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Enel Green Power, línea de negocio de Enel[1], inició la construcción de Baco, un nuevo proyecto de energía solar en Panamá con una capacidad instalada de 29.87 megavatios (MW). La producción esperada de 48 GWh anuales de esta planta, que entrará en operación a finales de 2023, contribuirá al crecimiento de la matriz energética del país y a la transición energética de toda la región.

“Con Baco, Enel Green Power reafirma su compromiso con aportar al crecimiento sostenible de Panamá y la región a través del desarrollo de proyectos de energías renovables que contribuyen a los objetivos globales de descarbonización” comentó Maximilian Winter Bassett, Country Manager de Enel Panamá. “Nos llena de orgullo convertirnos en aliados estratégicos de nuestros clientes en Centroamérica en temas de sostenibilidad.”

Baco estará ubicado en la provincia de Chiriquí, junto al parque solar Madre Vieja (30.88 MW) y a 3 km de los otros proyectos solares que Enel Green Power tiene en operación en esta zona: Esperanza (26 MW), Caldera (5 MW) y Sol de David (8 MW). Además, corresponde a la tercera etapa del complejo que comprende Jagüito (13 MW), Esperanza y Madre Vieja, que iniciaron su construcción entre 2020 y 2021 en las provincias de Coclé y Chiriquí.

La nueva planta contará con más de 50.400 paneles solares de 595 vatios (W) cada uno, ocupará un área máxima de 32 hectáreas y tendrá cerca de 470 estructuras de montaje. Además, tendrá una línea de conexión de 34.5 kilovoltios (kV) compartida con el parque solar Madre Vieja, que precisamente se extenderá unos 4 km desde allí hasta la Subestación Progreso, propiedad de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA).

Con Baco, Enel Green Power suma una inversión total de 74.5 millones de dólares en proyectos solares en Panamá del 2020 al 2023, y consolida su crecimiento y liderazgo en el mercado de generación local. La empresa fue la pionera en generación fotovoltaica en el país con la construcción de la planta solar Chiriquí en el 2015 y en la actualidad mantiene su posición como el generador más grande del país en esta tecnología, que tendrá una capacidad instalada de 162 MW para el año en curso.

El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y la Cámara de Generación Distribuida de Costa Rica (CGD) firmaron un protocolo que establece condiciones para simplificar y mejorar los trámites de integración, funcionamiento y operación de estos recursos energéticos en las redes de distribución.

Con el protocolo, se brindarán soluciones a los clientes que permitan impulsar los negocios, promover la reactivación económica y el uso de fuentes energéticas nacionales.

Para Roberto Quirós, gerente de Electricidad del ICE, este acuerdo “confirma nuestro compromiso de brindar soluciones energéticas al país, creando modelos de negocio que favorezcan a todos nuestros clientes. Fuimos los impulsores de la generación distribuida en Costa Rica y la seguiremos apoyando”.

Por su parte, Jan Borchgrevink, presidente de la CGD, manifestó que “celebramos la visión del ICE y de su Administración en procura de fortalecer nuevos negocios en los mercados eléctricos, para promover el empleo y así aprovechar la tecnología en beneficio de los usuarios”.

El instrumento firmado por el ICE y la CGD estará vigente hasta que entren a regir los instrumentos regulatorios que la ARESEP debe emitir para el cumplimiento de la Ley 10086, firmada por el Poder Ejecutivo en diciembre de 2021.

Latinoamérica avanza en el desarrollo de proyectos eólicos offshore y cada vez son más los países de la región que sus normativas, regulaciones y oportunidades hacia ese tipo de mercado, como por ejemplo Brasil o Uruguay que trabajan en distintos modelos licitatorios para parques renovables fuera de la costa.

Pero esta tecnología también cuenta con retos más complejos a comparación se la eólica onshore, que ya se ha asentado con fuerza en LATAM, entre ellos la medición del recurso renovable, los sistemas que se utilizan y el mantenimiento requerido por los mismos.

