vida de todas las personas”, sostuvo el titular de la cartera energética de Brasil. 

Y cabe recordar que la victoria electoral de Luiz Inácio Lula da Silva puso altas expectativas en Brasil para la protección del bosque tropical del Amazonas, ya que el presidente electo ratificó su compromiso de resguardar la región. Incluso, durante su primer mandato, la deforestación alcanzó su punto más bajo en dos décadas.

Por otro lado, el ministro de Minas y Energía del país también hizo hincapié en las Subastas de Transmisión del corriente año. La primera de ellas se llevará a cabo este viernes 30 de junio en la ciudad de San Pablo y allí se licitará la construcción, operación y mantenimiento de 6.184 kilómetros de líneas de transmisión y subestaciones con una capacidad de transformación de 400 megavoltios-amperios (MVA).

Mientras que en marzo entró a consulta pública la que podría ser la convocatoria de transmisión más grande de su historia en términos de proyectos y montos de inversión, dado que en total se licitarán 4471 kilómetros en líneas y 9.840 MW de capacidad, por aproximadamente R$ 19,7 mil millones.

“Estas subastas desbloquearán obras de generación renovable (se esperan más de R$ 200,000 millones en inversiones), que formarán parte de la política nacional de transición energética, la cual también será apreciada en julio en la próxima reunión del Consejo Nacional de Política Energética”, concluyó Alexandre Silveira.

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SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones de energía fotovoltaica (PV) y sistemas de almacenamiento de energía (ESS, por sus siglas en inglés), llevó a cabo el lanzamiento de nuevos productos «Avanzando» donde su última innovación tecnológica, el sistema de microinversores SOFAR PowerNano, tuvo un impresionante debut.

Diseñado para el hogar digital de energía del futuro, PowerNano es adecuado para aplicaciones en todos los escenarios a través de la combinación de microinversores, centro inteligente para el hogar y batería de corriente alterna (AC), brindando una solución fácil de distribuir, instalar y utilizar que maximiza el retorno de la inversión (ROI) al instalar paneles solares en el hogar.

Una fusión de PV y ESS Los sistemas de microinversores SOFAR PowerNano constan de tres soluciones que cubren una amplia serie de modelos 1 en 1 (MR500), 2 en 1 (MR600, MR800, MR1000) y 4 en 1 (MR1600, MR2000, MR2400).

Gracias a la integración de energía solar y sistemas de almacenamiento de energía, se adapta perfectamente a varios escenarios, incluyendo sistemas solares conectados a la red, sistemas residenciales conectados a la red y sistemas de almacenamiento de energía residenciales.

Combinado con los sistemas de almacenamiento de energía, PowerNano proporciona energía de respaldo estable en caso de cortes de energía que pueden ocasionar pérdidas económicas significativas, contribuyendo a mejorar la tasa de autoconsumo y reducir las facturas de electricidad.

Mayor seguridad Una de las características destacadas de PowerNano es su garantía de medidas de seguridad. El microinversor garantiza un voltaje de CC <60V sin arco eléctrico de CC, lo que lo hace seguro para hogares con mascotas y niños. Equipado con cierre rápido de seguridad (RSD) e IP67, la vida útil de PowerNano se ha mejorado a 25 años.

Rendimientos optimizados En cuanto a los módulos fotovoltaicos de múltiples orientaciones, la falta de coincidencia es un punto crítico.

Sobre la base de la entrada de MPPT a nivel de módulo, los módulos funcionan de forma independiente sin discrepancias en el sistema de microinversores. Además, PowerNano es perfectamente compatible con módulos fotovoltaicos de alta potencia de 182/210 mm, lo que permite un aumento de hasta el 5% en el rendimiento energético.

Mantenimiento sin complicaciones Adecuado para instalaciones en balcones y azoteas, PowerNano es increíblemente fácil de instalar con características de «conectar y usar», lo que simplifica aún más el procedimiento de instalación y operación. Al mismo tiempo, los usuarios pueden implementar una gestión inteligente de la energía a través del monitoreo remoto con un teléfono móvil.

Con base en la competitividad demostrada de PowerNano, SOFAR también firmó memorandos de entendimiento con PowR Group, Elicity, PV Selected y Vögelin GmbH, expandiendo significativamente su influencia en el sector de microinversores residenciales y marcando un capítulo crucial en el viaje de la compañía hacia la facilitación de un estilo de vida asequible y de emisiones netas cero para todos.

Guy Rong, Vicepresidente Senior de SOFAR, cree que SOFAR PowerNano representa un paso importante hacia los objetivos globales de emisiones netas cero a través de un estilo de vida más verde para individuos y familias.

«El lanzamiento de PowerNano demuestra nuestro compromiso de acelerar la adopción de energía solar y apoyar a los propietarios de viviendas a obtener una independencia energética limpia. Aprovechando nuestra capacidad de I+D, esperamos seguir innovando y ofrecer soluciones para construir un futuro sostenible para todos», señaló.

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder mundial de soluciones de energía fotovoltaica (PV) y sistemas de almacenamiento de energía (ESS) y se compromete a ser líder en soluciones de energía digital con una cartera integral que incluye inversores fotovoltaicos, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de baterías, almacenamiento de energía central y soluciones de gestión de energía inteligente para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales a gran escala.

Para 2021, SOFAR ingresó en el TOP5 de los principales proveedores de inversores híbridos a nivel mundial, estableció una red global de I+D con tres centros de I+D y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10 GW para inversores PV y de almacenamiento y 1 GWh para baterías. Hasta 2022, SOFAR ha enviado más de 18 GW de inversores a más de 100 países y regiones de todo el mundo.

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“Estamos planteando la creación de un espacio para que todos los países hidrogeneros de Latinoamérica y resto del mundo puedan conversar claramente sobre las reglas de juego”, declaró Rosilena Lindo Riggs, subsecretaria Nacional de Energía de Panamá. 

El Hydrogen International Trade Organisation llegaría para determinar estándares para la comercialización de hidrógeno verde, sus precios, certificaciones válidas y metodologías de cálculo de carbono para acercarnos hacia un clima más saludable y estable. 

Durante su participación en un conversatorio de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA), Rosilena Lindo Riggs adelantó que el lanzamiento de esta organización intergubernamental podría darse este mismo año. 

La expectativa es que suceda en la 28ª Conferencia de las Partes (COP28), donde se reunirán las Partes en la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) y donde podrán aliarse países de Latinoamérica y resto del mundo. 

En el marco del evento del ECPA, Rosilena Lindo Riggs además socializó la estrategia nacional de hidrógeno verde y derivados que impulsa la Secretaría de Energía como la columna vertebral de la transformación del sector de hidrocarburos.

Y es que Panamá se posiciona no sólo como un mercado estratégico para el transporte y almacenaje de hidrógeno verde y sus derivados, sino también como un país productor. 

“Estamos previendo poder producir en Panamá hidrógeno verde, amoniaco verde, e-metanol y e-queroseno”, adelantó Lindo Riggs. 

Con un paquete de medidas contempladas desde su estrategia de hidrógeno verde, se persigue  crear una industria para reducir sustancialmente los impactos negativos de las emisiones en el sector de transporte con h2v. 

Existe un gran potencial. Y es que sólo en el canal de Panamá se despacha energía para alrededor de 5000 barcos anualmente que resulta en una venta de hidrocarburos superior al consumo doméstico. 

“Hemos puesto unas metas donde esperamos que de aquí al 2030 poder despachar por lo menos el 5% de ese bunkering que sea verde que sea con amoniaco verde con e-metanol. Pero también hemos puesto metas al 2040 y al 2050, donde al 2040 esperamos que el 30% del despacho como mínimo sean energéticos limpios y al 2050 por lo menos el 40%”, precisó la subsecretaria de Energía. Y aquello no sería todo. 

Sus planes van más allá del sector marítimo. También están fijando metas para el sector de la aviación. Según comentó Lindo Riggs, al 2050 propusieron que por lo menos el 30% de combustible que se despache sea queroseno sintético y otros Sustainable Aviation Fuels que puedan participar del proceso.

“Queremos ser productores, esperamos estar produciendo 500,000 toneladas de hidrógeno verde y derivados al 2030”, subrayó. 

Ahora bien, entendiendo que la demanda podría ser mayor en la próxima década, consideró necesario no sólo crecer en las capacidades locales de producción sino también que otros países productores potenciales como Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica y Uruguay elijan destinar sus energéticos a Panamá para ser despachado al sector marítimo y al sector de la aviación. 

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Por las fuertes olas de calor que atraviesa el país, el pasado 20 de junio se alcanzó un pico histórico de demanda bruta de electricidad, alcanzando los 52,823 MW. Esta cifra fue un 9% superior al máximo registrado en el año 2022, lo cual preocupa el sector teniendo en cuenta que el verano apenas comienza.

En diálogo con Energía Estratégica, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, explica que este pico en la demanda es el “efecto dominó” de un conjunto de malas decisiones sobre la cual se ha estructurado la política energética del Gobierno actual.

Según el especialista, esta crisis energética se explica por 3 razones claves:

 La cancelación de mecanismos de inversión para el desarrollo de proyectos de generación de energía

Entre 2019 y 2022 la inversión en el sector energético nacional disminuyó en un 72% durante este sexenio acumulando apenas $2,800 millones de dólares, mientras que entre 2014-2018 los montos de inversión en el sector alcanzaron los $10,000 millones de dólares.

Según Guzmán, esta reducción se vincula con la cancelación de las subastas de largo plazo, las cuales funcionaban como instrumentos para el desarrollo de proyectos de generación principalmente de energías renovables.

Estas limitaciones en materia de generación eléctrica muestran una tendencia que ha comenzado a rebasar el margen de reserva de energía que de acuerdo con el Código de Red debe ser del 13% como mínimo. En efecto, el pasado 20 junio el estado de emergencia reportado por el CENACE fue porque el margen de reserva operativa era menor al 6%.

«En condiciones operativas y de demanda normales, México cuenta con la electricidad suficiente para dar cobertura, el problema está, en que actualmente las ondas de calor que han azotado al país no son condiciones normales, lo que ha provocado un mayor consumo de energía. En regiones como la Zona Metropolitana del Valle de México, por ejemplo, se han registrado temperaturas superiores a los 35 ºC y ha provocado que se adquieran equipos de aire acondicionado para tener un mayor confort térmico.  Esto es uno de los principales factores del incremento desmesurado de la demanda de electricidad actual», destaca el experto de Ethos.

«Desafortunadamente el gobierno jamás se imagino que ocurriría y no se tomaron las precauciones pertinentes para hacerle frente en caso de que sucediera, aunado a que el verano apenas comienza y esta tendencia tanto de aumento en la temperatura como de demanda de electricidad, podría mantenerse e incluso incrementarse. Es ahí donde está la gravedad de este problema y la gran responsabilidad del gobierno», agrega.

2. Cambio metodológico injustificado en el diseño de documentos de planeación estratégica del sector energético

El PRODESEN 2023-2037 fue muy criticado por modificar los criterios metodológicos de participación de generación de energías limpias, donde se “alteraron” datos para “inflar” las cifras y alcanzar las metas de descarbonización.

Además, Guzmán explica: «El PRODESEN reveló las deficiencias en el desarrollo de la Red Nacional de Transmisión y Distribución, en donde, se había definido la necesidad de desarrollar aproximadamente 318 proyectos para estos dos sectores –los cuales hay que recordar son competencia única del sector público, es decir de la CFE,– y de esos 318 únicamente se han construido 30 para 2023″. 

Para el experto, este fenómeno ha generado “cuellos de botella” en 3 principales regiones del país, en donde la reserva operativa de energía se ve limitada. Estas regiones son el: Noroeste (principalmente estados como Sonora y Chihuahua), la península de Yucatán (principalmente estados como Yucatán y Tabasco) y finalmente, la región de Baja California tanto Norte como Sur.

Cabe destacar que ninguna de estas zonas forman parte del Sistema Interconectado Nacional (SIN), por lo que tienen aún más limitaciones en cuanto a su disponibilidad de electricidad.

Si bien el presidente Andrés Manuel López Obrador en la mañanera del lunes pasado descartó que se puedan producir apagones, Guzmán advierte que «ya se ha reportado este tipo de eventos en estas regiones y son muy factibles que puedan continuar presentándose».

3. La cancelación del Horario de Verano y sus verdaderas consecuencias sociales.

Históricamente la razón de la creación del Horario de Verano había sido la de aprovechar más la luz del sol para utilizar menos la energía eléctrica en los hogares y edificios de trabajo. Dicho programa fue creado por el ex-presidente Ernesto Zedillo Ponce de León, uno de los principales detractores de las medidas de política económica emprendidas por el actual gobierno.

Por estos motivos, de acuerdo a Guzmán, bajo «una evaluación más de percepción social que técnico-económica» AMLO argumentó que no se han producido los ahorros en energía que se prometieron cuando entró en vigor en 1996.

«Las estimaciones de ahorro de electricidad reportadas por el Horario de Verano oscilaban entre el 1 y 3% anual y su variación dependía de la región del país –ya que la demanda de energía eléctrica no es homogénea– por lo que su efectividad era mayor en algunas regiones del país, pero en lo general, cumplía su propósito de mejorar la gestión de la demanda energética durante esa época del año», explica.

«Bajo la situación actual de estrés del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) por el incremento en la demanda y teniendo en cuenta que la temporada de verano apenas comienza y con ello, se suma un incremento adicional en la demanda de entre un 8-5%, la aportación que el Horario de Verano hubiera representado una ayuda importante para mejorar las condiciones alarmantes en las cuales se encuentra el sector energético nacional», añade.

En tanto a las consecuencias sociales, el especialista explica: “Si empieza a haber apagones las zonas que se van a priorizar para revertir la situación son las zonas urbanas o turísticas, y se van a desanter las zonas más alejadas de la urbe donde viven la población más vulnerable. Estas son cuestiones que nunca se visualizaron cuando el actual gobierno diseñó la política energética actual».

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La agrovoltaica está creciendo a pasos agigantados en México principalmente por su potencial para aprovechar de manera más eficiente el suelo y promover la sostenibilidad en el sector agrícola. Inclusive, comunidades originarias en regiones como Sonora están empezando a implementar estos sistemas para producir sus propias hortalizas.

Bajo esta premisa, el Instituto de Energías Renovables (IER – UNAM) en colaboración con Solarever, empresa mexicana líder en la fabricación de productos solares, desarrolló un sistema agrovoltaico único en su tipo que permite dosificar la radiación solar que reciben los cultivos para que puedan desarrollarse de manera plena y saludable.

Se trata de la instalación de sistemas solares convencionales sobre estructuras elevadas para aprovechar el espacio que queda debajo para cultivar alimentos. Actualmente, en esta práctica se emplean módulos fotovoltaicos tradicionales que, al ser opacos, no permiten el paso de la luz solar, lo que perjudica el crecimiento de los cultivos, disminuyendo la producción hasta en un 30%.

En este sentido, Agrivoltaics, la nueva tendencia de investigación que se está impulsando en el Instituto de Energías Renovables (IER-UNAM), hace un aporte importante para los sectores solar y agrario, al diseñar un Módulo Fotovoltaico (MFV) específico para integrar Sistemas Agrovoltaicos (SAV).

Este, a diferencia de otros paneles, toma la salud del cultivo como prioridad y deja pasar suficiente radiación solar para que los cultivos ubicados debajo del generador fotovoltaico puedan desarrollarse de manera plena.

Según pudo saber Energía Estratégica, el Dr. Aaron Sánchez, responsable técnico del proyecto realizado entre IER-UNAM y Solarever destaca: “En este sistema proponemos emplear un módulo de 144 celdas recortadas y retirar el 50% de ellas de forma escalonada para obtener un panel que asemeja un tablero de ajedrez”.

“Ya hemos comprobado, a través de simulaciones computacionales, que de esta forma la cantidad de radiación que recibe el suelo de cultivo es mucho más abundante y uniforme que la del sistema agrovoltaico convencional, por lo que, es una solución que ayudará a mitigar los efectos negativos en la calidad del cultivo derivados del sombreamiento.”, agrega

Desde sus inicios, Solarever ha reconocido la importancia de apoyar proyectos que impulsen la innovación en el campo de la energía solar, por eso no ha dudado en tomar la iniciativa para transferir tecnología de vanguardia, producir los nuevos módulos y donar los recursos materiales necesarios para que el proyecto agrovoltaico continúe con su etapa de pruebas dentro de las instalaciones del IER – UNAM en Temixco, Morelos.

En tanto, Rosa Trillo, subgerente de proyectos tecnológicos de Solarever, destaca: “Nos enorgullece ser parte de este proyecto en el que aceptamos el desafío de diseñar módulos bajo las especificaciones descritas en el proyecto del IER. Actualmente, este proyecto reporta un nivel 3 de maduración tecnológica, lo que indica que, a la fecha, ya se han llevado a cabo estudios analíticos y estudios en entornos simulados que validan la tecnología”.

“Sin duda, nos alegra saber que nuestro aporte hará posible que el proyecto pase al cuarto nivel de madurez, donde las pruebas se llevarán a cabo ya en entornos reales”, añade.

De esta forma, la compañía fabricó y donó 25 módulos fotovoltaicos tipo tablero con una potencia pico resultante de 200W y suministró los materiales estructurales necesarios para integrar e instalar las bases elevadas que darán soporte al nuevo Sistema Agrovoiltaco. Este tendrá una extensión de 30 m2 e iniciará pruebas durante el mes de junio.

Miguel Guevara Nieto, especialista en sistemas fotovoltaicos del IER de la UNAM fue quien formuló y desarrolló este proyecto de investigación para aspirar al grado de Doctor en Ingeniería.

“Para mí, que vengo de una comunidad de campesinos Xochimilcas, participar con una compañía con años de experiencia como Solarever, representa una oportunidad única para poder vincular esta propuesta académica agrícola-fotovoltaica con la realidad comercial, dándonos la oportunidad de evaluar un sistema agrovoltaico de prueba y obtener datos confiables de funcionamiento, manufactura y venta de tecnología fotovoltaica que no suelen estar disponibles para el público en general, destacó Nieto.

“Tengo fe en que esta colaboración nos ayudará a definir las vías para que la tecnología propuesta realmente represente un beneficio para el sector agroalimentario de mi comunidad agrícola chinampera y de México en general, brindándole al agricultor el acceso a la electricidad sin: disminuir su producción de alimentos, quitarle espacio de cultivo ni interferir con sus actividades agrícolas de rigor”, insiste.

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Concluyó el taller de cierre del proyecto Redes de Aprendizaje (RdA) en Sistemas de Gestión de  Energía en empresas del sector industrial del Ecuador, organizado por los Ministerios de Energía y  Minas, de Ambiente, Agua y Transición Ecológica, Cooperación Alemana para el Desarrollo (GIZ), la  Unión Europea y Ergon Plus, mismo que se ejecutó en el marco del Programa Euroclima+ y contó con  la participación de 15 empresas ecuatorianas. 

El acto de clausura se desarrolló este 23 de junio en Quito y contó con la presencia del Viceministro  de Electricidad y Energía Renovable, Marcelo Jaramillo, representantes de la Unión Europea en  Ecuador, funcionarios de la Embajada de la República Federal de Alemania y los equipos técnicos que  participaron en la coordinación y ejecución del proyecto. 

La iniciativa tuvo entre sus objetivos: implementar Sistemas de Gestión de Energía con base a la ISO  50001 en las organizaciones participantes, promover la adopción de una cultura de eficiencia  energética en la industria para mejorar su desempeño energético y minimizar impactos ambientales  dentro de los procesos productivos. 

Como parte del proceso de la RdA se llevaron a cabo ocho talleres de implementación y cuatro  webinarios, mismos que fueron diseñados para atender las necesidades específicas de la red. En el  marco de los talleres se realizaron exposiciones técnicas y actividades grupales que permitieron aplicar  lo aprendido e intercambiar experiencias entre los participantes, así como también, fortalecer sus  conocimientos sobre la ISO 50001. 

En total se identificaron 77 medidas de mejora del desempeño energético, 43 en energía eléctrica y 34  en energía térmica. Actualmente las industrias están ejecutando sus planes de acción. 

Durante su intervención el Viceministro de Electricidad y Energía Renovable Marcelo Jaramillo, indicó:  “Con base en la experiencia obtenida durante el desarrollo del proyecto, esperamos que sus empresas  se conviertan en voceros de los beneficios de la aplicación de la gestión de energía, con el fin de que  más industrias y prestadores de servicio se sientan motivados a la adopción de estos principios y  buenas prácticas que conlleven a una cultura de eficiencia energética” 

Con la aplicación de los planes de acción que surgieron en el proceso de RdA, el objetivo es alcanzar  a diciembre de 2024 una reducción de: 6.817.201 KWh / año de energía eléctrica, 88.442 GJ/año de  energía térmica, lo que representa un ahorro económico de 2.267.931 USD/año y 7.086 tCO2/año de  emisiones de gases de efecto invernadero evitadas. 

Las ramas industriales que participaron dentro del proyecto de RdA se enmarcan en los sectores de  alimentos y bebidas, metalmecánica, plástico, automotriz, industria cementera, manufactura y  fabricación de baterías, papelera, servicio de bombeo de agua así como de petróleo y gas, mismas  que arrancaron su capacitación en el mes de julio de 2022. 

Con la aplicación del proceso de RdA, Ecuador ratifica su compromiso de apoyar el combate al cambio  climático por medio de la implementación de sus Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC,  por sus siglas en inglés), lo que implica la ejecución de diversas acciones dirigidas a la reducción de  emisiones de gases de efecto invernadero y que están alineadas a las políticas nacionales y sectoriales  relacionadas con eficiencia energética y mitigación del cambio climático. 

El Ministerio de Energía y Minas trabaja permanentemente en cumplir con las metas del Plan Nacional  de Eficiencia Energética y en fomentar la optimización del consumo energético en todos los sectores  productivos, dando cumplimiento de esta manera a la política pública desarrollada para el efecto.

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El proceso de descarbonización de la economía es uno de los más grandes desafíos impuestos últimamente a nivel mundial por la agenda de prevención del cambio climático. En este sentido, la generación de hidrógeno verde puede acelerar la transición energética permitiendo almacenar y transportar a largas distancias energía limpia.

Para avanzar hacia este objetivo, en 2017 se formó el Hydrogen Council, iniciativa mundial liderada por directores generales de 132 empresas líderes en energía, transporte, industria e inversión con una visión unida y a largo plazo para desarrollar la economía del hidrógeno, del cual Black & Veatch es miembro desde 2021.

El organismo publicó recientemente un último reporte titulado “Hydrogen Insights 2022”, desarrollado en colaboración con McKinsey, donde expertos analizaron la actual situación del hidrógeno a nivel mundial y sus desafíos, concluyendo que para alcanzar las cero emisiones mundiales al 2050 se requiere una inversión aproximada de USD 700 mil millones en hidrógeno para 2030, sin embargo hoy sólo el 3% de este capital está comprometido.

Otra de las conclusiones a las que llegó el grupo de expertos es que los gobiernos regionales e industrias deben impulsar hojas de ruta estratégicas que permitan establecer los pasos a seguir para hacer realidad este objetivo. Las aplicaciones más importantes a corto y mediano plazo de la descarbonización basadas en hidrógeno son:

Almacenamiento de energía, donde el hidrógeno va a ser una de las principales opciones para almacenar energía renovable.
Movilidad, ya que funciona como combustible directo en automóviles y autobuses con celdas de combustible
La transición de hidrógeno limpio mediante electrólisis o captura de carbono para uso industrial, como la industria cementera, de producción de amonio verde o producción de combustibles sintéticos para la aviación o navegación
La mezcla de hidrógeno en redes de gas natural existentes para la producción de energía y calor, que será la última tecnología en entrar dentro de los usos del hidrógeno del futuro cercano.

Ante este diagnóstico, el establecimiento de Hojas de Ruta hacia la descarbonización de procesos en el sector privado será la clave del éxito para una transición efectiva y que reditúe en beneficios para las empresas y sociedades. Es importante priorizar las tecnologías a implementar en función del costo, riesgo, disponibilidad y oportunidades de escalar para alcanzar los objetivos de eficiencia energética, que es desde donde Black & Veatch busca contribuir con know how global en la industria, apoyando a los actores públicos y privados de la industria a establecer planes congruentes con sus propias necesidades.

Los roadmaps estratégicos y multidimensionales deben identificar lo que es posible y rentable en el corto y mediano plazo, considerando también el costo de oportunidad de no implementar las actualizaciones tecnológicas que están desarrollándose en la economía mundial. Desde el lado gubernamental, uno de los factores más importantes en los próximos años será facilitar el comercio mundial de hidrógeno, desde iniciativas multilaterales.

En el corto y mediano plazo se espera que la generación a través de estas tecnologías siga teniendo avances importantes, donde el hidrógeno será una de las principales opciones para almacenar energía renovable. Además, en los próximos cinco o seis años será factible el uso del hidrógeno y amoniaco en plantas de energía convencional para aumentar la flexibilidad del sistema de energía, lo cual puede ser especialmente relevante para contribuir a la seguridad del suministro de energía, en un contexto en el que la red eléctrica tradicional está siendo rebasada en algunos países.

Es importante mencionar que existe un reto importante en el transporte del hidrógeno, por lo que se están explorando soluciones de transporte en forma de amoniaco o bien la mezcla de hidrógeno en redes de gas natural existentes.

La transición hacia el ‘hidrógeno limpio’ mediante electrólisis o captura de carbono para uso industrial sigue avanzando, un rubro en el que Black & Veatch ha dedicado esfuerzos en experiencias internacionales relevantes en los últimos años. De hecho, actualmente estamos desarrollando en la modalidad de EPC tres proyectos de producción de hidrógeno verde, entre ellos, uno de los centros de hidrógeno más grandes del mundo en Delta, Utah, USA (ACES-Advanced Clean Energy Storage). Este hub de hidrógeno convertirá diariamente aproximadamente 220 MW de energía renovable en 100 toneladas de hidrógeno verde, el cual será almacenado en dos cavernas de sal, almacenando hasta 300 GWh.

Por ahora, hay 3 formas que pudieran parecer más viables en el contexto mexicano   para ir reduciendo las emisiones de carbono a través del uso del hidrógeno: generación de energía de hidrógeno verde en instalaciones de gas; el combustible del hidrógeno para transporte pesado y de uso comercial (donde hay avances importantes en programas pilotos de la minería); y el uso del amoniaco verde como medio de transporte del hidrógeno y para la producción de energía y otras sustancias químicas más ecológicas.

La entrada Tecnología de ‘hidrógeno verde’: pieza clave para reducir las emisiones de carbono hacia 2050 se publicó primero en Energía Estratégica.

La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, visitó el Centro de Innovación y Tecnología (ICP), de Ecopetrol, ubicado en Piedecuesta, Santander, el más importante de Colombia y Latinoamérica para el sector energético.

La jefe de la cartera conoció de primera mano las capacidades tecnológicas y científicas que se volverán un aliado fundamental para el Gobierno del Cambio en su esfuerzo por avanzar hacia la transición energética y la generación de energías limpias.

“Entre los proyectos que conocimos, las líneas de investigación responden al compromiso de consolidar una matriz energética más diversificada de nuestra economía. Se están trabajando en iniciativas asociadas a temas estratégicos como transición energética y descarbonización, sostenibilidad y economía circular, gestión del agua y soluciones del cambio climático”, señaló la ministra desde Santander.

Y agregó que “el ICP también se podrá convertir en el epicentro de la innovación abierta para consolidar las comunidades energéticas, porque desde acá se están trabajando con universidades, comunidades, centros de investigación y empresas para madurar nuevas ideas y convertirlas en soluciones tecnológicas tanto para el sector energético como para los mismos territorios”.

El vicepresidente de Ciencia, Tecnología e Innovación de Ecopetrol, Ernesto José Gutiérrez de Piñeres, manifestó la importancia de estrechar alianzas con el Gobierno Nacional para seguir fortaleciendo las capacidades científicas y tecnológicas de la compañía, que permitan afrontar los retos del sector y el país.

“Logramos un entendimiento de necesidades para seguir aportando al Gobierno Nacional y a los planes de desarrollo desde las capacidades tecnológicas del ICP y su talento humano. Tenemos conocimiento, capacidades de innovación, generación de empleabilidad y soluciones apalancadas en la tecnología, que le apuntan a los objetivos de avanzar hacia una transición energética justa”, aseguró Piñeres.

Desde el Gobierno del Cambio se da prioridad a esta transferencia de conocimiento, ya que es vital para consolidar la generación de energías limpias provenientes del sol y el viento.

La entrada Ecopetrol con su ICP se posiciona como un aliado clave para la transición energética justa en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

Accion Group, coordinador independiente (CI) de la segunda y tercera edición de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energía en Puerto Rico, actualizó la plataforma de su última convocatoria. 

Allí, es posible consultar el borrador de los pliegos de la “RFP Tranche 3” y los modelos de contratos vinculados al: Acuerdo de Compra y Operación de Energía (PPOA), Acuerdo de Servicios de Almacenamiento de Energía (ESSA) y al Acuerdo de Servicios de Red (GSA).  

Existen muchas expectativas sobre esta tercera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP). De hecho, una de las novedades es que se duplicó el alcance del suministro de esta RFP. 

Ahora, a través del «RFP tranche 3» se tiene la intención de adquirir 1000 MW de capacidad de Recursos de Energía Renovable y 500 MW (2,000 MWh) de capacidad de Recursos de Almacenamiento de Energía con una duración efectiva de dos a seis horas, así como todos sus créditos ambientales asociados en los términos y condiciones establecidos en los contratos.

Al respecto, se aclara que el CI aceptará propuestas para la totalidad de los requerimientos o una parte de dicha capacidad que sea superior a los 10 MW en el caso de los proyectos de generación utility scale, en tanto que los VPP deben tener una capacidad agregada mínima de 1 MW durante dos a seis horas y los recursos de almacenamiento de energía nominalmente deberán proporcionar energía de descarga de no más de un 1 ciclo por día durante los períodos pico vespertinos de la AEE, que normalmente se extienden desde las 4 pm hasta las 10 pm, pero también pueden proporcionar capacidad de servicio auxiliar, como respuesta de frecuencia, capacidad de regulación o reservas.

Sobre duración del suministro y contratos se indica además que los proponentes podrán proponer duraciones de suministro entre veinte a veinticinco años, con excepción de los VPP cuya duración de suministro deberá ser de tres a cinco años.

Se insta a todas las partes interesadas a consultar los pliegos y contratos “proforma” que ya están disponibles para revisión y a utilizar la función Comentarios en la barra de herramientas de la plataforma del tranche 3 para cargar los cambios propuestos.

El interés existe y se ve expresado en las 37 preguntas respondidas por el CI, siendo este mes el que más publicaciones registra tanto del lado del coordinador como de stakeholders atentos a esta licitación. 

La fecha límite para comentarios es el mediodía del miércoles 28 de junio. Una vez finalizados los contratos, Accion Group aclara que los términos no serán negociables ya que privilegiarán mantener los mismos términos para todos los desarrolladores.

Para obtener más claridad sobre el proceso, todos los interesados podrán acceder a una sesión informativa este viernes 23 de junio a las 11:00 AM EST que será liderada por parte del equipo de Accion Group y Luma Energy para responder a particularidades y generalidades de esta convocatoria.   

La entrada Puerto Rico publicó los borradores de bases y contratos de su tercera licitación de recursos energéticos se publicó primero en Energía Estratégica.

Los precios de todas las ofertas presentadas en la licitación RenMDI fueron anunciados días atrás y allí la diversidad de las propuestas se hizo evidente, ya sea por diferencias significativas entre las mismas tecnologías o porque algunos valores alcanzaron el límite adjudicable. 

Con un promedio de USD 106,738 por megavatio hora (MWh) entre todas las fuentes de generación (incluyendo los proyectos con almacenamiento de energía), las 65 empresas participantes aguardan la adjudicación final. 

Bajo ese contexto, el ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Paulo Farina, conversó con Energía Estratégica y analizó las ofertas económicas de los 201 proyectos que suman 2.069,94 MW de capacidad y que compiten por los 620 MW asignables. 

“Son precios caros para el mercado eléctrico mayorista, pero si cumplen la función de ahorrar el uso del sistema de transporte y redes, se lo debe comparar con otros valores más elevados”, apuntó. 

