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En el marco del ejercicio de Gobierno con el pueblo que se adelanta en el departamento de La Guajira, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, anunció que la central Termoguajira, de la empresa Gecelca, ubicada en el municipio de Dibulla, es la primera termoeléctrica en decidir unánimemente y transitar hacia generación eléctrica 100 % descarbonizada.

Esta termoeléctrica con capacidad de 290 megavatios (MW), utiliza carbón como combustible principal para su operación y gas natural como combustible secundario y de soporte para el arranque de las unidades.

“Esta es una gran noticia para el país pero sobretodo para el departamento de La Guajira ya que se empieza a materializar la transición energética justa y este territorio será carbono cero”, afirmó Irene Vélez Torres, ministra de Minas y Energía, quien agregó que “desde el Ministerio de Minas y Energía estaremos acompañando con asesoramiento técnico y apoyando la búsqueda de alternativas para financiar esta inversión”.

Termoguajira transitará a energías renovables mediante un esquema que incluirá paneles solares y sistemas de almacenamiento de energía a través de baterías.

Además, para brindar estabilidad a la red se contempla la instalación de condensadores síncronos lo cual permitirá robustecer la red.

Se está estableciendo la mejor estrategia técnica de balance de capacidades para aprovechar al máximo el punto de conexión y establecer la proporción de paneles y baterías necesarios para la transición.

Por otra parte, la junta directiva de Gecelca decidió que impulsará el despliegue de energía solar en la región a través de esquemas de generación fotovoltaica tanto individuales como asociativos en su área de influencia en el municipio de Dibulla, uniéndose a la iniciativa «Estallido Solar» del Ministerio de Minas y Energía.

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La junta directiva de los Fondos de Inversión Climática (CIF por sus siglas en inglés) aprobó un plan de inversiones de USD 70 millones para apoyar la flexibilidad de la red para la integración de energías renovables en Brasil. 

Según detallaron de la entidad, se financiarán proyectos “relevantes” para la agenda de transición energética del país, que prevén movilizar más de USD 9000 millones en inversiones provenientes de bancos multilaterales, públicos y privados, tales por ejemplo el Banco Interamericano de Desarrollo y el Grupo del Banco Mundial. 

“Esa proyección representa una relación de cofinanciamiento de 1:130, incluso más que el promedio de CIF de 1:10 para inversiones en energía limpia”, aseguraron desde el CIF. .

“Para garantizar una integración rápida y sostenida de la energía renovable en el sistema, debemos aprovechar la mayor flexibilidad y eficiencia de la red que podamos. Algunas soluciones y tecnologías emergentes aún no están comercialmente viable, y necesitamos financiación concesional para fomentar nuevos mercados”, sostuvo el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira.

Uno de los puntos planteados en el plan es la modernización de plantas hidroeléctricas con una capacidad de 4947 MW, lo que resultará en una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Asimismo, otra de las iniciativas que se analizan se encuentra el desarrollo del hidrógeno verde, considerando que el Complejo de Pecém del estado de Ceará prevé alcanzar los 6 GW de capacidad instalada hacia el 2034 y se posiciona como uno de los polos de H2 más importantes de la región.

Incluso, a fines del año pasado, la firma EDP generó la primera molécula de hidrógeno verde (H2V) del estado brasileño en su planta de producción de São Gonçalo do Amarante, ubicada en la mencionada entidad federativa, luego de invertir 7,5 millones de euros en una planta piloto, con proyecciones a sistematizar la producción del vector energético. 

Petrobras se reunió con el gobierno de Ceará por el avance la eólica offshore y el hidrógeno verde

De igual modo, el gobierno de Brasil recientemente abrió consulta pública para proyectos piloto de hidrógeno verde (de 1 a 10 MW de potencia), como también para el desarrollo de componentes de la cadena de valor, en pos de lanzar una convocatoria definitiva en enero del 2024. 

Mientras que otro mercado que el país también pretende desarrollar es aquel vinculado a la energía eólica offshore. A pesar que Brasil todavía no posee un marco regulatorio para dicha tecnología, desde el Ministerio de Minas y Energía ya confirmaron que esperan alcanzarlo hacia fin del corriente año. 

Aunque sí cabe recordar que en octubre del 2022 se publicó la Ordenanza N° 52/GM/MME por la administración planteó los lineamientos para el aprovechamiento y futuras convocatorias de proyectos de generación eléctrica en aguas jurisdiccionales del país, entre las que se identificó la celebración de contratos de cesión de uso para la implantación y explotación de una central, la promoción de licitaciones públicas y la definición de la forma de cálculo, pago y sanciones por mora o retraso y descuentos relacionados con el pago adeudado al gobierno federal. 

Hecho que volvió a llamar la atención de empresas relacionadas con la eólica marina y que derivó en un aumento de centrales en proceso de licenciamiento ambiental, a tal punto que hoy en día hay 74 proyectos registrados en la plataforma del Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA), por un total de 182988 GW. 

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En el sector energético, la comercialización de energía renovable mediante contratos a largo plazo está experimentando un avance significativo. Para comprender mejor esta tendencia y su impacto en la región centroamericana, Sean Porter, director de Desarrollo, Nuevos Negocios y Comercial de CMI Energía, brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica en el marco del ciclo de entrevistas «Protagonistas».

En cuanto al avance de la comercialización de energía en Guatemala, Sean Porter destacó el dinamismo y la creatividad que se están observando en el mercado. Gracias a la disponibilidad de nuevas tecnologías, se han creado productos y opciones comerciales diversas, sirviendo como ejemplo para otros países de la región.

“En el mercado guatemalteco uno puede encontrar opciones tan diversas como precios fijos a largo plazo, bandas de precio, esquemas horarios, esquemas estacionales, esquemas mixtos entre generación en sitios, etc”, observó Sean Porter.

Esta variedad de configuraciones comerciales permitiría adaptarse a las necesidades específicas de los consumidores industriales, como establecer metas a largo plazo y aprovechar las visiones sobre precios y combustibles en el futuro.

Según Sean Porter, una de las razones detrás del aumento de la demanda de contratos a largo plazo es la creciente preocupación por la sostenibilidad y el medio ambiente. Las empresas, especialmente las internacionales, han aprendido que la energía renovable requiere contratos a largo plazo para su ejecución, y han adaptado sus metas de sostenibilidad a esta visión a largo plazo.

Además, la volatilidad de los precios es otro factor importante. Las energías renovables como eólica o solar ofrecen la posibilidad de establecer precios fijos en momentos en los que los precios están altos debido a la falta de hidrología o a factores relacionados con el precio de los combustibles. Al comprometerse a contratos a largo plazo, las empresas eliminan el riesgo del mercado y las fluctuaciones impulsadas por estos factores, lo que les brinda seguridad económica.

¿Cuánto influyen las licitaciones públicas en la dinámica del mercado entre privados? Siguiendo el análisis de Sean Porter, la convocatoria de la licitación PEG-4 (235 MW) y más aún la eventual licitación PEG-5 (1000 MW o más) si bien hubiera sido preciso haberlas lanzado hace ya tiempo atrás, activarlas ahora contribuirá en algún sentido.

“Tanto la PEG-4 como la PEG-5 vienen a darnos un empujón importante creo, pues como estamos viendo justo en este año -no solamente en Guatemala sino de más países- es que entre más diversificación mejor podamos aumentar los momentos estresados de precios etcétera entonces esto solo debería de ayudar todos los subsectores de tener más opcionalidad, menos dependencia del agua o menos dependencias carbón o el gas o en ciertos países inclusive búnker”, consideró.

En cuanto al papel de los activos renovables, tanto propios como de terceros, en la comercialización de energía, Sean Porter destaca su importancia como estabilizadores de precios. La combinación de diferentes tecnologías renovables permite diversificar la oferta energética, adaptándose a las necesidades estacionales, horarias e interanuales. La selección cuidadosa de proyectos y tecnologías es fundamental para satisfacer las necesidades específicas de cada cliente.

En el mercado guatemalteco las soluciones que ofrece ION Energy se destacan. Al respecto, Sean Porter aclaró que desde esta empresa comercializadora de CMI se enfocan en brindar soluciones integrales, no sólo en términos de energía y potencia, sino también en eficiencia energética, medición inteligente y otras combinaciones de servicios. No es menor que ION Energy cuente con el respaldo de CMI y CMI Energía, esto les permite ofrecer soluciones energéticas a medida del cliente final, incluso construcción de instalaciones en sitio, certificaciones renovables y financiamiento de proyectos.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile recibió las solicitudes de ocho empresas para realizar obras de ampliación de los sistemas de transmisión nacional y zonal en distintos puntos del país, correspondientes a los decretos exentos N° 185/2021 y N° 200/2022. 

Y tras varios meses de prórroga desde la promulgación del primer dictamen mencionado, el CEN finalmente realizó la apertura de ofertas administrativas y técnicas para una infraestructura que deberá entrar en operación entre los próximos 18 o 24 meses desde su adjudicación. 

Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos S.A (Ametel) se postuló en 14 obras de infraestructura eléctrica y se convirtió en la compañía que propuso el mayor número de ofertas en este llamado licitatorio. 

Puntualmente para la ampliación de 11 subestaciones (Isla de Maipo, Las Cabras, Panguilemo, La Pólvora, Nueva Pozo Almonte, Casas Viejas, Peñablanca, San Pablo, Leyda, Hospital, Lagunas y Hualqui) hasta aquellas como Los Maquis y Chimbarongo que también requieren seccionamiento de la líneas de 66 kV (Itahue – Talca y San Fernando, respectivamente). 

Monlux también se presentó en un elevado número de inversiones requeridas (9) para el sistema de transporte de Chile , ya que sus ofrecimientos contemplan las S/E Panguilemo, Casas Viejas, San Pablo, Leyda, Hospital, Isla de Maipo y las Cabras, además de los combos de la S/E Los Maquis y Chimbarongo, mencionados previamente. 

La firma CAM Chile completó el podio en cuanto a ofertas administrativas y técnicas gracias a que también compite para la ampliación de las subestaciones Panguilemo, Casas Viejas, San Pablo, Leyda, Hospital, Las Cabras y Dalcahue; sumado a la labor en la S/E Chimbarongo y el seccionamiento de línea 1×66 kV San Fernando. 

Mientras que Elecnor fue la última empresa con multi propuestas en la convocatoria de los DS N° 185/2021 y N° 200/2022, puntualmente para las S/E La Pólvora, S/E Hualqui 220 kV, el aumento de capacidad de línea 1×220 kV Charrúa – Hualpén, tramo Concepción – Hualpén, y la expansión en la subestación eléctrica Don Héctor 220 kV (IM) y el pertinente seccionamiento de la línea 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada. 

Por otra parte, a continuación se encuentran detalladas las compañías que sólo presentaron oferta para una obra en particular:

Sistemas de Transmisión del Sur SA: Ampliación en S/E San Pablo
Ingeniería Agrosonda SPA: S/E Don Héctor 220 kV (IM) y seccionamiento línea 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada
CAVCO: S/E Leyda
Efacec: Ampliación en S/E Leyda

A partir de ello, el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile revisará las propuestas, las calificará y recién el 25 de agosto llevará a cabo el acto de apertura de los sobres económicos. Hecho que dará lugar a una instancia de ajustes al valor máximo entre el 25 y 30 de dicho mes para luego culminar en la adjudicación el lunes 4 de septiembre del corriente año. 

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Al hito logrado el pasado martes 27 de junio, con la llegada de la primera compuerta o mamparo mecánico para avanzar en los trabajos subacuáticos, se sumó le pasado jueves el traslado y montaje en sitio final de la casa de máquinas del rotor de la unidad cuatro de generación de energía de la Central Hidroituango.

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, indicó que “Hidroituango no deja de sumar hitos técnicos en lo que será la entrada en operación este año de las unidades tres y cuatro de generación de energía”.

“Con el compromiso por parte de nuestros funcionarios y contratistas, hoy instalamos satisfactoriamente el último rotor de la zona norte de la casa de máquinas, el cual veníamos trabajando con todo el acoplamiento de sus piezas en la sala de montajes, ubicada en la zona sur de la caverna, lugar que habilitamos para facilitar todas las maniobras que se requieren en sitio”, resaltó el directivo.

¿Qué es y para qué sirve el rotor?

El rotor es una pieza que se instala dentro de cada unidad de generación de energía, la cual gira a alta velocidad (180 revoluciones por minuto). Entre el estator y el mismo rotor, existe un espacio de 28,5 milímetros y, es en este espacio, que se genera el campo magnético para transformar la energía mecánica en energía eléctrica.