Vasilii Netesov, gerente de Desarrollo de Proyectos de Ventus, conversó sobre ello con Energía Estratégica y planteó que el sistema LiDAR (Light Detection And Ranging) tiene ventajas sobre el SoDAR (Sonic Detection and Ranging) para realizar el análisis de datos para parques eólicos offshore.

«En caso del SoDAR su precisión depende de la temperatura del aire y de la velocidad del viento, y es ligeramente inferior a la precisión de los LiDARs», aseguró. 

Mientras que LIDAR, que funciona según el principio del radar pero con la luz de un láser, permite la instalación tanto en la costa, donde puede medir 10 kilómetros de distancia desde la costa al mar con buena disponibilidad y precisión de datos, como también en una mini plataforma flotante que se ancla al suelo del mar en aguas no tan profundas, ya que es un equipo robusto preparado para esas condiciones. 

«La diferencia y uno de los principales retos radica en el costo. El precio de un LiDAR que se instala en la costa y mide hasta 10 kilómetros supera USD 400.000, el mantenimiento del sistema durante la campaña de medición puede superar  los USD 100.000, dependiendo de la instalación onshore/offshore. La ventaja es la movilidad del equipo y la velocidad de instalación. En tanto que aquel que se coloca en la plataforma flotante, cuesta alrededor de USD 200.000, aunque también hay que considerar los costos de aduana y servicios para offshore que se puedan conseguir en cada país «, explicó Netesov.

«Hay muchos sitios en el sur de Brasil y en Uruguay donde la profundidad no es tan grande y, si la decisión de desarrollar offshore ya está tomada, tendría sentido medir en esas zonas.” agregó.

Tener menor profundidad en las costas podría reducir el CAPEX. “En todo caso es importante considerar que, a diferencia de los países Europeos, Uruguay y Brasil cuentan con buen recurso eólico onshore y suficiente territorio para no depender de los parques offshore», comentó.

Y bajo la mirada del especialista, si dicha tecnología LiDAR se mantiene, salvo que se deba medir con exactitud a más de 15-20 kilómetros de distancia desde la costa, «todo apunta a que las mediciones offshore serán a través equipos LiDAR que se instalen en la costa».

«Aunque, para el avance a nivel internacional, se precisan reducir los costos. Y para ello, necesitamos más producción, más oferta de este tipo de equipos, como también más normas que avalen estos sistemas. Si se desarrolla mejor la industria, bajan los costos, habrá más mediciones. En Ventus ofrecemos servicios en todas las etapas de los procesos constructivos de los proyectos renovables, incluida la prospección, que es clave para prever la viabilidad de estos proyectos», concluyó el gerente de Desarrollo de Proyectos de Ventus.

La Empresa Propietaria de la Red EPR-SIEPAC contribuye con el desarrollo del regional a través de distintas acciones planteadas en el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central. 

En su planificación estratégica 2022-2030, este consorcio público-privado se propuso impulsar nuevas obras de transmisión eléctrica más allá de las asignadas por el Tratado marco y así empezar a cooperar más activamente con los seis países integrados en el SIEPAC. 

“Tener una posición neutral ante el mercado nos permitirá promover y ejecutar proyectos de transmisión de energía en alta tensión que busquen asegurar el abastecimiento de cada uno de los mercados nacionales en los que operamos”, declaró Karla Hernández Sauceda, gerente de Desarrollo de Negocios y Regulación de la EPR-SIEPAC.

La resiliencia de los sistemas sería central en esta región. Según indicó la gerente de Desarrollo de Negocios y Regulación de la EPR-SIEPAC, las pasadas temporadas de huracanes desnudaron la vulnerabilidad de la infraestructura centroamericana y marcó la urgencia para atender el fortalecimiento de las redes eléctricas y así evitar sufrir colapsos del sistema.

Es así que, promover el desarrollo de nuevas obras de transmisión en la región sería necesario para atender varios puntos débiles de países que avanzan a un ritmo diferente al resto.

En particular las zonas donde se encuentran las torres de transmisión, requerirían algunas acciones adicionales que permitan la conservación y la protección del suelo. Esto no sería tarea sencilla, ya que a los esfuerzos de ampliaciones y modificaciones en el sistema de transmisión se anteponen algunos retos por enfrentar.