“Por ende, no son terriblemente malos precios, pero esperaba montos por debajo de los USD 70 MWh. Aunque estos valores están en licitaciones que uno ve de distribuida de Europa y se puede especular con la incertidumbre existente para importar equipamiento y el costo financiero en Argentina”, agregó. 

Y cabe recordar que, de acuerdo a un relevamiento de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), el promedio que se tomó para aquellas centrales de generación ingresadas en 2022 fue de aproximadamente USD 50 MWh. 

Incluso, en la región de Latinoamérica se vieron precios récord hace menos de dos años, siendo el de Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA el más emblemático, por USD 13,32 MWh durante la Licitación de Suministro 2021/01 de Chile. 

Por el lado del almacenamiento de energía, Farina consideró que los USD 30 MWh de diferencia existente entre los valores que manejan a nivel internacional (hubo variaciones entre USD 80,757 MWh hasta USD 135 MWh) no le parece caro como primera experiencia, pero sí reconoció que “normalmente el diferencial es más barato”. 

“Debemos compararlo con expandir el transporte, que es más caro que esa diferencia de USD 30 MWh, por lo que tomo como algo auspicioso y esperaría que se adjudique algo de los proyectos de storage”, afirmó. 

¿Cómo sigue el proceso? CAMMESA dispondrá de aproximadamente 15 días más para realizar la adjudicación oficial; en tanto que la firma de los contratos de compra-venta de energía (PPA) se ha programado entre el 11 de julio y el 2 de noviembre de este mismo año.

Pero bajo la mirada del ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, “no son precios que a ojos cerrados se deberían adjudicar”, sino que se debería comparar con el ahorro que se benefician las distribuidoras por reemplazar generación forzada con energías renovables y almacenamiento. 

“Hace falta incorporar potencia, no está mal adjudicar algo, pero no asignaría más de lo disponible en la licitación, sino que esperaría para volver a hacer una convocatoria corta y que peleen los proyectos que quedaron fuera por mejorar precio, pero es una decisión que sólo CAMMESA en el tema técnico tiene claro qué hacer para ahorrar otros costos”, aclaró. 

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De acuerdo a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), el segundo semestre del 2022 registró niveles récord en generación distribuida de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares, tanto a nivel residencial como comercial e industrial.

No obstante, especialistas afirman que estas cifras aún pueden crecer mucho más a nivel industrial, considerando la cantidad de pequeñas y medianas empresas que existen en el país que aún no han optado por estos sistemas fotovoltaicos de energías renovables.

En conversaciones con Energía Estratégica, Rodolfo Alanis, desarrollador de proyectos renovables destaca el potencial que tiene este segmento para seguir creciendo en la región.

 “Si bien en los últimos 10 años, la generación distribuida ha dado un salto importante en México, todavía falta alrededor de 92% por desarrollar. Solo el 8% de las industrias en México cuentan con paneles solares y tecnologías renovables in situ”, explica.

“Hay una gran oportunidad en proyectos de generación distribuida para el sector industrial. Estamos hablando de casi 400 mil entes activos que están bajo una tarifa horaria industrial donde pueden hacer uso de este tipo de energía y ahorrar de manera significativa dinero mensual”, agrega.

Según el experto, muchos clientes y usuarios finales podrían generar ahorros de manera inmediata que les podría redituar en periodos de 3.5 a 7 años, con vidas útiles de 20 a 25 años. 

Por ello, es importante impulsar la generación distribuida en todas las ramas del sector industrial desde la industria automotriz y metalúrgica, hasta la gastronomía y hotelería. 

Estos sistemas no solo sirven para ahorrar en costos sino también, para tener una seguridad en el suministro energético de las instalaciones.

“Cada vez más se está viendo ese impulso para las energías renovables en el ámbito de integrar nuevas tecnologías como la inteligencia artificial, almacenamiento de energía y soluciones de eficiencia energética”, insiste.

Por el impulso de estas tendencias tecnológicas, el especialista sugiere cambios en el marco regulatorio para impulsar la actividad: “La regulación de generación distribuida no permite instalar en México más de 500kW pero se está buscando para que se aumente a 1 MW, lo cual potenciará fuertemente esta industria”.

“Esto se tendría que dar en los próximos meses para poder aprovechar todas las inversiones que se están dando en México”, concluye.

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Javier Milei, precandidato a presidente por La Libertad Avanza presentó a su asesor energético, Eduardo Rodríguez Chirillo, y sus propuestas de gobierno para el sector, en el marco de su política económica en caso de ser electo a partir del 10 de diciembre próximo.

Allí, el actual diputado acentuó la necesidad de introducir reglas “claras y estables” para el funcionamiento de los mercados, en pos de otorgar las señales adecuadas para la inversión a riesgo y lograr un “régimen común de ejecución de infraestructura energética”. 

«Se busca que el sector opere en el mercado competitivo, que la multiplicidad de actores esté en la oferta y la demanda», señalaron Milei y Rodríguez Chirillo durante un encuentro del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales.

¿Qué se abordó sobre transición energética? La presentación hizo foco en la potencialidad del gas natural y las divisas que pudieran entrar al país, aunque sin tanta importancia sobre el rol que podrían tomar las energías renovables.

«No hay que copiar el mecanismo europeo. Tenemos la posibilidad de complementar renovables con gas natural y tenemos que cumplir con las Contribuciones Nacionales Determinadas», aseguró el asesor en Energía de Milei.

Sin embargo, se hizo hincapié en la importancia de resolver el cuello de botella dado en las redes de transmisión y los desafíos para la introducción de tecnología y digitalización en el sistema de distribución, principalmente a partir de un mayor auge de la generación distribuida y la electromovilidad.

Por lo que, entre los cambios previstos, se plantea establecer un régimen común de obras de infraestructura energética, donde la iniciativa privada le sugiera al estado un proyecto de una infraestructura determinada para que el estado lo declare de interés público y luego se licite.

«Existe el  Plan Federal de Transporte Eléctrico III bien elaborado, pero no se ejecuta o el Estado no puede hacerlo. Por ende, las redes se encuentran al límite y no se consiguió que las ampliaciones fluyan como deberían», apuntó Eduardo Rodríguez Chirillo.

«El sistema que proponemos es viable e incluso hay otros esquemas como financiación por parte de China o de agencias multilaterales de crédito. Pero el nudo es el tema central, destrabar para que comience a fluir de una manera más eficiente», manifestó.

Cabe recordar que, recientemente la Secretaría de Energía de la Nación aprobó una serie de expansiones del sistema de transporte y modernización de cientos de estaciones transformadoras (Resolución SE 507/2023).

Y a ello se debe agregar que la Subsecretaría de Energía Eléctrica prepara una convocatoria para presentar manifestaciones de interés (MDI) para gestionar y financiar ampliaciones de redes de transmisión de energía eléctrica en alta tensión, similar al llamado para renovables y almacenamiento realizado en 2022 que luego derivó en la licitación RenMDI.

Medidas en generación eléctrica urgentes
La propuesta de La Libertad Avanza también incluye que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) vuelva a “su rol original de operador del sistema” y que no compre más el combustible requerido para todos los generadores sino que éstos lo adquieran por motus propia. 

“También se necesita resolver el pago al MEM del abastecimiento que requieren las distribuidoras, ya que los mecanismos alcanzados hasta ahora no son viables en materia de jurisdicción federal. Sumado a que ENARSA podría actuar como comprador del abastecimiento para consumidores finales (e incluso podría contar con su propia electricidad)”, amplió Rodríguez Chirillo. 

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Brasil ya mira a la producción de hidrógeno verde a partir de diversas fuentes de generación, no sólo por la solar y eólica, que ocupan el segundo y tercer lugar en la matriz eléctrica con 14,3% y 12% respectivamente, sino también mediante las bioenergías (7,8%). 

Tal es así que la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil lanzó un estudio en el que determina el potencial técnico del hidrógeno y urea mediante biogás de residuos agrícolas, agroindustriales y sólidos y efluentes urbanos, con un horizonte hacia los próximos diez años. 

“Para un país que es un gran productor de alimentos, pero dependiente de las importaciones de fertilizantes, la producción de fertilizantes nitrogenados es una oportunidad estratégica para el desarrollo de la cadena del hidrógeno. También en el transporte y el sistema eléctrico, el hidrógeno puede jugar un papel importante”, destaca la hoja informativa. 

Puntualmente, ya existen plantas de digestión anaerobia en operación en el país, y su potencial asciende de 5,7 Mt H2, en 2021 a 5,9 Mt H2 en 2031, para aquellos casos donde los residuos se concentren en un sólo lugar o que los productos a utilizar se manejen en confinamiento o semi-confinamiento y, por ende, la obtención del biogás se vuelva «relativamente simple». 

“Ello determina que el potencial técnico del hidrógeno residual de la biomasa hacia el 2030 corresponde al 23% del consumo mundial; mientras que para la urea agrícola es superior a 30 veces la demanda en Brasil.”, detalla el documento. 

Asimismo, el biogás residual local podría superar los 80 Mtep y los 97 mil millones de Nm³/a, de acuerdo a estudios complementarios que ya publicó la propia EPE. Hecho que podría captar un mayor volumen de proyectos de dicha índole. 

Aunque se aclara que la decisión de invertir en este recurso energético dependerá de la escala del proyecto y las condiciones del mercado, además de aquellas políticas públicas que se implementen con el fin de eliminar las barreras actuales.

Cabe recordar que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica del país adjudicó cuatro centrales termoeléctricas a biomasa y una de residuos sólidos urbanos, por más de 475 MW de potencia, durante las Subastas de Energía Nueva realizadas el año pasado. 

En la LEN A-4 ganaron los proyectos denominados Suzano RRP1 (384 MW) e Iripanga Bioenergía Mococa (25 MW) a un precio promedio de R$ 314,82 MWh (aproximadamente USD 65,95 MWh a tipo de cambio oficial).

Mientras que en la LEN A-5 los hicieron los emprendimientos de biomasa Lasa Lago Azul (21,7 MW) y Nardini Agroindustrial (25 MW), ambos a partir de bagazo de caña de azúcar, a valor medio de R$ 211,65 MWh (USD 44,34 MWh), y la RSU Barueri (20 MW) a R$ 603,5 MWh (USD 126,40 MWh). 

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Para satisfacer la demanda interna, Argentina debe importar combustibles desde diferentes mercados, y en este contexto, la apuesta por las energías renovables resulta ampliamente beneficiosa para disminuir la necesidad de divisas del país. La generación renovable eólica reduce de manera directa la dependencia y el consumo del gas, el GNL y combustibles líquidos importados.

Durante 2023, según la CEA, la generación producida por el viento generará un ahorro en divisas por 1.838 millones de dólares, menores costos fiscales en subsidios por 896 millones de dólares y una reducción del costo de generación de 6,1 dólares por MWh.

Estos números se basan en la generación eólica estimada para este año y su costo promedio, en comparación con el precio actual de los combustibles fósiles y las necesidades de consumo del sistema. Este estudio se lleva a cabo por tercer año consecutivo.

“La generación de energía eólica demuestra una vez más que no sólo es clave para cumplir con los objetivos de reducción de emisiones de carbono asumidos por Argentina a nivel internacional, para acompañar la descarbonización de la industria y promover la lucha contra el cambio climático, sino que también se transforma en un actor clave para reducir la dependencia externa de energía y para generar un ahorro concreto de divisas” afirmó Bernardo Andrews, Presidente de la CEA.

Es así, que entre 2016 y 2023, gracias al desplazamiento del consumo de combustibles fósiles por la mayor oferta eólica, el ahorro de divisas para nuestro país supera los 7.000 millones de dólares. Ya que este mismo estudio estimó que la generación eólica permitió evitar pagos al exterior por 3.250 millones en 2022, 800 millones en 2021 y 1.300 millones entre 2016 y 2020.

Acerca de CEA

La Cámara Eólica Argentina (CEA) agrupa a los principales generadores, tecnólogos y proveedores de la industria eólica del país. Nació con el fin de favorecer el desarrollo y potenciación del sector eólico argentino.

A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, la CEA busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía eólica. Las empresas asociadas a la CEA son responsables del 80% de la generación eólica del país.

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Como Asociación de Generadoras de Chile estamos muy contentos de anunciar que a partir de hoy Repsol se suma como empresa asociada. Repsol es una compañía energética líder a nivel global que orienta su estrategia a garantizar la sostenibilidad y avanzar hacia un futuro de bajas emisiones y de descarbonización de la economía.

Repsol es una multinacional energética española, con sede social en Madrid, que fue fundada en octubre de 1987. En Chile, Repsol tiene una capacidad instalada atribuible de energías renovables de 217 MW que corresponden a 179 MW de energía eólica, distribuidos en las Centrales Cabo Leones III y Parque Eólico Atacama, y 38,4MW de energía solar en Proyecto Fotovoltaico Elena.

“La asociación de Repsol con Generadoras de Chile refuerza nuestro compromiso compartido de impulsar el bienestar presente y futuro de Chile a través de la promoción de una generación y uso confiable y sostenible de energía. Juntos, buscaremos contribuir activamente a la estrategia de transición energética del país, fomentando iniciativas de descarbonización responsable y la adopción de energía renovable”, señaló el presidente ejecutivo de Generadoras de Chile Claudio Seebach.

“Nuestra incorporación a Generadoras de Chile refrenda nuestra apuesta por un país en el que queremos ser un actor protagonista en su transición energética ya que presenta un mercado estable, con un presente consolidado en el sector de las renovables y en el que se prevé un destacado crecimiento gracias a la existencia de amplias zonas con abundante recurso de sol y viento”, indicó Pablo Gómez-Acebo, Country Manager de Repsol Chile.

Con la incorporación de Repsol a Generadoras de Chile, el gremio suma 16 empresas asociadas.

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Portavoces de bancos multilaterales y administradores de fondos de inversión participaron del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, realizado en República Dominicana y destacaron las oportunidades que ofrece la región en cuanto a proyectos renovables. 

En este marco, Angie Salom, Manager Energy LAC de FMO (Netherlands Development Finance Company), dialogó con Energía Estratégica sobre cómo viene trabajando el banco de desarrollo holandés para financiar proyectos privados de largo plazo en Latinoamérica y cuáles son los países más atractivos para invertir.

“Dentro del área de energías renovables, en FMO tenemos un portafolio de aproximadamente 600 millones de dólares en proyectos solares, eólicos y energía hídrica en Latinoamérica y el Caribe”, reveló.

“Estamos interesados en financiar el amplio espectro de tecnologías del sector tanto a nivel utility como en generación distribuida. Inclusive, estamos apoyando el desarrollo de redes de transmisión y distribución que son necesarias para apoyar el crecimiento de nuevas tecnologías de la matriz de generación”, agregó

En proyectos a nivel utility scale, Salom explicó que acompañan los PPAs de largo plazo que son periodos mayores a 15 años. En términos de deuda y equity, este rondaría entre el 60 y el 80%, dependiendo de las especificaciones del proyecto.

Países más atractivos

Si bien la ejecutiva destacó que FMO está abierto a apoyar el desarrollo de energías renovables en toda Latinoamérica, crece el apetito en determinados países por sus condiciones regulatorias.

“Los países como República Dominicana, Ecuador y Guatemala donde se están dando procesos de subastas de PPAs, apoyos gubernamentales y donde existe un marco regulatorio clave para el desarrollo de nuevas tecnologías es donde estamos viendo mayores oportunidades”, afirmó.

El propósito de FMO

Según Salom, están avanzando en project finance: hacen financiamiento corporativo con empresas muy consolidadas del sector y balancean lo que ofrece la banca comercial en el mediano plazo.

“Como banca de desarrollo nuestro enfoque es ver cómo podemos llevar nuevas tecnologías a un punto donde sean financiables por la banca comercial tradicional también. Eso lo hemos visto en el sector solar y eólico cuando empezamos a financiar tecnologías que antes eran riesgosas”, aseveró.

“Hoy estamos agregando valor desde el punto de vista de la experiencia que tenemos en el sector y porque sabemos hacia dónde va. Por ello, estamos siguiendo muy de cerca cada uno de sus desarrollos”, afirmó.

De esta forma, reveló el gran interés de la compañía en financiar proyectos del hidrógeno verde porque abriría las puertas para explotar el recurso solar y eólico que tienen los países latinoamericanos y se podría exportar a todo el mundo. 

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ACCIONA Energía, empresa con operaciones en 16 países y actividades de desarrollo en más de 30 mercados, supera los 11,2 GW instalados. República Dominicana no es la excepción. 

La multinacional española acumula grandes hitos en el mercado dominicano desde hace más de diez años a través de distintas unidades de negocios y filiales como ACCIONA Agua o ACCIONA Airport Services, pero no fue hasta el 2022 que confirmó participación en sus primeros activos renovables mediante ACCIONA Energía. 

Tal es el caso de los parques fotovoltaicos Solar Calabaza I de 58.16 MWp y Cotoperí I, II y III de 54.20 MWp cada uno, que suman 220,76 MWp.

“Hace dos años nosotros no teníamos presencia en energía en República Dominicana, hoy es una realidad y es uno de los países más importantes en nuestra expansión regional”, consideró Luzoraida “Lucy” Peralta, directora de Desarrollo de Negocios para México y Centroamérica de ACCIONA Energía, durante su participación en el evento “Integración de las energías limpias para un futuro sostenible” de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA).

A propósito de que República Dominicana será anfitrión en la reunión ministerial del ECPA a celebrarse en Punta Cana el próximo año, Lucy Peralta resaltó que en este mercado se han producido cambios positivos en materia de transparencia, eficiencia en los procesos de permisos y apertura a nuevos jugadores en el sector eléctrico. 

“Hoy República Dominicana puede ostentar -en el sentido humilde de la palabra- que ha conseguido atraer gran inversión en fuentes renovables a través de buenas prácticas”, declaró. 

Y agregó: “Para nosotros como inversionistas es importante promover que los países, que los gobiernos, tengan un claro objetivo de reducción de emisiones y que a partir de eso puedan establecer y gestionar sus políticas energéticas. Algunos países incluso hablan de objetivos de neutralidad de emisiones, lo cual es todavía más atractivo para nosotros. También es importante que los gobiernos apoyen estos objetivos con proyectos -ya sean públicos o privados- y que ese apoyo sea sólido. Y es importante además que la normativa sea clara y que se adapte de manera transparente a los constantes cambios que están teniendo estas matrices”. 

En tal sentido, se refirió a la importancia de incentivar la diversificación con energías renovables, la promoción de la integración regional e innovación tecnológica para la descarbonización. 

«En ACCIONA Energía somos defensores de que la mayor penetración de renovables genera competitividad porque creemos firmemente en que hoy en día el menor precio de energía es el que se obtiene a partir de renovables», aseguró.   

Y más allá de ser prorenovables, reconoció que desde la empresa ven con «buenos ojos» fomentar la discusión en torno a la integración energética regional, sobre todo para que los países puedan optimizar en tiempos y costos el proceso de transición energética.

Ahora bien, entendiendo que “la interconexión regionales es lo ideal, pero no siempre es posible” la directora de Desarrollo de Negocios para México y Centroamérica de ACCIONA Energía llamó a valorar la cooperación internacional y el intercambio de conocimiento a través de las experiencias locales, los cambios de regulación y buenas prácticas. 

En lo que respecta a avances concretos sobre nuevas soluciones de descarbonización en Centroamérica y el Caribe, hizo mención al caso de Panamá destacando las estrategias para el impulso de una cadena de valor del hidrógeno verde que podría extenderse a nivel regional. Y, en el caso de República Dominicana destacó la inclusión de almacenamiento en baterías para nuevos proyectos renovables, electrificación del transporte y otras soluciones que acompañan la transición energética.

“Desde el sector privado nosotros podemos colaborar con inversión, investigación y desarrollo de nuevas tecnologías y que esta inversión no sea exclusivamente en países avanzados. Evidentemente la regulación en países avanzados ayuda bastante a fomentar esta inversión en nuevas tecnologías para reducir sobre todo el riesgo de implementación, pero eso no quiere decir que nosotros no estemos explorando este tipo de soluciones, como como almacenamiento o como hidrógeno, en países en vía de desarrollo”, concluyó.

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Mainstream Renewable Power atraviesa una serie de horas complejas en el último tiempo, dado que el pasado fin de semana sufrió un ataque en su parque eólico Caman (148,5 MW de capacidad), ubicado en la Región de Los Ríos y actualmente en etapa de construcción. 

Según informó la empresa un grupo de encapuchados llevó a cabo un atentado en el que quemaron más de 10 camiones y retuvieron al personal presente en el lapso del ataque (posteriormente fueron liberados sin lesiones). 

La Coordinadora de Comunidades en Conflicto Arauco-Malleco (más conocida como Coordinadora Arauco-Malleco o CAM), a través del Órgano de Resistencia Territorial (ORT) Williche Millalikan se adjudicó el sabotaje con motivo de protesta porque “el parque se está construyéndose en territorio williche”.

Y cabe recordar que el año pasado, el PE Caman fue víctima de otro atentado incendiario a uno de los camiones de propiedad de una de las empresas contratistas que prestan servicios al proyecto.

En tanto que, semanas atrás, Mainstream le solicitó al Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) la suspensión temporal del mercado de la central en cuestión, ya que el proyecto aún no entró en operación comercial debido a una serie de factores “inimputables” a la compañía y que “escapan de su esfera de control”. 

Hecho que generó el retraso en la construcción y que la entidad no pueda cumplir con sus obligaciones de pago de las transferencias económicas determinadas por el CEN, resultantes de los balances de los meses de marzo y abril del corriente año. 

PyMEs de Chile aún aguardan por la ley que las proteja de fraudes en la construcción de centrales renovables

Además, desde septiembre de 2022 hasta la fecha, también se registraron tres incidentes contra redes de transmisión eléctrica mediante el uso de explosivos, en las regiones de Biobío y Valparaíso. 

Ante esta seguidilla de actos, distintos gremios del sector energético renovable de Chile se hicieron eco de la situación y levantaron públicamente la voz, condenando el ataque al parque eólico de Mainstream. 

“Vemos con profunda inquietud como estos ataques se vuelven a repetir, poniendo en riesgo el desarrollo y ejecución de proyectos de energía renovables en nuestro país, por lo tanto, hacemos un llamado a las autoridades a tomar acciones urgentes para dar seguridad a estas iniciativas. No podemos permitir que la violencia paralice nuestra industria y la libertad de emprender en Chile”, señalaron desde la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA). 

“Para lograr la meta de descarbonización que nos hemos propuesto como país, es fundamental implementar medidas que ofrezcan la seguridad necesaria para seguir avanzando con proyectos de generación de energías limpias que nos ayuden a alcanzar la carbono neutralidad”, agregaron

Mientras que por el lado de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) remarcaron que “este tipo de violencia inaceptable también representa un ataque directo a la búsqueda colectiva de una matriz energética más limpia, segura y que esté al servicio de todos los ciudadanos.” 

“Queremos hacer un llamado a que, más allá de nuestras legítimas diferencias, trabajemos juntos por generar el clima de paz y entendimiento que debe primar en nuestro país”, complementaron a través de un comunicado. 

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El sistema de transmisión eléctrica en Perú ha experimentado un proceso de expansión y mejora en los últimos años para garantizar una mayor confiabilidad y capacidad de transporte. 

Se han construido nuevas líneas de transmisión y subestaciones, además de llevar a cabo la modernización y ampliación de las instalaciones existentes.

En efecto, este año la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN) informó que prevé adjudicar 28 proyectos de líneas de transmisión eléctrica y subestaciones por un monto cercano a US$ 2,200 millones en el periodo 2023 – 2024, fortaleciendo el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

Se trata del principal organismo encargado de la transmisión de energía eléctrica en Perú que permite la integración de las diferentes fuentes de generación y la distribución eficiente de la energía eléctrica en todo el país.

En lo que va del año, la entidad ya adjudicó dos proyectos eléctricos: Enlace 220 kV Ica – Poroma, ampliaciones y subestaciones asociadas e ITC Enlace 220 kV Cáclic – Jaén Norte, ampliaciones y subestaciones asociadas, con un costo de inversión total de US$ 73 millones. Ambos desarrollos permitirán atender con eficiencia y calidad el continuo aumento de la demanda de energía eléctrica en los departamentos de Ica, Amazonas y Cajamarca.

El siguiente proyecto que se adjudicará, en julio, será la Línea de Transmisión 500 kV Subestación Piura Nueva – Frontera, una iniciativa de US$ 220 millones de inversión estimada que brindará seguridad de suministro de energía para Perú y Ecuador, incrementando la confiabilidad y la capacidad de transporte de electricidad.  El proceso ya cuenta con cuatro postores con gran experiencia en el desarrollo de proyectos eléctricos en la región Latinoamericana.

Para el tercer trimestre de 2023 la entidad tiene previsto adjudicar dos grupos de proyectos que incluyen siete proyectos eléctricos en total.  

En el primer grupo están los proyectos: Enlace 500 kV Huánuco-Tocache-Celendín-Trujillo y Enlace 500 kV Celendín-Piura, que comprenden líneas en 500 kV cuyas longitudes suman aproximadamente 1,044 km y requieren un monto de inversión total estimado de US$ 830 millones.

El segundo grupo está integrado por cinco proyectos por US$ 180 millones de inversión estimada, que conforman Enlace 220 kV Belaunde Terry – Tarapoto Norte; Enlace 500 kV San José –  Yarabamba; Enlace ITC 220 kV Piura Nueva – Colán; ITC SE Lambayeque Norte 220 kV con seccionamiento; y Subestación Piura Este. Estos proyectos permitirán atender la demanda de energía en la zona sur, norte y noreste del país.

De esta forma, en el 2023, PROINVERSIÓN adjudicará 10 proyectos por aproximadamente US$ 1,300 millones, en beneficio de más de 10 millones de peruanos.

En tanto al próximo año, la Agencia de Promoción de la Inversión Privada cuenta con una cartera de 18 proyectos de líneas de transmisión eléctrica y subestaciones, cuyas licitaciones están agrupadas en cuatro procesos, por un monto total cercano a los US$ 900 millones.

Estos son los proyectos que el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) encargó a la agencia en febrero del presente año en el marco del Plan de Transmisión 2023 – 2032.

Entre los proyectos a adjudicarse en 2024 están:

Nueva Subestación “Hub” Poroma (Primera Etapa) y Enlace 500 kV “Hub” Poroma – Colectora, ampliaciones y subestaciones asociadas.
Nueva Subestación “Hub” San José – Primera Etapa y Enlace 220 kV “Hub” San José – Repartición (Arequipa), ampliaciones y subestaciones asociadas (Proyecto ITC).
Nueva SE Marcona II y Enlace 138 kV Marcona II – San Isidro (Bella Unión) – Pampa (Chala), ampliaciones y subestaciones asociadas (Proyecto ITC)
Enlace 500 kV Chilca CTM-Carabayllo, Ampliación de Transformación y Reactor de Núcleo de aire en SE Chilca CTM.
Enlace 220 kV Aguaytía – Pucallpa, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas.
Reconfiguración Enlace 220 kV Chavarría – Santa Rosa – Carapongo, líneas, ampliaciones y subestaciones asociadas.
Enlace 220 kV Planicie – Industriales, ampliación a 3er circuito.
Enlace 138 kV Abancay Nueva – Andahuaylas, ampliaciones y subestaciones asociadas.
Nueva Subestación Muyurina 220 kV, Nueva Subestación Ayacucho, LT 220 kV Muyurina-Ayacucho, ampliaciones y Subestaciones asociadas.
Nueva Subestación Palca 220 kV, LT 220 kV Palca-La Pascana, ampliaciones y Subestaciones asociadas (Arequipa).
Enlace 138 kV San Román – Yocara – Maravilla (Juliaca), ampliaciones y subestaciones asociadas.

La ejecución y puesta en operación de los proyectos que se adjudicarán este año y el próximo permitirá incrementar la confiabilidad y capacidad del sistema eléctrico nacional que hoy cuenta con aproximadamente 30,000 kilómetros de línea de transmisión.

De esa longitud, más de 16,000 kilómetros son redes en alta tensión (destacando 3,500 kilómetros de líneas de 500 kV) necesarias para minimizar las pérdidas de energía eléctrica y llevar energía de bajo costo a las zonas con menor disponibilidad de energía barata en el país.

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En el marco de la VIII edición de la Feria Internacional del Medio Ambiente (FIMA), la ministra de Ambiente y Desarrollo Sostenible (Minambiente), Susana Muhamad González, y el director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), Rodrigo Negrete Montes, presentaron los avances de la estrategia de licenciamiento ambiental para proyectos de energías renovables en Colombia.

Esta iniciativa hace parte del compromiso del sector ambiente para contribuir al cumplimiento de la meta del Gobierno Nacional de alcanzar una generación de 6GW de energía proveniente de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables (FNCER).

Desde el sector ambiente se señalaron una serie de acciones dirigidas a impulsar la transición energética del país e incidir en el aumento de la capacidad de generación de energía a partir de fuentes renovables; para ello, se establecieron cuatro líneas de acción que orientarán la estrategia para aportar a la transición energética en Colombia:

Preparar al sector ambiente para atender el proceso de licenciamiento ambiental de proyectos de generación y transmisión asociados con la transición energética, mediante el diseño de instrumentos previos al licenciamiento ambiental y alistamiento del sector.
Cambios normativos para facilitar y agilizar los procesos de evaluación para proyectos de energías renovables.
Avanzar en la formulación ambiental estratégica -EAE- de carácter territorial que permita definir la base ambiental, los límites ambientales, y el qué, el cómo y el cuándo para el desarrollo de este tipo de proyectos.
Fortalecimiento de capacidades y acciones de coordinación institucional y sectorial.

Desde 2018 a la fecha, la ANLA ha dado trámite a 44 licencias ambientales relacionadas con proyectos de energías renovables, cuyo estado es el siguiente: 34 licencias ambientales otorgadas (6 energía eólica, 16 energía solar y 12 líneas de transmisión), 3 desistimientos, 3 archivados, 4 en trámites de evaluación dentro de los términos legales). La capacidad actual de generación de energías renovables de los proyectos licenciados, es de 4,5 GW.

Según datos de la UPME, para el periodo 2023-2026 entrarán en operación 38 proyectos, cuya licencia ambiental sería tramitada ante la ANLA.

Leer también: «Los retos que espera la Autoridad de Licencias Ambientales ante el mandato de Petro de alcanzar 6 GW de renovables»

Dichos proyectos, tendrán un potencial de generación de 7,3 GW, los cuales representan una oportunidad para lograr el cumplimiento de la meta del Gobierno Nacional de alcanzar una capacidad instalada para la generación de 6 GW.

La ANLA ha demostrado ser una entidad eficiente y oportuna en la respuesta frente a las solicitudes de licencias ambientales, en especial frente a este tipo de proyectos. Igualmente, fortalecerá sus capacidades para hacer frente a los retos que se avecinan.

Desde el sector ambiente, se reitera el compromiso para contribuir con la transición energética justa del país y alcanzar la apuesta del Gobierno Nacional, articulando estrategias y fortaleciendo los equipos técnicos de sus entidades, para garantizar la calidad en la evaluación y seguimiento de los trámites de licenciamiento ambiental, de una manera transparente, oportuna y cercana al territorio.

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Por su alto nivel de radiación solar, Nuevo León se convierte en un estado propicio para la instalación de sistemas de energía solar fotovoltaica tanto a pequeña como gran escala.

Ante la cancelación de subastas de la administración actual, los proyectos de utility scale se vieron frenados, pero se ha dado un gran salto en los últimos años en generación distribuida en dicho estado.

En conversaciones con Energía Estratégica, Eduardo Sánchez, Director General de la Agencia de Energías Renovables del Gobierno del Estado de Nuevo León, explica: “Hay una apuesta muy fuerte en la generación distribuida. Cada vez más empresas pequeñas y medianas están apostando en esos esquemas y por eso hay que promover esta industria”. 

“Con más de 300 MW instalados, somos el segundo estado a nivel nacional con mayor generación. Confiamos que en los próximos años podamos ser el número uno tanto en capacidad instalada como en la cantidad de contratos. Con un crecimiento arriba del 25 o 30% anual seremos en 5 años el número uno a nivel nacional y desplazaremos a Jalisco”, proyecta.