Cada una de las unidades del rotor, fueron fabricadas en la ciudad de Taubaté, en el estado de Sao Paulo, Brasil, por el proveedor GE Renewable Energy (General Electric). Esta es una compañía que cuenta con amplia experiencia en la elaboración de elementos para grandes centrales de generación hidráulica alrededor del mundo.

De esta manera, Hidroituango avanza de forma positiva y segura para lo que será la entrada en operación este año de las unidades tres y cuatro de generación de energía, donde serán 1.200 MW de energía limpia y renovable para el desarrollo del país y la calidad de vida de millones de colombianos.

Al día de hoy, la mega represa ya tiene operativos dos unidades por un total de 600 MW (300 MW cada turbina). La operación total de la represa será de 2400 MW que estarán operativos al 2025.

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Brasil realizó la primera subasta de transmisión del 2023 y la primera desde la vuelta de Luiz Inácio Lula da Silva a la presidencia del país, para la construcción y mantenimiento de 6200 kilómetros de infraestructura eléctrica y 400 MVA de capacidad de transformación de subestaciones (SE), principalmente para sumar más renovables en el futuro. 

Los grandes ganadores fueron el Consorcio Génesis, CTEEP, Rialma, CYMI, Eletrobras Furnas, Engie y Celeo, que se repartieron los 9 lotes de la licitación. Y Energía Estratégica trae el detalle de la subasta. 

El Consorcio Génesis está compuesto por empresas The Best Car Transportes de Cargas Nacional e Internacional (92,52%) y Entec Empreendimentos Eireli (7,48%) y repitió adjudicación en Lote N° 1 y el N° 8. 

En el primero de los casos, presentó una oferta de R$ 174,1 millones, lo que representa un descuento del 66,18% con relación al Ingreso Anual Permitido (RAP) para la construcción de 1116 km de líneas ubicadas en los estados de Bahía y Minas Gerais, así como la construcción de las subestaciones de 500 kV Campo Formoso II, Barra II (con compensación síncrona) y Correntina

Obras que tendrán un plazo máximo de ejecución de 66 meses y el  objetivo de ampliar el sistema para hacer frente a la expectativa de contratación de grandes cantidades de energía de proyectos renovables en la región.

Mientras que para el penúltimo lote de la subasta propuso la menor oferta entre 7 interesados, por valor R$ 19,5 millones (descuento del 55,35% respecto al RAP), para llevar a cabo la LT de 230 kV Recife II – Bongi C1 y C2, en Pernambuco (total 38 kilómetros) que prevé aumentar la confiabilidad en el servicio prestado a la zona metropolitana de Recife. 

La Compañía de Transmisión de Energía Eléctrica Paulista (CTEEP) fue la otra entidad que quedó con dos lotes de la convocatoria (N° 7 y N°9) a un precio de R$ 218,9 millones (41,81% por debajo del RAP) y R$ 7,5 millones (descuento del 50,36%), respectivamente.

Las obras del segmento N° 7 contempla 1044 kilómetros de líneas de transmisión en Minas Gerais y Río de Janeiro, además de la subestación Leopoldina 2 de 500 kV, necesarias para expandir el sistema en dos áreas que incorporarán un gran número de parques renovables producto de pasadas subastas de nueva energía. 

En tanto que el lote N° 9 fue adquirido tras una disputa “manos libres” entre la propia CTEEP, Eletrobras Furnas y Celgpar, siendo  la primera mencionada el mejor postor para desarrollar la S/E Água Vermelha 500/138 kV (Minas Gerais), que incluye la instalación del sistema de automatización para el control del flujo de reactivos, con un total de 400 MVA de capacidad de transformación.

“En números absolutos, esta es la subasta de inversión más grande jamás realizada por ANEEL. El evento demuestra la confianza de los inversionistas en el marco regulatorio, permite la generación de empleos para la población y también ayudará a vender energía limpia y renovable en todo el país”, manifestó el director general de Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), Sandoval Feitosa.

“Es un momento propicio para el sector eléctrico nacional. El avance que ocurrió con la información en los últimos 10 años ocurrirá, en los próximos 10, con la energía eléctrica. Brasil puede convertirse en el gran almacén de energía limpia y renovable del planeta”, subrayó Alexandre Silveira, ministro de Minas y Energía de Brasil.

Por otra parte, hubo otros dos lotes que superan los 1000 kilómetros de longitud de obras, ambos casos por un plazo de obra de 66 meses: el segmento N° 2 (1614 km en los estados de Bahía y Minas Gerais) adjudicado a Rialma Administração e Participações a un valor R$ 347,8 millones (51% menos del RAP).

Además del N° 5 (1006 km en Bahía, MG y Espírito Santo) en favor de Engie, que presentó una oferta cercana a los R$ 249,3 millones, lo que resultó en un descuento del 42,80% con relación al Ingreso Anual Permitido previsto por la ANEEL.

A continuación, el resto de ganadores de la primera Subasta de Transmisión de Brasil del año con los detalles de sus lotes correspondientes: 

Cymi venció en el N° 3 gracias a su oferta económica de R$ 70,9 millones (52,13% debajo del RAP) para construir 349 km de líneas de transmisión en Minas Gerais en un plazo exacto de 60 meses. 
Caso similar el de Eletrobras Furnas para el N° 4, ya que fue asignado para concretar en 5 años la red transmisión de 500 kV Janaúba 6 – Presidente Juscelino (303 km en Minas Gerais)  a un monto de R$ 68,7 millones (descuento del 45,75%).
Celeo Redes Brasil SA se llevó el lote N° 6 de la convocatoria debido a que ofreció una renta permitida anual de R$ 99,9 millones, lo que resultó en una rebaja del 48,23% con relación al precio inicial ofertado, de R$ 192,9 millones. Y con ello se ocupará de la LT 500 kV Xingó – Camaçari II, con 714 km en las entidades federativas de Bahía y Sergipe. 

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Wärtsilä, multinacional líder en la innovación tecnológica para el mercado energético, publicó un documento técnico que ratifica la viabilidad económica integral de los combustibles sostenibles Power-to-X ( P2X) para la generación de energía confiable y el almacenamiento en el futuro.

Al estudiar los costos, la compañía aseguró que estos combustibles jugarán un papel clave en la descarbonización de la energía a largo plazo y resultarán esenciales para satisfacer la demanda energética y el equilibrio de la red.

power-to-x

Las principales opciones de combustible P2X para la generación en el estudio son hidrógeno verde, metano sintético, amoníaco y metanol. 

De todos ellos, Wärtsilä posicionó al hidrógeno verde como el más atractivo para la producción de combustible y generación de energía in situ por tener el costo de producción más bajo.

Además, mencionó otros factores que hacen que el hidrógeno verde sea la opción más competitiva. 

En primer lugar, el estudio establece que “transformar el hidrógeno verde en uno de sus derivados representa una pérdida de energía. Esto vuelve a los derivados del hidrógeno relativamente onerosos en términos de costo de producción”.

Por otro lado, afirma que “el hidrógeno verde es más adecuado cuando la producción y el consumo de combustible son combinados en el mismo sitio, minimizando así la necesidad de inversiones adicionales en transporte y almacenamiento”. 

A modo ejemplo, el reporte explica: “Una planta de energía que proporciona el equilibrio diario rendirá más si se genera la producción de combustible y la producción de electricidad en el mismo sitio. Bajo esta condición, el hidrógeno es probablemente la opción preferida dado el costo del combustible”.

De todas formas, el informe reconoce que el almacenamiento puede tener un gran impacto en el costo del hidrógeno verde. Esto se debe a que a medida que disminuye el número de ciclos de almacenamiento, la inversión requerida en un tanque de almacenamiento más grande aumenta lo cual afecta el costo nivelado del hidrógeno verde. 

A pesar de ello, establece: “En recipientes a presión, el hidrógeno es competitivo y adecuado para el almacenamiento de energía a corto plazo y aplicaciones relacionadas. No obstante, la disponibilidad de formaciones geológicas también puede permitir almacenamiento rentable de hidrógeno a largo plazo y a gran escala”.

Cabe destacar que este análisis se realizó teniendo en cuenta que el costo de entrada de la electricidad tiene el mayor impacto en los costos productivos de los combustibles P2X.

Además del costo de la electricidad renovable, el costo total de producción también se ve significativamente afectado por el electrolizador eficiencia, CAPEX y la tasa de utilización.

Aunque el estudio demuestra que el hidrógeno verde es el más competitivo, la compañía también reconoce que la elección del combustible en el sector eléctrico, dependerá de la tecnología de transporte y almacenamiento disponible, así como consideraciones de seguridad, operación y mantenimiento.

Además asegura que “las consideraciones geográficas, los planes de subvenciones a la inversión y la legislación sobre el carbono, entre otras iniciativas políticas de cada país, pueden tener un impacto significativo en la elección y el costo de producción del combustible”.

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Sungrow LATAM, la compañía que sigue liderando la modernización tecnológica de la industria solar en Latinoamérica, continúa su gira de eventos por las distintas regiones explorando nuevas oportunidades de mercado. Sungrow Summit Chile aterriza en Santiago de Chile el próximo 5 de julio en un evento que promete no dejar indiferente a nadie.

El acontecimiento tendrá lugar en el Hotel Renaissance Santiago, a partir de las 12:00, con una nutrida agenda en la que Sungrow expondrá los últimos avances de la marca en materia de inversores solares y sistemas de almacenamiento de energía. El objetivo de Sungrow Summit Chile es establecer lazos entre los agentes más importantes de la industria de la energía solar, el intercambio de conocimientos y el dar respuesta exitosa a los retos que Chile enfrenta de cara a la transición energética.

El próximo evento de Sungrow LATAM contará con la participación de los agentes más relevantes de la industria energética en Chile. Entre los distinguidos miembros que se unirán a los paneles propuestos en la agenda, estarán presentes ilustres miembros del Ministerio de Energía como Belén Muñoz

Profesional Unidad Monitoreo y Regulación de Mercados, Ministerio de Energía Chile y Darío Morales, Director Ejecutivo de Acesol. Sungrow Summit Colombia contará además con la presencia de Gonzalo Feito Cuende, director de la Región Andina, México CA y Colombia en Sungrow Power Supply y de César Saenz, Latam Utility & ESS Manager. Durante la jornada tendrán lugar coloquios y presentaciones enfocadas en las soluciones ESS, destacando el panel “Desafíos de sistemas de almacenamiento de Chile”.

También en el encuentro Sungrow realizará la presentación técnica de las soluciones estrella en inversores solares, como son el inversor en string SG350HX y el revolucionario inversor central modular 1+X.

Dentro de la gira de eventos de Sungrow LATAM, este encuentro en Santiago se convierte en una parada clave en la que poder establecer lazos comerciales y hojas de ruta adecuadas en el camino de la transición energética de Chile hacia el establecimiento de las renovables como fuente principal de producción de electricidad. La gran capacidad de generación de energía solar del país supone una ventaja a la hora de expandir mercados.

El evento de networking incluirá también un almuerzo de bienvenida para sus asistentes, así como un cocktail de despedida y encuentros únicos con los líderes del mercado energético renovable de las regiones latinoamericanas.

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De acuerdo a Cruzada Nacional Contra el Hambre, en México se desperdician más de 10 mil toneladas de alimentos al año, que representan el 37% de la producción agropecuaria en el país. El costo de estas pérdidas asciende a más de 100 mil millones de pesos, un grave y elevado costo económico y social para la nación.

Se ha cuantificado que un 75% de pérdidas de alimentos ocurre desde la producción hasta el punto de comercialización, y el otro 25% restante se desaprovecha cuando el alimento pasa de la cadena comercial al consumidor final.

La compañía global líder en servicios profesionales Accenture encuestó en 2019 a 6000 consumidores de 18 a 70 años en 11 países: Estados Unidos, Canadá, Francia, Alemania, Italia, México, Reino Unido, China, India, Indonesia y Japón.

Según el reporte, a nivel mundial, la calidad y el precio son los factores más considerados por los consumidores a la hora de realizar compras, citadas por el 89% y el 84% de los encuestados, respectivamente, en comparación con el 49% que citó consideraciones de salud y seguridad y el 37% que mencionó el impacto ambiental.

Si bien los consumidores siguen enfocados en la calidad y precio, el 83% cree que es importante que las compañías diseñen productos reutilizables o reciclados, el 72% declararon que actualmente compran productos más respetuosos con el medio ambiente que hace cinco años, y el 81% espera comprar más en los próximos cinco años.

Esto demuestra que los hábitos de consumo están evolucionando a un ritmo desafiante, lo que refuerza la necesidad de que las empresas aumenten sus compromisos con practicas comerciales responsables.

En el caso de México, por las oportunidades del nearshoring cada vez llegan más empresas internacionales al país que deben cumplir con los criterios ESG y compromisos de descarbonización.