“La crisis financiera, la crisis de los mercados, ha encarecido brutalmente el costo del mantenimiento, pero más que encarecerlo nos ha llevado a la escasez de materiales a las que nos hemos visto enfrentadas las transmisoras para poder dar un mantenimiento de calidad”, indicó Karla Hernández. 

En conversación con Energía Estratégica, Hernández añadió que para desarrollar su plan estratégico es preciso remarcar además como reto la complejidad de operar con siete regulaciones diferentes, la regional y luego la de Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá.

Y en tal sentido, puso a consideración que sería preciso empezar a contemplar un plan de almacenamiento para preparar al sistema regional al aumento de la generación que sumó 448.51 MW nuevos en 2022 y prevé incorporar 1,660.8 MW en este 2023.

“Se requiere orientar la operación del sistema eléctrico regional a la incorporación de tecnología de almacenamiento que permitan tener respaldo de energía a modo de reserva, rodando en el sistema cuando estemos operando en horas donde la generación renovable sea alta”, concluyó Karla Hernández Sauceda, gerente de Desarrollo de Negocios y Regulación de la EPR-SIEPAC. 

¿Cuánta energía renovable esperan para 2023? Según reporta el Ente Operador Regional (EOR) de los 27 proyectos de generación eléctrica que se interconectarían este año y que totalizan 1,660.8 MW, las centrales de gas natural representan el 58% de la nueva capacidad para el sistema regional, mientras que los proyectos hidroeléctricos representan el 21% y los proyectos solares 18%; el 3% restante lo aportan proyectos de biomasa, eólicos y geotérmicos.

En septiembre del 2022, en exclusiva con Energía Estratégica, Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2), dio a conocer que México espera producir su primera molécula de hidrógeno verde en el primer semestre de 2023.

En este marco, Ramsés Pech, analista de la Industria de Energía y Economía de México y socio de Caraiva y Asociados-León & Pech Architects explicó a Excélsior TV: “Es muy importante el primer paso que está dando México para tener una energía de este tipo. Reconfigurar refinerías para poder crear hidrógeno verde no es caro porque se puede aprovechar la infraestructura existente”.

Sin embargo, los grandes interrogantes que surgen son: quién lo va a consumir, a qué costo y si se obtendrá el producto en forma continua.

“Lo principal es el mercado: en México el hidrógeno está sectorizado en ciertas industrias específicas, pero tenemos que determinar quién lo puede consumir a nivel general”, agregó el especialista al respecto.

Y enfatizó: “Lo vamos a producir, pero no tenemos, a nivel industrial, quién lo va a utilizar en su totalidad”. En esa línea, el especialista consideró que, inclusive, en Estados Unidos “apenas se está desarrollando la industria”.

Asimismo, Pech alertó: “Lo que nos falta en este país son inversiones en infraestructura para aprovechar esta nueva forma que puede provenir de refinerías”.

La importancia del hidrógeno verde

Según el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI), del 2003 al 2021, se lleva un acumulado de casi 17 billones de pesos que se necesitan para poder resarcir todo el daño ecológico que se viene generando.  

Según el cálculo del analista de la industria energética, se van a requerir 1.4 billones de pesos para enmendar el impacto negativo que sufrirá el medioambiente durante el año 2023. Esta cifra representa aproximadamente entre el 5 y 6% del Producto Interno Bruto (PIB) de la nación, a precios nominales del mercado.

En este sentido, Ramsés Pech, subrayó: “El hidrógeno verde es fundamental porque puede ayudar a eliminar esta cantidad de dinero que se necesita y que no está contemplado en el presupuesto nacional”.

El reto tecnológico

El especialista indicó que se requerirán centrales eólicas y solares para generar grandes volúmenes de hidrógeno que podrían necesitarse a futuro. Y sobre ello, advirtió que uno de los puntos que está en discusión es la cantidad de agua que vamos a necesitar para poder hacer esta transformación al hidrógeno verde.