De esta forma, este año se espera un crecimiento de 100 MW de capacidad, apostando en proyectos de abasto aislado para satisfacer la demanda de determinados usuarios.

Desafíos y plan de acción

Para Sánchez, la falta de infraestructura puede ser un obstáculo. Por ello, asegura que ese crecimiento debe ser ordenado y bajo una estrategia integral.

Bajo esta premisa, desde la Agencia han llevado adelante un canal de comunicación con parques industriales y desarrolladores, en donde han definido una estructura con polígonos energéticos en la zona metropolitana. 

Allí, están proyectando la demanda energética que se va a tener en los próximos años derivado del efecto del nearshoring y la llegada de nuevas empresas.

El objetivo es estabilizar la demanda de energía en el corto plazo con el cumplimiento del código de red y la implementación de proyectos de eficiencia energética. 

“Bajo este esquema de polígonos energéticos tenemos mapeados más de 20 zonas o clúster industriales. Así nos acercamos a las empresas dentro de sus parques industriales para que tengan en agenda estas proyecciones de cómo están consumiendo la energía y que oportunidades hay en materia de eficiencia energética para realizar un diagnóstico y proponerles alternativas”, explica.

“Tenemos una meta de 100 proyectos que planeamos incentivar en la industria mediana y grande. Hay una oportunidad muy grande de permear estos desarrollos. También brindamos programas enfocado a micro y pequeñas empresas en financiamiento”, señala . 

Marco regulatorio

Ante la posibilidad de aumentar el límite de capacidad instalada para la generación distribuida a 1 MW, Sánchez afirma: “Aunque podría ser bueno para muchas empresas, hay muchos otros temas que debemos cuidar previo a ello, como ser más eficientes en los procesos de solicitudes para la evaluación de los proyectos y la verificación de los mismos y en la instalación de los medidores”. 

Para el experto si bien se ha trabajado en optimizar los tiempos, los procesos de gestoría han sido un “cuello de botella” porque la demanda de conexión de nuevos proyectos superan la capacidad de quienes realizan esta operación para la instalación de medidores. 

“Ese sería un primer área de oportunidad muy importante. Agilizar y ser más eficientes en esos procesos para poder conectar nuevos proyectos”, agrega.

Además asegura que si bien ampliar la capacidad a un MW o más si puede aumentar el apetito de las empresas, también tiene ciertas implicaciones en el despacho de energía en materia de distribución. 

“Para llegar a eso necesitamos una regulación específica en los sistemas de almacenamiento. Se está trabajando mucho para poder implementar esta regulación. Si se da una solución a esa intermitencia con estos sistemas de almacenamiento podríamos estar cumpliendo el punto”, agrega.

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Vivimos en un mundo en el cual la penetración de las energías renovables en los sistemas eléctricos de los países es cada vez más importante.

Chile no está ajeno a estos cambios, pero toda transición también conlleva desafíos, en especial para aquellas aplicaciones de difícil electrificación o alto consumo energético, en las cuales el uso de combustibles fósiles es hasta hoy lo que ha dictado el desarrollo económico de los países, pero que, sin embargo, sus emisiones han sido el daño colateral que el medio ambiente y el planeta ha debido pagar.

Es aquí donde el uso del hidrógeno renovable como combustible se presenta como unas de las soluciones que dan respuesta a este desafío.

De hecho, el grupo Air Liquide adquirió el compromiso de convertirse, en 2050, en una empresa carbono neutral, y es esta transición energética hacia 2050 en la que el hidrógeno renovable ha cobrado relevancia por el potencial que existe en el territorio nacional para su producción.

Es en este contexto que Air Liquide participa activamente con su expertise, tecnología e innovación en el desarrollo e implementación de proyectos que promueven los usos del hidrógeno renovable para descarbonizar aplicaciones locales de industria y movilidad.

“La reducción de las emisiones, en especial las asociadas al transporte pesado, como camiones de carga de alto tonelaje y en un futuro los camiones mineros, son uno de los desafíos que hemos asumido. Creemos fuertemente que el hidrógeno renovable puede hacer frente a la emergencia del calentamiento global, no sólo en la descarbonización de aplicaciones industriales, sino también, en el de acompañar la transición colectivamente hacia un transporte más limpio y justo¨, afirmó Guido López Albanell, gerente comercial LI & H2E (Large Industries & Hydrogen Energy) de Air Liquide Chile.

SE DESPLIEGAN LAS HIDROLINERAS EN EL MUNDO

A la fecha Air Liquide ha montado y entregado más de 200 unidades de repostaje de hidrógeno (hidrolineras) para movilidad en todo el mundo, destacando países cómo Francia, Japón, Corea del Sur, Alemania, Estados Unidos, China entre muchos otros. Es en este último país donde el 2021 en la ciudad de Daxing, se inauguró la estación con mayor capacidad de hidrógeno del mundo, equipada con tecnología Air Liquide y que puede suministrar casi 5 toneladas de hidrógeno al día.

En Europa para movilidad pesada destacan los siguientes proyectos:

HyAMMED, primera estación de hidrógeno de alta presión (700 bar) para camiones de largo recorrido (hasta 800 kms.) en Europa.
La asociación entre Air Liquide y la Autoridad Portuaria de Rotterdam que busca que 1000 camiones de alto tonelaje -cero emisiones-, impulsados por hidrógeno, circulen en las carreteras que conectan los Países Bajos, Bélgica y el oeste de Alemania.
El reciente anuncio de alianza entre TotalEnergies y Air Liquide para desplegar una red de 100 hidrolineras para camiones de alto tonelaje en Europa de aquí a 2030.

“Hoy, Air Liquide pone a disposición su experiencia para transitar la transición energética, y en Chile estamos fuertemente comprometidos para replicar las experiencias exitosas del grupo en conjunto con nuestros socios estratégicos para hacer del hidrógeno como combustible, una realidad en Chile¨, aseguró López Albanell de Air Liquide Chile.

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El sector eléctrico dominicano se encuentra en un proceso de actualización normativa que busca fomentar el desarrollo de las energías renovables y promover una mayor dinámica de mercado.

Según el ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte, se está trabajando arduamente para que las energías provenientes de fuentes renovables sean una parte significativa de la oferta energética del país.

Una de las principales medidas que estarán impulsando es la obligatoriedad de llevar a cabo concursos o licitaciones públicas competitivas para lograr nuevos acuerdos de compra de energía. Hasta ahora, estos acuerdos se simulaban mediante un análisis exhaustivo con precios de referencia, pero – de acuerdo con Almonte- “no se lograba una verdadera competencia”. 

Es por ello que el ministro señaló que “cualquier nuevo contrato PPA tiene que ser el fruto de una licitación competitiva”. De allí, se espera poder garantizar mejores precios e incorporación de tecnología avanzada.

Estos cambios normativos se implementarían a lo largo de este año, con el objetivo de que a partir del próximo año los nuevos proyectos se rijan por la nueva normativa de licitaciones. Pero aquello no sería todo, también se está diseñando cómo será la remuneración al almacenamiento energético, entre otras iniciativas.

Otras de las medidas adoptadas este año es la aprobación de una resolución que establece que todas las solicitudes de concesiones definitivas y acuerdos de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) deben incluir propuestas de al menos un 30% almacenamiento de baterías, siempre y cuando superen los 50 MW. Esta nueva exigencia tiene como objetivo respaldar el aumento en la penetración de la energía fotovoltaica variable complementándola con sistemas de almacenamiento.

Además, se ha trabajado en un decreto reglamentario que establece los criterios de remuneración para el almacenamiento y los servicios derivados del mismo. La Superintendencia de Electricidad ya está avanzando en la nueva normativa, y se espera que los trabajos de creación del marco se realicen a lo largo de este año. 

“Por lo que resta este año los trabajos que vamos a hacer básicamente van a estar relacionados con crear el marco normativo y darlo a conocer para dar lugar a la nueva fase de las energías renovables”, declaró Almonte. 

Esas declaraciones fueron realizadas por el ministro de energía durante un diálogo de alto nivel junto a otros líderes del sector público y privado convocado por la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA). 

En el marco de ese encuentro, que se transmitió en vivo el día de ayer 15 de junio, el titular de la cartera energética dominicana además compartió algunas de las claves que, desde su óptica, le permitieron en su gestión estimular la llegada de nuevas inversiones renovables.  

Entre “las claves del éxito” para la llegada de inversiones de energías renovables mencionó avances en la aceleración de tramitología, transparencia en la gestión de requerimientos, otorgamiento de PPA a largo plazo, comunicación estratégica para legitimar el despliegue de nuevos proyectos. 

De acuerdo con Almonte, el año actual será crucial para establecer las actualizaciones normativas en el sector eléctrico dominicano. Con la implementación de licitaciones competitivas y la inclusión de almacenamiento de baterías en los proyectos de energía renovable, se espera una mayor dinámica de mercado y una mayor penetración de las fuentes renovables en la oferta energética del país. Estas medidas proporcionarán un marco normativo sólido y fomentarán la competencia, lo que llevará a un sector eléctrico más eficiente y sostenible en el futuro.

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Días atrás, el acuerdo de la CRE modificó las definiciones y consideró a parte de la generación con gas natural en centrales de ciclo combinado como energía limpia, convirtiendo a esas tecnologías en acreedoras a Certificados de Energías Limpias (CELs).

Como ya venía anticipando Energía Estratégica, especialistas aseguran que esta medida es contraproducente para el sector renovable ya que no adiciona más energía limpia y generará una sobreoferta que podría disminuir los precios de las CELs.

Teniendo en cuenta que en México alrededor de un 50% de la generación está basada en ciclos combinados, se estima que el gobierno mexicano tomó esta decisión para alcanzar sus metas de descarbonización para el 2024. No obstante, será un cumplimiento “artificial” ya que no se está adicionando ni un solo MW limpio, solo se están cambiando las definiciones.

En el marco del webinar: “Acelerando la Revolución de la Energía Renovable en México: Renewable E Index Mx”, organizado por Grupo de BritChaM GPG (Green Power Group),  Juan Manuel Ávila Hernández -CEO en Top Energy México, marcó las diferencias entre los IRECs (Certificado de Energía Renovable Internacional) y los CELs y recomendó inclinarse por la primera opción para no quedar sujetos a medidas gubernamentales.

“Los CELs son un producto financiero de transición energética que da la propia ley mexicana de la industria eléctrica. Era la intención junto con la ley del cambio climático de que México llegará a las metas de transición energética que estaban previstas por el Acuerdo de París. Metas que hoy por hoy se ven lejanas”, destacó.

De esta forma, explicó que estos instrumentos locales mexicanos para lograr esas metas de transición energética tienen cierto valor. Son títulos que acreditan que una central eléctrica tiene determinada cantidad de energía limpia y se pueden comercializar.

“Se empezaron a colocar dentro de las propias subastas y esto generaba un ingreso adicional para el proyecto de modo que el certificado tenía un valor y con el marco de obligatoriedad en este contexto de que teníamos que llegar a estas metas, los participantes del mercado estaban obligados a comprar estos CELs”, señaló Ávila Hernández.

“Un IREC es un CEL pero internacional. No está sujeto a la ley de transición energética, ni a la del cambio climático ni a la industria eléctrica. Es un certificado sujeto a un estándar que es el de la IREC foundation a nivel global que busca que de manera voluntaria las empresas lleguen a sus metas”, resaltó.

Según el experto, el objetivo es que las empresas hagan claims en favor de la descarbonización de su actividad. Al ser una transacción global permite a estas empresas internacionales que están en la tendencia de volverse carbono neutral, adquirir estos certificados y conseguir estas metas que están buscando.

Estos certificados al ser internacionales se pueden promover de cualquier fuente que se esté generando en cualquier parte del mundo siempre y cuando cumpla las condiciones de energía limpia.

Ávila Hernández reconoció que estos cuentan con métricas y monitoreos constantes a nivel global y tienen una verificación bastante puntual per sé.

En este sentido, el especialista recomendó la decisión de tomar IRECs debido a que las últimas modificaciones de la ley mexicana que considera a los ciclos combinados como energías limpias podrían impactar negativamente en su valor y no incentivan a la generación renovable.

“El CEL se encuentra vulnerado por los cambios a las metodologías de la regulación mexicana porque no ha habido actualización en la obligatoriedad de los participantes del mercado en adquirirlos. Esto evidentemente nos lleva a pensar que la mejor manera de que sí haya un instrumento con validez internacional de generación renovable es el IREC”, argumentó.

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Ayer, Mónica Gasca, directora ejecutiva de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia), participó del ciclo de entrevistas audiovisuales de Energía Estratégica, ‘Protagonistas’, donde se discutieron diversos aspectos sobre el desarrollo de proyectos de hidrógeno en Colombia y el cumplimiento de la hoja de ruta del hidrógeno en el país, incentivada por el nuevo Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2022-2026.

La ejecutiva mencionó que Colombia debe esforzarse para alcanzar precios competitivos en la producción de hidrógeno. Destacó la importancia de que cada entidad gubernamental se apropie de las metas del hidrógeno y desarrolle regulaciones que respalden el cumplimiento de los objetivos establecidos en la hoja de ruta.

Recordó que el país estableció una meta de 1,7 dólares por kilogramo de hidrógeno verde. Ese precio “se calculó dentro de nuestra hoja de ruta con el potencial de La Guajira, desarrollando proyectos eólicos con factores de planta del 68%, que son bastante altos, y un electrolizador corriendo casi el 100% del tiempo.

“Entonces hay que tener en cuenta que si queremos cumplir este precio, que es bastante competitivo, debemos habilitar La Guajira.

Gasca indicó que más del 50% del costo del proyecto tiene que ver con la energía que mueve ese electrolizador.

“Entonces es clave que los proyectos de generación de energía renovable, con eólica y con solar, -sostuvo la directiva- estén siendo muy competitivos, se desarrollen de una forma bastante eficiente para tener unos precios de energía de ese MW que vamos a consumir en generación de hidrógeno que sean los más competitivos y nos permitan cumplir esta meta que tenemos”.

En esa línea, la experta si bien resaltó las características de Colombia para la producción de hidrógeno, advirtió que otros países se están poniendo metas aún más ambiciosas, como Estados Unidos, que fijó su objetivo en 1 dólar por kilogramo para el año 2030.

Proyectos en Colombia

En cuanto a los proyectos de hidrógeno en Colombia, la ejecutiva informó que actualmente el país cuenta con cinco proyectos pilotos que serán escalables en diferentes momentos hasta el año 2040. Además, resaltó la existencia de dos proyectos industriales en desarrollo, liderados por Ecopetrol, la empresa estatal de energía.

Estos proyectos de electrólisis, con una capacidad de 60 MW cada uno, tienen como objetivo descarbonizar las actividades de hidrocarburos y explorar la comercialización de productos derivados del hidrógeno, como amoníaco y combustibles sintéticos.

En relación al cumplimiento de la hoja de ruta del hidrógeno, Gasca expresó optimismo respecto a alcanzar las metas establecidas para el año 2030, donde se pretende que se pongan en funcionamiento entre 1 y 3 GW en funcionamiento.

La titular de H2Colombia hizo hincapié sobre la importancia estratégica que el gobierno nacional otorga al mercado del hidrógeno en esta región y mencionó los esfuerzos para reducir los riesgos en los proyectos de generación de energías renovables y promover la competitividad del hidrógeno verde.

En cuanto al panorama regulatorio, Gasca mencionó que Colombia se encuentra en un momento particular debido a la transición política y la elaboración de nuevos planes por parte del gobierno.

Aunque la hoja de ruta del hidrógeno se mantendrá en implementación según señales del Ministerio de Minas y Energía, enfatizó sobre la necesidad de regulaciones específicas para los sectores que utilizarán hidrógeno, como el transporte y la industria de fertilizantes y agricultura.

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Aunque los proyectos renovables a gran escala se han visto afectados, principalmente, por las cancelaciones de subastas por parte del Gobierno méxicano, la generación distribuida ha dado un salto importante en los últimos años y trepó a niveles récord.

En línea con esta creciente demanda, empresas de distintos puntos del país redoblan sus apuestas para seguir incrementando su capacidad instalada, tanto en hogares como en el sector comercial e industrial.

Una de ellas es Grupo Amerali, que con solo 2 años de existencia se propone la ambiciosa meta de duplicar su participación en el mercado. 

En efecto, en conversaciones con Energía Estratégica, Aidee Zamora, fundadora y directora general de la firma enfocada en generación distribuida, destaca: “Nos gustaría tener al menos el doble de la participación que tenemos en el estado de Hidalgo. En 2022 instalamos 1.5 MW, quisiéramos crecer un 100% con respecto al año pasado, y alcanzar los 3 MW”.

“Proyectamos un crecimiento en función a la generación distribuida y lo vemos con buenos ojos. Año a año se mantienen los contratos de interconexión. La gente es más consciente y tiene el deseo de pasar a soluciones de generación in situ, manteniendo ese compromiso con el medio ambiente”, agrega. 

A través de arrendamientos y PPAS, Grupo Ameli, se ha aliado con entidades financieras, integradores del sector e instaladores bajo la filosofía “win-win” para brindar el mejor servicio. 

Mediante consultoría especializada, la compañía ayuda a sus clientes a elegir la mejor estrategia que brinde el mayor ahorro y proteja su inversión.

El objetivo de la firma es que los usuarios reduzcan costos, minimicen su impacto ambiental y obtengan beneficios fiscales. 

“Nos dedicamos al desarrollo de proyectos fotovoltaicos y térmicos para hogares y empresas. Nuestro mix es el 50%. Se vuelve algo muy gratificante que no tenemos tendencia hacia un sector o el otro, sino que avanzan a la par”, asevera.

Sistemas de almacenamiento

Zamora asegura que están visualizando con apetito la movilidad eléctrica: “Buscamos entrar en la parte de estacionamientos para cargadores eléctricos pero como proyecto o solución integral para que esos nichos de mercado tengan un ahorro económico y un beneficio ambiental y fiscal”.

Además, asegura que están trabajando mucho para fraccionamientos de almacenamiento: “Estos sistemas se vuelven atractivos a la hora de vender una experiencia sustentable a los usuarios sobre todo para hoteles o casetas en zonas aisladas. Encontramos ese nicho y lo estamos explotando”.

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Del 14 al 16 de junio, se inauguróen el Nuevo Centro Internacional de Exposiciones de Múnich la exposición profesional solar de mayor embergadura e influencia de Europa — Intersolar, la Exposición Internacional de Energía Solar de Múnich en Alemania.

Durante la exposición, TW Solar presentó una serie completa de módulos estrellas tipo P y tipo N, los cuales se adaptan a diferentes escenarios de aplicación basándose en una tecnología innovadora y fabricación inteligente verde, impulsando la transición energética en Europa y construyendo juntos un futuro ecológico bajo en carbono.

La tecnología tipo N de TW Solar lidera el desarrollo industrial

Con el rápido desarrollo y la iteración de la tecnología de generación de energía fotovoltaica, TW Solar ha adoptado un enfoque múltiple en el diseño de nuevas tecnologías estos últimos años, aumentando continuamente la inversión en investigación y desarrollo, y buscando continuamente la innovación tecnológica y las actualizaciones de productos que tenga diseños en celdas de contacto de pasivación (TNC), celdas de heterounión (THC) y celdas de contacto posterior, etc.

En términos de TNC, TW Solar lanzó el primer desarrollo de tecnología en línea para la producción en masa de PECVD poly, que resolvió el problema de la producción en masa de PE-poly y logró una mejora continua de la eficiencia; donde la eficiencia de producción en masa de las celdas de batería alcanzó el 25,5 %, llegando a un nivel de liderazgo en la industria.

Al mismo tiempo, los módulos basados en la tecnología TNC de alta eficiencia de TW Solar presenta las ventajas de baja atenuación, bajo coeficiente de temperatura, alto factor de bifacialidad y una excelente respuesta con poca luz, lo que ayuda a lograr una mayor eficiencia de la generación de energía y un LCOE más bajo.

El producto TWMNG-72HD que se expone esta vez, está diseñado y optimizado sobre la base del producto tradicional TWMND-72HD, superpuesto con tecnología TNC y grandes obleas de silicio rectangulares, y la potencia máxima puede alcanzar los 625 W. En comparación con el módulo del producto TNC versión 72 de tamaño 182*182, la potencia de este producto tiene un aumento adicional de más de 30 W y la eficiencia del módulo alcanza el 23,2 %. Con un diseño de alta calidad, este producto tiene una ventaja en términos de valor para el cliente y valor para la cadena industrial.

En términos de THC, TW Solar implementó la tecnología THC y continuó explorando el extremo superior de la tecnología.

En 2021, se construirá la primera línea de producción de THC de nivel GW en China, y a principios de 2023 se tomará la iniciativa para completar el desarrollo del primer microcristalino de doble cara 210 de la industria.

En marzo de 2023, TW Solar estableció un nuevo récord mundial de eficiencia de producción en masa (fuera de laboratorio) de células solares de heterounión con una eficiencia de conversión del 26,18 %. Al mismo tiempo, la potencia de los módulos de vidrio doble 210 THC de TW Solar ha establecido tres veces el nuevo récord en 2023, con respecto a la potencia de los módulos de heterounión, alcanzando los 732,6 W y dará grandes pasos hacia la era de los 730 W+.

El módulo TWMHF-66HD exhibido esta vez tiene una potencia que llega hasta los 730 W. En términos de la aplicación de la tecnología THC, TW Solar ha logrado una serie de avances. Es el primero en la industria en adoptar múltiples tecnologías avanzadas de interconexión de cobre (THL), oblea de silicio ultradelgada, tecnología microcristalina de doble cara, dopaje de material objetivo superpuesto de alto rendimiento y la inyección de luz, etc.

El producto tiene ventajas fundamentales como alta eficiencia y alta generación de energía, que pueden mejorar efectivamente la eficiencia de los módulos en más del 1%. La aplicación exitosa de la tecnología de interconexión de cobre (THL) ha reducido en gran medida el costo de metalización de THC y ha reducido aún más la brecha de costos con TPC.

La industria fotovoltaica entrará en una era libre de plata. En el futuro, con la introducción de la tecnología de interconexión de cobre (THL), el microcristalino de doble cara y otras tecnologías, el camino que llevará TW Solar THC hacia la reducción de costos y el aumento de la eficiencia será más evidente, y se espera que se acelere su entrada hacia la producción en masa a gran escala.

Los productos cubren todos los escenarios de aplicación

Como una empresa fotovoltaica veterana, TW Solar se centra en los «conceptos de producción ecológica», integra la «fabricación inteligente ecológica» y tecnologías innovadoras en los productos, y desarrolla productos que satisfacen las necesidades locales para diferentes escenarios de aplicación y mercados. En esta exposición, además de los productos de módulos de tipo N, TW Solar también exhibirá una variedad de series de productos de módulos, como módulos de tejas y de medio corte, que cubren la demanda general del mercado.

En términos de módulos de tejas, en 2022, los módulos de la serie Terra de tejas de TW Solar obtuvieron la certificación francesa de huella de carbono.

Esta serie de módulos se puede adaptar al mercado doméstico de alta gama y es muy popular entre los usuarios europeos debido a su alta eficiencia energética, protección del medio ambiente, bajas emisiones de carbono, seguridad y estética.  La exportación de módulos de tejas de TW Solar en Europa alcanzaron los 3 GW en el año 2022, y uno de cada siete hogares que instalan energía fotovoltaica en la azotea elige TW Solar Terra.

En términos de módulos de medio corte de TW Solar, estos están diseñados con tecnología líder de la industria. Los productos tienen mayor potencia, mayor factor de bifacialidad y mejores coeficientes de temperatura, entre otras propiedades. El módulo de media celda TNC versión 72 de tamaño 182 y de producción propia tiene una potencia de más de 580 W.

En comparación con los módulos TPC del mismo tamaño y especificación, la potencia es de 25-30 W adicional, el factor de bifacialidad es 10%-15% más alto, y la ganancia promedio de generación de energía de un solo vatio puede alcanzar el 3%-4%, logrando una mayor ganancia de generación de energía.

TW Solar lidera fuertemente la era baja en carbono

Los módulos TW Solar se ven favorecidos por los mercados extranjeros y sus productos se exportan a más de 40 países y regiones, incluidos Francia, Alemania, los Países Bajos, Chile, Brasil, Japón, República de Corea y Singapur. En el futuro, TW Solar se arraigará en el mercado local y establecerá un equipo de localización profesional para proporcionar a los clientes soluciones localizadas e integradas de ventas y posventa.

Como líder doble de las células solares de silicio, TW Solar ingresa al sector de módulos en el 2022 para construir una cadena industrial fotovoltaica de integración vertical de manera completa. La exportación de módulos de TW Solar alcanzó los 7,94 GW en el 2022, ubicándose rápidamente entre los diez primeros del mundo; en 2023, se ha planificado que la capacidad de producción de módulos de TW Solar alcance los 80 GW, con un objetivo de exportación de 35 GW.

Desde la tecnología hasta la capacidad de producción, desde los materiales de silicio hasta los módulos, TW Solar ha acelerado como un «huracán» en cada uno de los aspectos de diseño de toda la cadena industrial y se lanza al escenario internacional con la postura rápida y fuerte de un gigante de integración vertical. TW Solar continuará innovando en el futuro, proporcionando más productos eficientes y de alta calidad para la industria y ayudará al desarrollo sostenible de la energía limpia global.

La entrada TW Solar presenta módulos THC, con una potencia superior a 730W se publicó primero en Energía Estratégica.

SOFAR, el proveedor líder a nivel mundial de soluciones PV y ESS, presentó su última innovación tecnológica, el sistema de microinversores SOFAR PowerNano, y el ESS PowerIn para uso comercial e industrial, durante el lanzamiento de nuevos productos Powering Forward en Intersolar.

Esto completa oficialmente un portafolio de soluciones para todos los escenarios que abarca los sectores residencial, comercial e industrial, y servicios públicos, desde microsoluciones hasta soluciones de servicios públicos.

SOFAR PowerNano: sistema de microinversores para la energía del hogar del futuro

Diseñado para el futuro digital de la energía en el hogar, PowerNano es adecuado para aplicaciones en todos los escenarios a través de una combinación de microinversor, centro de hogar inteligente y batería de CA.

Proporciona una solución fácil de distribuir, instalar y utilizar que maximiza el retorno de la inversión al instalar paneles solares en el hogar.

Sobre la base de la combinación de la energía solar con el almacenamiento de energía, el sistema garantiza la máxima seguridad mediante la integración de RSD, IP67 y un voltaje de CC <60V. Perfectamente compatible con módulos solares de alta potencia de 182/210 mm, el sistema puede lograr un aumento de hasta el 5% en los rendimientos energéticos.

Además, la instalación y el mantenimiento plug-and-play son extremadamente sencillos y adecuados para no profesionales. Gracias a la competitividad demostrada de PowerNano, SOFAR ha firmado con orgullo memorandos de entendimiento con PowR Group, Elicity, PV Selected y Vögelin GmbH para 200 mil juegos, lo que marca un capítulo crucial en su camino hacia el objetivo de neutralidad de carbono.

SOFAR PowerIn: maximice los valores de su tejado

Al mismo tiempo, SOFAR también ha lanzado PowerIn, diseñado específicamente para el almacenamiento de energía en entornos comerciales e industriales.

El equilibrio activo a nivel de paquete ayuda a aumentar la energía utilizable de la batería en un 5%. Con su compatibilidad con módulos de alta potencia de 182/210 mm, la relación CC/CA alcanza 1,5+ con un LCOE más bajo.

Además de AFCI, cuenta con una protección de 3 capas, protección contra desbordamiento térmico y monitoreo en la nube para garantizar una seguridad óptima.

Para simplificar aún más las tareas de operación y mantenimiento, PowerIn ofrece un diseño modular combinado con baterías de repuesto sin necesidad de mantenimiento para su reemplazo directo, lo que reduce significativamente los costos laborales y los costos iniciales de inversión.

Convencidos por la capacidad demostrada de PowerIn para ofrecer ahorros significativos y garantizar un suministro de energía estable, PVO International, Bet Solar y PowR Group también han firmado memorandos de entendimiento para PowerIn con una capacidad total de 1.5 GW, lo que subraya la fortaleza e influencia de SOFAR en el sector del almacenamiento de energía.

SOFAR PowerMaster y PowerMega: soluciones óptimas para servicios públicos PowerMaster es una solución líder en la industria que incorpora tecnologías de vanguardia.

Como una solución segura y confiable para garantizar la resiliencia de la red en condiciones operativas exigentes del mercado, adopta un innovador sistema híbrido de enfriamiento de aire y líquido.

Con una eficiencia máxima del 99.05% y una corriente de entrada de 20A por MPPT, PowerMega permite un mayor rendimiento energético. Con su clasificación IP66 y protección contra la corrosión C5-M, el inversor de 350 kW logra sobrevivir en entornos adversos con una temperatura de funcionamiento de -30℃ a 60℃.

Además de esto, se exhiben una amplia gama de soluciones PV y ESS diseñadas para escenarios residenciales, comerciales e industriales, incluyendo el ESS residencial de 5 a 20 kW, PV residencial de 3.3 a 12 kW, PV comercial de 30 a 50 kW, y el ESS residencial integrado PowerAll.

Guy Rong, vicepresidente senior de SOFAR, cree que el lanzamiento de SOFAR PowerNano y PowerIn representa un paso importante hacia los objetivos globales de neutralidad de carbono mediante un portafolio de soluciones para todos los escenarios.

«Demuestra nuestro compromiso de acelerar la penetración de la energía renovable asequible. Aprovechando nuestra capacidad de I+D, esperamos continuar innovando y ofrecer soluciones para impulsar un futuro sostenible para todos», agregó.

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Asociaciones de comercialización de energía de Brasil, Chile, Colombia, España, México y Portugal han finalizado la firma el lunes pasado de un acuerdo de principios para la creación de una entidad que las reúna con el objeto de compartir experiencias e impulsar acciones para promover la comercialización en Iberoamérica.

Las signatarias son la Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (ABRACEEL), la Asociación de Comercializadores de Energía, A.C. (ACE) de México, la Asociación Colombiana de Comercializadores de Energía (ACCE), la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), la Associação dos Comercializadores de Energia no Mercado Liberalizado (ACEMEL) de Portugal y la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE) de España.

A través del acuerdo estas asociaciones se comprometen a promover la competencia efectiva en los mercados de energía con el objeto de habilitar la entrega de servicios flexibles y acordes a las necesidades de cada usuario final según sus perfiles de consumo. Además, las firmantes buscan incentivar el equilibrio entre los objetivos de políticas públicas, en el contexto de la transición energética, y los intereses de los usuarios. “El cumplimiento de los objetivos de la política energética debe ser en favor de los intereses de los consumidores finales. Apoyamos con la misma fuerza las acciones en favor de la mitigación del cambio climático y el acceso a precios y condiciones competitivas”, especifica el escrito.

Las agrupaciones acuerdan además promover la existencia de un mercado común de la energía dentro de zonas de acoplamiento físico que den liquidez y transparencia a las transacciones entre los distintos agentes de mercado, para que los usuarios finales puedan acceder a precios óptimos.

También, convinieron en abogar por la promoción de un marco regulatorio adecuado y estable que garantice la inversión privada, remarcando, la primacía de las interconexiones e intercambios internacionales que permitan la creación de mercados regionales de energía, en los cuales se permitan transacciones entre los agentes de diferentes países, así como el fomento al uso de energías renovables, su almacenamiento y transformación.

En la ocasión, Sebastián Novoa y Eduardo Andrade, presidente y secretario ejecutivo de ACEN, respectivamente, firmaron como representantes de la gremial que reúne a las comercializadoras chilenas. Novoa indicó que este acuerdo es una clara muestra de que estos 6 países están en una ruta común y que la comercialización de energía en Iberoamérica observa un patrón de crecimiento similar que apunta hacia la consolidación del mercado libre en esta región.

En la firma virtual del documento, representaron a las asociaciones Rodrigo Ferreira y Frederico Rodrigues por ABRACEEL, Andrés Lankenau y Francisco Con por ACE, Marta Aguilar y Eliana Garzón por ACCE, João Nuno Serra Duarte y José Carlos Monteiro Faria por ACEMEL, y Emilio Rousaud y Verónica Sabau por ACIE.