En este marco y según el informe de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), estas cifras muestran que existe una oportunidad de mercado para ofrecer productos alimenticios con valor agregado mediante técnicas ecológicas. Entre las más destacas se encuentra el secado de alimentos.

El proceso de secado es el método más antiguo en la conservación de alimentos pero no por ello, menos eficiente. Con el aprovechamiento del sol y la consecuente evaporación del agua en los alimentos se disminuye la posibilidad de que bacterias, levaduras y hongos contaminen los alimentos.

«El objetivo de esta actividad es aprovechar los productos perecederos y consumirlos cuando no estén disponibles por su estacionalidad. Esta práctica contribuye a evitar que en el mundo se continúen desperdiciando una tercera parte de la producción de alimentos, que totaliza alrededor de mil 300 millones de toneladas», explica el reporte de ANES.

Además, destaca que a través de la deshidratación solar mediante calentamiento indirecto por circulación forzada, los frutos conservan sus propiedades como color, aroma y vitaminas cuando son secados. A su vez, al mantener la circulación de aire, se logra una distribución más uniforme del calor, lo que contribuye a un secado más homogéneo de los alimentos.

En comparación con otros métodos de deshidratación, como el secado al sol directo o el secado en horno, la deshidratación solar con calentamiento indirecto puede mantener mejor las características organolépticas y nutricionales de los alimentos.

«Al incorporar técnicas de deshidratación, el mercado puede percibir doble contribución al cuidado de los recursos, por un lado, disminuyendo el desperdicio de alimentos y por otro lado, ahorrando el consumo de combustibles fósiles sustituyendo la fuente de energías por una opción renovable como es el caso de la energía solar», especifica el informe.

Métodos para el secado de alimentos

Existen diferentes herramientas que se pueden utilizar para la deshidratación solar de alimentos con calentamiento indirecto por circulación forzada. Entre los más comunes se encuentran:

Bandejas o estantes de secado: son utilizados para colocar los alimentos en capas y permitir una distribución uniforme del calor y la circulación del aire. Pueden estar fabricados de materiales como acero inoxidable o plástico resistente al calor.

Colectores solares: son dispositivos que captan la radiación solar y la convierten en calor. Estos pueden ser planos o en forma de caja y están diseñados para maximizar la captación de energía solar.

Conductos de aire: sirven para canalizar el flujo de aire caliente generado por los colectores solares hacia las bandejas de secado donde se encuentran los alimentos.

Ventilación forzada: impulsan el aire caliente a través de los conductos y las bandejas de secado. Esto ayuda a mantener una temperatura constante y uniforme alrededor de los alimentos, acelerando el proceso de deshidratación.

Cubiertas o invernaderos: protegen los alimentos durante el proceso de deshidratación, al tiempo que permiten el paso de la radiación solar. Estas estructuras ayudan a mantener una temperatura estable y evitan la contaminación por insectos u otros agentes externos.

Controladores de temperatura: monitorean y regulan la temperatura del aire que circula alrededor de los alimentos. Pueden estar equipados con termostatos y sensores para garantizar que se mantenga una temperatura óptima durante todo el proceso de deshidratación.

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Ennova, empresa de ingeniería, consultoría y desarrollo de activos energéticos, continúa fortaleciendo su presencia en República Dominicana. Con un enfoque centrado en aportar valor a las inversiones en este sector, la compañía ha logrado consolidarse en el mercado dominicano, ofreciendo servicios especializados y soluciones integrales a medida de cada cliente.

En una entrevista exclusiva con Rafael Burgos, director general de Ennova, se reveló el enfoque estratégico que tendrá durante este año así como los pilares fundamentales de la empresa, aquellos que llevaron al equipo a participar en un total de 860 MW en este mercado e ir por más.

“Una primera unidad -que es la más vieja dentro de nuestra operación- trabaja con todo lo que tiene que ver con habilitación y gestión de transacciones en el mercado eléctrico mayorista para operar en el mercado dominicano”, introdujo Rafael Burgos.

Ennova ha sido pionera en el mercado dominicano en este tipo de operaciones, habilitando a 82 agentes al mercado eléctrico mayorista a lo largo de su trayectoria. Pero aquello no sería todo.

“Tenemos el objetivo para el año 2024 de consolidar el acompañamiento en 275 nuevos megavatios de generación renovable”, declaró durante Future Energy Summit.

Ese acompañamiento podría cubrir otros servicios que brinda Ennova en ingeniería, suministro y montaje de infraestructura eléctrica, trabajando en estrecha colaboración con aliados internacionales para ofrecer soluciones especializadas y equipamiento de alta calidad a nuevos proyectos.

Según explicó Burgos, una de las fortalezas de Ennova radica en su capacidad para acompañar a los inversionistas desde el inicio de sus proyectos de infraestructura eléctrica, buscando siempre aportar valor al proceso, optimizando tiempos, inversiones y costos de operación a lo largo de todo el proyecto.

Especialmente en proyectos de generación renovable, Ennova acompaña activamente desde la fase de factibilidad hasta la operación y mantenimiento ofreciendo su amplia experiencia en ingeniería y montaje. Un aporte técnico fundamental para asegurar el éxito de la ejecución del proyecto.

Es por ello que, en cuanto a los objetivos estratégicos, desde la empresa se enfocan en acelerar la puesta en marcha mediante una estandarización de ingenierías, métodos constructivos y procesos institucionales.

“Nuestro principal objetivo ahora mismo es acortar el tiempo después en operación comercial de los inversiones de nuestros clientes con esto buscamos maximizar su inversión y poner en valor en el menor tiempo posible sus inversiones”, aseguró Burgos.

Y precisó “hoy buscamos poder reducir ese tiempo en un 20%”.

Su enfoque en la optimización de inversiones y la estandarización de procesos demuestra su compromiso con la excelencia y su contribución al desarrollo del sector eléctrico en el país y, en un futuro cercano, emprender con el mismo compromiso una ofensiva comercial en otros mercados, demostrando la calidad y experiencia que han alcanzado a nivel global.

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Manlio Coviello, presidente del Directorio de Terna Plus, empresa líder en negocios y operación de redes de transmisión de energía eléctrica, promueve el concepto de lograr una “alianza tripartita” entre gobiernos, banca y sector privado para propiciar una integración energética regional con un fuerte componente de renovabilidad.

Durante su participación en un evento de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA, por sus siglas en inglés) propuso discutir, en el ámbito de la próxima reunión ministerial de la ECPA en marzo de 2024 en Punta Cana, como generar y establecer las reglas de esta alianza tripartita para poder avanzar en los objetivos de la ECPA.  

Al respecto, es preciso remarcar que pasaron ya 14 años desde aquel abril del 2009 cuando Barack Obama durante la V Cumbre de las Américas en Trinidad y Tobago propuso la idea de crear la ECPA.

En aquel entonces, se determinó que para forjar un sector energético sostenible en todo el continente sería necesario basar las decisiones políticas en siete pilares: Eficiencia Energética, Energía Renovable, Combustibles fósiles más eficientes y menos contaminantes, Insuficiencia Energética, Uso de la Tierra y Silvicultura Sostenibles, Adaptación e Infraestructura Energética. 

Recordando aquello, Manlio Coviello, quien tuvo además una destacada trayectoria como Oficial de Asuntos Económicos de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) evaluó el avance de aquellos ejes:   

“En los 25 años en la CEPAL vimos nacer las renovables en América Latina, vimos consolidar la eficiencia energética pero poco vimos de integración de infraestructura”, observó. 

Y subrayó: “La eficiencia energética está en el mainstream político pero la integración está muy relacionada a lo que yo llamo vaivenes políticos”. 

Durante su participación en el evento de la ECPA denominado “Integración de las energías limpias para un futuro sostenible”, el referente consideró que las condiciones políticas actuales podrían permitir retomar el diálogo en torno a la integración energética regional con foco en renovables. 

“La cosa interesante es que pocas regiones del mundo tienen mejores opciones de integración integración energética, además por vía de energía renovables; porque si usted observa los mapas de viento de sol y de geotermia, la mayoría de estos proyectos están muchas veces en las fronteras, es decir, la energía renovable podría ser un excelente motor de la integración energética”

“Esto recuerdo ha sido una idea que nació en el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) hace algunos años y que después nosotros como CEPAL retomamos con el programa proyecto Ecosud que fomentaba la energía renovable como el habilitador de la integración energética. El proyecto era interesante, pero una vez más el ámbito político Inter países, no dio la posibilidad de discutir a fondo y encontrar coherencia y sinergia entre los países. Pero tengo que decir que hoy por hoy tal vez en América Latina se podría retomar esta idea”, concluyó.

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Por las cancelaciones de subastas a largo plazo en México los proyectos de utility scale se encuentran en stand by, y reina la incertidumbre en el sector energético.

En este escenario y de cara a las próximas elecciones presidenciales que se llevarán adelante en junio del 2024 en México, diferentes instituciones proponen cambios en el marco regulatorio que potenciarán la industria de las energías renovables.

En conversaciones con Energía Estratégica, Carlos Aurelio Hernández González  Vicepresidente de Energías Renovables de la Comisión Nacional de Energía de COPARMEX analiza el mercado actual en México y sugiere mejoras en las normativas para descarbonizar la economía y crecer en competitividad.

¿Independientemente de quien llegue al poder el próximo año, qué cambios sugieres en el marco regulatorio para impulsar a las renovables?

Hay que afianzar el marco regulatorio actual ya que es importante devolver la transparencia y permitir la libre competencia en la generación para que haya integración de las centrales eléctricas.

Un ejemplo de esto es la venta de los activos de Iberdrola al Gobierno. Si bien es muy saludable que el estado mantenga más del 50% de la generación en un país, después de esta venta tiene que haber un Monitor Independiente del Mercado. 

Los participantes del mercado debemos tener las herramientas para que haya transparencia en la información y para que se vigile que no haya distorsiones en el mercado para proteger la libre competencia. Si no se tiene cuidado con eso, veremos que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) aumentará los costos de competencia y subirán los precios de los consumidores finales de todos los sectores ya sea comercial o residencial.

Es fundamental que se abra la libre competencia y que empiecen a otorgar los permisos de suministro básico para tener opciones distintas en la compra de energía. Entonces, está bien que el estado mantenga la mayoría de la generación siempre y cuando garantice la libre competencia y la transparencia en el mercado con el Monitor Independiente.

Además de ello, falta que se implementen muchas acciones en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), como por ejemplo que se celebre el primer mercado de Certificado de Energía Limpia (CEL) que si bien existe la obligación de los entes responsables de carga, aún no se ha publicado el manual de cómo funcionará. 

También está pendiente el manual de servicios conexos, el acuerdo de administraciones de despacho de centrales eléctricas y que se reactiven las subastas de largo plazo. 

En este último aspecto, sería bueno que la CFE pueda participar en conjunto con empresas privadas para subastar los proyectos en pesos mexicanos. Esto atraería inversiones nacionales ya que para los mexicanos no es competitivo comprar en dólares para luego vender en pesos. Además, el CENACE debería priorizar las zonas para las subastas a largo plazo, como las penínsulas de Baja California y Yucatán. 

También hace falta que se vuelvan a llevar a cabo las subastas de los derechos financieros de transmisión porque  sería benéfico para el estado y podría captar recursos para que se pueda desarrollar la infraestructura necesaria. 

Asimismo, debería echarse para atrás el último acuerdo de la CRE. Si bien la CFE quiere acreditar CELs de sus hidroeléctricas, los migraría al mercado de los IRECs para privilegiar los IRECs mexicanos. Esto ayudaría a que entremos en los estándares internacionales. 

Es importante que podamos integrarnos al mundo porque podríamos ser proveedores de los certificados de reducción de carbono no solo de México sino de Estados Unidos, Canadá y Europa. Nuestro objetivo debe ser exportar energía limpia a los países vecinos y a todo el mundo.

¿Para lograr esos objetivos, qué tan importante es acelerar este año el acuerdo de libre comercio entre la UE y México?

Es fundamental porque entra en vigor el primero de octubre de este año el CBAM (Carbon border adjustment mechanism) el mecanismo de ajuste fronterizo que prácticamente es un arancel disfrazado a los productos. 

Si no somos lo suficientemente hábiles para dotar de herramientas y de certidumbre jurídica a las inversiones que están en México y que exportan bienes y servicios a la UE, desafortunadamente, se desplazarán los productos mexicanos y se relocalizarán las inversiones en otros países donde si les permitan la reducción de emisiones. 

Es buena esta reunión que tuvieron Von der Leyen y López Obrador y es fundamental que se sientan las bases para que las pymes y grandes empresas mexicanas tengan las herramientas para realizar sus inversiones con un suministro sustentable.

¿Hay algún candidato de su interés que podría impulsar estas iniciativas?