Tal como reconoció el entrevistado, en México falta mucha investigación en la materia. De hecho, todo lo que está llegando al país en cuanto al hidrógeno son tecnologías que se están utilizando en otras regiones.

“Si bien la promesa es producir la primera molécula de hidrógeno verde en el primer semestre del 2023, a nivel industrial nos va a faltar bastante tiempo y hay que analizar qué tecnología va a llegar y en qué momento”, concluyó.

El pasado martes, en el municipio de Floridablanca, en Santander, fue el epicentro hoy del cuarto diálogo social que el Ministerio de Minas y Energía realiza en las regiones del país para continuar avanzando en la construcción de la hoja de ruta para la Transición Energética Justa en Colombia.

La Ministra de Minas y Energía destacó en su intervención cuatro grandes desafíos para el país: la adaptación de la matriz energética a las consecuencias adversas del cambio climático, restablecer la justicia social y ecológica en la cadena de producción de la energía y pasar de la economía extractivista a una economía productiva, así como la conversión laboral y productiva.

“Es un honor estar en este espacio de diálogo y por qué no decirlo, de alianzas para construir está Transición Energética Justa entre todos y todas. Nuestro compromiso por una Colombia, Potencia Mundial de la vida es realizar transformaciones de fondo, creando capacidades nacionales para enfrentar la crisis climática, la reconversión laboral y el tránsito hacia una economía productiva”, resaltó Irene Vélez.

E indicó: “Estamos comprometidos con la vida y eso significa cuidar el territorio y la economía, desde la justicia ambiental y social. No se trata de imponer modelos, sino de concertar los modelos de sustentabilidad con quienes habitan el territorio. Esta es una responsabilidad del Gobierno con sus habitantes. Es desde esa responsabilidad que esperamos construir también la Paz Total, que es esa conjunción de las diferentes justicias”.

En ocho mesas de trabajo, los más de 130 participantes, entre académicos, representantes sindicales del sector, representantes a la Cámara y entidades territoriales y gubernamentales, enfocaron sus propuestas en las perspectivas sobre la Transición Energética Justa, las posibles barreras para su implementación y las potenciales soluciones, así como la promoción de comunidades energéticas, entre otros temas.

Durante el espacio, los participantes resaltaron que Santander, clave en el desarrollo económico del país a partir de la explotación de los hidrocarburos, debe ahora ser fundamental para la Transición Energética Justa, aprovechando su infraestructura y la amplitud de la oferta universitaria y la calidad de sus profesionales.

Así como que se debe trabajar en la transformación cultural respecto a la necesidad de la transición y en fortalecer la investigación y la generación de conocimiento.

Indicaron también, entre otras cosas, que la Transición Energética Justa debe responder a los pasivos ambientales generados por las actividades extractivas en el territorio, por lo que es importante garantizar el cumplimiento de los requisitos legales para el adecuado cierre de los proyectos y abordar los procesos de reconversión laboral y productiva, con una diversificación de la economía.

En este espacio de diálogo también hicieron presencia en la plenaria de instalación de evento el rector de la Universidad Industrial de Santander, Hernán Porras Díaz; el Gobernador Encargado de Santander, Miguel Guillermo Sarmiento; el Alcalde de Floridablanca, Miguel Ángel Moreno Suárez; el Alcalde Bucaramanga, Juan Carlos Cárdenas Rey, y los representantes a la Cámara Mary Anne Andrea Perdomo y Cristian Danilo Avendaño.

Es de recordar que el Ministerio de Minas y Energía continuará durante los próximos meses realizando diálogos sociales en Pasto (Nariño), Bucaramanga (Santander), en Villavicencio (Meta) y en Cali y Buenaventura (Valle del Cauca) y en otras ciudades y regiones del territorio nacional para la construcción de esta hoja de ruta.

Finalmente, vale la pena destacar que estos diálogos sociales, liderados por el Ministerio, además de abordar las problemáticas y propuestas de las comunidades, líderes sociales y empresas, han planteado los escenarios para lograr la reconversión laboral y un reenfoque en la vocación productiva de los territorios en los cuales predominan las economías basadas en el extractivismo.