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El proyecto de ley de hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero que el Poder Ejecutivo de Argentina elevó al Congreso Nacional días atrás, ya comenzó a tener repercusiones dentro del sector energético local. 

Más allá de que si también se debe (o no) considerar al H2 producido a partir de gas natural y energía nuclear dentro del régimen de promoción a 30 años y a sus respectivos beneficios impositivos, uno de los focos críticos está vinculado al contenido nacional previsto en la iniciativa . 

“En cualquier industria que no existe, no hay que empezar por el lado de la obligación. Lo del componente local es algo que iría mostrando que crezca en el tiempo”, señaló Juan Pablo Freijo, CEO de Sempen, durante un encuentro del Centro Argentino de Ingenieros (CAI). 

“Si se empieza poniendo una condición obligatoria hoy, no puede arrancar la industria porque no está desarrollada la cadena de suministro. Pero si en cambio, se muestran señales de que esta industria se puede instalar, van a venir y ahí va a haber un mercado local de proveedores que va a permitir que crezca, como pasó en Brasil con las renovables”, agregó.

El proyecto de ley propone que, para el caso de proyectos de hidrógeno verde, se requerirá una integración mínima de contenido nacional que aumentará de forma paulatina entre 35% (a partir de la entrada en vigor de la ley), 45% (a partir del sexto año) y 50% (desde el undécimo año), con el objetivo de consolidar una matriz productiva nacional que genere empleo de calidad en el sector.

Aunque para el cálculo de esos porcentajes mínimos, no será válido el cómputo del valor correspondiente a las obras civiles o de infraestructura ni a la mano de obra. Asimismo, también deberán netearse los importes correspondientes al Impuesto al Valor Agregado, los gastos financieros, descuentos y bonificaciones. 

Hechos que serán supervisados por instituciones encargadas de certificar el origen y las características del proceso de producción del H2, como por ejemplo la Agencia Nacional del Hidrógeno (AgenHidro), que estará bajo la órbita del Ministerio de Economía. 

Por otro lado, Juan Pablo Freijo también hizo hincapié en la falta de financiamiento “profundo, accesible y competitivo” en Argentina para la industria de capital intensivo del mencionado vector energético. 

“Debemos generar una historia de credibilidad en mercados financieros que permitan atraer capital desde los mercados internos y desde afuera. Y las inversiones necesarias para aprovechar el potencial eólico y solar, deben venir de afuera. No nos alcanza el mercado financiero argentino para financiar el tamaño de oportunidad que tenemos”, apuntó. 

“El marco regulatorio que generemos es algo donde también podemos actuar. Y el mismo debe ser estable y competitivo, tenemos que mirar la oportunidad de ser proveedores de un montón de países”, insistió.

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Honduras atraviesa una época compleja en el sector energético. Para hacer frente a las problemáticas actuales, miembros del sector público y privado acordaron la creación de una Comisión de Apoyo Institucional para buscar solución a la Crisis Energética.  

La misma estará conformada por la Secretaría de Energía, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), el Consejo Hondureño de la Empresa Privada (COHEP), la Cámara de Comercio e Industrias de Cortés (CCIC), Asociación Nacional de Industriales (ANDI), la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) y la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE).

Tras la conformación de aquel espacio de trabajo, Karla Martínez, presidenta de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE), brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica. 

Allí, la referente empresaria se refirió a temas de interés del mercado eléctrico local tales como las previsiones de productores de energía ante el fenómeno del Niño, la oficialización de racionamientos y déficit de generación, así como a la posición de la AHPEE frente a contrataciones directas y licitaciones pendientes.

“Honduras presenta un déficit en su potencia para poder lograr cubrir toda la demanda. Ese déficit de generación es de más de 200 MW desde hace tiempo y llegó a ser de 450 MW, de ahí nace la necesidad de una licitación”, introdujo Karla Martínez, presidenta de la AHPEE.

Las condiciones climáticas favorables para hidroeléctricas principalmente ayudaron a que en los años 2020, 2021 y todavía 2022, el déficit de potencia no repercuta fuertemente en el sistema. 

Ahora bien, con la llegada del fenómeno meteorológico del Niño, la situación está tornándose más compleja en estos días y el sistema requiere una actualización. 

“El déficit que Honduras tiene de generación, producto de que muchos años atrás no se hicieron las licitaciones, las contrataciones y las mejoras en las líneas de transmisión, ya está derivando en racionamientos”, advirtió Karla Martínez. 

Esto fue reconocido e incluso oficializado por autoridades de gobierno en el último mes. Con lo cual, se requirió que se aceleren algunos esfuerzos de política pública energética para aplacar los efectos negativos en el sistema. 

Al respecto, la referente empresaria exhortó a atender puntos críticos para el sistema logrando un balance entre los temas sociales, técnicos y económicos. E hizo hincapié en el tema de licitaciones para que una nueva edición sea convocada con urgencia para impulsar nueva generación y para la construcción de más líneas de transmisión.

“El Gobierno ha tenido una voluntad política desde el punto de vista en el que desde el discurso de toma de posesión del nuevo gobierno, el tema energético era un punto focal. Pero creo que se pudieron haber tomado otras acciones como empezar con la licitación; haberse enfocado primero en temas de inversión, en vez de renegociación de contratos o hacerlos paralelamente”, consideró. 

¿Del 1 al 10 qué calificación le daría a las medidas tomadas por la Secretaría de Energía en este periodo? ¿Cuál es un ejemplo de buena política que han implementado y cuál advierte que está yendo en detrimento de inversiones de energías renovables? ¿Qué posición toma la AHPEE frente a las contrataciones directas que se han dado y la licitación que aún está pendiente? Fueron otras de las preguntas que respondió Karla Martínez, presidenta de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE).

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que está disponible en el LinkedIn y YouTube de Energía Estratégica.

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Accion Group (NEPR-IC), coordinador indeppuerto ricoendiente del segundo y tercer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP), anunció una actualización de calendario vinculada al «tranche 3».

Se trata de la tercera sesión informativa del NEPR-IC para Stakeholders. En el sitio web de la RFP de PREB-IC T3, ya se encuentra publicado este nuevo evento para partes interesadas.

El encuentro se llevará a cabo de manera online este viernes 23 de junio a partir de las 11:00 AM EST.

Aquellos que quieran asistir pueden registrarse a través del sitio web https://prebrfp3.accionpower.com

Si bien el periodo de comentarios finalizó durante el mes de abril, algunas dudas comunes y particulares sobre el «tranche 3» podrán ser atendidas durante esta reunión.

Mientras que el propósito de la reunión previa fue brindar una descripción general de las diferencias entre las RFP del Tramo 2 y el Tramo 3, así como información de LUMA sobre la LGIA; en esta ocasión se atenderá en profundidad el Tramo 3 para responder toda duda previa al inicio de la convocatoria.

Existen expectativas de que se socialicen las principales características de la RFP así como próximas fechas de calendario de esta convocatoria.

Se prevé que asistan a este encuentro expertos de Accion Group y Luma Energy, de modo tal que se puedan atender consultas no solo del proceso de participación sino también cuestiones técnicas para la interconexión de los proyectos en el sistema eléctrico.

Por ello, la participación activa de representantes de empresas que se perfilen como oferentes es importante en esta instancia.

Y es que, aunque el volumen para adjudicar en esta convocatoria es la mitad que en la primera edición, la nueva capacidad a instalar no será menor. Solo a través del «tranche 3» esperan cubrir 500 MW de generación renovable y 250 MW de almacenamiento de energía.

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La Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación trabaja en ampliar el sistema de transporte eléctrico argentino y destrabar los cuellos de botella que hoy en día dificultan el avance de las energías renovables. 

Según pudo averiguar Energía Estratégica, el gobierno prepara una resolución para que los actores del sector energético puedan presentar manifestaciones de interés (MDI) para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión.

El objetivo es incrementar la capacidad de transporte disponible en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y con ello se prevé permitir el ingreso de nueva oferta de generación y el transporte de la propia energía hasta los centros de consumo. 

“Asimismo, los Interesados podrán acompañar propuestas de mecanismos de comercialización de energía y condiciones que permitan instrumentar las MDI propuestas”, agrega un borrador al cual accedió este portal de noticias. 

Por otra parte, la resolución gubernamental también apuntaría a promover el abastecimiento de  explotaciones mineras ubicadas en áreas aisladas de la red, mediante la construcción de nuevas líneas y su vinculación con el SADI.

Este llamado tendría un tono similar a aquel lanzado en mayo del año pasado, que fue destinado a MDI de proyectos renovables y de almacenamiento de energía en el SADI que permitieran reemplazar generación forzada con combustibles de alto costo y contribuir con una mayor sustentabilidad ambiental, social y económica en el MEM. 

Convocatoria que reunió 491 emprendimientos de infraestructura que sumaron un total de 14418 MW en múltiples zonas del país y tecnologías, y que posteriormente dio lugar a la licitación RenMDI, recientemente llevada a cabo. 

Uno por uno, el detalle de los precios ofertados por cada empresa en la licitación RenMDI

Además, el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) ya cuenta con una medida parecida, dado que tras la última reconfiguración por parte de las autoridades nacionales, los proyectos que soliciten prioridad de despacho también podrán incluir inversiones en el sistema de transporte. 

Mientras que ese potencial incremento de capacidad asignable podrá ser reservado por el o los titulares de las plantas renovables que lleven adelante la obra a su propio costo.

Por otro lado, es preciso recordar que, pocos días atrás y mediante la Resolución SE 507/2023, la Secretaría de Energía de la Nación aprobó una serie de ampliaciones y modernización del sistema de transmisión eléctrica. 

Plan que incluye desde la construcción de nuevas redes por inversiones cercanas a MMUSD 6.945 para incorporar 3.550 MW para capacidad renovable, hasta readecuaciones de estaciones transformadoras existentes en el país, consideradas de ejecución “necesaria”. 

¿Cuáles son los plazos previstos? De acuerdo al borrador al que accedió Energía Estratégica, las manifestaciones de interés deberán realizarse desde la publicación de la Resolución en el Boletín Oficial hasta los 90 días corridos posteriores. 

Aunque tales MDI que se presenten no generarán obligación alguna por parte de la Secretaría de Energía ni de CAMMESA, como así tampoco otorgará derechos de índole alguna a quienes las presenten para etapas posteriores del proceso.

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El sector rural ocupa un lugar importante dentro del crecimiento de la energía solar en Brasil. a tal punto que hoy en día ocupa el tercer escalón a nivel segmental de la generación distribuida (el límite es de 5 MW por instalación). 

Según los últimos datos compartidos por la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), dicho sector cuenta con 168759 sistemas de GD instalados (8,7% del total) que suman cerca de 3102,5 MW de potencia operativa (14,6%), y se espera que continúe en auge. 

¿A qué se debe ese crecimiento? Francisco Maiello, coordinador estatal de ABSOLAR en Goiás, explicó que existen diferentes factores que impulsaron su evolución, tanto desde cuestiones económicas como propias alternativas tecnológicas que cada vez toman un mayor rol. 

“El año pasado la tarifa energética rural aumentó más que en todos los demás sectores casi un 10% frente al 7,6% público, el 6,4% del comercial y del 4,2% del segmento residencial, y a partir de ello vimos negocios muy interesantes, como el caso de la generación remota compartida que generó una gigantesca carrera detrás de los proyectos en el inicio del 2023”, remarcó durante un webinar. 

“Pero también hay modelos muy innovadores con la agrovoltaica, que trae esa sinergia entre la solar siendo utilizada en la misma área que el cultivo o el ganado. Sumado a que el uso de energía FV flotante en represas y lagos también tuvo una gran adherencia”, agregó. 

Pero para aquellos lugares donde no llega el sistema de transmisión, o ubicados en punta de línea o que no cuentan con capacidad de transporte suficiente, una alternativa que ganó fuerza es el desarrollo de proyectos híbridos a partir de la combinación solar con almacenamiento de energía. 

Mientras que otras culturas han empezado a reservar espacios dedicados a la generación fotovoltaica y permitir la expansión de su producción, independientemente o en paralelo del avance de la infraestructura de transporte eléctrico. 

“Por otro lado, el mercado agrícola es tan creativo que no sólo se debe a modelos tecnológicos y contractuales, sino que existe el modelo financiero del trueque, que refiere al intercambio entre la instalación del sistema de generación solar por futura producción de cereales, por ejemplo”, complementó Francisco Maiello.

“Es de mucha ayuda para aprovechar rápidamente el sector agrícola. Y 2023 y 2024 será el período de gran boom de estos modelos como de la generación remota compartida, ya que la implementación de proyectos bajo este formato trajo un gran beneficio para el agro y los centros urbanos”, concluyó.

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El presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, recibió a la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen. Se trata de la primera visita de un presidente  de la Comisión Europea a México en 11 años y tuvo como propósito relanzar la relación bilateral y la Asociación Estratégica entre México y la Unión Europea en todos los rubros.

En este encuentro, ambas autoridades identificaron prioridades y desafíos conjuntos en la transición energética, la lucha contra el cambio climático, la pérdida de biodiversidad y la defensa del derecho internacional.

Cabe destacar que México es el segundo socio comercial de la Unión Europea en América Latina y el Caribe y, a su vez, la Unión Europea es el tercer socio comercial de México y el segundo inversionista en el país.

A la luz de esta intensa relación económica, acordaron seguir políticas que promuevan un crecimiento y desarrollo económico sostenible, resiliente e inclusivo que favorezca la justicia social en ambos lados del Atlántico.

Los mandatarios coincidieron en el objetivo de fortalecer los planes y programas bilaterales para promover mayores flujos mutuos de inversión, tecnología y conocimiento en beneficio de las respectivas sociedades. 

Intercambiaron sobre las oportunidades que ofrece la iniciativa Global Gateway de la Unión Europea para proyectos prioritarios en México, sobre finanzas sostenibles, salud pública, producción de vacunas, energía sostenible, incluido el hidrógeno verde, y sobre gestión sostenible del agua. 

Además, coincidieron en el potencial de iniciativas mexicanas como el Plan Sonora que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina y la séptima en el mundo, y el corredor interoceánico del Istmo de Tehuantepec, donde se planea montar 10 parques industriales.

De esta forma, ambas autoridades identificaron a México como un hub energético, industrial y logístico estratégico para abastecer los mercados norteamericano y europeo, con un alto potencial en energía de hidrógeno verde, y coincidieron en que las inversiones europeas serán importantes para contribuir a su desarrollo.

En ese contexto, elogiaron la firma de la Declaración de Intención Conjunta entre el Gobierno de los Estados Unidos Mexicanos y el Banco Europeo de Inversiones (BEI) para la estrategia de financiamiento sustentable en México en el marco de la relación política entre México y los Estados Unidos. 

Para desarrollar una asociación política, comercial y de cooperación más profunda, el presidente López Obrador y la presidenta von der Leyen coincidieron en la importancia del borrador del Acuerdo Global modernizado y acordaron acelerar las negociaciones con miras a finalizar el acuerdo antes de fin de año.

Están comprometidos a impulsar aún más su estrecha cooperación a nivel bilateral, regional y mundial, y a trabajar juntos para reforzar el sistema multilateral.

Nos reunimos con Ursula von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea, una mujer inteligente y agradable. En términos de cooperación económica convenimos en apresurar la firma del Tratado de Libre Comercio entre nuestro país y la Unión Europea. pic.twitter.com/wrTgyrFdhL

— Andrés Manuel (@lopezobrador_) June 16, 2023

Por último, acordaron que la Cumbre de Líderes de la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (CELAC) y la Unión Europea, celebrada los días 17 y 18 de julio de 2023 en Bruselas, Bélgica, permitirá renovar y fortalecer la alianza birregional de larga data.

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Pacific Hydro inició oficialmente los trabajos de Desierto de Atacama con la ceremonia de primera piedra, a la que asistieron autoridades locales como el alcalde de la Municipalidad de Tierra Amarilla, Cristóbal Zúñiga.

El proyecto, que se ubicará en la localidad de Los Loros, comuna de Tierra Amarilla, en la Región de Atacama; consolida la diversificación en el uso de distintas tecnologías de energía renovable, incorporando en Desierto de Atacama, la generación a partir del recurso solar.

Renzo Valentino, CEO de Pacific Hydro Chile señala que “estamos muy orgullosos de estar hoy en la ceremonia de la primera piedra de nuestro proyecto Desierto de Atacama. Como compañía, llevamos más de 20 años en Chile y nos alegra ser parte de esta región para contribuir en descarbonizar la matriz energética del país, a la vez que queremos consolidarnos como un agente de cambio”.

En materia medioambiental, se estima que el proyecto contribuirá a compensar más de 230 mil toneladas de CO2 anualmente, equivalente a unos 142 mil autos en circulación y su construcción se extenderá por aproximadamente 20 meses.

Por su parte, Carlos Ulloa, Seremi subrogante de Energía, comentó que “es clave que se generen proyectos de este tipo en la región de Atacama para incentivar la inversión en la zona y fomentar el empleo local. Además, por las características de la región, nos enorgullece ser uno de los principales lugares donde se concentra el uso de energías renovables como la solar y de esta manera, aportar energía limpia al país y avanzar en el proceso de descarbonización impulsado por el Gobierno del Presidente Boric”.

Raúl Montt, Gerente de Proyectos de Pacific Hydro Chile, comenta que “después de un gran trabajo que venimos realizando desde 2020, tanto dentro de la compañía como en relacionamiento con las comunidades de la región, nos alegra iniciar la construcción de este proyecto tan esperado”. Agregó que “se trata de una iniciativa que entregará energía a alrededor de 310 mil hogares al año y será una fuente de empleo para alrededor de 400 personas”.

Sobre el parque

Desierto de Atacama tendrá una capacidad instalada de 293 MW y un factor de planta de 36%. Se estima que suministrará energía equivalente a 310.000 hogares al año y permitirá la reducción de 230 mil toneladas de carbono, lo que equivale a retirar de circulación de las calles a 142 mil automóviles. El proyecto, que se ubica en la comuna de Tierra Amarilla, representa una inversión de cerca de US$260 millones e inyectará su energía al Sistema Interconectado Central.

Trabajo medio ambiental y comunitario

Pacific Hydro ha implementado un sistema de liberación ambiental en cada etapa del desarrollo de Desierto de Atacama. El objetivo es auditar permanentemente las acciones que realiza el contratista y minimizar los impactos.

Desde 2020 Pacific Hydro trabaja estrechamente con las comunidades vecinas al proyecto, realizando presentaciones tempranas específicas para incorporar sugerencias propuestas por las personas que habitan la localidad.

Sobre Pacific Hydro

Presente en Chile desde 2002, Pacific Hydro produce energía limpia a través de sus centrales hidroeléctricas de pasada en la Región de O’Higgins. Los proyectos en operaciones son las centrales hidroeléctricas Chacayes, Coya y Pangal, en el Valle del Cachapoal, y La Higuera y La Confluencia, en el Valle del Tinguiririca, a través del joint venture Tinguiririca Energía.

El 2018 la compañía inauguró su primer parque eólico en Chile, Punta Sierra, en la región de Coquimbo.

Parte del ADN de Pacific Hydro es trabajar fuertemente en materia de relacionamiento comunitario, comercialización de bonos de carbono, iniciativas medioambientales, cuidado de sus contratistas y protección de sus trabajadores. Hoy planea continuar su expansión en un pipeline de proyectos innovadores para solidificar su inversión en el país.

Sobre SPIC

Pacific Hydro es propiedad de State Power Investment Corporation (SPIC), a través de State Power Investment Overseas Co., Ltd. de China (SPIC Overseas). Se trata de uno de los cinco mayores grupos de generación energética en China, con una capacidad total instalada que alcanza aproximadamente los 210 GW.

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En el marco del boom de las renovables impulsadas por sus bajos costos y las oportunidades del nearshoring en Latinoamérica, Deetken Impact, la multinacional que invierte en proyectos de energías limpias y eficiencia energética en Centroamérica y el Caribe tiene la intencionalidad de generar retornos financieros, pero también impactos positivos ambientales y sociales que contribuyan a los objetivos de desarrollo sostenible de la ONU.

Durante el Future Energy Summit realizado en República Dominicana, Fernando Alvarado, CEO de Deetken Impact, señaló en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica: “Para el 2024 muy probablemente haya 250 millones de dólares pasibles de ser tomados por proyectos de energías renovables tanto a nivel de utility como generación distribuida. Ese es nuestro objetivo”.

“Tenemos todo un pipeline de proyectos que hemos venido desarrollando con los fondos actuales y hay expectativas por implementar aún más fondos en proyectos solares y satisfacer esos planes de inversión”, agregó.

De acuerdo al ejecutivo, hay gran apoyo político e institucional de todos los países de la región por ir diversificando y haciendo una transición de su matriz energética, anteriormente muy cargadas en la generación de fuentes fósiles. La intención es ir gradualmente incorporando las energías renovables con los recursos que cada país cuenta.

“Las inversiones en infraestructura requieren grandes inversiones de capital. La banca comercial y de desarrollo están activas participando en el financiamiento de esos sectores a nivel de deuda, pero hay un vacío de la parte patrimonial: los recursos de equity. Es ahí donde nuestros fondos se entran a catalizar y posibilitan que se cierren las estructuras financieras”, señaló.

“Tomamos con nuestros fondos riesgos mayores a los que pueden tomar los bancos e inyectamos capital.  Adoptamos un rol de socio inversionista que algunas veces puede ser más activo o pasivo dependiendo del papel que los desarrolladores de proyectos quieran jugar. Hacemos posible que los proyectos se puedan llevar a cabo”, aseguró Alvarado.

La participación de la compañía hasta ahora ha sido mediante Project finance cuando los proyectos están ya listos y bancables y llega el momento de construirlos.

Según el experto, hay rangos generales o parámetros en toda la región donde proyectos a nivel utility scale conectados a la red eléctrica para vender mediante contratos de largo plazo o PPAs se financian normalmente con entre un 20% y un 30% de equity y un 80% o 70% de deuda.

“A veces se construyen los proyectos con un poco más de equity de lo que sería posible en otros mercados más maduros por una percepción de riesgo. No obstante, una vez ya se venció o se terminó el riesgo constructivo y (especialmente si los proyectos han estado operando ya establemente por años) es posible hacer rondas de reestructuración o refinanciamiento ampliando el apalancamiento de los proyectos”, afirmó

Con esto se logra incluso una mayor rentabilidad para los promotores y los inversionistas de equity con los fondos de la entidad financiera.

Los proyectos que financian

Alvarado explicó que hay bastante actividad y tienen un portafolio muy repartido: la mitad son proyectos de gran escala conectados a la red eléctrica que se venden empresas distribuidoras o a varios grandes consumidores del sector privado

La otra mitad, se invierte en proyectos de generación distribuida para clientes comerciales e industriales.

En este sentido, el especialista destacó: “La generación distribuida es probablemente un sector que está incrementando con mayor dinamismo y se viene todavía más crecimiento con la gradual incorporación de almacenamiento en baterías. Hay mucho movimiento en países en especial en la región de Centroamérica y el Caribe”.

Mercados más atractivos

En todos estos países de Latinoamérica se vienen dando oportunidades diversas tanto en generación distribuida como utiliy scale.

Para el ejecutivo, República Dominicana es el mercado más dinámico del Caribe principalmente por el abordaje político con reglas claras y procesos agiles eficientes que tiene la institucionalidad del país para responderle al sector privado.

También, reveló: “En Centroamérica los mercados más activos en utility sclae son Panamá y El Salvador. También tenemos actividad en Jamaica”.

“En generación distribuida, en todos los países se ha venido avanzando. Tenemos inversiones recién aprobadas particularmente en Costa Rica y en Honduras, que son mercados bastantes competitivos”, concluyó.

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La Empresa Provincial de la Energía (EPE) de Santa Fe llevó a cabo el acto de apertura de ofertas de su licitación pública para el abastecimiento de energía eléctrica generada a partir de fuentes de generación renovable solar fotovoltaica. 

La convocatoria sólo recibió propuestas de un único oferente, puntualmente de la Unión Temporal de Empresas (UTE) entre Coral Energía e Itasol, que se presentó para los cuatro parques subastados, ubicados en las zonas aledañas a las localidades Arrufó, Firmat, San Guillermo y San Javier.

Dichas propuestas técnicas serán evaluadas por parte de la autoridad competente en el transcurso de los próximos días y, de aprobarse, se realizará la apertura de sobres económicos. Pero de lo contrario, no habrá tal continuidad del proceso y, por ende, la licitación quedará desierta. 

Cabe recordar que el objetivo de esta convocatoria es potenciar la infraestructura, reducir costos, contribuir a mitigar el cambio climático a partir de la sustitución de combustibles fósiles y desarrollar una cadena de valor sustentable dentro del territorio provincial. 

Mientras que la potencia requerida total a adjudicar es de 20 MW, repartidos entre pequeñas centrales de 5 MW de capacidad (conectadas a líneas  de transmisión de 33 KV) en cada una de las localidades mencionadas, a un precio máximo de 75,50 USD/MWh (sin IVA).

Es decir que se pretendía retomar un modelo similar al del Programa de Generación de Energías Renovables de la Provincia de Santa Fe (Generfe), aquella licitación realizada en 2019 para 8 parques solares de 5 MW cada uno y uno eólico de 10 MW (50 MW en total). 

Pero que a fines de dicho año, el gobierno santafesino cedió la decisión de adjudicar proyectos a la próxima administración, y desde aquel entonces “no llegó a buen puerto y por ende no se concretó”. 

Coral Energía también compite en la RenMDI

La compañía se presentó en licitación pública nacional de renovables y almacenamiento de energía denominada RenMDI, donde relevó 18 proyectos, todos fotovoltaicos y uno de ellos híbrido con baterías. 

Incluso, fue una de las empresas que más propuestas brindó, sólo por detrás de Industrias Juan F. Secco (22), y de esa manera acaparó más del 8,5% de los emprendimientos revelados en la apertura de sobres A a fines de abril. 

Por empresas y zonas: El detalle de los 204 proyectos renovables que compiten en Argentina

Además, todos sus proyectos ya fueron evaluados positivamente por las autoridades nacionales, por lo que Coral continúa en la competencia por la adjudicación y esta misma semana se conocerán sus ofertas económicas. 

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El pasado 29 de mayo de 2023 el Poder Ejecutivo Nacional elevó al Congreso de la Nación un proyecto de ley para promover el desarrollo del hidrógeno, en sus distintas variantes (el “Proyecto de Ley”). 

Ello supone un primer paso para sortear los complejos desafíos en torno al fomento y materialización de la industria del hidrógeno en la Argentina. 

En efecto, un marco regulatorio robusto, consistente y con garantías para inversores y financistas-, es un paso esencial para hacer realidad el enorme potencial de esta actividad en nuestro país, ya que supondría que el sector público provea señales adecuadas en términos de previsibilidad y estabilidad. 

Dada esta oportunidad, en el presente se realiza un primer abordaje al Proyecto de Ley, donde, además, se consideran otras cuestiones más generales y se detallan otras que a la fecha no han sido abordadas específicamente en este proyecto.

Todo lo anterior desde una óptica de financiación y bancabilidad y garantías para un desarrollador/inversor o financista para este tipo de proyectos, aspecto clave para viabilizar esta actividad.

El Proyecto de Ley: aspectos salientes

Alcance 

El Proyecto de Ley establece un marco normativo federal para la promoción de hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero, que incluye (a) Hidrógeno verde (obtenido a partir de fuentes de energías renovables), (b) Hidrógeno azul (obtenido mediante combustibles fósiles combinado con almacenamiento de carbono), e (c) Hidrógeno rosa (obtenido a partir de fuentes de energía nuclear). 

A diferencia de otros regímenes a nivel internacional, como el IRA de EE. UU. (Inflation Reduction Act), el Proyecto de Ley formula una diferenciación del Hidrógeno según la fuente de energía utilizada para producirlo; aquel régimen, a modo de ejemplo, adopta una clasificación de acuerdo con el carbono asociado a la producción del hidrógeno (CO2kg/H2).

Estabilidad por treinta años

El Proyecto de Ley contempla un régimen de incentivos y beneficios fiscales, impositivos, aduaneros y cambiarios, de treinta años a partir de la sanción de la ley. 

Los titulares de proyectos de producción de Hidrógeno bajo los términos del Proyecto de Ley gozarán de los incentivos y beneficios que seguidamente se describen, por dicho plazo (salvo que ocurra una causal de caducidad durante el plazo de su ejercicio).

Régimen de incentivos y beneficios

Bajo el Proyecto de Ley, se prevé ciertos incentivos impositivos que incluyen:

La amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias;
Acreditación y/o devolución anticipada en el Impuesto al Valor Agregado;
Extensión del plazo para computar quebrantos; y 
Deducción de la carga financiera del pasivo financiero.

Desde un punto de vista aduanero, se contemplan ciertas exenciones por importación de bienes por un plazo de diez (10) años contados desde la entrada en vigor de la ley. Al respecto, podría ser conveniente que la ley prevea un régimen de exención de importaciones por un plazo mayor (o por todo el plazo de treinta (30) años que el Proyecto de Ley prevé), pues dado el estado incipiente de esta industria a la fecha, es probable que una porción significativa de los componentes sea importada luego de tal plazo decenal.

Finalmente, se permite el acceso al Mercado Único Libre de Cambios (MULC) por hasta un cincuenta por ciento (50%) de las divisas obtenidas en las exportaciones de hidrógeno, para poder ser destinadas al pago de capital e intereses de pasivos comerciales y/o financieros en el exterior. Dicho porcentaje podrá ser incrementado por el Ministerio de Economía en normativa complementaria. 

Ahora bien, el acceso al MULC podría ser visto como limitativo en tanto: (a) solo admite hasta un 50% de las exportaciones, (b) solo lo es respecto de divisas obtenidas en las exportaciones (de tratarse de Proyectos con destino o consumo local, tal beneficio no sería aplicable) y (c) no admite la repatriación de dividendos por los accionistas. 

Componente Nacional

Se prevén ciertas cuotas de integración de componente nacional que deberán ser cumplidas por los titulares de los proyectos de Hidrógeno, de manera obligatoria e incremental en el tiempo. Tales porcentajes obligatorios además varían según se trate de plantas de producción de Hidrógeno verde, azul o rosa.

A los fines de determinar los porcentajes mínimos establecidos no deberá computarse el valor correspondiente a las obras civiles o de infraestructura ni a la mano de obra. Asimismo, también deberán netearse los importes correspondientes al Impuesto al Valor Agregado, los gastos financieros, descuentos y bonificaciones. 

El Proyecto de Ley prevé que podrá determinarse, en función del estado de arte de la industria y las capacidades de la producción local, una modificación de los porcentajes establecidos, sin afectar con ello la ejecución de los proyectos cuya efectiva construcción y/o puesta en marcha estuviere iniciada.

El requisito de cumplir con un porcentaje mínimo de contenido nacional como condición para acceder a los beneficios del Proyecto de Ley es problemático. 

El porcentaje mínimo exigido es elevado en la mayoría de los casos y puede constituir un obstáculo para la implementación de proyectos -toda vez que cumplir con dicho porcentaje resulta de cumplimiento imposible por inexistencia de proveedores locales-.

Como enfoque alternativo se propone que la integración de contenido nacional sea un ítem optativo cuyo cumplimiento dé derecho a obtener un certificado fiscal, que constituirá así, un beneficio promocional adicional y opcional. Tal tesitura es seguida por la Ley 26.190 (con las modificaciones introducidas por la Ley 27.191) -Régimen de Fomento de las Energías Renovables-.

Fondo de Afectación Específica

El Proyecto de Ley encomienda al Comité del Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (FONDEP), la creación de un fondo de afectación específico a los efectos del Proyecto de Ley. Sin embargo, no es clara la figura bajo la cual dicho fondo funcionará.

Sería conveniente, también en línea con la experiencia de renovables y considerando el FODER creado por la Ley 27.191: (a) prever directamente en el Proyecto de Ley la creación del fondo (de manera que tenga efecto inmediato con la sanción del Proyecto de Ley), y (b) el modo bajo el que dicho fondo actuaría, así como las entidades fiduciarias afectadas a su administración.

Por otra parte, el Proyecto de Ley requiere que los beneficiarios bajo el régimen contribuyan un 0.5% del monto total de la inversión declarada, y agrega que la integración de dichos montos deberá realizarse dentro de los sesenta (60) días de emitido tal certificado.