Desde COPARMEX somos 100% apartidistas y altamente políticos. No apoyamos a ningún candidato o partido pero tampoco estamos en contra de ninguno. No obstante, es importante que el candidato tenga experiencia en el sector eléctrico y que tenga como objetivo encontrar el equilibrio en la matriz energética del país.

Vamos a hacer todo lo posible para poner en agenda el debate público para las elecciones del 2024 tanto a nivel municipal o estatal y que los candidatos se comprometan a impulsar las energías limpias. 

Ya perdimos inversiones en los últimos 5 años, por eso es fundamental que podamos retomar el camino y las inversiones por esta creciente demanda que tenemos cada año.

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Las energías renovables siguen a la alza en Chile. A pesar que actualmente el sector afronta una serie de complejidades en el sistema (insolvencias y costos marginales cero, por ejemplo), continúa el desarrollo y la construcción de nuevos proyectos. 

Actualmente, el país cuenta con una potencia instalada neta con base a tecnologías ERNC de 12.838 MW repartidos entre el Sistema Eléctrico Nacional (12795 MW), el Sistema Eléctrico de Aysén (31 MW) y en Magallanes (13 MW). 

Pero de acuerdo a un reporte del Ministerio de Energía, ese valor podría crecer exponencialmente en el corto y mediano plazo. ¿Por qué? Existen 104 emprendimientos energéticos en fase de construcción a nivel nacional entre propias centrales de generación, obras de transmisión y de hidrógeno verde, que en total representan cerca de USD USD 6.356 millones de inversión.

La mayor parte proviene de 79 parques renovables, ya que la concreción de un capital aproximado de USD 5656 millones sumarán aproximadamente 3767 MW de potencia al Sistema Eléctrico Nacional. 

Los principales aportes en términos de capacidad provienen desde plantas solares (53%; 1.986 MW) y eólicos (36%; 1.353 MW); mientras que las inversiones se encuentran lideradas por ambas tecnologías con USD 2.369 millones (42%) USD 1.633 millones (29%), respectivamente. 

Más de 500 MW renovables avanzan en el Servicio de Evaluación Ambiental de Chile

Por el lado del hidrógeno verde, el proyecto en cuestión es la planta piloto de descarbonización y producción de combustibles carbono neutral, de la firma HIF en la región de Magallanes. 

Dicho emprendimiento desembolsará USD 38 millones y contará con una turbina eólica de 3,4 MW y 8,8 kilómetros de línea de transmisión de media tensión, en pos de producir 2,5 toneladas de metanol por día y lograr una capacidad de almacenamiento de 77 m3 de metanol y 57 m3 de gasolina. 

Pero a ello se debe añadir que hay otras 61 centrales renovables en fase de prueba a lo largo de Chile, tanto utility scale como Pequeños Medios de Generación Distribuida (hasta 9 MW), por un total de 1624 MW, siendo .las solar  (69% – 1.123 MW) y la eólica (19% – 314 MW) las que más potencia aportarían al SEN. 

Las más significativas de ellas son el PSF Guanchoi, de 370 MW, ubicado en la región de Atacama y el parque fotovoltaico Andes II B (180 MW) en la zona de Antofagasta. 

En consecuencia, el Ministerio de Energía estimó que la capacidad eléctrica total podría ascender hasta los 33.173 MW (el 64% constituido por fuentes renovables) en el lapso de los próximos tres meses si los proyectos entran en operación comercial en tiempo y forma.

Sin embargo, también es cabe mencionar que para este año se había anunciado la incorporación de 5 GW de potencia renovable, pero hasta hasta la fecha sólo se añadieron 1,2 GW repartidos entre 3 parques eólicos y 3 solares de gran escala (386 y 695 MW), además de más de 25 PMGD por 140 MW. . 

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Desde el 2010, Celepsa asume un rol protagónico en la lucha contra el cambio climático, participando en el mercado de carbono, invirtiendo en ecosistemas y desarrollando soluciones energéticas integrales.

Hoy evidencian este compromiso al convertirse en la primera empresa generadora de energía de Perú en compensar el 100% de su huella de carbono corporativa desde el 2021.

En conversaciones con Energía Estratégica, Carlos Túpac Yupanqui, gerente comercial de compañía perteneciente al Grupo UNACEM, explica los principales desafíos que se vienen por delante y las proyecciones a futuro.

¿Cuáles son las expectativas, retos y objetivos de venta de Celepsa para 2023?

Continuaremos fortaleciendo nuestro portafolio de generación con el desarrollo de proyectos de crecimiento y soluciones energéticas para nuestros clientes de la cartera de PPAs. En ese sentido, estamos robusteciendo nuestra oferta comercial complementando la energía carbono neutral que vendemos a nuestros clientes con servicios de descarbonización que respondan a la crisis climática que vivimos y sus compromisos corporativos.

En cuanto al sector eléctrico peruano, es un año particularmente retador para todo el sistema eléctrico debido al incremento intermitente de los costos marginales (Spot) del mercado mayorista de electricidad, situación que no se presentaba desde hace 10 años. Por nuestra parte, tenemos una estrategia sostenible para mitigar dicho riesgo Spot.

¿Están trabajando más en proyectos residenciales o industriales?

No atendemos segmento residencial o de consumidores de bajos volúmenes de energía, nos enfocamos en el segmento de grandes clientes eléctricos, industriales o no industriales.

Los proyectos que trabajamos con nuestros clientes buscan solucionar problemas específicos de costos, eficiencia operativa, de calidad o de crecimiento. Proporcionamos soluciones energéticas con una mirada integral, evaluando la factibilidad técnica y económica de los proyectos.

¿Están demandando cada vez más almacenamiento de energía?

Si bien es una tecnología todavía muy inmadura en el mercado peruano, se observa un mayor avance en la implementación de baterías para centrales eléctricas.

Estamos próximos a poner en marcha un sistema de almacenamiento BESS de 2 MWh de capacidad dentro de las operaciones de nuestro cliente UNACEM Perú. Normalmente este tipo de proyectos son financiados con los presupuestos de CAPEX que tienen los clientes o con el financiamiento directo de CELEPSA.

¿De qué se trata el nuevo centro de control inaugurado recientemente? ¿En cuánto mejorará el servicio a sus clientes?

Es una plataforma única en el mercado eléctrico peruano, por su modernidad y por su filosofía operativa. Hemos reunido la capacidad de operar remotamente centrales hidroeléctricas, así como gestionar termoeléctricas en tiempo real.

El nuevo centro de control le sirve al Sistema Eléctrico Nacional y también a nuestros clientes. Resolvemos todas sus consultas en el primer nivel de atención, coordinamos la operación de la autogeneración y monitoreamos los principales indicadores económicos y comerciales del mercado.

Esta nueva plataforma también nos servirá para gestionar las soluciones energéticas de nuestros clientes y gestionar la operación de nuestro crecimiento futuro en energías renovables no convencionales.

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SOFAR, el principal proveedor global de soluciones de PV y ESS, fue visitado recientemente por el Director Comercial Internacional de PVO, Hans Ekelmans, y el Gerente de Adquisiciones, Erwin Damen, en la nueva base de fabricación de la empresa en Huizhou.

La primera fase de la última fábrica inteligente y digital de SOFAR cubre un área de más de 110 mil metros cuadrados, con una inversión total de casi 800 millones de yuanes chinos.

Después de entrar en pleno funcionamiento, se espera que la capacidad de fabricación anual de productos solares y de almacenamiento agregue más de 1 millón de unidades.

La nueva fábrica es un complejo colosal que cuenta con tecnologías de vanguardia en robotización y automatización. Está diseñada explícitamente para fabricar de la manera más eficiente y presenta soluciones optimizadas en ingeniería laboral.

Más tarde, Erwin Damen hizo comentarios en su blog. Está convencido de que el control de calidad es la máxima prioridad para SOFAR, y todos los inversores pasan por un riguroso y exhaustivo control del 3×100% antes de salir de la fábrica. Primero, cada nuevo inversor se somete a una verificación de máquina de diagnóstico, asegurando que todos los componentes estén correctamente conectados.

Luego, se prueban los inversores para ver cómo funcionan en situaciones prácticas. Finalmente, cada inversor pasa por otra prueba de diagnóstico antes de salir de la fábrica. Los controles de calidad de SOFAR garantizan que la tasa de fallas esperada después de la instalación se reduzca al mínimo absoluto, brindando a los clientes una solución energética sin complicaciones.

Durante la visita, PVO International quedó impresionada por el procedimiento de producción eficiente, los empleados profesionales y bien capacitados, y el equipo de gestión completamente motivado.

En la recientemente concluida Intersolar 2023, SOFAR y PVO International firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU) de 500 MW. Bajo este acuerdo, ambas partes trabajarán juntas para ofrecer soluciones de energía solar y almacenamiento para todo tipo de escenarios a clientes de todo el mundo.

Allen Cao, Jefe de SOFAR Europe, cree que esta visita ofrecerá a los socios globales una emocionante oportunidad de observar de cerca los procesos de producción modernizados de la empresa.

«Confiamos en que nuestra nueva fábrica es una revolución innovadora en la fabricación inteligente, perfectamente diseñada para el futuro de emisiones netas cero. Nuestra asociación con PVO International marca un hito significativo en el apoyo al objetivo compartido de facilitar una transición limpia hacia una sociedad más verde que garantice el acceso equitativo a una energía asequible, confiable y sostenible», agregó.

Acerca de PVO International Somos PVO International, la organización líder en adquisiciones para todos los productos relacionados con sistemas de energía solar.

PVO maximiza la creación de valor al superar al mercado en volumen, calidad y rapidez. Desde 2014, PVO y sus socios se han comprometido por completo a proporcionar todo lo necesario para acelerar la transición energética.

Como parte del grupo DCC, cotizado en bolsa, PVO International es sólida y puede alcanzar más rápido sus ambiciones internacionales y metas de transición energética. PVO International suministra sus productos a clientes en los sectores de energía utility, comercial, industrial y residencial en toda Europa. Juntos, tenemos el poder de marcar la diferencia.

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder a nivel mundial de soluciones de energía solar y almacenamiento y está comprometido a ser líder en soluciones de energía digital con una cartera integral que incluye inversores PV, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de baterías, almacenamiento de energía central y soluciones de gestión energética inteligente para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales, así como a gran escala.

Para 2021, SOFAR entró en el TOP 5 de las marcas globales de inversores híbridos, estableció una red global de I+D con tres centros de investigación y desarrollo y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10 GW para inversores de PV y 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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Grenergy ha firmado un contrato de venta de energía a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés) para suministrar en Chile unos 140 GWh anuales durante un periodo de 12 años a una empresa utility internacional, con calificación crediticia de Investment Grade y presencia en el mercado chileno. 

En concreto, Grenergy proveerá un total de 3,4 TWh procedentes de su planta solar Gran Teno, una vez entre en operación el activo que está ubicado en la provincia de Curicó, próxima a Santiago de Chile. Este anuncio se suma al acuerdo que ya tenía la compañía sobre Gran Teno, con lo que la energía contratada anual de este parque sumaría unos 285 GWh.

Gran Teno es, con una potencia de 241 MW, el mayor parque solar de Grenergy. Está previsto que, una vez se ponga en marcha, más de 136.000 hogares se abastezcan de la energía procedente de esta infraestructura, que evitará la emisión de más de 147.000 toneladas de CO2 al año.  

La compañía cuenta con una dilatada experiencia en el mercado chileno, en el que suma más de 60 plantas conectadas, lo que le ha posicionado como el principal del país. Actualmente, construye en este mercado 500 MW y desarrolla 3,3 GW entre solar y eólico y 4 GWh de proyectos de baterías.

Gran capacidad para generar contratos a largo plazo

Este hito pone de relieve la capacidad de la compañía para firmar importantes contratos de suministro a largo plazo. Muestra de ello son los recientes acuerdos alcanzados con clientes de sectores diversos como es el caso de Galp, Amazon, LyondellBasell o Celsia. Grenergy cuenta en la actualidad con un total de 1,4 GW de potencia contratada a largo plazo en España, Colombia y Chile, y negocia otros 1,5 GW en distintos mercados.

“Estamos muy orgullosos de que importantes multinacionales de industrias muy distintas nos sigan eligiendo como socios a largo plazo para proveerles de energía verde y colaborar así en la descarbonización de la economía. Este acuerdo subraya la solidez de Grenergy e impulsa su crecimiento en un mercado clave como es el chileno», afirmó el CEO de Grenergy, David Ruiz de Andrés. 

Cabe destacar que la compañía española creada en 2007, productora independiente de energía a partir de fuentes renovables, fundamentalmente fotovoltaica, eólica y almacenamiento, cotiza en la bolsa española desde el año 2015.