Darío Morales Figueroa fue designado como el primer director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar AG. (ACESOL) e inició sus funciones a partir del pasado miércoles 1° de febrero del corriente año.

Darío posee más de 15 años de experiencia en la industria de la energía.  En el sector privado se desempeñó como jefe del Área de Estudios de la Distribuidora Sociedad Austral de Electricidad y también como jefe de Proyectos de Energía  Solar de Acciona Energía Chile, en la cual participó del análisis de diversos modelos de negocios y gestión de proyectos de inversión de gran escala, en particular en el área de las energías renovables.

Por el lado del sector público, fue asesor senior de Energía y subdirector de Transferencia Tecnológica de la Agencia Chilena de Innovación (InnovaChile) y director de Centros Tecnológicos de Corfo, donde destaca su participación en la atracción a Chile de los Centros de Excelencia Internacional en I+D Aplicada.

Desde junio de 2017 a enero del 2023, se desempeñó como director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) y actualmente es profesor de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez, donde fue premiado como mejor profesor del Magister en Energías Renovables el año 2022. Además, forma parte de la Red de Mentores de la Universidad de Concepción y colaborador como mentor de emprendimientos tecnológicos de KnowHub – Chile.

La Secretaría de Energía de la Nación y el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE) firmaron el convenio para implementar el Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS) y lanzaron una nueva línea de créditos para apalancar proyectos de GD en Argentina bajo la Ley N° 27424. 

Tal como adelantó Energía Estratégica (ver nota), los créditos tendrán tasas preferenciales y estarán destinados para la compra de equipamiento y obras de instalación, con una bonificación de tasa de 18 puntos del FODIS.

“Se prevé que a partir de esta iniciativa, se puedan sumar 20 MW de nueva potencia de generación distribuida para el 2023. Esto significa más energía limpia y sustentable para el desarrollo de PyMes e industrias más eficientes y competitivas”, aseguraron desde la Sec. de Energía a través de sus redes sociales. 

Pero más allá de este convenio que ayudará al desarrollo de proyectos renovables, desde la Coordinación de Generación Distribuida de la SE le confirmaron a este portal de noticias que también se trabaja en otras iniciativas para darle mayor fomento a esta alternativa sustentable.

Una de ellas es una reglamentación que brinde mayor especificidad sobre aerogeneradores de baja y media potencia en instalaciones que se enmarquen en la Ley N° 27424, considerando el potencial que tiene el país en dicho recurso renovable. 

“Hay interés en ello. La idea es iniciar una consultoría, seguramente en el primer cuatrimestre del 2023 para tener un estudio específico, con un documento desarrollado para conocer cuáles son los requisitos, tanto eléctricos como mecánicos, y luego darle forma de normativa”, sostuvo Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Secretaría de Energía de la Nación. 

“Está en camino, pero ya tenemos el visto bueno desde el presupuesto para abocar esos fondos a la investigación y tener un documento que oriente los parámetros principales que se utilizan en el mundo y que exista un anexo o una nueva disposición donde se brinde especificidad sobre qué pedir para la energía eólica en GD. Y también, a futuro, la idea es darle forma a la generación a través del biogás y de todas las tecnologías renovables”, detalló. 

Asimismo, Biurrún aseguró que se trabaja en la actualización del Certificado de Crédito Fiscal, considerando que el último ajuste fue en julio del 2022 ($65 por cada watt instalado – tope de $4.500.000) y que la inflación anual del año pasado rondó el 97%. 

“La actualización del CCF es necesaria. La solemos ajustar por la inflación y distintos factores, por lo que la idea es hacerlo a un valor cercano de acuerdo a la inflación. El tope también se modificará y ya está enviado a la órbita de disposición. Este año tendremos un nuevo número unitario distinto para CCF. Se verá cuándo sale, pero lo cierto es que la actualización ya está en camino”, explicó.