De una primera aproximación, habría que verificar si la contribución de los beneficiarios es, estrictamente necesaria y si ello no puede tener un impacto negativo en la inversión comprometida -generar un sobre costo innecesario-. 

Asimismo, podría ser conveniente analizar si el Estado Nacional podría efectuar aportes del tesoro, en el ejercicio presente, así como en ejercicios futuros (tal como lo admite la Ley 24.156 de Administración Financiera).

Complementariedad con el MATER

Las disposiciones del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) no son excluyentes con el Proyecto de Ley, toda vez que se permite la producción de hidrógeno verde a través de centrales de generación que operen bajo dicho mercado.

Si bien, por la naturaleza y escala de este tipo de proyectos, lo más probable es que se efectúen de manera no interconectada (off-grid), la complementariedad entre ambos regímenes es positiva. 

Un aspecto para considerar es, en esta etapa, la disponibilidad de las redes de transporte y la limitada capacidad de evacuación a través de ellas que importan un riesgo de congestión (curtailment), máxime tratándose de un volumen de energía considerable. 

Al respecto, la Resolución 360/2023 de la Secretaría de Energía prevé mecanismos alternativos de expansión de la red, que podrían ser compatibles e interesantes para el desarrollo del Hidrógeno (ver aquí para una descripción de dicha Resolución).

Autoridad de aplicación y AgenHidro

Se designa a la Secretaría de Energía, dependiente actualmente del Ministerio de Economía de la Nación, como autoridad de aplicación de la ley, con facultades para dictar normativa complementaria, derivada, aclaratoria y/o complementaria.

Adicionalmente, se crea la Agencia Nacional del Hidrógeno (AgenHidro), como un organismo descentralizado bajo la órbita del Ministerio de Economía, con la responsabilidad primaria de asesorar en materia técnica y regulatoria a la Secretaría de Energía.

Invitación a adherir

Se invita a las provincias, a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y a los municipios a adherir a la ley y a dictar normativa local. En tal sentido, el régimen provincial y/o municipal es sumamente relevante a los fines de una cooperación e integración federal, al mismo tiempo que permitirían gozar de ciertos beneficios e incentivos fiscales e impositivos respecto de tributos, tasas y contribuciones locales. Habrá que ver cuál será el alcance que cada Provincia da a la adhesión, y el respectivo régimen promocional a nivel local.

Otros aspectos para considerar

Como recapitulación, el Proyecto de Ley presenta ciertos elementos que son susceptibles de ser mejorados, relativos a:

El plazo (limitado) de diez (10) años para la exención de importaciones, desde la sanción de la ley, mientras que el régimen de estabilidad previsto en el Proyecto de Ley es de treinta (30) años.
La cuota acotada para acceder al MULC que, además, no permite repatriar dividendos.
La obligatoriedad del componente nacional, en ciertos casos, con un porcentaje de integración que parece elevado (quizás el mejor tratamiento para esta cuestión sea contemplar dicho componente como optativo y cuyo cumplimiento resulte en un incentivo fiscal adicional).
La implementación de un fondo de afectación específica, cuyo fondeo provendrá, entre otras fuentes, del sector privado, al requerir un porcentaje de la inversión para que éste sea destinado a dicho fondo; y
La omisión en indicar un monto predeterminado de aportes del Tesoro Nacional en ejercicios presupuestarios futuros.

Además de los comentarios efectuados más arriba para cada caso particular y resumidos en los párrafos inmediatamente precedentes, es levante que se considere la adopción de ciertos mecanismos adicionales o la implementación de otras garantías, a los fines de mitigar el riesgo soberano inherente a Argentina, de manera tal de permitir que este tipo de proyectos pueda ser considerado bancable y, así, recibir financiamiento de alguna modalidad (project finance, corporate finance, entre otros) a tasas y tenores adecuadas para viabilizar inversiones en esta materia.

La mitigación adecuada de tales riesgos es un aspecto clave – de lo contrario cualquier decisión de desarrollo o inversión quedará, inevitablemente, trunca. Un conjunto de garantías y herramientas en tal sentido permitirán reducir el costo del capital, tornando un proyecto de este tipo atractivo para la inversión y su financiamiento.

Algunos de estos instrumentos pueden incluir:

Una interacción adecuada entre el sector público y privado, incluyendo el financiero y multilaterales de crédito. En una instancia preliminar regulatoria, un diálogo entre estos actores es clave.
Apoyo gubernamental o público mediante mecanismos de fijación o reducción de diferencias de precios (Carbon Contracts for Difference (CCFDs)) o bien, la alocación de aportes del tesoro en ejercicios presupuestarios futuros, pueden ser efectivos. 
La adopción de procesos de selección competitivos, como ha sido el caso de RenovAr, también puede catalizar el desarrollo de esta industria en un estado naciente.
El apoyo gubernamental debe estar acompañado de objetivos claros y constituir una política pública que abarque a todos los actores del arco político, independientemente de la vocación partidaria. 
El apoyo de las provincias y municipios tampoco puede ser subestimado: la experiencia ha demostrado que, sin un marco de cooperación e integración federal, industriales de capital intensivo han tenido serios problemas en ejecución. La no interferencia tributaria local va a ser relevante en términos de estabilidad del proyecto y proyección de flujos futura.

Además de ello, sería deseable que el Proyecto de Ley prevea la complementariedad con otros regímenes existentes de iniciativa privada. 

Asimismo, en casos en los cuales se sustancien procesos de selección competitivos, es conveniente que se permita optar por la vía del arbitraje para solucionar controversias, y con la posibilidad de que se prorrogue la jurisdicción previa aprobación del Poder Ejecutivo.

Notas finales

En estas líneas, se han resumido los aspectos salientes del Proyecto de Ley, y delineado ciertos puntos que, a modo de ver del que escribe, permitirán reforzar la seguridad jurídica, viabilizar la inversión genuina, y movilizar así, la industria del Hidrógeno en Argentina.

El Proyecto de Ley, al proponer un marco regulatorio para la actividad de rango legal, es sin dudas, un paso positivo. Pero es sólo eso: un primer paso. Debe estar seguido de señales claras del sector público; adopción de herramientas adecuadas; y una visión de largo plazo. 

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En el marco del XXV Congreso de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) que se desarrolla en Cartagena, el Gobierno Nacional reiteró que está preparado y ha adelantado las acciones necesarias para afrontar el fenómeno de El Niño. «No hay riesgo de desabastecimiento de energía. El sistema está preparado para enfrentar un escenario de contingencia», aseguró el viceministro de Energía (E), Cristian Díaz, durante su participación.

Teniendo en cuenta que hay un 90% de probabilidades de que el fenómeno de El Niño se materialice totalmente a partir de agosto, según el Centro de Predicción Climática de la Agencia Meteorológica de Estados Unidos (Noaa), se han activado las reuniones pertinentes desde el arribo del Gobierno en agosto de 2022, en el marco de la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento a la Situación Energética (CACSSE).

Durante 2022 se desarrollaron dos reuniones de seguimiento y en lo que va de 2023 ya esta cifra asciende a cuatro encuentros. Además, se han presentado 13 sesiones oficiales entre el Ministerio de Minas y Energía, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), XM, generadoras, entre otras.

En el marco de estos encuentros se han revisado aspectos cruciales como el planeamiento operativo de mediano plazo (1 a 5 años) y corto plazo (semanal y mensual), se ha hecho un seguimiento a embalses y evolución de la demanda, se ha acompañado adecuadamente el abastecimiento de los combustibles mediante reuniones con generadores, agremiaciones, entre otras, para validar el estado actual de abastecimiento de combustibles y logística del suministro: Ruta del Carbón y Ruta del Gas.

Además, se ha hecho revisión de mantenimiento a las plantas térmicas, especialmente a aquellas con obligaciones de energía firme.

Es importante mencionar que el decreto de energía 0929 de 2023 en su artículo 3 indica que la CREG deberá reglamentar de aquí a septiembre de 2023 los «mecanismos necesarios para que, los usuarios y los agregadores de demanda, puedan ofertar reducciones, desconexiones de demanda u otros esquemas de participación en el Mercado de Energía Mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al Sistema Interconectado Nacional, respaldar obligaciones de Energía Firme, reducir los precios en la Bolsa de Energía o aliviar los costos de las restricciones».

Mientras que el artículo 6 busca que la CREG en agosto de 2023 haya regulado el marco aplicable para la compra de energía con destino al Mercado Regulado y el artículo 7 establece que los Operadores de Red que atiendan a usuarios en áreas especiales puedan instalar esquemas de generación FNCER para disminuir pérdidas.

Por su parte, el artículo 8 establece que para septiembre de 2023 la CREG deberá haber ajustado la regulación para que los agentes generadores hagan una gestión más eficiente de los recursos hídricos y se disminuyan los vertimientos injustificados.

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Con una gran participación, representantes de la academia, sociedad civil, empresas y servicios públicos asistieron al primer Taller regional del Plan de Acción de Hidrógeno Verde 2023-2030, desarrollado este martes en el en el Auditorio de INACAP Valparaíso. El evento, organizado por la Secretaría Regional Ministerial de Energía, tuvo como objetivo someter a discusión los temas fundamentales relacionados con el Hidrógeno Verde y abordar los aspectos clave y críticos para el desarrollo de proyectos en esta área.

La seremi de Energía, Arife Mansur, fue la encargada de dar la bienvenida a los asistentes al taller regional y destacó “nosotros nos reunimos tanto con los servicios como las empresas y la academia, porque estamos levantando el primer taller enfocado en el Plan Nacional de Hidrógeno Verde, el cual estamos trabajando en distintas regiones. Por lo tanto, lo que queremos es levantar iniciativas, aportes y conocimiento de los actores regionales, para que se vinculen al plan de descarbonización que está trabajando el ministerio de Energía, del cual, uno de los pilares fundamentales es la reactivación del Hidrógeno Verde».

En la jornada participaron profesionales del Ministerio y la seremía de Energía, quienes buscaron involucrar a los asistentes en el proceso de toma de decisiones y estableciendo un diálogo constructivo que permitió identificar preferencias, riesgos, oportunidades y medidas consideradas importantes por la comunidad.

 “La participación que tuvimos hoy permite garantizar una visión integral y diversa, lo que enriqueció el debate y aportó diferentes perspectivas” puntualizó la seremi Mansur.

El Plan de Acción de Hidrógeno Verde, desarrollado por el Ministerio de Energía, tiene como objetivo definir la hoja de ruta para el despliegue de la industria del Hidrógeno Verde en Chile. Este plan concilia el desarrollo económico con el respeto por el medio ambiente, el territorio y las comunidades, promoviendo la transición hacia una economía sostenible basada en energías renovables y limpias.

Durante el taller, se abordaron temas cruciales como las inversiones e institucionalidad necesarias para impulsar el desarrollo del Hidrógeno Verde, la sostenibilidad, el valor local y capital humano que esta industria puede generar en las comunidades, así como la infraestructura, el consumo interno y la organización territorial requeridas para su implementación.

Para Elizabeth Reyes, profesional de la División de Planificación y Desarrollo del Gobierno Regional de Valparaíso el taller de Hidrógeno Verde, “fue una jornada positiva, ya que la dinámica que se dio pudimos apreciar desde distintos puntos de vistas, sintonías similares en cuanto a los temas de legislación, de normativa ambiental, del enfoque participativo hacia la comunidad, y de particularmente la responsabilidad que tienen tanto las empresas privadas como el sector público en proyectos de esta índole».

«El trabajo fue superfluido, creo que el nivel de panelistas ayudó bastante a que se optimizaran los tiempos entregados, la información fue clara, precisa. Se podría, obviamente, complementar siempre, pero es un es un gran ejercicio el que se pudo hacer sobre todo que las mesas de trabajo colaborativas entre diversos sectores siempre ayudan a la ejecución de proyectos que pueden tener un gran impacto social”, agregó.

La participación activa de los asistentes, a través de mesas de trabajo y discusiones, fue fundamental para recoger las opiniones y propuestas de los distintos actores involucrados. Estas aportaciones contribuirán a la elaboración de un Plan de Acción sólido y efectivo que refleje las necesidades y prioridades de los actores regionales.

Finalmente, Enzo Molina, coordinador de la Red Futuro Técnico de la región de Valparaíso señaló “revisamos distintas temáticas y nos separamos en mesas, en la que yo trabajé, estuvimos enfocados en el capital humano, y vimos la importancia de generar esta transferencia de conocimiento del Hidrógeno Verde, desde la de la educación inicial hasta la educación superior”.

Y agregó que “la participación de distintos actores en este tipo de mesa es super significativa ya que específicamente da una mirada territorial, porque nos hace ver que las necesidades que hay en todo el país, efectivamente, podemos generar un mayor impacto dándole un vuelco desde la mirada del usuario, desde la familia, desde las personas que están estudiando”.

Este taller participativo en la región de Valparaíso considera una segunda instancia la cual se realizará el martes 11 de julio. Se espera que el plan de Acción de Hidrógeno Verde finalice su proceso de construcción durante el mes de agosto para posteriormente ser sometido a consulta pública.

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La Secretaría de Energía de la Nación y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) abrieron los sobres B (ofertas económicas), de la licitación renovables y almacenamiento denominada RenMDI

Energía Estratégica, medio de noticias internacional sobre energías renovables, estuvo presente en el Hotel NH City de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, donde se conocieron los precios que las 65 empresas participantes habían propuestos por los 201 proyectos.

¿Qué montos fueron ofertados? Algunos rozaron los valores máximos para cada tecnología y región, como el caso de las bioenergías; pero por otro lado también hubo números que demarcaron un amplio margen entre las propias fuentes admitidas, principalmente en aquellos proyectos fotovoltaicos, con y sin almacenamiento de energía, desde USD 80,757 MWh hasta USD 135 MWh, por ejemplo.

En términos generales, el precio promedio entre todas las tecnologías fue de USD 106,738 MWh, según pudo constatar este portal de noticias. Aunque cabe aclarar que por cada fuente de generación, el valor medio se mantuvo de la siguiente manera:

Solar FV: USD 76,971 MWh
Solar FV + storage: USD 109,23 MWh
Eólica: USD 115 MWh
Biomasa: USD 144,952 MWh
Biogás: USD 186,322 MWh
RSU: USD 158,333 MWh
Pequeños aprovechamientos hidroeléctricos: USD 118,11 MWh

Los proyectos en cuestión suman 2.069,94 MW de capacidad y, tras haber atravesado exitosamente la calificación técnica, se encuentran compitiendo en la licitación. 

Para el renglón N°1 hay 148 emprendimientos (1953,8 MW) para 500 MW asignables para reemplazar generación forzada; mientras que en el segundo segmento, orientado a diversificación de la matriz energética, existen 53 desarrollos renovables (116,14 MW) para 120 MW disponibles. 

La adjudicación se hará en el plazo de dos semanas, precisamente el 6 de julio, en tanto que la firma de los contratos PPA está prevista entre el 11 de julio y el 2 de noviembre del corriente año. Y desde la cartera energética de Argentina ya valoraron positivamente el proceso.

“Es una enorme satisfacción la cantidad de proyectos presentados y de los pocos que no calificaron. Esto muestra el potencial de las renovables y la apuesta que se hacen por ellas a nivel país”, señaló Flavia Royon, secretaria de Energía de la Nación, durante el acto de apertura. 

“Argentina tiene un gran potencial eólico, solar y de aprovechamientos de biomasa, y desde la Secretaría de Energía trabajamos para fortalecer la red de transmisión para tener nuevamente una incorporación ambiciosa de energías renovables en el sistema”.

A continuación el detalle de los proyectos y precios ofertados:

Proyectos Presentados RenMDI Res SE 36-2023 (1).xlsx – Hoja1 (1)

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) dio luz verde a dos proyectos de Generación Distribuida Renovable a partir de tecnología solar fotovoltaica durante este primer semestre del año 2023. 

El primero en recibir la aprobación en este año es «Energía Verde El Rosario». Un proyecto de la Energía e Inversiones de Guatemala Sociedad Anónima que alcanzará los 5 MW a través de la instalación de unos 10,560 paneles, y que deberá entrar en operación antes del 31 de marzo del 2025 de acuerdo con la CNEE-135-2023 (ver más).  

El segundo proyecto es «Granja Solar Ensol I», perteneciente a la empresa ENSOL Sociedad Anónima. El mismo incluye el montaje de unos 10,200 paneles que sumarán los 4 MW de capacidad. Según detalla la resolución CNEE-82-2023 deberá ejecutarse hasta el 31 de agosto del 2026 (ver más).  

Estos no serán los únicos proyectos de generación distribuida renovable a interconectarse en Guatemala. El año pasado también se autorizaron proyectos GDR que sumarán 5,3 MW. Pero esto no sería todo.  

El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya estima que en las dos décadas venideras Guatemala continuaría incorporando fuentes de energías renovables. Y, en lo vinculado a Generación Distribuida Renovable, adelanta que no sólo se desplegarán centrales solares como marca la tendencia de este año, sino también energía hidroeléctrica a partir de centrales menores a 5 MW. 

De esta manera Guatemala buscaría incrementar el parque de generación actual en un 77%. Es decir, llevarlo de los 3,379.3 MW de capacidad instalada registrada en 2022 hasta los 5,981.6 MW en 2052. 

De aquel total, solo en energías renovables se estima la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás, para que más del 60% provenga de fuentes renovables no convencionales (ver más).

Al respecto, es preciso aclarar que, si bien para todas las nuevas inversiones se requieren procesos, autorizaciones y licencias comunes para la construcción e inicio de operación se encuentran el Estudio de Zonificación, Evaluación ambiental y Licencia de manejo Forestal (de ser requerido). Hay algunas diferencias que hacen privilegiar el desarrollo de proyectos hasta 5 MW.  

Y es que, en caso de tener un proyecto menor a los 5 MW, será preciso obtener (además de lo antes mencionado) la Autorización de Generador distribuido renovable y el contrato con distribuidoras/comercializadoras para la venta de energía sólo si lo desea. 

Por otro lado, en caso de tener una capacidad superior a 5 MW, se requiere la Autorización de NEAST (Normas de estudios de acceso al sistema de transporte)- Capacidad de Transporte del SIN, Habilitación de la CRIE, Autorización NTAUCT (Normas Técnicas de Acceso y uso de la Capacidad de Transporte) – Capacidad de transporte del SIN. 

Finalizando con los requerimientos comunes para un tipo u otro de central renovable, se deberá contar con la aprobación de la incorporación al mercado mayorista, diseño final, solicitud de exoneración fiscal (si lo requiere), cierre financiero, solicitud de licencias municipales, construcción, operación comercial y reconocimiento de peaje.

La entrada Luz verde para la conexión a la red de más Generación Distribuida Renovable en Guatemala  se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía de Chile modificó los plazos para la recepción de propuestas de obras de transmisión “urgentes y necesarias” que no fueron incorporadas en los procesos de planificación del sistema interconectado.

Si bien la fecha límite+ inicial para presentar los proyectos estaba prevista para el  viernes 9 de junio del 2023, la CNE determinó extender el plazo apenas más de un mes, hasta el lunes 10 de julio; mientras que la emisión de las obras preliminarmente factibles de acogerse será el 25 de agosto y las solicitudes formales de ejecución se recibirán hasta el 6 de noviembre, en lugar del 7 de agosto. 

Esta medida forma parte de los compromisos asumidos en la “Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética” y la misma iniciativa debe ser ejecutadas conforme al inciso segundo del artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos, 

¿A qué se debe la prórroga y cómo impacta en el sector? Desde la Asociación de Transmisoras de Chile ven positiva la ampliación ya que daría lugar a un mayor y mejor análisis de los proyectos de infraestructura eléctrica que se requieren en el país. 

“Varias de las empresas asociadas a Transmisoras tienen el interés de presentar algunas obras, pero aún analizan esos proyectos por vía de este sistema, por lo que desde el gremio ingresamos una solicitud de extensión del plazo”, señaló Javier Tapia, director ejecutivo del gremio, en diálogo con Energía Estratégica. 

“La medida de la CNE no es un mal signo de que no llegan las obras, sino de que las empresas transmisoras están estudiando la posibilidad de presentar algunas propuestas y colaborar un poco con redes que van por fuera del plan y sirvan para paliar la falta de transmisión que hay en el corto plazo”, insistió.

Cabe recordar que con estos proyectos urgentes, el gobierno de Chile complementará la licitación anunciada a principios de año, donde se prevén 55 obras nacionales y zonales que incluyen desde nuevas líneas de transmisión hasta el aumento de capacidad y ampliación de infraestructura ya existente, que de concretarse, se incorporarán más de 7300 MVA.

Y que se complementará con 48 proyectos de transporte eléctrico que, con una inversión cercana a los US$1.500 millones, recientemente fueron definidos en el Informe Técnico Final del Plan de Expansión 2022 de la Comisión Nacional de Energía. 

De todos modos, Javier Tapia puso la mirada en la remuneración de tales propuestas “urgentes” y “necesarias” para el sistema interconectado, considerando que fija precios actuales y no con perspectivas a largo plazo, lo que podría ser una barrera para las compañías interesadas en este tipo de convocatorias. Hecho que ya se estaría trabajando en el nuevo proyecto de ley de Transición Energética que comanda el Poder Ejecutivo nacional. 

“Además, otra opción positiva podría ser que cualquiera pueda hacer este tipo de presentaciones, que el Coordinador Eléctrico Nacional señale que falta cierta línea en un punto y la presente por esta vía. Que hubiera una necesidad sistémica y se pueda canalizar fuera del plan de una manera más rápida, sobre todo pensando en que el plan que quiere hacer el gobierno va a durar dos años y no uno”, agregó el director ejecutivo de Transmisoras. 

“Con ello, el propio planificador del sistema tendría un incentivo a estructurar bien la transmisión, porque todo lo que se quede fuera, entrará por esta vía, y complementarlo con este sistema de obras urgentes”, concluyó. 

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El Instituto para la Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas -IPSE-, anuncia una nueva licitación pública para Isla Grande, Archipiélago de Islas del Rosario en Cartagena.

Con la ejecución de este proyecto, se implementarán soluciones energéticas para la atención de 373 usuarios que representan 1200 personas beneficiarias.

El proyecto incluye la construcción de un parque solar elevado, con una infraestructura multiuso, que, entre otras cosas, generará sombra que podrá servir como escenario para la realización de actividades comunitarias como mercados campesinos.

El objeto de la licitación pública es la implementación de una central solar con respaldo baterías-diesel, para la prestación de 24h del servicio de energía eléctrica.

De los 373 nuevos usuarios, 318 serán residenciales, 9 edificaciones institucionales (UCAS, instituciones educativas, centros de salud, entre otros) y adicionalmente, la red de media para futura conexión por parte de interesados del sector comercio (hoteles, comercio en general, entre otros).

“Es una deuda histórica que tenía el Estado con esta comunidad, el Gobierno del Cambio llegará por primera vez con una solución energética integral que permitirá la prestación del servicio las 24 horas del día los 7 días de la semana. Seguimos cumpliendo con la Transición Energética Justa para llevar energía para el desarrollo”, aseguró Campillo.

El sistema de energía producido a partir de la central hibrida, incluidas las redes de media y baja tensión, permitirá aumentar la capacidad energética de Isla Grande, brindando calidad, confiabilidad y sostenibilidad en la prestación del servicio, haciendo uso de los potenciales energéticos disponibles localmente.

La implementación del contrato, permitirá el fortalecimiento del tejido social y la potenciación de las vocaciones productivas de uno de los tesoros ambientales y turísticos del Distrito Especial de Cartagena. www.ipse.gov.co

El presupuesto para la ejecución de las soluciones energéticas en la comunidad es superior a los 16 mil millones de pesos y se prevé un tiempo de ejecución de 5 meses.

El IPSE invita a todas las empresas, consorcios o personas naturales del sector energético y constructivo de Colombia para que participen de este importante proceso que permite ampliar la cobertura de energía eléctrica y promuevan el desarrollo social y económico del país a partir de la implementación de soluciones energéticas sostenibles.

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Fundada en 2016 y única en su tipo, la Red Mujeres en Energía Renovable y Eficiencia Energética (REDMEREE) A.C. busca impulsar un sector de energía renovable y eficiencia energética que promueva el pleno desarrollo de mujeres y hombres en condiciones de igualdad.

De esta forma, abanderan dos agendas específicas: la transición hacia la energía sustentable y la igualdad de género.

Bajo esta premisa, Aidee Zamora, Coordinadora General Adjunta y Vicepresidente de REDMEREE, revela a Energía Estratégica como viene creciendo a lo largo de los años la inclusión femenina en el sector energético mexicano.

“Tres de cada cuatro mujeres que se capacitaron con nosotros hace 3 años, hoy en día, están ocupando puestos de supervisión o de gerencia a nivel técnico en el sector renovable. Esto demuestra que el modelo de empoderamiento funciona”, señala.

“Vimos un crecimiento a nivel organizacional específico sobre la carga de las mujeres que forman parte de la red. La mayoría trabaja en empresas cuyas actividades son la comercialización de baterías, desarrollo de proyectos solares, mantenimiento eólico, etc.”, agrega.

Estas cifras se desprenden de la Hoja de Ruta de Género para la transición energética realizada por la red. Según Zamora, esta consiste en un estudio estadístico donde se mide cuáles son las brechas y cuáles son las posibles líneas de acción para disminuir esas diferencias. 

Con la Hoja de Ruta como punta de lanza, la red está detonando varias iniciativas como webinars dictados por mujeres para la comunidad en general del sector, eventos de networking, el ofrecimiento de becas, capacitaciones y programas de mentoría internacional, entre otras actividades. 

“Desde nuestros inicios hemos trabajado fuertemente en tres líneas de acción: fortalecimiento de capacidades; liderazgo y empoderamiento y la gestión del conocimiento. Los objetivos de la red son lograr la sensibilización en género acompañada de buenas prácticas a nivel de organización y, a la vez, visibilizar esa sensibilización”, explica la experta.

Marco regulatorio

Si bien la especialista advierte un crecimiento en la inclusión femenina en el sector de las renovables, también revela que, al quedar embarazadas, se pierden muchas mujeres en el rubro profesional porque en el sistema mexicano está conceptualizado que «no se pueden hacer las dos cosas a la vez».

 “Las políticas se deben hacer considerando la perspectiva de género. Es importante tener las normativas necesarias para lograr un balance entre la vida y el trabajo. Hay que poner más énfasis en el marco regulatorio para lograr establecer ese nexo”, augura. 

Para Zamora, las organizaciones son pilares muy fuertes para que ese balance se detone, no obstante, se requiere un trabajo articulado entre los diversos actores de la sociedad.

“Si los individuos, organizaciones y autoridades trabajamos de una forma holística en conjunto podremos lograr cambios, sino seguirán siendo esfuerzos aislados. Hay que hacer políticas que vayan de la mano y que consideren los diferentes actores e implicaciones para repercutir 100% en la promoción de la transición energética”.

Además, reconoce la necesidad de reglas claras a largo plazo que permitan impulsar la industria de las energías limpias en general: “Es importantísimo apuntar a que nuestro marco regulatorio sea un poco más robusto y que permita el financiamiento para impulsar a las renovables”.

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El Presidente de la República, Gabriel Boric Font, junto a la Presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, suscribieron dos nuevas instancias de cooperación entre la Unión Europea y Chile, que contribuirán al desarrollo de la industria del hidrógeno renovable en Chile.

Durante la firma, el Jefe de Estado destacó las iniciativas afirmando que, “son buenas noticias para nuestros compatriotas, pero también para el mundo porque la industria del hidrógeno verde ofrece grandes oportunidades de avanzar más rápido hacia una matriz energética verde”, y explicó que, “son dos instrumentos que impulsarán la industria del hidrógeno verde en nuestro país, cuyo desarrollo, sin duda, va a aportar a mejorar la calidad de vida de las y los chilenos”.

El proyecto cuenta con un presupuesto de 4 millones de euros de la Unión Europea, complementado con otros 4 millones de euros por parte del Ministerio Federal Alemán de Economía y Protección Climática (BMWK). Mientras que el Fondo combina una subvención de 16.5 millones de EUR de la Facilidad de Inversión para América Latina y el Caribe de la Unión Europea —EU LACIF—  y 200 millones de euros en créditos por parte del Banco Europeo de Inversiones y KfW (donde aportan 100 millones de euros cada uno). 

La Presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen afirmó que “este es uno de los proyectos más importantes en los que podemos embarcarnos juntos. Este Fondo para el Hidrógeno Renovable, aquí en Chile, apoyará el desarrollo de esta industria estratégica. Creará buenos puestos de trabajo en el país, e impulsará sus exportaciones de hidrógeno renovable al mundo y, por supuesto, también a sus socios, como la Unión Europea”.

Finalmente, el Mandatario valoró el encuentro asegurando que “la Unión Europea es uno de nuestros principales socios internacionales, no sólo en términos comerciales, sino también culturales y políticos; tenemos valores compartidos”.

Hoy la Unión Europea es nuestro cuarto socio comercial, duplicando el intercambio comercial desde que se firmó el acuerdo con nuestro paso, alcanzando los US$ 19,99 millones en 2022, con una expansión anual promedio de 4.5%.

Sobre las iniciativas 

La primera firma constituye un acuerdo por el “Proyecto Team Europe para el Desarrollo de Hidrógeno Renovable en Chile”, un programa de asistencia técnica que fortalecerá las condiciones para el fomento de la economía del hidrógeno renovable y sostenible en Chile. 

La segunda, una declaración de intenciones sobre el “Fondo Team Europe de Hidrógeno Renovable en Chile”, una iniciativa conjunta del Banco Europeo de Inversiones (BEI) y el Banco de Desarrollo Alemán (KfW), liderada por la Delegación de la Unión Europea en Chile- que financiará proyectos de producción y uso de Hidrógeno Renovable.

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Atlas Renewable Energy, uno de los principales generadores internacionales de energía limpia, y Nextracker Inc. (Nasdaq: NXT), proveedor mundial de soluciones inteligentes de software y seguimiento solar, han celebrado un acuerdo para implementar la tecnología TrueCapture™ de Nextracker en la planta solar Vista Alegre de Atlas en Brasil.

El proyecto tendrá una capacidad instalada de 902 MWp y se convertirá en el mayor proyecto solar construido en el hemisferio sur. El proyecto suministrará energía sostenible al principal productor de aluminio de Brasil, Albras, en virtud del mayor acuerdo de compraventa de energía solar (PPA) y de más larga duración firmado a la fecha con un comprador privado en América Latina.

Gracias a este contrato, Atlas podrá seguir impulsando la industria solar de la región con tecnología de avanzada. TrueCapture utiliza una novedosa solución de software basada en algoritmos y diseñada para optimizar la producción de energía de las plantas solares.

Esta solución utiliza aprendizaje automático e inteligencia artificial para hacer un seguimiento continuo de la posición del sol y ajustar los ángulos de los paneles solares para maximizar el rendimiento energético. Al ajustar de manera inteligente la inclinación y la posición de cada panel solar en tiempo real, TrueCapture es capaz de mitigar el impacto de la sombra, las irregularidades del terreno y otros factores que pueden reducir la producción de energía.

“Atlas fue la primera empresa que introdujo TrueCapture en América Latina al implementar la tecnología en gran parte de nuestra flota solar operativa”, señaló Iván Jara, director de Ingeniería y Construcción de Atlas Renewable Energy.

Y añadió: “con la implementación de TrueCapture en la planta solar de Vista Alegre, Atlas espera mejorar aún más el rendimiento general y la rentabilidad de este gran proyecto, convirtiéndolo en uno de los más eficientes, inteligentes y rentables de la región. Estas características nos permiten ofrecer soluciones más competitivas y completas a nuestros clientes”.

Este acuerdo es una muestra de los últimos avances tecnológicos en la industria solar y consolida la posición de Nextracker en el mercado latinoamericano, trabajando junto a Atlas, uno de los principales actores de la región en el sector de la energía limpia.

La experiencia conjunta de Nextracker en soluciones inteligentes y el uso por parte de Atlas de tecnologías novedosas como TrueCapture permiten que las plantas solares en operación de Atlas estén a la vanguardia en lo que se refiere a la optimización de activos, acelerando la competitividad del sector en América Latina.