Su modelo de negocio abarca todas las fases del proyecto, desde el desarrollo, pasando por la construcción y la estructuración financiera hasta la operación y mantenimiento de las plantas. La compañía cuenta con una plataforma global de más de 14 GW en varias etapas de desarrollo en los once países donde opera en el mercado europeo (España, Italia, Alemania, Polonia y Reino Unido), norteamericano (Estados Unidos) y latinoamericano (Chile, Perú, México, Argentina y Colombia).

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Con la vista puesta en la descarbonización de la economía en Perú, el hidrógeno verde se reconoce como una palanca clave en contextos de consumo masivo de energía. 

Sus aplicaciones pueden fortalecer la independencia energética, mitigar los desafíos de la variabilidad de los sistemas renovables, favorecer la diversificación económica de un territorio y contribuir a su desarrollo socioeconómico.

Si bien en Latinoamérica la producción del vector energético se encuentra en etapas iniciales por sus altos costos y la necesidad de inversión en infraestructura, el primer estudio nacional realizado en el 2021 por la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) posiciona al país como un posible líder mundial por su alto potencial renovable, y su ubicación geográfica estratégica en el Cono Sur. 

Bajo esta premisa, identifica potenciales Hubs de hidrógeno verde en el sur del país, a través de un estudio realizado junto a Moquegua Crece, alianza pública-privada que está comprometida con el desarrollo socio económico de la región y que es impulsada por Anglo American, el Gobierno Regional de Moquegua, MC Inversiones, ENGIE Energía Perú y la corporación internacional financiera – IFC.

Estudio-Valle-H2V-Sur-Peru-2023

El reporte expone que la zona costera y altiplánica del Perú presenta un recurso eléctrico renovable atractivo para la producción de H2 y proyecta una disminución del 25% de los precios de electricidad para el 2050. 

Ante estas cifras, se identifica un potencial “Valle del hidrógeno sur” conformado por las regiones Ica, Arequipa, Moquegua, Tacna y Puno, donde se podrían desarrollar hasta seis hubs de producción de hidrógeno verde para satisfacer la demanda local y generar un nuevo mercado de exportación. 

El objetivo es que este “Valle de Hidrógeno” consolide segmentos de demanda y producción dentro de esta zona geográfica específica cubriendo  la cadena de valor completa: producción, almacenamiento, distribución, y uso final.

“El excelente potencial solar con factores de planta rondando el 30%, junto con decrecientes precios de electricidad (40 – 55 USD/MWh) generan las condiciones óptimas para tener un costo del hidrógeno competitivo (2.0 – 3.5 USD/kg H2) en Moquegua (Hub)”, precisa el reporte.

De esta forma, el precio del vector energético producido en Moquegua y puesto en países como Estados Unidos, Japón o Alemania resulta competitivo comparado con la producción en sitio en el destino (sin subsidios). 

Sumado a esto, la minería y manufactura como principales actividades industriales generan una demanda suficiente de hidrógeno que permite aprovechar los beneficios de las economías de escala de la cadena de valor (30 – 300 kton H2/año).

Además, la investigación explica que Moquegua posee alternativas para obtener agua para la producción de hidrógeno, tales como el uso de agua de mar desalinizada, o el uso de aguas residuales tratadas. 

“El consumo de agua para la producción de hidrógeno no es significativo si se compara con el consumo de otras industrias como la agricultura o minería. Por ejemplo, para producir 320 kton H2/año se requieren alrededor de 0.45 m3/s de agua”, asevera el informe.

Según el estudio, a largo plazo, toda esta nueva economía de hidrógeno podría generar en Moquegua entre 3,400 a 74,000 empleos directos y entre 800 a 4,000 MUSD de PBI adicional como mínimo.

Cabe destacar que el ecosistema del hidrógeno verde se ha desarrollado desde hace dos años a través de H2 Perú, y ya se están identificando aplicaciones de implementación a corto plazo, como por ejemplo grúas horquilla, buses urbanos, camiones de alto tonelaje para el transporte de mercancías y electrificación de comunidades aisladas, en otras opciones.

Algunas de estas opciones ya se encuentran en etapa de evaluación por parte de actores privados de la región de Moquegua, y Moquegua Crece se propone acompañarlos así como las instituciones locales, realizando estudios sobre elementos fundamentales de la cadena de valor del hidrógeno.

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El Directorio del Banco Mundial aprobó tres nuevos préstamos para Argentina, por un total de USD 900 millones, que estarán destinados a financiar obras de infraestructura, ampliar el acceso a la energía limpia y mejorar la cobertura de servicios de salud de calidad, y que los tres serán de margen variable, reembolsables en 32 años y con un período de gracia de 7 años. 

“Con el foco puesto en acciones de mitigación y adaptación al cambio climático, estaremos llevando adelante proyectos de infraestructura para mitigar los efectos de eventos climáticos extremos como las inundaciones en el Norte Grande argentino, así como también proveer de más y mejores herramientas que contemplen el uso eficiente de la electricidad de las familias argentinas”, sostuvo Sergio Massa, ministro de Economía Argentina.

“Estamos acompañando a la Argentina con inversiones que ayuden a reducir su vulnerabilidad climática frente a las inundaciones y que permitan avanzar en la transición energética, de la mano de energías limpias y de una mayor eficiencia”, afirmó Marianne Fay, directora del Banco Mundial para Argentina, Paraguay y Uruguay. 

Puntualmente, para ampliar el acceso a energía limpia y promover las medidas de eficiencia energética en comunidades vulnerables, el Banco Mundial destinará USD 400 millones para el proyecto “Energía Limpia para Hogares y Comunidades Vulnerables”, que prevé beneficiar a 200.000 personas en áreas rurales remotas

¿Cómo? Ya sea mediante la construcción y/o renovación de mini-centrales con generación renovable y según la opción de mínimo costo en hogares aislados; o con la provisión e instalación externa e interna de sistemas solares (térmicos, eléctricos o de bombeo de agua) y eólicos individuales en viviendas y servicios públicos rurales dispersos, como por ejemplo escuelas, centros de atención primaria de la salud, puestos de frontera y controles viales, entre otros. 

También se apoyará a clubes de barrio y centros comunitarios en la compra e instalación de equipos de iluminación eficientes que ayudarán a reducir el consumo de electricidad y ahorrar dinero, de tal manera que se espera alcanzar la meta de 2500 instituciones hacia el año 2029. 

¿Cómo? Ya sea mediante la construcción y/o renovación de mini-centrales con generación renovable y según la opción de mínimo costo en hogares aislados; o con la provisión e instalación externa e interna de sistemas solares y eólicos individuales

Y tal como adelantó Energía Estratégica a principios de junio, este préstamo surge en parte a raíz del gran desempeño con que cerró el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales II durante el 2022. 

En dicho año, el PERMER batió récords históricos al adjudicar 8 licitaciones (44% de toda la historia del programa) por un monto total de USD 64.608.921 (un 46% de lo adjudicado los últimos siete años), cifra que implica un aumento del 150% respecto al monto adjudicado en 2021, correspondiente a U$D 25.700.662. Mientras que ese total de obras adjudicadas tendrá un impacto positivo en 81.693 pobladores rurales dispersos en 22 provincias del país.

Cabe recordar que el PERMER se mantuvo en vigencia gracias a un préstamo del Banco Mundial, el cual fue prorrogado entre fines del 2020 y principios del 2021 hasta mediados del año pasado. Pero desde la finalización de ese financiamiento hasta la actualidad, no hubo nuevas licitaciones. 

Pero según pudo averiguar este portal de noticias, ya se trabaja en retomar ese fructífero camino y, si hubiera un nuevo préstamo ya se pretende trabajar las instituciones públicas en redes eléctricas deficitarias para garantizar la energía necesaria para cumplir con el servicio. 

Como también aumentar la potencia máxima de los hogares y la energía del banco baterías en pos de con dos versiones re-potenciadas para tales segmentos: un sistema de 300-400 W y otro de 700-800 W de capacidad. 

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó el capítulo referido a la Declaración de Costos Variables de la Norma Técnica de Coordinación y Operación (NTCyO), la cual instaura las exigencias, procedimientos, metodologías y condiciones de aplicación con las que se regirá el proceso de coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional. 

Además, el objetivo del capítulo es establecer las disposiciones aplicables a las declaraciones de costos, que cada coordinado del SEN deberá presentar al Coordinador, tanto para las generadoras térmicas como para las que tengan recursos gestionables.

De igual manera, se regulan las funciones, obligaciones y atribuciones del CEN, a fin de resguardar la completitud, trazabilidad y veracidad de la información proporcionada por los coordinados en las declaraciones de costos mediante los procesos de verificación de declaraciones y auditorías.

“Es la última etapa de la pirámide normativa porque ya tenemos la ley y el reglamento (aprobado en 2019). Aunque más que la expectación por la importancia de la norma, es importante porque se demoró mucho”, señaló Teresita Vial Villalobos, abogada en regulación eléctrica en ACU Abogados, durante una conversación con Energía Estratégica. 

“A partir de ahora sí se define cómo deben informar y calcular los costos variables (CV) las centrales en cuestión. Es decir que da ciertas luces de cuáles serán considerados costos y, en una modelación de un proyecto, se podrá calcular cuál será el CV y cómo el Coordinador lo incorporará al SEN” agregó. 

“Es un proceso que no se había actualizado desde la creación del Coordinador (a parte del GNL) y que permite declarar costos que hoy no se consideran. Además establece reglas para costos como los de partida que son relevantes si se quiere aportar flexibilidad al sistema”, complementó Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal. 

¿Cómo impacta en las energías renovables? Si bien este capítulo no acapara directamente a las ENRC, sí lo hace con los proyectos que posean recursos gestionables, tales embalses, parques híbridos con capacidad de almacenamiento, sistemas de baterías o centrales de concentración solar de potencia. 

De todos modos, la abogada en regulación eléctrica en ACU Abogados descartó que esta norma técnica modifique el panorama para la primera y única primera Licitación de Suministro del año, con la que se prevé abastecer los consumos de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir de los años 2027 y 2028 hasta 2046 y 2047, respectivamente.

Y cabe recordar que esa convocatoria acarrea cambios en la segmentación zonal y beneficios para el almacenamiento de energía, entre otras cuestiones, mientras que el lanzamiento está previsto para julio y la presentación de ofertas para diciembre de 2023.

El Ministerio de Energía de Chile puso a consulta un nuevo reglamento de potencia

“Es parte de un rompecabezas en el que faltan otras piezas. Como se atrasó tanto la publicación y dividida la norma, hasta no tener el puzzle completo, es difícil decir si impacta o no, pero da más claridad a temas que no lo estaban”, remarcó Teresita Vial Villalobos. 

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Continúan las repercusiones del megaevento de Future Energy Summit en el Caribe. Allí, expertos de la industria analizaron aquellos temas que consideran de impacto para el crecimiento del parque energético en República Dominicana y resto de la región.

Entre ellos, Héctor Herrera, gerente de diagnóstico y mantenimiento de la empresa Inproca, brindó una entrevista exclusiva en la que se refirió a la importancia del correcto mantenimiento de sistemas eléctricos vinculados a proyectos de energías renovables.

Según explicó el ejecutivo, los principales retos de mantenimiento de sistemas de tecnologías como eólica y solar parten de problemáticas de la disponibilidad de generación en el sistema y se extienden al mantenimiento de cada uno de sus componentes.

“Como sabemos en todo sistema de generación se busca mucho la productividad y con ella la confiabilidad. El mantenimiento es el principal aliado de la confiabilidad. Por lo tanto, tenemos que adecuar que esa producción no se vea muy lastimada por los programas de mantenimiento”, indicó.

Ejemplificando un caso de la práctica del mantenimiento, advirtió que en el caso de la energía solar se suele optar por mantenimientos en horarios de poco sol, lo que presenta también un reto porque las condiciones ideales para diagnóstico y mantenimiento son precisamente las horas en las que se registra la mayor temperatura y menor humedad relativa.

“Los retos de mantenimiento también vienen por el gran crecimiento del activo cables de alta tensión y de media tensión”, añadió el gerente de diagnóstico y mantenimiento de Inproca.

Siguiendo la explicación del especialista, los sistemas de energías renovables tienen muchos cables que deben ser diagnosticados y representa un reto al momento de realizar la prueba y el diagnóstico de estos activos, porque un proceso que requiere muchas veces una desconexión que no siempre es tan sencillo como lo pudiera ser si se tratara de un transformador o de una subestación en aire.

En estos temas, Inproca acumula 20 años de expertise no sólo en el mercado dominicano sino también extendiéndose a otros países de Centroamérica y el Caribe. Es así que, en la región ofrece soluciones específicas desde distintos departamentos que están enfocadas en atender ese tipo de mantenimientos incluyendo todo lo que tiene que ver con diagnóstico de subestaciones, con mantenimiento general en sistemas fotovoltaicos o sistemas de energía solar, eólica, entre otras.