Tras la reciente aprobación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad en Chile, el Ministerio de Energía del país trabaja en las modificaciones reglamentarias necesarias para implementar dicha tecnología en el sector energético.

Innovaciones que abarcan una participación amplia en distintos rubros, desde el mercado de energía, el de potencia y el de los Pequeños Medios de Generación Distribuida, donde se ven ciertos espacios de mejora.

Ricardo Gálvez, jefe de la Unidad de Monitoreo y Regulación del Mercado del Ministerio de Energía, reconoció que la regulación de los sistemas de almacenamiento no parte necesariamente con la ley aprobada recientemente, dado que los mismos ya están definidos desde la Ley de Transmisión N° 20936/2016.

“Lo primero es actualizar ciertos reglamentos y otros asociados a la ley. Pero no será el del almacenamiento, sino que serán modificaciones a otras regulaciones y guías actuales que permiten la implementación de la ley”, sostuvo durante un webinar. 

“Se realizarán cambios al reglamento de coordinación de la operación (DC 125), al de potencia para la cual ya se mostró la propuesta de cómo se está implementando la ley de almacenamiento en ese reglamento. Y por supuesto, el de PMGD y net-billing probablemente también tengan modificaciones”, agregó. 

Por otro lado, el especialista adelantó que se evidencian dudas por parte de los inversionistas con respecto a la operación de las tecnologías del storage y, por lo tanto, se requieren mayores certezas y mejores regulaciones con las que se avanzará a lo largo de este año. 

Y entre los temas más críticos que detectaron se destaca la imposibilidad de realizar retiros en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), a la que se ve observa una “restricción” que en su momento sí tenía tenía “cierta justificación”, pero que hoy no habría por qué mantenerla. 

“Por ejemplo, una central eólica que justo un día no cuenta con recurso eólico suficiente para generar, hoy no podría hacer retiros del SEN para cargar ese el almacenamiento, sino que debe esperar que, de alguna forma, llegue el viento de nuevo para generar. Por lo que creemos que ello puede disminuir las posibilidades de operación de las baterías y, por lo tanto, en términos de la evaluación económica, será un problema. Por ende, es necesario modificarla rápidamente”, aseguró Ricardo Gálvez. 

El segundo cambio relevante está asociado a cómo se operan ese tipo de sistemas y los despachan el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), considerando la iteración entre los propietarios y dicha entidad, que podría generar incertezas para los proyectos,

“La idea es poder no considerar el proceso iterativo y que los propietarios de sistemas de almacenamiento directamente informen las horas y montos donde realizarán retiros del sistema y que se despache en función de eso. Y ambos cambios se harán al reglamento de coordinación de la operación”, complementó el especialista durante el webinar.

Mientra que por el lado del reglamento de potencia, se prevé generar un período de tiempo de 10 años en los cuales la remuneración por potencia sea “estable en términos de la capacidad que se reconoce”, como un valor fijo. 

Y según dio a conocer el jefe de la Unidad de Monitoreo y Regulación del Mercado del Ministerio de Energía, “sobre 5 horas serán remunerados en 100% respecto de su capacidad de generación en el mercado de potencia”.

El año 2023 inició con buenas noticias para los profesionales de las energías renovables que buscan nuevas oportunidades de empleo en México.

Durante el mes de enero, se abrieron más de 50 convocatorias en la red social profesional LinkedIn vinculadas a este sector.

El perfil de profesionales que se busca es variado. Incluye desde ejecutivos de primera línea, consultores, desarrolladores, vendedores y hasta dibujantes.

Entre las principales empresas que publicaron vacantes destacamos las propuestas de Edison Energy, ENGIE, Hitachi Energy, Siemens Gamesa, S&P Global y Zuma Energía.

La lista es extensa y puede consultarse al pie de esta publicación. Aún hay tiempo de aplicar.

Más de 2400 usuarios ya completaron los requerimientos que fueron publicados directamente por las empresas que ofrecen el puesto o por reclutadores independientes, empresas de recursos humanos, marketing y más.