El proyecto Vista Alegre generará aproximadamente 2 TWh/año, lo que equivale a retirar más de 61.800 automóviles de las calles de Sao Paulo y compensar aproximadamente 154.000 toneladas de emisiones de CO2 al año. Se trata de un hito importante para Atlas y pone de manifiesto el compromiso de la empresa con la mejora del desarrollo sostenible de los grandes consumidores de energía de la región.

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En el marco del megaevento Future Energy Summit realizado en República Dominicana, diversos players del mercado demostraron que la innovación constructiva y desarrollo tecnológico son aliados elementales para lograr mayor competitividad en el sector fotovoltaico en Latam.

Uno de ellos fue José Luis Blesa, director de ventas para Latinoamérica de Seraphim, quien reveló a Energía Estratégica el crecimiento que ha tenido la compañía y sus objetivos previstos para los próximos años.

“A nivel global, tuvimos un reciente incremento de la capacidad instalada este año. De 7.5 GW alcanzamos los 12 GW anuales. Tenemos un plan estratégico bastante ambicioso que considera llegar a un crecimiento de hasta los 36 GW entre el año 2025 y el 2027”, explicó.

“En América Latina, este año vamos a andar en 600 MW pero el año que viene entraremos mucho más fuerte y nuestra meta es alcanzar los 1.5 GW y tratar de ir incrementando ese número en forma paulatina”, agregó.

Mercados más atractivos

Según el experto, desde la óptica global los 4 mercados gigantes son Estados Unidos, China, India y Brasil y en lo que respecta América Latina, Brasil lidera ese ranking, precedido por Chile, México y Colombia. 

“Nuestra participación global de producción es del 2.7 al 3 % de la capacidad instalada de producción. Nuestro objetivo es posicionarnos entre los top 5 en el mundo”, señaló.

De esta forma, Blesa aseguró que la demanda en América Latina se posiciona muy bien de la mano de Brasil.

“Brasil está ostentando para el año 2023 entre 2.6 y 2.8 GW tan solo de utility scale y Chile 2.1 GW.  Y en conjunto la región está mostrando una tendencia del orden de los 13 GW promedio anuales hasta el 2025. Esto es interesante porque el número duro total en el mundo es de 54 GW en los próximos 2 años”, afirmó.

Bajo estas proyecciones de cadena de suministro, el ejecutivo aseveró: “Centroamérica se transforma en uno de los mercados más atractivos de la región por las facilidades del acompañamiento que tiene desde los gobiernos para el desarrollo tecnológico. En esos países estamos desarrollando mercados y haciendo scouting de clientes”.

Productos destacados

De acuerdo al experto, actualmente Seraphim está ofreciendo dos tipos de productos: de 182 milímetros de celda y 210 milímetros de celda y las tecnologías que desarrollan son la Mono perc y “el paso siguiente” que sería la N-Type TopCon.

“La tecnología Mono perc tiene una eficiencia entre el 21 y el 22% y la  n-type topcon supera el 22% aproximándose al 23%. Los rangos de potencia van desde 410 watts en un módulo de celda de 182 milímetros y de 675 watts en un módulo celda de 210 milímetros tipo p pec”, confirmó.

Comprometidos con lograr la evolución y la eficientización tecnológicas, Seraphim está catalogado como fabricante de módulos solares de nivel 1 por BNEF. Al mismo tiempo está clasificado por PV Evolution Labs como Proveedor Superior de Módulos.

Asimismo, la multinacional está acreditada como Planta de Fabricación Inteligente Batch I por el Gobierno de Jiangsu, Certificado de Acreditación de Laboratorio de Testigos (WMTC) por CSA y DEKRA.

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El gobierno de Argentina y la Comisión Europea firmaron un Memorándum de Entendimiento de Asociación Estratégica sobre Cadenas de Valor Sostenibles en Materias Primas con el que se busca promover una mayor integración económica entre las regiones y potenciar las oportunidades comerciales y financieras para el país. 

Y uno de los pilares del acuerdo está directamente vinculado con que Europa se involucre más activamente en agregarle valor a la producción de litio a través de la producción de baterías, en la explotación de cobre y otros minerales claves para la cadena de las energías limpias y, por ende, producir y comercializar hidrógeno verde

Bajo ese contexto, Ursula von der Leye, presidenta de la Comisión Europea, se refirió a la “transformación verde”, principalmente en el ámbito energético, y señaló el enorme potencial solar, eólico y de H2V del país para concretar inversiones provenientes del viejo continente. 

“Argentina se convertirá en un centro regional de energía renovable con el apoyo de la plataforma de inversión Global Gateway”, afirmó durante una conferencia de prensa en Casa Rosada. 

“Esto acelerará su transición hacia la energía limpia, creará puestos de trabajo y, por supuesto, interesa mucho a la Unión Europea porque ésta necesita tener un proveedor de energía limpia que sea fiable”, agregó. 

Global Gateway es una iniciativa de la UE, presentada por la Comisión Europea y el Alto Representante de la Unión Europea para Asuntos Exteriores y Política de Seguridad el 1 de diciembre de 2021, con el objetivo de movilizar 300.000 millones de euros para 2027 para proyectos de infraestructura sostenible en todo el mundo.

Plan que dentro de ese presupuesto incluye que el bloque invertirá 10.000 millones de euros en Latinoamérica y el Caribe, y que se completará con contribuciones adicionales de los Estados miembro y de inversores del sector privado.

Y cabe destacar que estas declaraciones y la propia firma del Memorándum de Entendimiento llegaron apenas horas más tarde de que la UE prometió invertir 2.000 millones de euros para desarrollar la economía del hidrógeno verde en Brasil y reafirmó su interés en la región de LATAM. 

Además ,Ursula von der Leye apuntó a la importancia que tendrá el litio y el desarrollo de nuevas cadenas de valor que vayan “más allá de la mera extracción” y que ese valor añadido se mantenga en la región para generar más puestos de trabajo y oportunidades empresariales. 

“El litio es crucial para las tecnologías de energía limpia, está en las baterías, en las turbinas eólicas y como el mundo entra en la era de las tecnologías limpias para combatir el cambio climático, la demanda de litio crecerá de manera exponencial, tanto en Latinoamérica como en el planeta entero”, sostuvo. 

“Esta es la gran oportunidad para que Argentina desarrolle este sector con las cadenas de valor apropiadas. Por ejemplo, la demanda europea de litio se espera que crezca doce veces para 2030, y estos acuerdos harán que haya flujos de inversión mayores, en infraestructura de alta calidad y sostenible que podrá suponer un apoyo importantísimo en la economía mundial”, manifestó.

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Iberdrola México y Mexico Infrastructure Partners (MIP) han firmado el acuerdo vinculante, por el que el fideicomiso liderado y gestionado por MIP adquiere el 55 % del beneficio bruto de explotación (ebitda) de Iberdrola en el país, incluyendo los contratos asociados y los más de 410 empleos relacionados. La eléctrica conservará 13 plantas, toda su actividad con clientes privados y su cartera de proyectos renovables para seguir incrementando sus activos eólicos y solares en el país en los próximos años.

Dentro del acuerdo, el 99% corresponde a ciclos combinados de gas y el 87 % a plantas que operan bajo el régimen de Productor Independiente de Energía, contratadas con la CFE. La operación se cierra de acuerdo con los términos acordados y el calendario previsto.

En concreto, serán los ciclos combinados de gas, que operan bajo régimen de Productores Independientes de Energía contratados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Monterrey I y II -449 MW-, Altamira III y IV -1.096 MW-, Altamira V -1.155 MW-, Escobedo -878 MW-, La Laguna -537 MW-, Tamazunchale I -1.179 MW-, Baja California -324MW-, Topolobampo II -917 MW- y Topolobampo III -766 MW-, junto con el activo eólico La Venta III -103 MW-, que suponen un 87% del total de la capacidad instalada a desinvertir, y los ciclos combinados de gas privados de Monterrey III y IV -477 MW-, Tamazunchale II -514 MW- y Enertek -144 MW-. Los más de 400 empleados de estas instalaciones también pasarán a formar parte del fideicomiso liderado y gestionado por MIP.

El valor acordado para la venta asciende a, aproximadamente, 6.000 millones de dólares. La operación cuenta con el apoyo financiero del Fondo Nacional de Infraestructura de México (Fonadin) y otras entidades financieras públicas vinculadas al Gobierno de México.

La compañía cuenta en el país con una cartera de 6.000 MW de proyectos renovables para asegurar energía a sus clientes privados.

El pasado mes de abril el presidente de Iberdrola, Ignacio Galán y el presidente del Gobierno de México, Andrés Manuel López Obrador anunciaron el inicio de una nueva etapa tras la firma de un acuerdo de intenciones suscrito entre filiales de Iberdrola México y México Infrastructure Partners (“MIP”) que se cerró ayer. Ambos presidentes se comprometieron en avanzar en el desarrollo de las energías renovables en el país.

De hecho, en la sesión extraordinaria de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) de México y como único punto del día, el órgano autorizó el permiso de generación a Iberdrola de la central eólica Santiago.

Este parque renovable se ubica en el estado de Guanajuato y tendrá una capacidad de 105 MW. La solicitud de permiso de generación fue presentada ante el regulador por la empresa española el pasado 13 de octubre de 2022.El proyecto fue votado y aprobado por unanimidad en una breve sesión.

El Grupo Iberdrola, a través de las nuevas inversiones que llevará a cabo en México, reafirmará su liderazgo en el desarrollo de energías renovables en el país.

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De acuerdo a la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales no Renovables (ARCERNNR), el número total de Sistemas de Generación Distribuida para Autoabastecimiento (SGDA) de consumidores regulados en operación se ha incrementado en los últimos meses: de 423 hasta el 31 de diciembre de 2022 (17,1 MW) a 486 hasta el 30 de marzo de 2023 (24,2 MW).

Para consolidar esta matriz energética limpia, el Gobierno Nacional implementa políticas encaminadas al fortalecimiento de la confianza de los usuarios a través de un marco legal basado en la seguridad jurídica con regulaciones previsibles y simplificadas.

En efecto, Geovanny Pardo Salazar, coordinador técnico de Regulación y Control Eléctrico de la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales no Renovables (ARCERNNR) de Ecuador detalla los proyectos normativos en los que están trabajando para diversificar la generación distribuida en el país.

  ¿Qué novedades tienen en agenda este año en lo que respecta a las energías renovables?

La Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables (ARCERNNR) se encuentra trabajando en tres proyectos de regulación en los que las energías renovables tienen un rol muy importante. Los proyectos de regulación promueven el desarrollo de la generación distribuida (generadores con capacidades entre 100 kW y 10 MW que serían desarrollados por empresas con Contrato de Concesión), y el desarrollo de la generación distribuida para el autoabastecimiento de consumidores regulados y no regulados (generadores con capacidades menores a 1 MW).

Los proyectos de regulación contienen, principalmente, las disposiciones para la instalación, conexión, operación, mantenimiento y tratamiento comercial de proyectos de generación distribuida y autoabastecimiento.

Es importante mencionar que el proyecto de regulación para el autoabastecimiento de consumidores no regulados ya fue aprobado el 24 de mayo de 2023, y que los otros proyectos se están desarrollando para mejorar regulaciones previamente aprobadas por la ARCERNNR, Regulación Nro. ARCERNNR-001/2021 y Regulación Nro. ARCERNNR-002/21.

¿Qué desafíos vinculados a Energías Renovables identifican que deberán ser abordados en la próxima normativa? 

Los proyectos de regulación mencionados anteriormente tienen los siguientes desafíos:

Incrementar la capacidad instalada de generación distribuida, desarrollada por empresas y por consumidores regulados y no regulados
Establecer los precios de venta de energía para proyectos de generación distribuida desarrollados por empresas.

 Incluir nuevas modalidades para el autoabastecimiento de consumidores regulados, especialmente para consumidores ubicados en condominios o conjuntos residenciale
  Me comentabas que estabas trabajando sobre un código de red. ¿Me contarías de que se trata?

El código de red es un marco normativo que integra varias temáticas regulatorias, especialmente aquellas relacionadas con los requisitos técnicos y operativos que deben cumplir los generadores y cargas para conectarse a un sistema eléctrico de potencia; y, por otra parte, los criterios técnicos y operativos que deben considerar tanto el operador de un sistema eléctrico de potencia como los operadores de redes de distribución, generadores y cargas, para garantizar la operación segura del sistema y la prestación del servicio de energía eléctrica bajo estándares de calidad.

La ARCERNNR se encuentra elaborando el código de red, y aspira a expedirlo a finales del presente año.

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Con un aporte al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de 1.637 gigavatio-hora (GWh), gracias a las más de 6.000 horas de funcionamiento que reportan las dos primeras unidades de generación de Hidroituango, con corte al 31 de mayo pasado, la Central entrega energía limpia y renovable para todos los colombianos.

Para cubrir la garantía de las dos unidades de generación de Hidroituango, EPM sigue las recomendaciones del fabricante que dice que se debe parar cada turbina a las 1.000, 2.000, 4.000 y 8.000 horas de funcionamiento. En este sentido, este 13 de junio inicia mantenimiento por garantía de las 4.000 horas la unidad 1 y, el próximo 24 de julio, la unidad 2.

Después del período de la garantía y gracias a la experiencia que desde la misma organización se tiene con este tipo de tecnología, se efectuarán mantenimientos semestrales, anuales y bienales.

La Central Hidroituango realiza lo planeado y aprobado por XM, que opera el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y es el administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia. Precisamente, esta empresa es la encargada de aprobar los mantenimientos de todas las centrales de generación de energía en Colombia, incluida la Central Hidroituango.

Hidroituango posee turbinas tipo Francis, las mismas de grandes centrales de generación de EPM, como Porce II, Porce III, Playas, Guadalupe IV y Troneras que llevan operando por cerca de 60 años de forma confiable y segura. Contar con este tipo de máquinas en otras centrales ha permitido que la Compañía tenga funcionarios expertos en su operación y mantenimiento.

Para esta ocasión y lo que corresponde a las 4.000 horas de funcionamiento de la unidad 1 se inspeccionará el túnel de conducción, la cámara espiral, el tubo de aspiración, los álabes móviles de las turbinas, el rodete, el rotor, el estator y la instalación de los servomotores, entre otros.

Eficiencia máxima para las unidades 1 y 2

En la actualidad los dos generadores de Hidroituango han venido entregando la energía que la capacidad del nivel del embalse les permite, pues debido a la contingencia de 2018, la cota del embalse se ha mantenido en 408 metros sobre el nivel del mar (msnm) y no ha sido posible subir el embalse al nivel máximo de operación, en la cota 420 msnm.

Durante el mantenimiento de las 4 mil horas se incluye el cambio de los servomotores, piezas que controlan el ingreso de agua a la turbina, con el fin de aumentar su capacidad a 300 MW sin tener el embalse en su máximo nivel. Esto permitirá seguir cumpliéndole al país con la energía necesaria ante la posible llegada del fenómeno de El Niño en el segundo semestre del año.

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Durante el III Foro Nacional Biogás (ver transmisión), diferentes actores y profesionales del sector destacaron la importancia del Biometano en la sustentabilidad y su inclusión en la matriz energética para la generación de hidrógeno verde.

En este marco, Kristy Peña Muñoz, Founder & CEO of Strategic Management for Biogas Plant Projects en KFG EnviroSmart Solutions,  agencia ingenieril de innovación tecnología y social enfocada en energías renovables, relevó los desafíos que debe resolver el país para impulsar esa industria.

“En términos de disponibilidad de biomasa, el potencial de México en la generación de Biogás y Biometano, es suficiente para traer inversiones de gran escala porque tenemos suficientes residuos orgánicos. No obstante, se vuelve difícil esa decisión cuando empezamos a poner números sobre la mesa”, aseguró. 

“Debemos poner claridad en cuál es la inversión por kilovatio eléctrico o por BTU anual que se produce. También analizar de donde vamos a sacar el financiamiento y quien va a ser el operador o dueño de la planta. Entonces la matriz se vuelve complicada: hay sustrato disponible pero se debe resolver la logística y el financiamiento de los proyectos”, agregó. 

En este sentido, la experta advirtió que si bien México cuenta con una alta disponibilidad de biomasa, el país tiene un extensión territorial muy grande y carece de sistemas ferroviarios importantes para transportar ese sustrato a distintos puntos del país. 

De esta forma, Peña Muñoz enfatizó: “El elemento de logística puede ser una traba muy importante a la hora de localizar los proyectos y planificar su tamaño”.

A modo de ejemplo, reveló que la empresa KFG tiene un posible proyecto de un cliente que les solicita desarrollar una megaplanta de 14 MW eléctricos en Yucatán. Sin embargo, el reto es transportar las siete mil toneladas de estiércol al día en materia fresca contemplada teniendo en cuenta que hay radios de 80 y 100 kilómetros de movimiento solamente para llevar el material. 

En resumen, para la especialista, este tipo de proyectos a nivel utility requieren analizar los desafíos de la logística y de la inversión porque no es lo mismo, si es privada, pública o extranjera de algún fondo internacional.

“Hay que definir quién será el agente operador y dueño de este proyecto y en base llegar al punto de acuerdo. Es muy importante la participación del sector privado para desarrollar con ellos los proyectos y liberarnos de cualquier situación burocrática del Estado”, señaló.

“Actualmente, México se encuentra literalmente en pañales. Estamos comenzando pero es importante iniciar con algo. Deberíamos iniciar proyectos menos ambiciosos pero más realistas en términos económicos de alcance de financiamiento”, concluyó.

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Panamá registra 2351 usuarios con sistemas de generación a partir de tecnología solar fotovoltaica interconectada a redes de distribución. 

En total, estos suman 76.77 MW capacidad en autoconsumo de acuerdo con cifras de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) hasta mayo del 2023. 

Es preciso remarcar este número ya que dio un gran salto en los últimos 12 meses, en los cuales sumó 21,14 MW de capacidad solar fotovoltaica distribuida, registrando un 38% de incremento interanual y destacándose frente a otros registros en el último lustro. 

Este ritmo de crecimiento del autoconsumo solar marca el camino para acelerar la transición energética en el mercado panameño. 

Es de destacar que no se trata de una iniciativa aislada ya que hay otras estrategias de la Agenda 2030 en marcha; pero, bien podría ser punta de lanza para un aumento sostenido de sistemas de generación renovable cercanos o dentro de los puntos de consumo. 

Aumento por distribuidoras y provincias 

La Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste S.A. (Edemet) acumula la mayor cantidad de usuarios y capacidad instalada de autoconsumo solar (46%). En redes de distribución bajo su concesión ya hay 1426 clientes con 37,43 MW interconectados.  

Tampoco se queda atrás, la empresa de distribución de energía Elektra Noreste S.A. (ENSA Panamá), filial del Grupo Empresas Públicas de Medellín (EPM) antes llamada Empresa de Distribución Eléctrica Noreste (EDENE). ENSA ocupa el segundo lugar del podio de distribuidoras (41.9%). Suma 32,15 MW de autoconsumo solar, distribuidos en 745 clientes. 

Por su parte, la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui S.A. (EDECHI) avanza con 7,18 MW de capacidad instalada en techos solares de 180 clientes (9.4%).  

Según su ubicación, las provincias con mayor penetración de generación solar distribuida son Panamá (35,59 MW), Panamá Oeste (12,18 MW) y Chiriquí (7,11 MW). Ahora bien, siguen de cerca a Chiriquí en capacidad instalada las provincias de Veraguas (5,00 MW) y Coclé (4,59 MW). 

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La Secretaría de Energía de la Nación aprobó un conjunto de ampliaciones de las redes de transporte eléctrico y readecuaciones de estaciones transformadoras existentes en el país, consideradas de ejecución “necesaria”. 

En primera medida y a través de la Resolución SE 507/2023, el gobierno autorizó el “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica en Alta Tensión”, que prevé inversiones equivalentes a MMUSD 6.945 para sumar 3.550 MW para capacidad eólica y solar a Costo Marginal Operado (CMO) medio y alto. 

Dentro de dicho programa se incluyen líneas de 500 kV, como por ejemplo la LT Vivoratá – Plomer correspondiente al proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por más de un año; o incluso la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza. 

Por otro lado, también se detalló el Plan Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal que contempla 4994,95 kilómetros de líneas de transmisión y 79 nuevas estaciones transformadoras, por un total de inversión cercano a los MMUSD 3630 a lo largo de 17 jurisdicciones del país. 

Además, dentro de la Res. SE 507/23 se aprobaron dos planes de readecuación de estaciones existentes del sistema, tanto en 500 kV como en 132 kV. En el primero de los casos considera una inversión de MMUSD 188,7 para Buenos Aires (1 ET), Chaco (3), Córdoba (2), Corrientes (2), Entre Ríos (1), Formosa (1), Mendoza (1), Misiones (1), Río Negro (1), San Juan (1), Santa Fe (2) y Santiago del Estero (1). 

Mientras que el segundo plan refiere a la modernización de más de 200 estaciones transformadoras, en las concesionarias Transba, Transnea, Transnoa, Transpa, Distrocuyo, EPE de Santa Fe, Enersa, EMSA, Secheep y DPEC. 

Estas iniciativas fueron atendidas por la Comisión de Transporte Eléctrico, conformado por especialistas de la propia Sec. de Energía, la Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la REPÚBLICA ARGENTINA (ATEERA), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF) y la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE).

Y la misma surgió a partir del entendimiento que algunos corredores del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y diversas ET se encuentran saturadas o próximas a estarlo, sin la posibilidad de vincular las zonas con potencial para las renovables con los grandes nodos de demanda.

Hecho que ya ha sido mencionado por distintos protagonistas del sector energético nacional y hasta ya hubo propuestas para realizar obras menores o grandes para incorporar capacidad renovable que permita alcanzar los objetivos de participación previstos en la Ley N° 27191. 

E incluso, hace poco más de un mes, la Secretaría de Energía de la Nación reconfiguró el Mercado a Término (MATER) y permitió que los proyectos puedan incluir inversiones en infraestructura de transmisión y que ese potencial incremento de capacidad asignable podrá ser reservada por el o los titulares de las plantas renovables que lleven adelante la obra a su propio costo.

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El gobierno de Chile mantuvo una reunión privada con diplomáticos locales y europeos como también con diversos actores y gremios del sector energético del país, con el objetivo de exponer las medidas que está implementando para fomentar las energías limpias y renovables y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. 

El ministro de Energía, Diego Pardow, encabezó el encuentro en el que también estuvieron presentes el ministro de Hacienda, Mario Marcel, y el ministro de Ministro de Relaciones Exteriores, Alberto Van Klaveren, y la subsecretaria de Relaciones Económicas Internacionales, Claudia Sanhueza. 

Según trascendió, durante el mismo se presentaron más detalles de la Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética y del proyecto de ley correspondiente, entre las que se destaca la mega licitación de almacenamiento anunciada días atrás por el presidente, Gabriel Boric, y cambios regulatorios para el desarrollo de las líneas de transmisión, entre otros puntos. 

La convocatoria para el storage buscará materializarse a través de un artículo transitorio en el PdL de Transición Energética que habilite a la Comisión Nacional de Energía a desarrollar un proceso de licitación “por única vez”. 

Y se espera que la iniciativa del Ejecutivo se trate cuanto antes en el Congreso Nacional para que los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica a gran escala entren en operación hacia el final del 2026. 

Por el lado de la transmisión, más allá de la puesta en servicio de la línea Kimal – Lo Aguirre, y la materialización de las líneas a construir a partir de las licitaciones recientes y vigentes, también se trató el esquema del precio para aquellas obras urgentes de transporte, según pudo averiguar Energía Estratégica. 

“El Artículo N°102 saca obras del plan, pero las remunera de una manera que no es buena, ya que lo hace a precios actuales y no a la inversión futura. Se necesita una remuneración correcta, como que se liciten y tengan una remuneración fija a 20 o 40 años, al igual que una obra nueva, acorde a lo que son los riesgos de transmisión”, señaló Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Chile, en diálogo con este portal de noticias. 

Cabe recordar que, en los sistemas eléctricos cuyo tamaño es superior a 1.500 kW en capacidad instalada de generación la Ley distingue dos niveles de precios sujetos a fijación:

Precios a nivel de generación-transporte, denominados «Precios de Nudo» y definidos para todas las subestaciones de generación-transporte desde las cuales se efectúe el suministro. Los precios de nudo tendrán dos componentes: precio de la energía y precio de la potencia de punta;
Precios a nivel de distribución. Estos precios se determinarán sobre la base de la suma del precio de nudo, establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, un valor agregado por concepto de distribución y un cargo único o peaje por concepto del uso del sistema de transmisión troncal.

Hecho que podría cambiar de aprobarse el PdL de Transición Energética que impulsa el gobierno y que podría ayudar al sector vinculado al transporte eléctrico, de acuerdo a lo remarcó Tapia: “La iniciativa no es mala, pero no es fundamental, salvo la modificación al Art. N° 102 y con esto se puede apurar las obras de infraestructura eléctrica. Si se aprueba, es una buena señal para el sector”. 

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La semana pasada, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) anunció la aprobación de los reglamentos operativos, comerciales y del coordinador regional que regirán el funcionamiento del nuevo Mercado Andino Eléctrico Regional de Corto Plazo (MAERCP), que comprende la realización de transacciones internacionales de electricidad coordinadas entre Colombia, Ecuador y Perú.

Luego, en un paso posterior, estas transacciones se extenderían a Bolivia y Chile, en el marco de la iniciativa del SINEA. “Este hito marca un importante avance hacia la implementación de lo establecido en la Decisión CAN 816 de la Comunidad Andina (CAN) para el intercambio de energía y la integración eléctrica entre los países de la región”, destacó la CREG en un comunicado de prensa.

Y consideró que este mercado regional comenzaría a operar en una primera etapa entre Colombia y Ecuador a mediados de 2025, sustituyendo las transacciones actuales entre ambos países. Posteriormente, para el año 2027, se prevé la integración de Perú cuando entre en operación la nueva interconexión con Ecuador.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio de OGE Legal Service, analiza la potencialidad del MAERCP y lo que supone esta integración regional para Colombia.

¿Qué sugiere estos reglamentos Mercado Andino Eléctrico Regional?

Sugiere la importación de energía de otros países. Los países integrantes de estos reglamentos pueden ofertar excedentes de energía a Colombia, lo cual puede reflejar una mayor oferta de energía para Colombia.

Un punto importante a cargo de la Comisión de Regulación (CREG) será la construcción de las reglas comerciales para un Despacho Coordinado Simultáneo entre Colombia, Ecuador y Perú.

¿Será de alta complejidad que funcione? ¿Es viable?

Sí es viable, de hecho, actualmente Colombia y Ecuador intercambian. En Colombia el 8 de junio se registró una importación desde Ecuador de 7.239 GWh/día.

Sin embargo, con la integración Regional Andina los operadores de los sistemas de transmisión tienen el reto de implementar una adecuada coordinación operativa y comercial de cada mercado.

¿Cómo se ve la integración de cinco países?

Será un reto para las empresas o entidades que están a cargo de la coordinación y administración de las transacciones de los Mercados de Energía.

La dinámica de este mercado regional estará a cargo de un “Coordinador Regional”, es decir, y por poner un ejemplo, una “XM Regional Andina”, que será designada por un periodo determinado y esta designación será rotativa de manera que cada país participe.

¿Habrá países, o empresas radicadas en estos países, que serán ganadoras y perdedoras en este mercado?

Del lado de las empresas ganadoras sin duda están aquellas que se dedican a la transmisión de energía, la cuales tendrán un rol esencial en la concreción de esta integración regional.

Del otro lado, las empresas de generación tendrán el reto de responder a esta integración con precios competitivos. Eso sucederá especialmente si la integración permite que los agentes generadores de cada país puedan ofertar su energía a otros países.

¿Cómo está posicionada Colombia en cuanto a competitividad comercial para la compraventa de energía eléctrica?

Colombia tiene una capacidad instalada en crecimiento principalmente en energía renovable, y esto puede desencadenar en que los agentes generadores pasen de una oferta local a una oferta regional. Hoy no es así, hoy es más la energía que Colombia importa que la que exporta.

¿Qué puntos se deben considerar a partir de la aprobación de los reglamentos para la operación del nuevo Mercado Andino Eléctrico Regional de Corto Plazo?

El despliegue de una pedagogía regulatoria y que se lleven a cabo talleres que permitan conocer con ejemplos ilustrativos la forma en que se implementará el reglamento de integración del mercado Andino.
Definir cómo se realizará la liquidación del cargo por confiabilidad y contratos de largo plazo en el MEM;
La operación de los intercambios de energía resultantes de la aplicación del modelo de Despacho Coordinado Simultáneo entre Colombia, Perú y Ecuador.

¿Qué experiencia tiene usted como consultor en este tipo de transacciones internacionales?

En el 2012 participé en el proyecto de Interconexión Colombia – Panamá, asesoramos en las cláusulas del contrato que regula los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión. Y hemos estudiado el funcionamiento de los mercados de energía de Ecuador y Panamá.

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Energía Real, la compañía de venta de energía distribuida más grande de México, alcanzó en su portafolio solar una capacidad instalada de 50 megawatts.

La empresa fundada en 2016 y que cuenta con el respaldo de Riverstone, informó que su capacidad de generación equivale a 300 mil metros cuadrados de superficie cubierta por paneles solares.

Cuando Riverstone Holdings LLC -fondo privado que administra 43,000 millones de dólares en activos- se volvió socio de la firma en 2021, Energía Real inició un proceso de institucionalización y robustecimiento para convertirse en una empresa de “Energy-as-a-Service” (EaaS) líder en el país. Hoy atiende más de 100 clientes comerciales, industriales e inmobiliarios en 27 estados.

«Estamos sumamente orgullosos como equipo de haber llegado a este importante hito. Nos apasiona diseñar y ofrecer soluciones integrales de energía, de gran impacto económico y ambiental, que permiten a nuestros clientes enfocarse en sus negocios sin tener que distraer su capital. Entre nuestras soluciones figuran financiamientos de largo plazo a tarifas de energía y tasas competitivas, gracias al respaldo de un socio especializado en el sector, como Riverstone, con acceso a fondeo de inversionistas institucionales”, explicó Santiago Villagómez, fundador y director general de Energía Real.

La firma ofrece soluciones integrales de energía limpia a la medida de las necesidades de sus clientes, que abarcan toda la cadena de valor del proceso -desde la consultoría, financiamiento, instalación, mantenimiento y monitoreo, hasta la disposición final de los equipos-, dirigidas a usuarios industriales, comerciales e inmobiliarios, contribuyendo así a descarbonizar negocios en México.

La compañía instala y opera equipos en sitio (centrales fotovoltaicas, sistema de almacenamiento y redes de medición inteligentes) sin desembolso de capital inicial por parte del cliente y ofreciendo tarifas por debajo de las convencionales por cada kilowatt hora (kWh) generado en sitio.

Energía Real cuenta además con una plataforma de monitoreo personalizada que permite visualizar datos de consumo y generación en tiempo real. La energía renovable generada por sus centrales representa importantes ahorros de CO2 que contribuyen a alcanzar metas ambientales para el cumplimiento de criterios ASG de los usuarios.

Entre los principales clientes de Energía Real figuran cadenas de supermercados, centros comerciales, desarrolladores y FIBRAS de empresas como Cinépolis, Thor Urbana y Fibra Prologis.

Desde 2016, Energía Real ha desplazado 16 mil toneladas de bióxido de carbono (CO2). Con el logro de alcanzar 50 MW de capacidad de generación desplazará más de 33 mil toneladas de bióxido de carbono (CO2) cada año.

“Nuestros clientes nos han permitido innovar en el sector de energía generada en sitio, y así demostrar que la transición a energías renovables es sencilla, económicamente viable y tecnológicamente posible, lo que facilita asumir la responsabilidad de heredar un medio ambiente más limpio”, concluyó Santiago Villagómez.

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Risen Energy Co. Ltd, fabricante de Tier 1 y líder mundial de céldas y productos solares fotovoltaicos de alto rendimiento, anunció hoy que ha sido reconocido como «Top Performer» por tercer año consecutivo en PV Evolution Lab’s ( PVEL) 2023 PV Module Reliability Scorecard.