Inproca además cuenta con un laboratorio a través del cual ofrece un diagnóstico confiable de los principales activos que conforman el parque energético y análisis de aceite dieléctrico (ver más). Al respecto, desde la compañía adelantaron que este laboratorio va camino a la acreditación de la normativa ISO/IEC 17025 garantizando el cumplimiento de altos estándares de calidad en sus análisis.

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En el estado mexicano de Nuevo León, especialmente en el norte, hay un potencial significativo para el desarrollo de parques eólicos a gran escala por sus constantes vientos.

Aunque es un hecho que en los últimos años los proyectos de utility scale se han visto frenados principalmente por las cancelaciones de subastas de la actual gestión en todo el país, especialistas vislumbran un fuerte interés por invertir en esta matriz en Nueva León, de cara a las elecciones que se llevarán adelante el 2 de junio de 2024.

En efecto, Eduardo Sanchez, director general de la Agencia de Energías Renovables del Gobierno del Estado de Nuevo León explica a Energía Estratégica el creciente interés de los inversores por el nearshoring y como están trabajando para detonar esta industria.

“En el estado hay 823 MW de capacidad instalada de generación. El 96% son proyectos eólicos y solo tenemos un parque solar de 30 MW al sur del estado. Si bien el último proyecto que se incorporó a la red fue en 2021, hemos visto en los últimos meses un apetito nuevamente de desarrolladores para la instalación de nuevos proyectos en Nuevo León”, afirma. 

Según el experto, como estado tienen una ruta energética, donde buscan la manera ideal para que los proyectos renovables se puedan detonar en zonas estratégicas donde el dimensionamiento sea el correcto y la infraestructura lo permita .

En efecto, llevan adelante un estudio en el cual identifican las zonas de mayor potencialidad para proyectos de gran escala en el estado y buscan generar las condiciones en estos municipios en materia de infraestructura para que esta no sea una limitante.

“El objetivo principal de la agencia es lograr la transición energética. Sabemos que los permisos para la mayor cantidad de los proyectos se otorgan a nivel federal y que a nivel estatal estamos un tanto restringidos en lo que podemos hacer”, reconoce Sánchez.

“No obstante, seguiremos apostando en empujar una mejor planeación de la demanda, profesionalizar el sector para que oferten productos y servicios de calidad y generar las condiciones para la inversión”, asegura.

El especialista revela que hay proyectos a gran escala de gran inversión que buscan realizar la manufactura de proyectos solares o eólicos que están en prospección.

“Empresas que se dedican a dar operación y mantenimiento de parques eólicos o que buscan manufacturar componentes para las torres eólicas han tenido acercamiento aquí en el estado. Identificamos qué componentes se pueden manufacturar para ser más competitivos y atraer inversiones”, destaca.

De esta forma, Sánchez concluye: “Si vemos en el estado es que existe la demanda de usuarios que buscan migrar su energía a fuentes renovables. Entonces hay que explotar ese apetito por invertir e integrar la cadena de valor en Nuevo León para potenciar el crecimiento de la industria renovable que hemos visto en estos meses”.

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El Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) de Brasil analiza un nuevo financiamiento para la transición energética del país, entre lo que se incluiría el avance tecnológico de proyectos de hidrógeno verde. 

“Queremos incentivar la industria de electrolizadores, amoníaco verde, química verde, combustibles bajos en carbono y estamos considerando políticas para eso”, aseguró Luciana Costa, directora de Infraestructura, Transición Energética y Cambio Climático del BNDES durante un evento. 

Y según informó, la cartera de inversiones en infraestructura de dicha índole podría superar los R$ 47 mil millones (cerca de USD 9,7 mil millones), lo que representaría un crecimiento de la cartera financiera del banco en aproximadamente un 10% con respecto al 2022. 

Asimismo, la especialista planteó como atractiva la posibilidad de que existan subsidios “inteligentes y focalizados” en diversos rubros energéticos, abriendo la puerta a un nuevo plan que favorezca al H2V y futuras licitaciones de dicho vector, similar al Programa de Incentivo a Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (PROINFA) por el cual se agregaron 1,3 GW de capacidad eólica al sistema interconectado brasileño mediante tarifas del tipo feed-In y contratos PPA.

“Esto ya lo hicimos con las energías renovables post-apagón y lo hicimos bien. Pero el coste de la energía del hidrógeno verde es más caro que el de los hidrocarburos y vamos a necesitar nuevos incentivos”, señaló Luciana Costa. 

Aunque para catalizar tal apoyo, la directora de Infraestructura, Transición Energética y Cambio Climático del BNDES remarcó la “necesidad” de contar con legislaciones acordes para todas las variantes tecnológicas y apuntó principalmente a la eólica marina y el almacenamiento de energía, considerando que ya se planifica subastas para la concesión de autorizaciones en aguas jurisdiccionales de Brasil para empezar los estudios ambientales de proyectos offshore. 

“La legislación estadounidense está más avanzada que la nuestra y ahora tenemos que tener política pública, regulación y dar seguridad a la inversión privada”, sostuvo. 

Estas declaraciones llegan pocos días después de que el Ministerio de Minas y Energía confirmara el lanzamiento de un master plan de descarbonización de la Amazonia y de que Luiz Inácio Lula da Silva ratificara el compromiso del país con la transición energética y la mitigación del cambio climático. 

Lula da Silva: “Estamos apostando por el hidrógeno verde en todos los estados del Nordeste”

Aunque cabe recordar que el gobierno de Lula da Silva tomó el control del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social a comienzos de este año, y desde aquel entonces la entidad financiera apostó con más fuerza en proyectos de generación renovable. 

Además de que se busca impulsar inversiones en empresas que actúen en el mercado libre de energía – hoy con gran parte de la operación en empresas de alto consumo industrial.

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Sonnedix, productor internacional de energía renovable, ha iniciado operaciones de su planta solar fotovoltaica Sonnedix Meseta de los Andes en Chile. Esta planta de 160MW es el mayor proyecto solar fotovoltaico en Chile Central y el segundo mayor proyecto de la compañía a nivel mundial. 

La construcción de Sonnedix Meseta de los Andes comenzó en junio de 2021, abarcando alrededor de 250 hectáreas dentro de la Región de Valparaíso de Chile, en las comunas de Calle Larga y Los Andes. Durante su fase de construcción, Sonnedix generó 300 puestos de trabajo locales, en línea con su compromiso con el desarrollo social y económico de las comunidades en las que opera. La planta se completó en abril de 2023, conectándose al sistema energético nacional el 17 de febrero de 2023. 

El 22 de junio, Sonnedix Chile organizó un pequeño evento para celebrar la finalización de este proyecto, acompañado por representantes del Directorio de Sonnedix.

Durante el evento, el Presidente de Sonnedix Chile, Sergio del Campo, destacó que «durante su primer año, Sonnedix Meseta de los Andes generará aproximadamente 386.750MWh, abasteciendo a más de 180.000 hogares chilenos y evitando alrededor de 160.000 toneladas de CO2». 

«La construcción de un proyecto como Sonnedix Meseta de los Andes es testimonio de nuestra fuerte ambición de convertirnos en un actor clave en la transición energética en Chile, y en todo el mundo«, complementó Axel Thiemann, CEO de Sonnedix.

«El año pasado iniciamos nuestro camino hacia la hibridación en Chile con la adquisición de la plataforma Arco Energy, incluyendo proyectos eólicos en nuestra cartera, y actualmente tenemos casi 1,6GW de desarrollo [total renovable] en cartera en el país. Esto demuestra nuestro compromiso a largo plazo con el mercado chileno, donde pusimos un pie hace ocho años y ahora somos un actor principal en su viaje de transición energética», agregó. 

«La finalización de este proyecto representa nuestro firme compromiso hacia nuestros accionistas y stakeholders, y nuestro compromiso de suministrar electricidad limpia constante y fiable a las comunidades en las que operamos», dijo Carlos Guinand, Executive Chairman de Sonnedix.

«También representa los esfuerzos y el fenomenal trabajo en equipo de nuestros empleados y socios, que se unen para entregar proyectos de energía renovable de alto rendimiento como Sonnedix Meseta de los Andes, impulsados por un propósito compartido: alimentar un futuro brillante», continuó.

Sonnedix cuenta actualmente con más de 2,3GW de capacidad total en Chile, de los cuales casi 700MW representan aproximadamente 30 proyectos operativos. Y con una capacidad global de más de 9GW, la firma continúa su trayectoria de crecimiento sostenible a través de la adquisición, desarrollo y conversión de proyectos solares, eólicos y de almacenamiento, en Chile y otros mercados de la OCDE.

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Este miércoles 28 de junio, Grupo Energía Bogotá (GEB), y Enlaza, su filial que el gestiona sus activos de transmisión eléctrica en Colombia y desarrolla este tipo de proyectos, anunciaron que finalmente han acordado con las 235 comunidades étnicas certificadas para finalizar el largo proceso de consultas previas que comenzaron años atrás.

El proyecto Colectora I a 500 kilovoltios (kV) comprende la construcción de la nueva subestación Colectora, la ampliación de las subestaciones Cuestecitas y La Loma y la construcción de dos líneas de transmisión en el tramo Colectora – Cuestecitas (228 kilómetros) y Cuestecitas – La Loma (247 kilómetros), que suman 475 kilómetros.

De los 9 proyectos eólicos, por 1584 MW, adjudicados durante el año 2019 en las subastas a largo plazo de energías renovables y la de Cargo por Confiabilidad, los emprendimientos Casa Eléctrica (180 MW) y Apotolorru (75 MW), de AES Colombia; y Tumawind (208 MW) y Chemesky (99 MW), de Enel, necesitan de esta línea para despachar su energía limpia.

Si bien los emprendimientos suman una potencia de 562 MW, la línea será capaz de transportar energía equivalente a una capacidad de 1.050 MW, con la que se podría atender cerca del 10 por ciento de la demanda de energía eléctrica del país, según informó la propia empresa.

«Iniciaremos próximamente la fase constructiva en el tramo Cuestecitas – La Loma en donde surtimos el trámite de 12 consultas previas que se realizaron con los pueblos de la Sierra Nevada de Santa Marta: koguís, arhuacos, wiwas y kankuamos los pueblos yukpa, y los consejos comunitarios afrocolombianos localizados en La Guajra y Cesar y que están incluidas dentro del total de las 236 consultas realizadas”, destacó Fredy Zuleta, gerente General de Enlaza.

Y resaltó: “Nuestro compromiso es dejar huella en los territorios, y de la mano con las comunidades, haremos en ambos tramos una inversión social total superior a 40.000 millones de pesos, que veremos reflejados en iniciativas sociales, educativas recreativas, de embellecimiento de espacios comunitarios y de fomento al emprendimiento local, a la agricultura y al rescate cultural y de la memoria y las costumbres regionales”.

👏 Queremos expresar nuestro agradecimiento a las 235 comunidades con las que sacamos adelante las consultas previas del proyecto Colectora a través de un diálogo transparente, así como a @MinEnergiaCo y @MinInterior por ser facilitadores y favorecer el cierre del proceso. https://t.co/JmW4lmOy8J

— Grupo Energía Bogotá (@GrupoEnergiaBog) June 28, 2023

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El gobierno anunció una lista de consenso para las próximas elecciones de Argentina. Sergio Massa, actual ministro de Economía de la Nación, será el candidato a presidente por Unión por la Patria y estará acompañado como candidato a vice por Agustín Rossi, actual jefe de Gabinete y jefe del bloque de diputados oficialistas durante gran parte de los gobiernos kirchneristas. 

Esta posible reestructuración de gobierno pone en la mira la forma en la que se reordenará la cartera energética del país y las iniciativas que tendrán prioridad en el futuro en caso que triunfe la considerando que hoy en día la Secretaría de Energía de la Nación se encuentra bajo la órbita del Ministerio de Economía. 

«Tenemos que redefinir nuestra matriz energética y hacer lo que tenemos que hacer, sin miedo al lobby y las presiones, a los amigos del poder”, se posicionó Massa previo a las elecciones del 2019, año en el que decidió sumarse al Frente de Todos (actualmente Unión por la Patria)

Pero esa no fue la primera vez que el intendente de Tigre mencionó su interés por mitigar el cambio climático y apostar al desarrollo de las fuentes renovables de generación, dado que el Frente Renovador (fuerza política que él fundó) apoyó todas las leyes que se discutieron en el parlamento a favor del sector.

Uno de los principales ejemplos fue el voto a favor de la Ley N° 27.424 de generación distribuida que impulsó el oficialismo; o mismo su ratificación hacia el rumbo de la Ley N° 27.191 hacia 2025 al remarcar la necesidad de que el 20% de la energía tenga origen en energía renovable”.

Tenue lugar para las renovables en el plan energético de gobierno de Milei

Ya el plano más reciente, durante su gestión como titular del Palacio de Hacienda de Argentina (desde julio 2022) se modificaron las autoridades en la Sec. de Energía. Tras la salida de Darío Martínez se confirmó el arribo de Flavia Royón (previamente muy vinculada al litio y la sustentabilidad en la minería en Salta), como también en la propia Subsecretaría de Energía Eléctrica con la llegada de Santiago Yanotti en lugar de Federico Basualdo. 

Mientras que en materia de energías renovables, el sector volvió a contar con una nueva licitación tras casi cinco años desde la última ronda del Programa RenovAr. En este caso fue la convocatoria RenMDI para proyectos de generación (con o sin almacenamiento), donde hubo más de 200 ofertas y que actualmente se encuentra en curso y que el próximo 6 de julio se definirán los adjudicatarios de los 620 MW disponibles. 

Más de 90 proyectos podrían ser los ganadores de la licitación RenMDI: ¿Quiénes son y a qué precio?

Además, en este último año, el Ejecutivo también avanzó en la puesta en marcha del Plan Federal de Transporte Eléctrico III y en presentarle al Congreso de la Nación su proyecto de ley de Economía del Hidrógeno de bajas emisiones. 

Sin embargo, todavía existen ciertas cuestiones negativas o que aún no terminaron por resolverse y que desaceleran el avance hacia una matriz más sustentable, tales como la falta de capacidad de transporte en el SADI o la dificultad para importar equipos de generación solar o eólica, que a su vez retrasan aún más el cumplimiento de los objetivos de Ley N° 27191. 

De igual manera, la iniciativa del H2 que arribó al Poder Legislativo no sólo brinda beneficios al vector energético producido con renovables, sino que también da guiños al gas y la energía nuclear y exige un contenido mínimo nacional para el desarrollo de tales emprendimientos. Puntos que ya fueron criticados por la industria vinculada al hidrógeno. 

Lo que sí se sabe es que, al menos en anteriores elecciones, Massa siempre se mostró a favor de las energías renovables, en que el “compromiso con el medio ambiente debe ser una política de Estado”, al igual que la energía, y que ésta “no debe ser modificada por un cambio de gobierno”. Aunque habrá que esperar si mantiene esa postura o si cambia de rumbo tras las elecciones.

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Si bien la producción del hidrógeno verde aún está en una etapa inicial en Latinoamérica por las altas inversiones que se necesitan en infraestructura y tecnología para escalar su producción a gran escala, el potencial de la región en términos de recursos naturales y su compromiso con la transición energética hacen que el vector energético sea una opción prometedora en el futuro.

Bajo esta premisa, Romina Esparza Almaraz, directora de Desarrollo de Negocios MX, CAM y el Caribe de Black and Veatch, empresa global dedicada a la ingeniería, procura, consultoría y construcción de proyectos renovables habló del atractivo que existe en la región para la generación y comercialización de hidrógeno verde.

«Latinoamérica se compone de muchos países con mercados muy diferentes. Vemos mucho avance en las condiciones para generar hidrógeno verde en países como Chile. Allí tenemos muchos clientes que están avanzando en esa materia y estamos haciendo acercamientos”, aseguró a Energía Estratégica durante el evento Future Energy Summit  realizado en República Dominicana. 

“También estamos trabajando en proyectos en EEUU en combustibles alternativos para la aviación que, de resultar exitosos, se tiene un plan de hacer cascadeo a países como México, Argentina y Colombia”, agregó.

Asimismo, con vasta experiencia en la generación del vector energético, Black & Veatch fue seleccionado como proveedor de servicios llave en mano del proyecto Advanced Clean Energy Storage (ACES) en el estado de Utah EE.UU., instalación pionera en la producción y almacenamiento de hidrógeno limpio.

En tanto al megaproyecto, Esparza Almaraz detalló: “Se van a convertir 220 MW de energía renovable a 100 toneladas de hidrógeno verde lo cual resulta en una capacidad de 300 GW hora de almacenamiento. Esas 100 toneladas de hidrógeno que se generarán al día se van a almacenar en unas cavernas de sal”. 

“Este hub de hidrógeno será uno de los más grandes del mundo. Entonces es un proyecto insignia que va a marcar la pauta para que se desarrollen otros proyectos de hidrógeno en Latinoamérica”, afirmó.

A su vez, la experta habló del interés de sus clientes por desarrollar proyectos provenientes de otras fuentes renovables.

“La construcción de proyectos eólicos y solares es una tendencia masiva que no va a parar. De los 460 MW de proyectos de energía convencional y renovable en el mundo que tenemos en cartera, 60 MW son eólicos y 50 MW fotovoltaicos”, reveló.

“Somos líderes en el mercado en este tipo de inversiones. En lo que va de este año estamos desarrollando simultáneamente más de 20 proyectos EPCM solares utility scale mayores de 75 MW con lo cual tenemos bastante experiencia en este campo”, agregó  Esparza Almaraz.

Cabe destacar que la multinacional lleva más de 100 años realizando proyectos de infraestructura tanto de energía, minería, industria de procesos y tratamiento de agua.

En este sentido, se enfoca en brindar apoyo a industrias como la minería o cementeras para que éstas reduzcan sus emisiones de CO2 tanto en sus procesos como en las energías que consumen para realizar su actividad. 

Además de construir los proyectos, también brindan servicios de consultoría: ayudan a las empresas a idear sus mapas de ruta de cómo descarbonizar sus procesos y trabajan en los estudios de factibilidad o prefactibilidad de los proyectos.

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El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile sigue recibiendo solicitudes de tramitación ambiental por parte de nuevos proyectos renovables que prevén ingresar al sistema interconectado nacional. 

A lo largo del último mes, avanzó la gestión de doce parques solares (algunos con almacenamiento) y dos centrales eólicas para incorporar 531,12 MW de capacidad a lo largo de siete regiones del país, por inversiones cercanas a los MMUSD 729.

El mayor grueso de esa potencia se reparte entre el PS San Javier y el PE El Rosal, a ubicarse en las comunas de San Javier de Loncomilla (Linares) y Los Ángeles (Biobío) y de las firmas Blue Light Energy y Engie Chile, respectivamente. 

El primero de ambos proyectos considera una superficie de 123,724 ha para la puesta en marcha de 215.208 paneles fotovoltaicos que, en su conjunto, alcanzarán una capacidad instalada de 144,189 MWp.

Mientras que el PE El Rosal consiste en la construcción y operación de un emprendimiento conformado por veintiocho aerogeneradores de hasta 6,6 MW de potencia unitaria, que totalizarán hasta 184,8 MW. 

Dicha generación se evacuará a través de una Línea de Transmisión de circuito simple de 220 kV de una extensión aproximada de 5,1 kilómetros desde la subestación elevadora del parque eólico, denominada S/E Dalia hasta la S/E El Rosal, existente, propiedad de Engie. 

Adicionalmente, otro de los grandes movimientos que ha visto el SEA en este tramo del 2023 fue el pedido de expansión de la planta eólica San Juan de Chañaral de Aceituno, de la compañía homónima en la comuna de Freirina (Atacama). 

El proyecto ya cuenta con una capacidad operativa de 185 MW y conformado por 56 aerogeneradores, pero se planifica incrementar su potencia hasta los 258 MW mediante la implementación de 9 nuevas turbinas. 

En tanto que la última central de gran escala en calificación ambiental de este listado corresponde al parque Solar Ray, compuesto por 63.888 paneles y una potencia nominal de 44,1 MW. Hecho que representará una inversión aproximada de MMUSD 40. 

Más PMGD y plantas de mediana escala para Chile

A pesar que en el último tiempo los Pequeños Medios de Generación Distribuida (hasta 9 MW) y proyectos de hasta 20 MW de potencia se han visto frenados por diversas cuestiones coyunturales, las solicitudes de ese tipo de emprendimientos no cesan dentro del Servicio de Evaluación Ambiental.

Tal es así que en junio fueron admitidos otros ocho proyectos de esa envergadura:

PS Alvarado: 9 MW por MMUSD 10 de inversión 
PS Los Quilos: 9 MW por MUSD 20 (con baterías)
PS Burgos: 9 MW por MMUSD 10 (incluye storage)
PS El Capitán: 9,68 por MMUSD 10
Gabriela Solar: 10,19 MW por MMUSD 11   
PFV José Solar: 11 MW por MMUSD 11 
PF Los Arrayanes: 12,16 MW por MMUSD 15 (incorpora sistemas de almacenamiento)
PFV Juan Gonzalo Solar: 15,4 MW por MMUSD 11

Cada uno de los emprendimientos híbridos con almacenamiento posee diversas particularidades. En el caso del PS Los Quilos estará integrado por 19.292 módulos fotovoltaicos y un sistema de baterías de ion-litio del tipo BESS. 

Por su parte, el PMGD Burgos inyectará energía a una línea en 23 kV a partir de 31.752 módulos solares en un área de 26,614 hectáreas y el storage permitirá entregar la generación en horarios nocturnos.

Mientras que el PF Los Arrayanes se emplazará a lo largo de 26,82 ha. en el Fundo San Jorge del área rural de la comuna de Valdivia y tendrá 20100 paneles de 605 Wp, los cuales generarán 12.160 kW de potencia nominal. Además su sistema BESS consiste en un total de 16 contenedores marítimos de 40 pies, instalados sobre apoyos de hormigón, donde se encontrarán los racks de baterías de litio, entre otros elementos, para gestionar la energía y liberarla al sistema por un periodo de 4 horas promedio.

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Trina Solar publicó recientemente su Informe de Sostenibilidad 2022, subrayando los esfuerzos continuos de la compañía en la búsqueda del desarrollo sostenible y facilitando el objetivo de neutralidad de carbono y UNSDG.

El Informe de Sustentabilidad de 2022 muestra que las reducciones más significativas de la empresa respecto a 2020 fueron:

La intensidad de las emisiones de GEI por unidad de producción de productos celulares se redujo a 23,76 tCO2e/MW, y la de los productos modulares se redujo a 9,20 tCO2e/MW, lo que representa una reducción del 50,81% y del 61,88%.
La intensidad energética de los productos de células se redujo un 54,21%, mientras que la intensidad energética de los productos modulares experimentó un descenso del 41,60.
La intensidad de consumo de agua por unidad de producto de célula fue de 384,89 toneladas/MW, un descenso del 62,72% y la intensidad de consumo de agua por unidad de producto de módulo fue de 39,83 toneladas/MW, disminuyendo un 53,20%.

La compañía, comprometida con un futuro con cero emisiones netas, mantiene su buena voluntad inicial hacia el mercado, los clientes, el medio ambiente y la sociedad, y tomará medidas prácticas para cumplir su compromiso con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas y el objetivo de neutralidad de carbono.

Además, continuará trabajando con los grupos de interés globales para inyectar energía y «ecología» en la respuesta global al cambio climático y la construcción de un ecosistema integral.

Además, durante el 2022 Trina Solar fue seleccionada como Empresa Nacional de Gestión Ecológica de la Cadena de Suministro, y ganó el Premio a la Innovación en Ahorro de Costes en los Premios al Éxito en Adquisiciones, conocido como el «Oscar de la industria de la contratación».

Hasta la fecha, la compañía ha llevado energía limpia a más de 150 países y regiones de todo el mundo y ha suministrado módulos solares de más de 140 GW, equivalentes a 6,1 veces la capacidad instalada de la central hidroeléctrica de las Tres Gargantas, con un efecto de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) equivalente al de plantar unos 10.300 millones de árboles.

Desde su fundación, la empresa de Soluciones fotovoltaicas ha asumido activamente la responsabilidad social, ha practicado su intención y misión iniciales y ha promovido la transición energética mundial. Seguimos potenciando la construcción de energías renovables, garantizando el suministro mundial de productos y proporcionando productos de energías renovables y formación tecnológica a los países en desarrollo, contribuyendo a la transición energética mundial.

La compañía se preocupa profundamente por el desarrollo desigual de las regiones en nuestro país y en el extranjero, y proporcionamos toda la ayuda y el apoyo que podemos para devolver a las comunidades locales mientras progresamos junto con la sociedad.

Trina Solar es una de las Top50 Forbes China Sustainable Development Industrial Enterprises y ganadora de EY Sustainability Excellence Award, ambas en 2022. Asu vez, se adhirió al concepto de «altruismo», construyendo conjuntamente un nuevo ecosistema de alta calidad para el desarrollo de la industria fotovoltaica y contribuyendo a la conservación global de la energía, la reducción de emisiones y el desarrollo sostenible.