PVEL, una de las fuentes más confiables para pruebas independientes e información basada en datos en la industria solar, evalúa el desempeño de los módulos solares cada año y reconoce a los mejores en base a pruebas rigurosas en su laboratorio de última generación. Las pruebas evalúan el desempeño de los productos bajo diferentes condiciones ambientales y frente a una variedad de factores que pueden afectar su confiabilidad y seguridad con el tiempo.

Tristan Erion-Lorico, vicepresidente de ventas y marketing de PVEL, dijo: “El Programa de calificación de productos de PVEL evalúa el rendimiento y la confiabilidad de docenas de fabricantes y tipos de modelos de módulos fotovoltaicos cada año».

«Nos complace ver a Risen Energy nombrada como la mejor puntuación de confiabilidad de módulos fotovoltaicos nuevamente este año y felicitamos a Risen por este merecido reconocimiento. Esperamos continuar probando los productos Risen en el futuro a medida que la empresa continúa innovando el mercado. Siempre nos hemos comprometido a encontrar una mejor manera de satisfacer las necesidades de los clientes de soluciones de energía de alta calidad, duraderas y rentables”, sostuvo.

Por su parte, P. Ponsekar, vicepresidente de ventas de Risen, destacó: “Durante más de dos décadas, Risen se ha centrado en impulsar al mundo con productos y módulos fotovoltaicos de la mejor calidad y más rentables. Realizamos una serie de desarrollos e inversiones en innovación tecnológica que culminaron en nuestros productos de la serie Titan. Estos productos, con mayor generación de energía y mayor eficiencia, han recibido un fuerte reconocimiento en el mercado norteamericano desde su lanzamiento”.

Y resaltó: “Ahora es alentador ver que nuestro conocimiento técnico avanzado gana el reconocimiento de un laboratorio autorizado”.

Acerca de RISEN Energy

Risen Energy es un fabricante Tier 1, líder mundial en la fabricación y venta de células de productos solares fotovoltaicos de alto rendimiento y un proveedor de soluciones comerciales totales para la generación de energía. , entre otros. Risen Energy está bien posicionada para brindar excelentes servicios y asociaciones a largo plazo a sus clientes en los mercados residencial, comercial y de servicios públicos.

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A pesar de no contar con un marco regulatorio con reglas claras que permiten el impulso de las energías renovables en el Perú, desde el sector privado alertan por la necesidad de incluir la movilidad eléctrica en la minería para poder reducir significativamente el C02 en la actividad y avanzar en la transición energética del país. 

Bajo esta premisa, la compañía líder en vehículos de energías limpias, BYD vendió a la compañía minera Condestable el primer camión 100% eléctrico destinado a una mina subterránea en el país y en toda la región.

En colaboración con Enel X Way, reconocida empresa líder en soluciones de recarga para vehículos eléctricos, se ha llevado a cabo la implementación de una completa infraestructura de recarga para respaldar la operación del camión eléctrico.

La implementación de este revolucionario camión eléctrico no emite gases contaminantes ni produce ruido, lo que contribuye a mejorar significativamente la calidad del aire y reducir la contaminación acústica en los entornos mineros.

Además, su tecnología de batería avanzada ofrece una mayor autonomía y capacidad de carga, lo que aumenta la eficiencia y la productividad para la Compañía minera Condestable.

Esta venta marca un hito importante en el sector minero, conocido por su alta demanda de combustibles fósiles y su impacto ambiental.  

Asimismo, demuestra como las soluciones de movilidad sostenible pueden ser adaptadas eficientemente a las necesidades específicas de cada sector.

Al respecto, Adolfo Vera, presidente y CEO de Southern Peaks Mining, desaca: “Estamos comprometidos con la transformación energética en el sector minero. Trabajamos basados en el uso eficiente de recursos, la economía circular y la sostenibilidad como eje transversal. Queremos demostrar que la mediana minería también es capaz de liderar cambios y alinearnos a los estándares más altos”.

Por su parte, Alex Ascón Jiménez, Head of Enel X Way, resalta: “Este suceso es un paso más para seguir impulsando la transición energética a través de la movilidad eléctrica en la minería peruana. Estoy seguro de que seguiremos masificando la electrificación de flotas para el sector minero”, agrega.

De esta forma, Enel X Way ha desempeñado un papel fundamental al proporcionar la tecnología y su know how para instalar un punto de recarga estratégicamente ubicado, garantizando una recarga eficiente y confiable para el camión eléctrico.

«Confiamos en que esta innovación tecnológica generará un efecto dominó en el sector minero y en otros sectores clave, fomentando la adopción masiva de vehículos eléctricos en el país». afirma Yesenia Vigo Guerrero, Marketing Manager de BYD Perú.

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HDT, división de HDT Group Limited y distribuidora exclusiva de Huawei en Brasil y partner para LATAM, se expande en el mercado regional fotovoltaico y desembarca con nuevas oficinas en Chile, puntualmente en la comuna de Las Condes, en Santiago.

“La decisión de ingresar al mercado chileno representa una oportunidad estratégica para la compañía. Estamos aprovechando el crecimiento del sector energético renovable en la región, que contribuye a que podamos aportar nuestra experiencia y la tecnología de Huawei”, señaló Felipe Cea, director comercial de HDT en Chile. 

“Nuestras expectativas están puestas en la relación del día a día con el cliente, junto con poder aportar desde nuestra experiencia en Brasil. Lo que buscamos es adaptarnos al mercado chileno y contribuir en cada proyecto de acuerdo a las necesidades de los clientes”, agregó durante una conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

Dedicada al B2B, la compañía ya abarca tres frentes en Brasil -mercado residencial, comercial/industrial y utilities de centrales eléctricas-. El foco en Chile será en los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), que implica hasta 9 MW de capacidad, y su relación con el almacenamiento de energía, contribuyendo con inversores fotovoltaicos y baterías de litio.  

“La gran tendencia en el desarrollo de proyectos fotovoltaicos va directamente con el storage y entendemos que tenemos una gran oportunidad de incorporar sistemas de almacenaje con baterías, denominados BESS, para el uso de la energía en el futuro. Es algo que ya está implementado y hay un fuerte trabajo que haremos con el equipo”, remarcó Felipe Cea. 

Cabe recordar que Huawei es uno de los mayores fabricantes mundiales de inversores solares y fue la mejor posicionada en el sector de la energía solar/almacenamiento en el ranking Fortune 500 Global, además de ser el proveedor del mayor proyecto de almacenamiento off-grid del mundo.

La compañía HDT proyecta duplicar su tamaño hasta el final de 2023 en ingresos y en cartera de energía, por lo que invierte continuamente en la construcción de una red de distribuidores a lo largo de todo el mundo. 

“Este desembarco en Chile puede resultar beneficioso en términos económicos y ambientales, así como también para contribuir con el desarrollo del sector renovable. Muchos inversionistas ya buscan una mayor eficiencia en sus proyectos, por lo que las tecnologías de inversores string multi MPT tienen muchas ventajas, como por ejemplo el monitoreo inteligente, entre otras”, aseguró  el director comercial de HDT.

La distribuidora trabajará como partner de la unidad de negocios Digital Power de Huawei Chile, encargada de traer al país las tecnologías de vanguardia para el mercado fotovoltaico.   

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“En Quindío, un usuario que pagaba 800 mil pesos de energía eléctrica, invirtió para montar su proyecto solar de autogeneración y, así, empezó a pagar 100 mil pesos. Pero ahora, con este impuesto, pasa a pagar 1,2 millones de pesos. Es decir, el que quiera invertir ahora lo hará para pagar más: no tiene sentido”, advertía el 28 de septiembre pasado Miguel Hernández Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL).

Durante esa entrevista para Energía Estratégica, el dirigente gremial manifestaba su preocupación por el cobro de un impuesto de energía reactiva, que aplicaban operadores de red de ciertas zonas de Colombia.

Pero la semana pasada se publicó el Decreto del Ministerio de Minas y Energía 0929 del 2023 (DESCARGAR O VER AL PIE) que, entre otras cosas, parece que se regularizará (y quitará) la obligatoriedad del pago de esta tasa.

Para ampliar al respecto, Energía Estratégica vuelve a entrevistar a Hernández Borrero, para que brinde su punto de vista en nombre de ACOSOL.

¿Qué opinan del Decreto y qué grado de conformidad tienen respecto a lo establecido en el documento?

Consideramos desde ACOSOL que este decreto, recientemente publicado y en firme por parte del Ministerio de Minas, es un paso para que se acelere significativamente la autogeneración a pequeña escala en Colombia, ya que se incluyen temas que estaban pendientes, que venían presentando dificultades en algunas zonas.

Se trata, por un lado, de normas transversales que afectaba el correcto desarrollo de este tipo de proyectos.

Estamos conformes porque se logra subsanar mediante este decreto como norma jerárquica superior a una resolución y será el punto de partida para que se acelere la la autogeneración a pequeña escala de nuestro país.

¿Qué aportes realizo la asociación para su conformación?

Desde nuestra entidad, la Asociación Colombiana de Energía Solar (Acosol), participamos activamente en los comentarios tuvimos reuniones con la doctora Irene Vélez, Ministra de Minas y Energía, y la doctora Angela María Sarmiento (comisionada de la CREG) y su equipo de trabajo, donde nos permitieron exponer los puntos de vista que considerábamos que debían ser incluidos en el decreto, y, afortunadamente, fueron tenidas en cuenta.

Estos comentarios fueron desarrollados tanto en conjunto con nuestro comité técnico y comité normativo, y fueron tenidos en cuenta varios efectos relevantes para el desarrollo de la de la autogeneración a pequeña escala en nuestro país.

¿Qué tipo de alcances promueve para los AGPE?

El alcance que tiene el decreto respecto a la autogeneración a pequeña escala es bien importante, entre ellos los aspectos que consideramos más relevantes es que se incluye, en el artículo 4, que se debe tener en cuenta las características técnicas de la medida que tiene el usuario.

Este punto ha sido una problemática para un usuario a la hora de legalizar un proyecto en ciertas zonas, donde los operadores de red solicitaban el cambio de medida, de nivel de tensión uno a nivel de tensión dos, lo que acarreaba unos altos costos y encarecimiento de los proyectos, y era una exigencia para poner en puesta en marcha este tipo de proyectos.

Entonces, con el decreto, ya este tema se incluye y se puede disminuir esos costos que se venían dando en este tipo de proyectos.

Por otro lado, hay un punto que puede ser más importante y es que se incluyen en el artículo cuatro un parágrafo donde queda claro que los autogeneradores a pequeña escala mediante fuentes no convencionales de energía fotovoltaica quedan exentos del cobro de energías reactivas.

Este paso es bien importante porque desde ACOSOL hemos venido trabajando el tema; hemos presentado múltiples recursos, logramos una serie de conceptos que subsanó la problemática en algunas zonas, pero como un era un concepto vinculante, hacía falta una norma.

Ya con este decreto como norma jerárquicamente superior a una resolución, ahora se puede solicitar la excepción del cobro de reactivas a los autogeneradores a pequeña escala, problemática que en algunas zonas había generado que las facturas de los usuarios pagaran más una vez convertidos en autogeneradores; es decir, antes de instalar paneles en sus casas pagaban menos, lo cual desincentivaba la implementación de este tipo de proyectos.

Con esto se subsana el cobro de reactivas y es un paso bien importante para que se acelere la implementación de este tipo de proyectos.

Adicional a ellos se incluyen otros temas, como, por ejemplo, el tema de que los autogeneradores en zonas especiales serán considerados autogeneradores a pequeña escala. Así, le aplicarán las mismas normas de la CREG 174. Un paso bien importante, porque en estas zonas no había una norma que definiera cómo se liquidarían los excedentes de este tipo de proyectos, y, por ende, había una barrera significativa para la implementación en estas en estas en este tipo de zonas.

Otro punto es que da las instrucciones a la CREG para que revise los cobros de energías reactivas y la metodología que se viene implementando en la Resolución CREG 015 a usuarios convencionales, residenciales comerciales e industriales.

Aquí se abre la puerta para que la CREG emita un proyecto de resolución en el cual se abran a comentarios, y ahí estaremos participando para lograr que los usuarios residenciales también queden exentos de este cobro, que actualmente es una problemática bien delicada, digamos, en algunas zonas de nuestro país.

¿Por qué es importante que ya no se cobre reactivas a los Autogeneradores a Pequeña Escala?

Es muy importante lo establecido en el parágrafo dos del artículo 4, donde, pues, ya queda claro que el autogenerado a pequeña escala quedan exentos del cobro de energías reactivas.

Muchos de este tipo de proyectos, principalmente los residenciales, y comerciales, con la entrada en vigencia de la CREG 015, venían pagando en sus facturas unos costos elevados que superaban el valor que pagaban antes de ser autogeneradores, lo que desincentivaba la implementación de este tipo de proyectos y con esta con esta nueva norma, pues, por ser jerárquicamente superior, ya podemos solicitar ante los operadores de regla excepción de este cobro a todos los usuarios que se hayan convertido en autogenerado esa pequeña escala, y esto tendrá repercusiones positivas para el sector y traerá unas unos beneficios importantes para los que decidan convertiste en autogeneradores a pequeña escala.

Es un gran paso que el Ministerio de Minas haya acatado y haya cogido nuestras preocupaciones y nuestros peticiones sobre el tema. Ya estando en una norma será el punto de partida para lograr subsanar esa falencia que tenía nuestra norma de acuerdo a lo vigente.

¿Cree que a partir de esta normativa avanzarán más proyectos de autogeneración con renovables?

Sí, a partir de la entrada en vigencia de este decreto, el 7 de junio, tenemos la visión de que avanzarán o se acelerará la implementación de este tipo de proyectos en varias zonas del país donde algunos operadores de red no habían querido acoger ni acatar los diferentes conceptos que había emitido la CREG, por no ser vinculantes.

Ya con esta norma, se avanzará en el tema de autogeneración, es muy importante que se entienda el valor de este decreto después de año y medio de múltiples peticiones y reuniones por fin contemos con una norma en firme, la cual nos da nos da condiciones positivas.

La autogeneración a pequeña escala es un actor importante en la transición energética de nuestro país y así avanzaremos mucho más de lo que hemos logrado hasta el momento.

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Augusto Bello, gerente de  A&A Business Intelligence Group (AABI Group), brindó una entrevista exclusiva durante el megaevento de Future Energy Summit en el Caribe, en la que compartió su análisis sobre el avance del mercado eléctrico dominicano. 

Allí, el experto hizo hincapié en los grandes retos y oportunidades para el despliegue de proyectos de energías renovables a partir de tecnologías eólica, solar fotovoltaica y aquellos que operan a partir de biomasa o waste to energy. 

Nuevas licitaciones, almacenamiento, demoras en la no objeción de ETED, serían los temas principales que están bajo análisis y que de eliminarse incertidumbres al respecto, podrían impactar positivamente impulsando nuevas inversiones en República Dominicana.

Durante las fases previas a la construcción de nuevos proyectos, Augusto Bello puntualizó que son todo un reto en la actualidad las demoras a las que se enfrentan cuando se somete la no objeción de un proyecto a la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED). 

Al respecto, Bello explicó que “dada la cantidad de proyectos que someten este tipo de estudios a esa empresa (ETED) y la cantidad, por ejemplo, de iteraciones y simulaciones que se hacen (…) revisarlo conlleva tiempo y quizás la empresa de transmisión debería contar con una mayor cantidad de ingenieros para que puedan hacerle frente a todos los nuevos proyectos que se han estado sometiendo”.

En tal sentido, indicó que en la actualidad recibir una respuesta ante una solicitud puede demorar de 3 a 6 meses sólo por la disponibilidad de personal para evaluar la carpeta de un proyecto. 

Sin embargo el proceso podría agilizarse y que evaluar un proyecto que pudiera tener 100 MW de capacidad y que podría superar las 600 páginas, no fuese un reto sólo incorporando más personal que lo pueda analizar.  

Nuevos requerimientos para el despliegue de proyectos renovables también complejizan las etapas previas y demoran su ejecución. Tal es el caso de la exigencia de un 30% de almacenamiento energético para proyectos de fuentes variables superiores a 50 MW. 

Sobre “storage” es preciso señalar que desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitieron dos resoluciones el lunes 20 de febrero del 2023 destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS. (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023).

Si bien, sentadas esas bases los desarrolladores de proyectos van encontrado certidumbre respecto al tratamiento que se le va a dar a esos sistemas de almacenamiento y los requisitos básicos con elementos tanto técnicos como legales que deben completarse, desde AABI Group advierten que eso “podría frenar un poco a los proyectos que ya han sometido una concesión definitiva y han gastados recursos sometiendo esas concesiones”, ya que muchos de esos proyectos deben volver a diseñarse incorporando baterías. 

Además consideró que, ante el panorama de que se convoque a nuevas licitaciones para energías renovables, se debe brindar mayor certidumbre para “no dejar en el limbo” a muchos proyectos. Y explicó: 

“Entendemos que, por lo menos, a la empresa que tiene sometida su concesión definitiva se le permita ya tener su PPA y que la licitación se lance a partir del año 2024”. 

Para acceder a todas las declaraciones de Augusto Bello, gerente de AABI Group, puede ver el video de la entrevista completa durante el megaevento de Future Energy Summit.

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Trina Solar, líder mundial en innovación en energía solar, ha presentado al mundo su nueva tecnología N-type i-TOPCon Advanced en la Conferencia y Exposición Internacional sobre Generación de Energía Solar Fotovoltaica y Energía Inteligente, celebrada en Shanghái. La empresa anunció que a partir de 2024 se actualizará la serie Vertex de tipo N y, de esta forma, el módulo más potente de la serie generará más de 700 W.

En la exhibición, Trina Solar anunció que han comenzado las obras de la fase II de su proyecto de lingotes de silicio monocristalino de 15 GW en su fábrica de Xining, provincia de Qinghai. También han comenzado las obras de su proyecto de células de alta eficiencia de tipo N de 10 GW y de módulos de tipo N de 10 GW en Yangzhou, provincia de Jiangsu. Además, han tomado la delantera en el establecimiento de un sistema neto cero iniciando la Declaración Medioambiental de Producto y la certificación de la huella de carbono para sus módulos Vertex N.

Las células i-TOPCon Advanced de tipo N alcanzan una eficiencia del 26% en la producción en masa y una potencia de módulo superior a 700 W.

El vicepresidente asociado de la compañía, Dr. Chen Yifeng, a, subrayó la importancia de cuatro innovaciones: la célula rectangular 210R, el emisor selectivo de boro, el reflector de microestructura trasera y la estructura TOPCon altamente dopada con PECVD. Gracias a ellas, la tecnología i-TOPCon Advanced de nueva generación ofrece una eficiencia de producción potencial del 26%, con una potencia de módulo de hasta 700 W.

Los módulos Vertex N, con una potencia de hasta 700 W y destinados normalmente a centrales eléctricas, reducen aún más el LCOE y se empezarán a fabricar en serie el próximo año.

Trina Solar es pionera en la integración de la tecnología de células rectangulares y la tecnología i-TOPCon Advanced de tipo N, proporcionando soluciones a medida para diversos entornos.

Los módulos Vertex N 605W, diseñados para centrales eléctricas en terrenos complejos y estaciones solares C&I, presentan unas dimensiones de módulo optimizadas que maximizan el uso de la longitud del seguidor, con un aumento del 13% en la capacidad de instalación para sistemas de seguidor de una sola fila. Estos módulos también maximizan el uso del espacio del contenedor, con un índice de utilización que alcanza el 98,5% en un contenedor cúbico de 40 pies de altura (40HC), lo que se traduce en una reducción del 12,4% de los costes logísticos y menores costes BOS para los clientes.

Los módulos Vertex S+ ofrecen una potencia de 450 W. En comparación con los módulos residenciales de tipo N habituales en el sector, estos módulos proporcionan un 5,88% más de capacidad de instalación para tejados de la misma superficie.

En el futuro, con la aplicación de la tecnología de células de contacto de pasivación completa en la cara frontal, se prevé que la eficiencia de producción en masa de las células de tipo n de Trina Solar con tecnología i-TOPCon Ultra supere el 27%. Además, con la aplicación de la tecnología i-TOPCon en tándem, se prevé que la eficiencia de las células supere el 30%.

Además, los módulos de tipo N Vertex de Trina Solar han recibido los elogios de organizaciones externas como China General Certification, RETC y PVEL por su fiabilidad. La célula de tipo N de 40 GW dará rienda suelta a la integración vertical para garantizar la entrega global.

Los proyectos de Trina Solar en las provincias de Qinghai y Jiangsu sientan unas bases sólidas para el suministro continuo de material para los módulos de tipo N de la empresa y garantizan la entrega de productos sin problemas.

Para finales de año, se prevé que la capacidad de producción de módulos de Trina Solar alcance los 95 GW, mientras que la capacidad de producción de células será de 75 GW, con 40 GW dedicados a células de tipo N.

Con su tecnología líder i-TOPCon de tipo N, su completa cartera de productos Vertex de tipo N para todos los escenarios, su alta fiabilidad, su baja huella de carbono, su completo sistema de cero emisiones netas, su capacidad de producción integrada de tipo N y la convergencia de un ecosistema líder en el sector, Trina Solar ha alcanzado una posición de liderazgo de 360 grados, encabezando la era de la tecnología de tipo N.

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“El sector energético sigue siendo uno de los principales focos de inversión en nuestro país, confianza que se demuestra gracias al financiamiento internacional obtenido por Conexión para el desarrollo del proyecto línea de transmisión Kimal-Lo Aguirre”. Con estas palabras el Gerente General de Conexión Kimal-Lo Aguirre, Sebastián Fernández, inició la cena de cierre organizada para celebrar el crédito verde obtenido por la empresa.

En total fueron US$480 millones, a través de acuerdos de financiación con el banco HSBC Hong Kong y con sus accionistas Transelec e ISA Inversiones Chile con un crédito por US$160 millones cada uno. Lo que demuestra la credibilidad en el país, el mercado de transmisión y el compromiso de los adjudicatarios del proyecto en hacer una gestión verde en torno al proyecto. 

A la cena asistieron representantes de Conexión, Transelec, ISA, CSG, Banco HSBC, Barros&Errazuriz y Banco Santander, quienes fueron claves para cerrar este innovador financiamiento. La característica verde se realiza en base a la utilización de los fondos, donde el asesor verificó que esta financiación se destina a mejorar la matriz energética renovable, con un aumento de en torno a un 26% en la transmisión de energía renovables en el norte de nuestro país y que sólo es posible gracias a Kimal- Lo Aguirre. 

Este financiamiento permitirá a Conexión Kimal- Lo Aguirre llevar a cabo el desarrollo de la primera fase del proyecto hasta el inicio de la construcción, luego de la obtención del Resolución de Calificación Ambiental, RCA. Este es un gran logro al ser un tipo de crédito especial con categoría Green Label de carácter internacional clasificación respaldada por Sustainalytics, líder global en categorización de transacciones ESG (criterios ambientales, sociales y de gobernanza). 

“Este crédito se estructuró bajo las leyes de Hong Kong, Nueva York, y chilena, lo que significa que un financiamiento especialmente innovador al otorgarse solo a proyectos sostenibles con altos estándares internacionales, por lo que estamos muy orgullosos”, señaló Fernández.

Proyecto Kimal-Lo Aguirre

Esta obra es licitada por el Estado de Chile, a través del Coordinador Eléctrico Nacional y tendrá una extensión de 1.400 Km aproximadamente de infraestructura para transportar hasta 3000 MW de energía.  Es un proyecto estratégico para el Estado de Chile y el Ministerio de Energía, ya que es habilitante de otros proyectos de transmisión y generación y engranaje esencial del sistema de energía chileno. 

Además, Kimal-Lo Aguirre contribuirá a la descarbonización de Chile, al permitir la disminución del vertimiento de energía renovable aportando de manera significativa a la transición energética del país permitiendo que las energías limpias que se están generando en el norte del país, y que hoy no pueden ser utilizadas por falta de infraestructura de transmisión, sean aprovechadas. Lo anterior, será clave para cumplir las metas establecidas en la Ley Marco de Cambio Climático de alcanzar el carbono neutralidad el año 2050.  

Adicionalmente, su realización permite mejorar el nivel de seguridad en el sistema de transmisión nacional y mayores transferencias de energía entre el Norte-Centro-Sur del país, eliminando las congestiones en el sistema de transmisión.

Desde la adjudicación de la Licitación Internacional, la empresa ha desplegado un intenso trabajo que ha estado a cargo de un experimentado grupo de profesionales, tanto propio como de consultoras altamente especializadas, nacionales y extranjeras. Se ha trabajado arduamente para diseñar el mejor proyecto posible y garantizar el menor impacto en el entorno, los territorios y las personas.

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Gonvarri Solar Steel, empresa líder en el diseño y suministro de trackers y estructuras fijas para el sector solar fotovoltaico, anunció un nuevo hito en su trayectoria empresarial.

La compañía ha alcanzado la cifra de 19 GW de proyectos en su track record, demostrando así su destacado crecimiento tanto a nivel nacional como internacional.

Este logro es el resultado del plan estratégico de la empresa en la implementación de soluciones avanzadas y eficientes para proyectos solares a gran escala.

Solar Steel cuenta con una plataforma multiproducto (tracker, estructura fija, agrivoltaica y generación distribuida por medio de su empresa Suports) para dar la mejor solución técnica según las necesidades de sus clientes, proyectos y mercados.

Trabajan de manera continuada en disminuir el OPEX optimizando al máximo el LCOE de la planta, apoyándose en su plataforma de post-venta “SmarTCare” con la que los clientes tienen una gran variedad de opciones para optimizar la producción y vida de la planta: Hub Internacional de repuestos, ampliación de garantías, O&M, entre otras cosas.

La expansión internacional ha sido un elemento clave para el éxito de Gonvarri Solar Steel. A través de su presencia en mercados estratégicos (Europa, LATAM y USA), la compañía ha logrado asegurar proyectos emblemáticos en diferentes regiones del mundo y sustentar un crecimiento robusto y estable para los próximos años.

No obstante, en el corazón de este logro se encuentra el talento humano. El compromiso, la dedicación y la experiencia de su equipo han sido fundamentales para alcanzar y superar esta marca de 19 GW.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 19 GW suministrados en todo el mundo.

Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio.

Sobre Gonvarri Industries

Gonvarri Industries cuenta con más de 6.000 empleados repartidos por más de 27 países a través de 54 fábricas, 29 centros de distribución y oficinas desde las que suministra soluciones metálicas desde sus líneas de negocio: Centros de Servicio, Metal Structures, Solar Steel, Soluciones de Almacenaje, Electromovilidad, Precision Tubes y Laser.

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El pasado martes de esta semana, 6 de mayo, vencía el plazo para la radicación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte que anualmente llevará a cabo la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) de manera tal de adjudicar de manera transparente potencia disponible en la red eléctrica colombiana.

Sin embargo, con fecha de ese mismo día, recientemente se dio a conocer la Resolución 101 017 DE 2023 que posterga el cronograma nuevamente, considerando que en una primera instancia la fecha de radicación era el 31 de marzo.

Ahora, el nuevo calendario establece:

a) Radicación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte, hasta el 6 de octubre de 2023.
b) Publicación de posición asignada a cada proyecto en las filas 1 y 2, hasta el 5 de abril de 2024.
c) Emisión de conceptos para proyectos asignados a la fila 2, hasta el 6 de mayo de 2024.
d) Emisión de conceptos para proyectos asignados a la fila 1, hasta el 5 de julio de 2024.

“Las solicitudes de asignación de capacidad de transporte radicadas a partir del 7 de octubre de 2023 y hasta el 31 de marzo de 2025 se tramitarán a partir de esta última fecha y con base en los plazos de la Resolución CREG 075 de 2021. Por tanto, no se tendrá proceso de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1 en el año calendario 2024”, indica la resolución.

¿A qué se debe esta nueva postergación?

En los considerandos, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), entidad rectora de las bases de este tipo de convocatorias, indica que desde el ámbito privado han solicitado una postergación de esta fecha y, en efecto, así fue realizada.

Cabe destacar que este año, en virtud del primer proceso de asignación de capacidad de transporte con fecha del 2022, fueron seleccionados 7.493 MW renovables, de los cuales 5.774 MW corresponden a energía solar, con 147 proyectos; 1.237,8 MW a la eólica, en 10 emprendimientos, 6 de los cuales son offshore por 349,8 MW. Así mismo, se registró una asignación de 169 MW de 7 proyectos hidroeléctricos y un nuevo proyecto de biomasa.

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“En Centroamérica, estimo que Guatemala va a ser el país que debe dar la pauta”, señaló Ricardo Palacios, gerente de Ventas para Centroamérica y Caribe de Jinko Solar. 

Durante una entrevista en el marco del megaevento Future Energy Summit, el referente regional de Jinko Solar indicó que este mercado se tornó de gran interés para inversiones durante este año y los venideros. 

“Hemos tenido acercamientos con algunos players del medio en Guatemala y todo indica que debe ser un año interesante o un buen inicio para Guatemala”, consideró. 

La energía solar alcanza los 100,30 MW de capacidad instalada en Guatemala. Del total, 80 MW corresponden a la central fotovoltaica Horus I y II (50 MW y 30 MW, respectivamente).

Los 20,30 MW restantes son la suma de 9 proyectos de Generadores Distribuidos Renovables con tecnología fotovoltaica, un segmento que guarda gran potencial.  

Y es que, en este mercado resulta de gran atractivo el despliegue de proyectos hasta 5 MW para ser contemplados como Generación Distribuida Renovable; lo que permite, por ejemplo, evitar tramitología adicional como autorizaciones NEAST (Normas de estudios de acceso al sistema de transporte) y NTAUCT (Normas Técnicas de Acceso y uso de la Capacidad de Transporte), ya que los proyectos se conectarían en redes de distribución. 

“El mercado de generación distribuida se está viendo afectado de manera positiva y se siente como una efervescencia adicional que antes estaba un poco dormida en el mercado guatemalteco y considero que podíamos ir encaminados en una buena dirección. Casi todos los actores del mercado guatemalteco están interesados y hablan del tema”.

“Ha habido incluso un incremento en el costo de la energía que obviamente ha brindado más apetito a las industrias a comenzar a explorar el uso de energías renovables en general pero sobre todo de paneles solares. Todo indica que debe estar en un crecimiento bastante interesante”, sostuvo Ricardo Palacios.

Y subrayó:»Los ojos de Jinko siempre estuvieron bien puestos en el mercado de generación distribuida como un punto de crecimiento sostenible» 

En este segmento del mercado, el año pasado (2022) se aprobaron cuatro proyectos fotovoltaicos GDR que suman 9,35 MW y que tendrán tiempo de conectarse a redes de distribución hasta el próximo 2024. Y en este semestre del 2023 se aprobaron dos más que adicionarán 9 MW antes del 2026. 

En el marco de la Licitación PEG-4 de 235 MW ya se avizora un 50% de adjudicación para fuentes renovables con participación abierta a GDR que podrán acceder a Contrato por Diferencias con Curva de Carga, Contrato de Opción de Compra de Energía y/o Contrato de Energía Generada. 

Ahora bien, también resultaría atractivo el despliegue de proyectos de mayor envergadura para cumplir con el Plan de Expansión de la Generación que plantea “ampliar el aprovechamiento del potencial de generación solar” y llevarlo al menos a 310 MW considerando plantas que ya son candidatas  (ver).

Adicional a ello, ya se evalúa una convocatoria a la Licitación PEG-5 donde se prevé superar los 1000 MW para contratos de suministro para los próximos años.

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El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó un nuevo préstamo de USD 400 millones para apoyar el desarrollo de la industria del hidrógeno verde y sus derivados en Chile, con el objetivo de contribuir a la descarbonización de la economía y generar nuevas oportunidades productivas en el país.

Este préstamo basado en resultados es la segunda operación de crédito en el marco de la línea de Crédito Condicional para Proyectos de Inversión (CCLIP) para la productividad y el desarrollo sostenible en Chile, que fue aprobada el 7 de diciembre de 2022 y que cuenta con un presupuesto total de USD 1000 millones.

Mientras que el plazo de amortización es de 24 años y el período de gracia de seis años y medio, además de una tasa de interés basada en Secured Overnight Financing Rate (SOFR). 

*Las expectativas de Chile en cuanto al H2V son, como expresó el presidente Gabriel Boric, convertirnos en uno de los principales productores del mundo. Y para ello se están desplegando proyectos, que se encuentran en diversas etapas de desarrollo, a lo largo del territorio nacional principalmente en las regiones de Antofagasta, Valparaíso, Biobío y Magallanes”, afirmó Andrea Moraga, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile).

“Y se espera que este préstamo pueda contribuir a la concreción de proyectos ligados al H2V, por ejemplo desarrollo de demanda local, formación de capital humano, desarrollo e innovación tecnológica, fomento del emprendimiento en toda la cadena de valor, entre otros”, agregó al ser consultada por Energía Estratégica con respecto a una primera impresión del anuncio. 

“Dadas las ventajas naturales de Chile para producir energías renovables a bajo costo, la creciente demanda global de hidrógeno verde presenta una gran oportunidad no sólo en términos de productividad sino también de sostenibilidad”, complementaron desde el BID

Cabe recordar que algunos días atrás, Boric sostuvo que, para volverse uno de los grandes abastecedores del mercado del hidrógeno verde, el gobierno trabajará en conjunto con las localidades que “han sufrido la antigua apuesta por los combustibles fósiles”. 

Por lo que con ellas se prevé construir una estrategia local de desarrollo limpio y sostenible y ya se avanza en dicha dirección para que distintas ciudades puedan cerrar, “de una vez por todas”, sus centrales termoeléctricas sin perder fuentes de trabajo y mejorar su calidad de vida.  

Seremi de Energía de Magallanes: «Se hará un plan de acción nacional 2023-2030 para realizar diferentes iniciativas vinculadas al hidrógeno verde»

Bajo ese mismo contexto, desde el Ministerio de Energía de Chile anticiparon que actualizarán el plan de acción de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, considerando que vence el corriente año y que se proyecta modernizar los objetivos e iniciativas a implementar hasta el año 2030. 

El foco estará puesto en la segunda oleada, la cual se estructuró sobre inversiones e institucionalidad, sostenibilidad y valor local que brinda innovación para la cadena de valor, y el desarrollo de infraestructura, organización territorial e implicaciones de los asentamientos humanos. 

“Estamos pronto a decretar el nuevo período de la planificación hasta el 2027, que contiene proyecciones de oferta y demanda energética y de escenarios de desarrollo que contemplan al hidrógeno”, había vaticinado Claudia Rodríguez, jefa de Unidad Ambiental y Territorial del Ministerio. 

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El sector de las energías renovables de Argentina busca alternativas y vinculaciones público-privadas para expandir el sistema de transmisión nacional y así incorporar más parques de generación eólica y solar, principalmente en aquellos corredores donde no hay magra o nula potencia disponible de transporte disponible. 

“Requerimos un sistema de transmisión con capacidad pero más complejo, denso, radial. En eso trabajamos con un conjunto comprometido de generadores de la Cámara Eólica Argentina (CEA) para discutir con las autoridades”, manifestó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la CEA, durante un evento del Centro Argentino de Ingenieros. 

Para ello, Andrews reconoció que existe un diálogo “fructífero” con la Secretaría de Energía de la Nación para tratar de destrabar la situación y permitirle a la iniciativa privada acompañar decisiones de inversión requeridas y/o priorizadas en el rubro del  transporte eléctrico. 

“Hay un rol para el privado para destrabar estos cuellos de botella. Si se unen las decisiones de inversión que deben ocurrir a nivel troncal, como AMBA y grandes líneas de transmisión, y se agrega iniciativa privada en pequeñas inversiones de transformación e inyección de nuevas soluciones e inversiones en transporte eléctrico, Argentina puede crecer a nivel solar y eólico de manera ilimitada”, destacó. 

“Estamos en un escenario fantástico pero extremadamente limitado por la infraestructura. A corto plazo estamos rodeados de ese problema, pero al mismo tiempo somos optimistas de que quizás podemos encontrar una forma de interlocución público – privada donde eso se resuelva”, insistió el especialista. 

En ese sentido, es preciso señalar que, a principios de mayo del corriente año, la Secretaría de Energía de la Nación lanzó una serie de modificaciones para el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) mediante la Resolución SE 360/2023, entre las que incluyó que los proyectos presentados puedan incluir inversiones en infraestructura eléctrica. 

La capacidad incremental asignable que surja a partir de las obras que se construyan y sean costeadas bajo ese modelo, podrá ser reservada por el o los titulares de las plantas renovables que lleven adelante esos proyectos a su propio costo.

Normativa que llegó poco tiempo después de que la Cámara Eólica Argentina sugiriera expansiones que permitan el recupero de la inversión a largo plazo a través de un canon, tales como contratos PPA a raíz de manifestaciones de interés de proyectos renovables con ampliaciones de infraestructura eléctrica necesarias para llevar la energía sin restricciones hasta las estaciones transformadoras que defina CAMMESA. 

Pero desde que se publicó la Res. SE 360/2023, el MATER todavía no contó con ningún llamado activo – ni la actualización del denominado Anexo III de CAMMESA – y se espera que en los próximos días se actualice la web oficial del Mercado a Término con las nuevas fechas previstas de la convocatoria que ya contemplaría los cambios dados por las autoridades nacionales. 

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Resiliencia, descentralización y sostenibilidad se volvieron palabras cotidianas en La Margarita, una urbanización dentro del municipio de Salinas, Puerto Rico.  

Jennifer Granholm, secretaría de Energía de los Estados Unidos, recorrió sus calles y visitó a sus residentes en una ocasión. 

Durante su gira en el mes de febrero, la máxima autoridad del Departamento de Energía (DOE) anunció que la Asociación de Residentes de La Margarita había sido seleccionada como una de las 10 ganadoras del Community Clean Energy Coalition Prize (CCEC). 

Y, en el inicio de mes de junio, la distinción volvió a repetirse, de acuerdo a un comunicado del DOE. De esta manera, La Margarita recibirá US$150,000 adicionales a los US$30,000 obtenidos durante la primera fase del CCEC del mes de febrero. 

Al respecto, es preciso aclarar que estos fondos no son subvenciones sino una distinción a los mejores proyectos presentados a las convocatorias en las que participaron más de 80 equipos de distintos territorios de Estados Unidos y Estados libres asociados. 

Wanda Ríos Colorado, presidente de la Asociación de Residentes de La Margarita, es una de las impulsoras del proyecto que se originó en el seno de esta organización sin fines de lucro que, si bien tiene apenas tres años de fundada, acumula grandes hitos.  

“Para tener una comunidad resiliente debemos contar con un servicio de energía eléctrica sostenible y descentralizada que esté disponible para todos en todo momento”, introdujo Wanda Ríos, presidente de la asociación, en conversación con Energía Estratégica. 

En los últimos veinte años, La Margarita ha sufrido el embate de fuertes huracanes y demás tormentas tropicales que han llevado a que el agua del río y mar inunde las casas de los vecinos y que la comunidad quede sin luz al estar su electricidad soterrada.

Por eso, ser resilientes es la prioridad de Wanda y su comunidad, ejemplo de que con determinación, empatía y continua capacitación se pueden lograr grandes cosas. 

Durante todo un año, residentes de La Margarita se formaron en materia eléctrica y tecnológica renovable para poder traspasar el conocimiento al resto de vecinos y dar forma a su proyecto comunitario de energía renovable. Tal es el caso de Jessica Marie Rodríguez Ríos, joven entusiasta que también impulsa este proyecto. 

El proyecto resultante y ganador del CCEC consiste en instalar sistemas de generación fotovoltaica con almacenamiento en 50 residencias inicialmente, sumar en una siguiente fase 150 residencias y comercios, para luego incorporar al resto de la urbanización y al área industrial.  

“Empezaremos por los hogares más vulnerables a cortes, para que tengan un sistema con placas solares y baterías que les permitan tener electricidad renovable siempre disponible, mientras les enseñamos a los vecinos a que controlen su factura y bajen sus gastos energéticos”, explicó Wanda Ríos. 

Y aclaró: “Nosotros como cooperativa vamos a montar los sistemas sin costo alguno. Y cada residente -que será socio dueño de la cooperativa- pagará un mínimo de lo que consume para ser destinado a tareas de mantenimiento o reemplazos de equipos”. 

El cambio ya inició. Adicional a los fondos del CCEC, el gobierno de Salinas efectuó una donación de US$75.000 para que la cooperativa comience con un proyecto piloto de instalación de sistemas en cinco residencias y el Centro Comunal de la Asociación. 

Pero aquello no sería todo. Analizando casos de otros países, Wanda Ríos menciona con entusiasmo la idea de impulsar una microrred inteligente principalmente vinculada a la zona industrial que registra los mayores niveles de consumo eléctrico de la zona. 

“No queremos conformarnos con lo que tenemos en el sistema actual. La energía renovable no es un lujo, es una necesidad. Especialmente cuando es descentralizada e inteligente, lo que nos permite tener el suministro bajo control de la comunidad para tomar decisiones rápidas ante, por ejemplo, huracanes”. 

Oportunidad para proveedores 

La Oficina de Eficiencia Energética y Energías Renovables del DOE (EERE) prevé que el premio CCEC concluya después de la Fase Tres con una Cumbre donde los competidores presentarán su progreso. 

“Todas las coaliciones que completen satisfactoriamente las presentaciones de eventos y presentaciones de la Fase Tres recibirán $25,000 para ayudar a ejecutar sus planes. Después de las presentaciones, EERE otorgará $ 50,000, $ 25,000 y $ 10,000 adicionales en la cumbre a los ganadores del primer, segundo y tercer lugar, respectivamente”, aclararon desde el DOE en un comunicado, señalando que además los proyectos tendrán la oportunidad de conectarse con otros posibles patrocinadores y socios filantrópicos

Ahora bien, adicional a los fondos, una pieza clave para la ejecución de esta iniciativa son los proveedores de componentes para las 200 instalaciones residenciales/comerciales y microrred que planea La Margarita. 

Al respecto, Wanda Ríos exhortó a los interesados a estar pendiente a próximas convocatorias RFI (request for information) o RFP (request for proposal) que realicen para poder llevar a cabo la adquisición de inverters, placas solares, baterías y demás componentes del sistema con las ofertas más competitivas y de mejor calidad.

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El Proyecto denominado H24U resultó seleccionado para recibir el apoyo económico para la implementación del primer emprendimiento comercial de transporte de carga que utilizará el Hidrógeno Verde como vector energético en Uruguay.

El Consorcio integrado por las empresas SACEEM y Grupo CIR accederá a 10 millones de dólares no reembolsables a ser otorgados en un periodo de 10 años, para implementar el Proyecto que incorporará la tecnología de desarrollo y producción, así como también el consumo del Hidrógeno Verde en distintas dimensiones y áreas productivas.

El Proyecto prevé una inversión total de aproximadamente 43,5 millones de dólares. H24U contempla la construcción de una Planta Solar Fotovoltaica para la generación eléctrica necesaria, así como también la Planta de Generación de Hidrógeno Verde a través de electrolizadores y su interconexión con sistemas de almacenamiento, compresión y estaciones de dispensado.

La primera área de abordaje será el transporte de carga pesada, que en la actualidad se abastece casi en su totalidad de derivados del petróleo. Se contempla la constitución, operación y mantenimiento de una flota de camiones que tendrán como utilización principal el transporte en la cadena forestal.

En etapas posteriores el Proyecto podría inyectar Hidrógeno Verde en redes existentes de Gas Natural. Esta iniciativa permitiría evaluar su posterior incorporación en mayor escala en la progresiva descarbonización de las redes del país.

La iniciativa permitirá impulsar el desarrollo de normativas y conocimiento que permitirán luego escalar la tecnología a otras actividades, generando experiencia e insumos para el desarrollo de políticas públicas enfocadas en el desarrollo sostenible.

H24U es un Proyecto de CIR y SACEEM con fuerte transferencia tecnológica de empresas líderes internacionales, que además capacitará a profesionales locales para sentar las bases de futuros desarrollos para el crecimiento de la industria del Hidrógeno Verde.

CIR es uno de los grupos de empresas pioneros de Uruguay fundado en 1932 y desde entonces se ha mantenido como una de las fuerzas más pujantes del desarrollo industrial local y regional. Sus empresas están organizadas en tres divisiones:

CIR División Industrial brinda productos y servicios de Ingeniería, Suministro, Montaje, Operación y Gerenciamiento de Proyectos Industriales y Energéticos. CIR División Transporte y Equipos desarrolla y comercializa soluciones al transporte carretero a través de la venta y post venta de Camiones, Buses, Maquinaria de Construcción, Implementos para el Transporte de Carga, Semirremolques y Remolques. CIR División Acondicionamiento Térmico comercializa soluciones para el acondicionamiento térmico doméstico, comercial e industrial siendo parte de la mayoría de los proyectos que se desarrollan en el país.

Lo hace a través de un equipo profesional altamente calificado y la representación exclusiva de marcas internacionales de primera línea. Su foco se centra en la eficiencia energética y la difusión del uso de combustibles renovables. CIR tiene un nivel de facturación anual que supera los USD 130 millones, cuenta con más de 800 colaboradores y tiene un amplio staff técnico y profesional de más de 50 Ingenieros y Técnicos Especializados.

SACEEM es una empresa uruguaya de reconocido prestigio en las áreas de Ingeniería, Construcción y Concesiones que opera de forma ininterrumpida en el país y la región desde el año 1951. Desarrolla sus actividades fundamentalmente en Uruguay en las más diversas áreas de Ingeniería y Construcción: Infraestructura, Transporte y Logística, Industria, Energía, Industria, Hidráulica y Ambiental, Arquitectura y Renovación Urbana, y Telecomunicaciones.

SACEEM tiene un nivel de facturación anual que supera los USD 400 millones, cuenta con más de 3.500 colaboradores y tiene un amplio staff técnico y profesional de más de 250 personas.

El Consorcio CIR-SACEEM es la unión de dos de las empresas más importantes del mercado industrial y de construcción uruguayo. Ambas con gran trayectoria y con un extenso historial de colaboración en los principales Proyectos. Se trata de una unión orgánica donde se trabaja de forma integrada y mancomunada, desarrollando equipos de gerenciamiento y ejecución en forma conjunta con el objetivo de entregar el mayor valor al cliente y lograr los mejores resultados para sus Proyectos.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil puso a consulta pública la convocatoria para proyectos de hidrógeno renovable. que serán apoyados por el Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI) de la mencionada entidad. 

El borrador de este llamado para el registro de propuestas comenzó el pasado miércoles 7 de junio y estará a disposición de todos los participantes del sector energético del país hasta el lunes 24 de julio. 

Los proyectos se podrán concretar en un plazo máximo de 48 meses, prorrogable por otro año calendario y las modalidades de trabajo estarán divididas entre el desarrollo plantas piloto de H2 verde y el avance de partes, componentes o prototipos de equipamiento requerido. 

El primero de los casos corresponde a la implantación de un sistema de producción de hidrógeno a base de energía eléctrica renovable, con una potencia mínima de 1 MW y máxima de 10 MW. Mientras que las plantas mayores de 10 MW deberán ser financiadas con fondos de contrapartida superiores al monto máximo previsto por el programa de I+D de la ANEEL.

Para postularse a dicho programa para la construcción de la planta piloto, los interesados tendrán que presentar un análisis técnico-económico de la tecnología propuesta y comparación con otras opciones tecnológicas, justificando la elección con base en criterios técnicos y económicos.

Como también un análisis de los impactos en la red eléctrica, en la operación y planificación, y de los límites de conexión en la estructura actual, además de la identificación de modelos de negocio que permitan la contratación y aprovechamiento del H2 producido y su inserción en el mercado nacional o internacional. 

“Para actuar como vector energético neutro en emisiones de carbono, la obtención de hidrógeno tampoco debería ser responsable de emitir gases que contribuyan al calentamiento global. Por lo que el foco de esta convocatoria del PDI es impulsar proyectos que promuevan la producción de este H2 a partir de la energía generada por fuentes renovables de electricidad, como la hidráulica, la biomasa, la eólica y la solar”, insistieron desde la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil. 

“La admisión de proyectos relacionados con la energía nuclear está a la espera de decisión del Ministerio Público Federal ante la ANEEL, ya que la competencia para las investigaciones relacionadas con esa fuente recae en la Comisión Nacional de Energía Nuclear (CNEN)”, aclararon.

Por el lado del punto para componentes o prototipos de equipamiento, alcanzará tanto al desarrollo de sistemas de conversión (electrolizadores, pirolizadores, pilas de combustible o máquinas térmicas) como al almacenamiento de H2V (restringido a aumentar la eficiencia energética o desarrollar sistemas de recuperación de energía). 

Y se deberá tener en cuenta que la planificación de la donación de los equipos a universidades públicas o institutos públicos, o mismo la venta de sistemas producidos a entidades con fines de lucro, con reversión de los beneficios del programa como contraparte en el proyecto a favor de tarifas bajas.

Los proyectos podrán utilizar recursos de FINEP (Financiadora de Estudios y Proyectos), BNDES (El Banco de desarrollo de Brasil) y entidades financieras o bancarias similares, con el fin de ampliar las posibilidades de las iniciativas. 

El proceso debería abrirse en septiembre, mientras que se espera que la convocatoria de aprobación se realice en enero del 2024. Y este llamado estratégico tendrá por objetivo conocer los impactos en el sector eléctrico y sus externalidades, identificar las oportunidades para dicho segmento, proponer mejoras regulatorias, el desarrollo de tecnología y soluciones nacionales, la creación de nuevos negocios y redes locales de innovación de H2V y el propio avance en la certificación de dicho vector en Brasil. 

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AE Solar, marca líder en el mercado de energías renovables, controla y prueba de forma estricta, internamente y con instituciones independientes, la calidad de sus módulos fotovoltaicos. En su esfuerzo por ofrecer soluciones innovadoras y de alta calidad, la empresa ha sido reconocida recientemente como «Top Performer 2023» por PV Evolution Labs (PVEL) con su línea de módulos Aurora.

PV Evolution Labs (PVEL) es el principal laboratorio independiente de la industria fotovoltaica mundial y ofrece un programa de certificación integrado y centrado en la confiabilidad de los módulos y el rendimiento de su generación de energía. Cada año, PVEL evalúa los módulos fotovoltaicos con los estándares de calidad más estrictos de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC, por sus siglas en inglés), proporcionando a la industria solar datos independientes, confiables y consistentes sobre el desempeño de los productos líderes del mercado.

La evaluación realizada por PVEL incluye pruebas IEC de ciclos térmicos, calor y humedad, fatiga por carga mecánica dinámica y degradación inducida por potencial (PID por sus siglas en inglés).

«Que nuestra línea Aurora sea reconocida como Top Performer por PVEL, es una fuente de gran orgullo para nosotros. Este reconocimiento responde a nuestra misión de desarrollar la energía solar a través de los más altos conocimientos técnicos y con un enfoque ambiental superior, limpio, sin riesgos y como una fuente segura de energía en todo el mundo. Es una muestra de que vamos por buen camino», afirma Alexander Maier, CEO de AE Solar.

Aurora

La línea Aurora de AE Solar incluye módulos con tecnología PERC (celdas dopadas con galio) con rangos de potencias entre 335 W y 670 W, una garantía de rendimiento de 30 años y una garantía de producto de 15 años. Los siguientes productos han sido reconocidos por PVEL como los de mejor rendimiento:

Módulos monofaciales con backsheet blanco y con 108, 120, 132 o 144 celdas.
Módulos monofaciales con backsheet blanco y negro y con 108, 120, 132 o 144 celdas.

La línea de módulos Aurora, junto con otros módulos fotovoltaicos de alta calidad de AE Solar, serán exhibidos en el Intersolar Europa en Múnich (Alemania) (Stand: A3 180) del 14 al 16 de junio de 2023.

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AES Colombia, primera empresa generadora de energía 100% renovable del país, publicó su Informe de Sostenibilidad 2022 en el cual destaca que la compañía continúa comprometida con la transición energética del país, para lo cual aportará más de 1.000 MW de capacidad instalada en energía eólica a través de la construcción del proyecto Jemeiwaa Ka I en La Guajira, que tendrá una inversión total estimada superior a USD$ 1 billón y se espera comience operaciones en 2026.

El avance del proyecto Jemeiwaa Ka I se ha dado gracias al otorgamiento de las licencias ambientales para los parques JK 1 y JK2, antes denominados Casa Eléctrica, logro que fue alcanzado el año anterior. Con esto, ya tres de los seis parques que comprenden este complejo eólico cuentan con licencia ambiental y se espera que al finalizar el 2023 solo reste 1 de los parques por obtener su licencia.

El informe publicado por AES también destaca otros logros alcanzados en 2022. Uno de ellos fue la construcción y entrada en operación del Parque Solar Brisas de 26 MW, su tercer parque solar y con el cual la compañía se consolida como líder en el modelo de autogeneración en el país.

Informe de sostenibilidad 2022

También se resalta la inauguración del proyecto de extensión de vida útil de la Central Chivor, único en el mundo, y con el cual se garantiza que esta central, la tercera de mayor capacidad de generación en Colombia, amplíe su vida útil por al menos 50 años más.

Además, la compañía resaltó que el año anterior tuvo una generación neta de 4.367 GW/h, que representaron cerca de 6% de la demanda energética nacional, entregó más de $32 mil millones a Corporaciones Autónomas regionales y municipios por concepto de transferencias de la Ley 99, y destinó más de $11 mil millones a proyectos sociales en sus zonas de operación.

“2022 ha sido uno de los años más desafiantes y a la vez de mayores satisfacciones que hemos tenido en AES Colombia. Nuestro Informe de Sostenibilidad no solo destaca los distintos hitos alcanzados en temas sociales, ambientales y de crecimiento de negocio, sino que también refuerza nuestro compromiso con la sostenibilidad integral ya que este es el primer informe que elaboramos bajo la estructura ASG (Ambiente, Sociedad, Gobierno corporativo), enfatizando en el trabajo que hemos tenido en los 8 ODS priorizados en la empresa, logrando en ellos un porcentaje de avance superior al 75% en promedio”, afirmó Patricia Aparicio, Gerente de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de AES Colombia.

El compromiso de AES con aportar al desarrollo del país y de las comunidades donde opera también se materializó en 2022 con el diseño y aplicación de un sistema de gestión de Derechos Humanos para los colaboradores, proveedores, clientes y públicos de interés de la compañía; sistema que cuenta con un componente diferencial para La Guajira, haciendo énfasis en el entendimiento de la comunidad indígena Wayuu, sus usos y costumbres, así como sus expectativas con el proyecto eólico que la empresa desarrolla en este departamento.

Al cierre del año anterior, AES Colombia también alcanzó el puesto 27 en el ranking 2022-2023 de las mejores empresas para trabajar en Colombia según Great Place To Work, siendo la única empresa del sector energético en la categoría de empresas con hasta 300 colaboradores. De igual manera, el informe de sostenibilidad destaca que la compañía mantiene su certificación de Empresa Familiarmente Responsable -EFR- siendo una de las 81 compañías en el país que han alcanzado esta certificación.

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El Estado Dominicano, a través de la Comisión Nacional de Energía (CNE), otorgó dos nuevas concesiones definitivas para la instalación de los parques de energía solar «Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar II» y «Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar III», como parte de continuar con su política de fortalecer el desarrollo sostenible del sistema eléctrico nacional.

Las concesiones definitivas para los parques solares que estarán ubicados en el municipio de Guaymate, provincia de La Romana, fueron suscritas por Edward Veras, Director Ejecutivo de la CNE y por Luzoraida Peralta Pérez, en representación de la empresa Cotoperí Solar FV, S.R.L.

Veras informó que los proyectos «Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar II» y «Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar III«, ambos de la concesionaria Cotoperí Solar FV, S.R.L., sumarán unos 96.12 megavatios de energía limpia al sistema eléctrico nacional.

Durante la firma de las concesiones, Veras resaltó que las autoridades del gobierno del Presidente Abinader están comprometidas en trabajar de forma transparente para que la República Dominicana avance con pasos firmes hacia un futuro cada vez más sostenible y limpio para todos los ciudadanos.

Veras afirmó que la CNE tiene el firme compromiso de continuar con el trabajo fuerte y planificado para seguir impulsando el desarrollo de importantes proyectos de energía renovable en todo el país, al tiempo que exhortó a los inversionistas nacionales e internacionales a mantener su confianza en las actuales autoridades porque sus inversiones están garantizadas.

De su lado, Luzoraida Peralta López, representante de la empresa Cotoperí Solar FV, durante sus palabras, agradeció las facilidades otorgadas por las autoridades durante el proceso y reiteró el compromiso de continuar con sus inversiones en favor del sector eléctrico nacional y por un medio ambiente cada vez más limpio.

Datos de los Proyectos

Los dos proyectos solares fotovoltaicos tienen el nombre de: «Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar II» y «Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar III», cada uno cuenta con una capacidad nominal de 48.06 megavatios (48.06MWn).

Ambos proyectos fueron inscriptos en el Registro de Instalación de Producción en el Régimen Especial de Electricidad.

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Trina Solar, proveedor líder mundial de soluciones fotovoltaicas y de energía inteligente inspiradas en el Protocolo de Kioto desde su creación, lleva 25 años promoviendo la sostenibilidad a través de las energías renovables, al tiempo que persigue su misión de poner la energía solar al alcance de todos.

La compañía solar aspira a utilizar un 100% de energía renovable en la fabricación y las operaciones globales para 2030 con el fin de contribuir a los objetivos climáticos del Acuerdo de París. La empresa ha ampliado sus esfuerzos de sostenibilidad mediante la implementación de una variedad de prácticas de cero emisiones netas, incluyendo: operaciones de cero emisiones netas, una cadena de valor de cero emisiones netas y productos de cero emisiones netas.

Operaciones netas cero para mantener su compromiso ecológico Trina Solar ha empleado diversas medidas de neutralidad de carbono para cumplir su objetivo de 2030. En el plan se incluyen mejoras de la eficiencia energética, parques industriales y fábricas con emisiones netas cero, reducción, reutilización y reciclaje de residuos (3R), uso de energías renovables, gestión digital de la energía y las emisiones de carbono, y desarrollo y aplicación de tecnología de reducción del carbono.

La compañía insiste en incorporar la responsabilidad medioambiental a todos los aspectos de sus operaciones, por lo que ha establecido un exhaustivo y eficaz sistema de gestión medioambiental ISO14001 en todas sus plantas mundiales, teniendo en cuenta la preservación del ecosistema local y la biodiversidad desde el momento en que selecciona los emplazamientos para sus instalaciones de fabricación. A través de una serie de sistemas y procesos de gestión medioambiental, el impacto medioambiental de los productos, actividades y servicios de la organización se minimiza de forma eficaz.

En abril de 2023, la planta ubicada en Yiwu se convirtió en la primera del sector fotovoltaico en obtener la certificación oficial de Fábrica de Carbono Cero. Además de reflejar las prácticas de reducción de carbono de la empresa en tecnología, productos, equipos y gestión de procesos durante el último cuarto de siglo, esto demuestra el firme compromiso de Trina Solar con el desarrollo sostenible.

Las operaciones ecológicas de la empresa también implican el uso sostenible de los recursos naturales, la emisión y el reciclaje responsables de gases residuales, aguas residuales y residuos sólidos, y la reducción sustancial del consumo de electricidad, agua y emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Las emisiones de GEI por unidad de producción de Trina Solar para productos de células y módulos se redujeron un 50,81% y un 61,88%, respectivamente, en 2022, en comparación con las de 2020, alcanzando o superando sus objetivos de reducción de emisiones de carbono antes de tiempo.

Un 20% menos de huella de carbono, una cadena de valor neta cero creada con socios

Trina Solar no sólo aplica sus propios principios de desarrollo sostenible, sino que también se esfuerza por transmitir su visión y sus objetivos a sus asociados en todo el mundo. Al incorporar la sostenibilidad en todos los procesos de adquisición e investigación, la organización se compromete a trabajar con socios globales para promover una cadena de valor neta cero y establecer un ecosistema verde.

Junto con sus socios, Trina Solar ha dividido las huellas de carbono de sus módulos y ha desarrollado materiales de silicio bajos en carbono. Las obleas de 150 micras y 130 micras tienen una huella de carbono un 20% menor que las obleas convencionales, gracias a los esfuerzos técnicos de la empresa para reducir el grosor de las obleas. Como resultado de su excepcional rendimiento en el campo de la cadena de suministro ecológica, Trina Solar fue designada &quot;Empresa nacional de gestión ecológica de la cadena de suministro&quot; por el Ministerio de Industria y Tecnología de la Información de China (MIIT) en febrero de 2023, cuando se publicó la Lista de fabricación ecológica de 2022.

Para convertirse en un líder mundial competitivo e innovador en servicios de valor añadido para la cadena de suministro, la empresa seguirá fomentando la colaboración intersectorial e implantando una cadena de suministro ecológica para impulsar la transformación y la mejora de las entidades de fases anteriores y posteriores.

Contribuir a un futuro sostenible con productos de emisión neta cero

El camino hacia la neutralidad de carbono está guiado por la tecnología verde. Trina Solar está creando un futuro de energía verde y neta cero con sus clientes a través de sus plataformas tecnológicas superiores y sus innovadores productos de potencia ultra alta.

En 2022, los módulos Vertex recibieron un certificado de evaluación del ciclo de vida (LCA) de TÜV Rheinland por su capacidad de gestión de bajas emisiones de carbono a lo largo de todo su ciclo de vida. Más tarde, ese mismo año, TÜV Rheinland volvió a conceder a los módulos Vertex de la empresa un Certificado de Huella de Carbono en reconocimiento al rendimiento líder del sector de los productos en la reducción de la huella de carbono.

Trina Solar es también una de las primeras empresas del sector en iniciar los procedimientos de Declaración Ambiental de Producto (EPD) y de certificación de la huella de carbono para módulos de tipo n.

Desde la puesta en marcha de operaciones net-zero hasta el desarrollo de una cadena de valor net-zero y la fabricación de productos net-zero, la compañía se compromete a reducir las emisiones de carbono en beneficio de la sociedad en cada paso del camino.

En el futuro, seguirá trabajando con todas las partes interesadas para proteger la biosfera, apoyar las iniciativas mundiales de descarbonización y poner la energía solar al alcance de todos.

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El sector energético de Argentina está a la espera de los próximos pasos vinculados a la licitación RenMDI, aquella convocatoria para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

Tras la apertura de sobres A realizada el pasado 27 de abril, donde se dieron a conocer 204 ofertas por 2073,7 MW de capacidad (ver nota), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) entró en el período de evaluación de las propuestas técnicas.

Y si bien la publicación de la calificación de los proyectos está prevista para el martes 20 de junio y la apertura de sobres B (ofertas económicas) dos días más tarde, ya se analiza adelantar tales fechas. 

“Es probable que se anticipe, hay intenciones de las autoridades pero difícilmente sea más de una semana. Porque para que se haga esta misma semana, tendría que llegar una Resolución de la Secretaría de Energía de la Nación en estos días y no se vislumbra”, informó una fuente cercana a Energía Estratégica. 

¿A qué se debería el adelanto? Según pudo averiguar este portal de noticias, ya “está terminado el análisis y calificación de las propuestas técnicas” por parte de CAMMESA, por lo que con ello se buscará no dilatar más el actual proceso y acelerar los siguientes pasos de la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años para proyectos renovables desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen). 

Por empresas y zonas: El detalle de los 204 proyectos renovables que compiten en Argentina

Una vez se conozcan las ofertas económicas de aquellos proyectos que siguen en competencia de la licitación, las autoridades nacionales deberán adjudicar a los emprendimientos ganadores (previsto para el 6 de julio) y firmar los contratos de compra-venta de energía correspondiente, actividad que está planeada entre el 11 de julio y el 2 de noviembre del corriente año. 

Y cabe recordar que la cantidad de potencia presentada en la licitación RenMDI fue tres veces mayor que la capacidad disponible a adjudicar: en el segmento N° 1 hubo 148 proyectos (suman 1953,8 MW para 500 MW asignables), mientras que el renglón N° 2 tuvo 56 emprendimientos ofertados que acumulan 119,9 MW de capacidad (sólo se podrán adjudicar 120 MW). 

Hecho que generó sorpresa dentro del sector renovable del país, principalmente aquellas vinculadas al storage, considerando que fue la primera vez que una convocatoria pública incluyó dicha tecnología. 

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