Durante 2022, Trina Solar y WWF lanzaron conjuntamente la iniciativa global «Energía Limpia para la Tierra», haciendo un llamado a gobiernos, empresas y comunidades para que utilicen ampliamente la energía limpia y contribuyan conjuntamente a un futuro con cero emisiones netas. Gracias a sus acciones y a su contribución a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, la compañía recibió el Premio Climate Solver de WWF y fue la única empresa fotovoltaica en conseguirlo.

Mirando hacia el futuro, Trina Solar mantendrá su compromiso de participar en la cooperación inclusiva con las partes relativas, contribuyendo a los esfuerzos globales de conservación de la energía, reducción de emisiones y desarrollo sostenible.

El Reporte de Sostenibilidad 2022 se puede descargar a través del siguiente link.

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JinkoSolar Holding Co., Ltd. («JinkoSolar» o la «Compañía») (NYSE: JKS), uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo, anunció hoy que ha entregado más de 220,000 módulos Tiger NEO bifaciales de 72 a la planta de energía solar Verila de 123 MW en Bulgaria.

La planta Verila es el proyecto de energía fotovoltaica más grande de Bulgaria hasta la fecha y se espera que aumente la capacidad de generación de energía solar del país en un 7%. Se encuentra en la ladera sur de la montaña Verila, cerca del pueblo de Kraynits, cerca de Dupnitsa, en un terreno de más de 1300 acres.

Su ubicación a 700-1000 metros sobre el nivel del mar, en un terreno irregular con pendientes pronunciadas, hace que el proyecto sea uno de los más desafiantes pero también más atractivos de Europa.

El Sr. Frank Niendorf, Director General de JinkoSolar Europe, comentó: «Estamos encantados de que los módulos bifaciales Jinko TOPCon hayan sido elegidos para este impresionante megaproyecto en Bulgaria.

El proyecto Verila se convertirá no solo en un referente para Bulgaria, sino también para Europa en la transición hacia las energías renovables. Es uno de los proyectos más grandes construidos en Europa que utiliza módulos bifaciales TOPCon, y JinkoSolar se enorgullece de formar parte de un hito tan importante para nuestra industria».

Acerca de JinkoSolar Holding Co., Ltd.

JinkoSolar (NYSE: JKS) es uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo.

JinkoSolar distribuye sus productos solares y vende sus soluciones y servicios a una base diversificada de clientes internacionales de servicios públicos, comerciales y residenciales en China, Estados Unidos, Japón, Alemania, Reino Unido, Chile, Sudáfrica, India, México, Brasil, Emiratos Árabes Unidos, Italia, España, Francia, Bélgica, Países Bajos, Polonia, Austria, Suiza, Grecia y otros países y regiones.

JinkoSolar tenía 14 instalaciones de producción en todo el mundo, 24 filiales en el extranjero en Japón, Corea del Sur, Vietnam, India, Turquía, Alemania, Italia, Suiza, Estados Unidos, México, Brasil, Chile, Australia, Canadá, Malasia, Emiratos Árabes Unidos, Dinamarca, Indonesia, Nigeria y Arabia Saudita, y equipos de ventas globales en China, Estados Unidos, Canadá, Brasil, Chile, México, Italia, Alemania, Turquía, España, Japón, Emiratos Árabes Unidos, Países Bajos, Vietnam e India, hasta el 31 de marzo de 2023.

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En el marco del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, realizado en República Dominicana, portavoces de bancos multilaterales de desarrollo y administradores de fondos de inversión se reunieron para explorar sinergias e impulsar nuevos negocios en la región.

Uno de ellos fue Andreas Cremer, director de Infraestructura y Energía para África y Latinoamérica de DEG Invest, la subsidiaria del Grupo KfW, reconocido grupo que otorga créditos para el desarrollo de proyectos renovables. 

En conversaciones con Energía Estratégica, el especialista explicó: “El producto más común que brindamos en América Latina es el Project Finance. En este rubro, República Dominicana tiene un atractivo especial porque cuenta con un marco regulatorio muy bien establecido con buenos antecedentes”.

“Por estas condiciones, el financiamiento en República Dominicana es mucho más competitivo en comparación con otros países con mayor riesgo país como Argentina”, agrega.

De acuerdo a Cremer,  la financiación de proyectos se presenta en dos formas: con algún tipo de recurso limitado para el patrocinador o sin recurso. La alternativa a adoptar dependerá de la configuración del país en el que se llevará adelante el proyecto. 

“Cuando el riesgo país no es tan alto y el marco regulatorio es claro no necesitamos una garantía del patrocinador. Esta es la metodología que adoptamos en la mayoría de las financiaciones que realizamos en América Latina. No obstante, en algunos casos buscamos pedirle al patrocinador que nos consiga algún tipo de garantía de finalización en mercados más desafiantes”, explicó.

Según el experto, aunque el riesgo país se puede mitigar a través de diferentes factores, como garantías de riesgo político, desde DEG Invest están configurados para asumir un cierto nivel de riesgo país.

“Por lo general, no tomamos participaciones mayoritarias, somos inversores minoritarios. Estamos configurados para cerrar la brecha en los mercados en los que no hay un entorno bancario completamente establecido y donde podemos apoyar proporcionando financiación a largo plazo”, aseguró.

De esta forma,  Cremer afirmó que otorgan financiamiento a través de transacciones corporativas para apoyar a las grandes compañías en el desarrollo de proyectos de escala de servicios públicos.

Además, en el mega evento, el especialista planteó la meta que tiene la entidad financiera en los próximos años: “Nuestro objetivo es convertirnos en CO2 neutral en toda nuestra cartera para 2040. Es bastante ambicioso, para lograrlo tenemos que ser socios locales en desarrollos de las energías renovables y el hidrógeno verde”. 

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Puerto Rico aspira a lograr un 100 % generación renovable al año 2050. Así lo establece la Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico (Ley 17-2019). Y, para conseguirlo progresivamente, se estima que en esta década deberá alcanzar metas intermedias del 40% al 2025 y 60% al 2040. 

Es por ello que el Plan Integrado de Recursos (IRP) aprobado por el Negociado de Energía de Puerto Rico en 2020 contempló impulsar Solicitudes de Propuestas (RFP) para acelerar la incorporación de al menos 3750 MW de nueva capacidad solar o equivalente renovable y la instalación de al menos 1500 MW de baterías para almacenamiento al 2025. 

Desde La Fortaleza de Puerto Rico están alineados y comprometidos con aquello. De allí es que se encuentran fomentando la llegada de nueva inversión y acompañando la puesta en marcha de los proyectos energéticos en trámites. 

Para dar un asesoramiento directo a desarrolladores, se nombró a Omar Vega-Albino como Senior Advisor en la Secretaría Auxiliar de la Gobernación para Asuntos Energéticos en la Oficina del Gobernador. 

“Desde la Secretaría Auxiliar de la Gobernación para Asuntos Energéticos tenemos el compromiso y la encomienda de apoyar los proyectos de energía renovable que nos estarán llevando hacia el cumplimiento con las metas establecidas y lograr la transición en curso. Como parte del esfuerzo para asistir y ayudar a facilitar el desarrollo de los proyectos recientemente hemos incorporado un recurso que estará enfocado en asistir con los temas como permisos y otros asuntos importantes de los proyectos de energía renovable a gran escala”, anunció el Ing. Francisco Berrios Portella, secretario auxiliar de Asuntos Energéticos en La Fortaleza. 

De esta manera, el Ing. Francisco Berrios Portella y el Dr. Omar Vega-Albino trabajarán arduamente para implementar la política pública del Gobernador Pedro Pierluisi, entre otras, adelantando las iniciativas para el desarrollo óptimo y revitalización del sistema eléctrico en Puerto Rico. 

Al respecto, el experto en derecho energético que está en funciones como Senior Advisor desde el pasado viernes 16 de junio expresó en exclusiva para Energía Estratégica: 

“En mi caso, estaré a cargo – con supervisión directa – de los macro proyectos de energía renovables que se encuentran en trámites para, consistente con la política pública, poder alcanzar los objetivos previstos en ley y movernos a energía distribuida, logrando incrementar las fuentes de generación renovables”.

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El sector energético de Argentina está a la expectativa de lo que pudiera pasar en torno a la expansión del sistema de transmisión, tras la aprobación de una serie ampliaciones y modernización de la red (a través de la Resolución SE 507/2023) por las que serviría para incorporar, al menos 3.550 MW de potencia renovable, como también para garantizar la confiabilidad del SADI.

Bajo esa panorama, Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA), conversó con Energía Estratégica sobre ello y sobre la necesidad de contar con más capacidad de transporte disponible y sumar más parques a través de diferentes mecanismos. 

“La Res. SE 507/2023 es un puntapié inicial institucional muy importante, ya que establece la necesidad y planifica las obras de transmisión, en un degradé relevante. Y de igual manera, la constitución de la Comisión de Transporte Eléctrico, se produjo una definición que encontramos interesante. Es un camino institucionalizado que ahora hay que trabajarlo en concreto”, sostuvo.

“Bienvenido sea todo lo que sea consolidar y estructurar una infraestructura viable y accesible para las energías renovables, con independencia de las cuestiones coyunturales. Pero a esta altura no hay dudas de que el sector renovable tiene interés en llevar adelante los proyectos de transmisión”, añadió.

Dicha Comisión en cuestión está conformada 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 analizó el Sistema Argentino de Interconexión y que existen zonas que ya se encuentran saturadas o próximas a estarlo, sin la posibilidad de vincular las regiones con potencial para las renovables con los grandes nodos de demanda.

La generación de energía eólica generará un ahorro de USD1.838 millones en 2023

Mientras que por el lado de la CEA, ya fueron convocados por las autoridades nacionales en algunas oportunidades para dialogar sobre las alternativas y vinculaciones público-privadas para resolver los cuellos de botella que existen actualmente. 

“Los generadores del sector eólico están dispuestos a participar de la inversión de estas líneas. ¿Cuánto y cómo? Habrá que discutirlo, pero la decisión de la expansión del transporte se materializa a través de la voluntad de los generadores”, afirmó Ruiz Moreno 

Un ejemplo de ello fue la inclusión en el plan nacional de línea de transmisión Vivoratá – Plomer, correspondiente al proyecto AMBA I. Obra prioritaria en 500 kV de más de 500 kilómetros que se mantuvo trabada por más de un año y que el sector pedía con urgencia para despachar más generación renovable en Buenos Aires, provincia que suma 1272 MW eólicos instalados. 

“Hay una cuestión vinculada con el marco regulatorio en términos de participación privada que requiere una definición específica, pero ya estamos en charlas e intercambios y entendemos que deberían aparecer resoluciones más puntuales que abran la puerta al inicio de estas obras, con el mecanismo que fuere”, apuntó el gerente general de la CEA.

Incluso, no descartó que sea a través de la convocatoria para presentar manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión. 

Llamado que ya es estudiado por la Subsecretaría de Energía Eléctrica y que sería muy similar a aquel realizado en 2022 que fue destinado a emprendimientos renovables y de almacenamiento de energía, según adelantó este portal de noticias hace poco más de una semana. Y que Ruiz Moreno consideró como una “buena alternativa como metodología complementaria u ordenadora”. 

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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».

La entrada Ethos advierte tres aspectos claves que explican la crisis energética en México se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

La entrada IER-UNAM y Solarever presentan un nuevo proyecto para aplicar energía agrovoltaica en México se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

La entrada Ecuador combatirá el cambio climático a través de la implementación de la ISO 50001 en el sector industrial se publicó primero en Energía Estratégica.

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. 

La entrada Farina sobre RenMDI: “No son terriblemente malos precios, pero esperaba montos por debajo de los USD 70 MWh”. se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

La entrada Revelan que un 92% de las empresas en México aún no cuentan con paneles solares y buscan impulsar la generación distribuida a nivel industrial se publicó primero en Energía Estratégica.

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. 

La entrada Tenue lugar para las renovables en el plan energético de gobierno de Milei se publicó primero en Energía Estratégica.

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). 

La entrada EPE plantea que Brasil puede ser un gran productor de hidrógeno verde a partir de las bioenergías se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

La entrada Adjudicarán 28 proyectos de transmisión eléctrica en Perú por US$ 2.200 millones entre el 2023 y 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

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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)

La entrada Uno por uno, el detalle de los precios ofertados por cada empresa en la licitación RenMDI se publicó primero en Energía Estratégica.

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. 

La entrada CNE de Chile extendió el plazo para presentar obras de transmisión “urgentes y necesarias” se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

La entrada Con licitación pública el IPSE busca construir un parque solar elevado en Islas del Rosario – Cartagena se publicó primero en Energía Estratégica.

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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