Si bien una gran mayoría de las convocatorias es para trabajos en Ciudad de México, no todas proponen modalidad presencial, algunas contemplan trabajo en remoto y también hay alternativas en Baja California, Jalisco, Morelia, Puebla, Tampico, Querétaro y más.

Empresa
Cargo
Ubicación
Modalidad
Solicitud – In
Solicitantes

ABA Finance
Sales Manager
Tijuana, Baja California
Presencial
Postular 
+1

ABCSolar
Agente de Ventas
Área metropolitana de Querétaro
Híbrido
Postular 
+1

ABCSolar
Agente de Ventas
Toluca de Lerdo, México
Presencial
Postular 
+1

Aspiria
Ejecutivo solar
Guadalajara, Jalisco
Presencial
Postular 
+1

AVgroup Sarl
Ejecutivo de ventas corporativo
Ciudad de México
Híbrido
Postular 
+1

Bright Inc
Sales Energy Consultant
Morelia, Michoacán de Ocampo
–
Postular
+1

Cubico Sustainable Investments
Solar Energy Analyst
Ciudad de México
Híbrido
Postular 
+50

CL Global Group
Técnico para construcción (EUA)
Guadalajara, Jalisco
Presencial
Postular 
+25

Ecoplexus Inc.
Senior Analyst (FP&A)
México
En remoto
Postular 
+100

Edison Energy
Manager, Distributed Clean Energy Advisory
Ciudad de México
En remoto
Postular 
+100

Edison Energy
Senior Energy Supply Advisor
Ciudad de México
En remoto
Postular 
+100

ENGIE
Gerente comercial
Área metropolitana de Tampico
Presencial
Postular 
+50

ENGIE
Integration & Process Management Sr Manager
Ciudad de México
Híbrido
Postular 
+50

ENGIE
Jefe de Calidad
Ciudad de México
Presencial
Postular 
+50

ENGIE
Jefe de mantenimiento
Área metropolitana de Tampico
Híbrido
Postular 
+50

ENGIE
Jefe de operación y mantenimiento
Área metropolitana de Tampico
Presencial
Postular 
+25

ENGIE
Supervisor Ambiental Networks
Puebla, Puebla
Presencial
Postular
+100

ENGIE
Supervisor de Operaciones
Área metropolitana de Tampico
Híbrido
Postular
+50

ENGIE
Supervisor de Ventas
Área metropolitana de Tampico
Presencial
Postular
+10

ENGIE México
Governance and Intelligence Manager
Miguel Hidalgo, Ciudad de México
Presencial
Postular 
+25

Epson America Inc.
Regional Mgr., Environmental & Regulatory
Ciudad de México, Ciudad de México
Presencial
Postular 
+50

ERM
Corporate Sustainability Principal Consultant (Mid-Senior Level)
Ciudad de México
Híbrido
Postular 
+100

ERM
Environmental Consultant (Entry Level)
Ciudad de México
Presencial
Postular 
+200

Flex
Production Manager
Guadalajara, Jalisco
Presencial
Postular 
+50

GEOTER Renovables de México
Vendedor Senior
Área metropolitana de Aguascalientes
Híbrido
Postular 
+1

GRUPO DESMEX
Ejecutivo de Ventas Tecnologías Ambientales
León, Guanajuato
Presencial
Postular 
+10

Hitachi Energy
Account Manager – Mexico City
Ciudad de México
Presencial
Postular 
+25

Hubbell Incorporated
Customer Service Specialist II
San Blas Otzacatipan
Presencial
Postular 
+25

Hubbell Incorporated
Sales Representative II
San Blas Otzacatipan
Presencial
Postular 
+10

IFC – International Finance Corporation
Associate Investment Officer
Ciudad de México
Contrato por obra
Postular 
+25

Johnson Controls
Electronic Security Project Development Engineer
San Pedro Garza García, Nuevo León
Presencial
Postular 
+1

Johnson Controls
Electronic Security Project Development Engineer II
San Pedro Garza García, Nuevo León
Presencial
Postular 
+1

LESSO New Energy
Country Sales Director
México
–
Postular
+200

Metalsa
Environmental Manager
Monterrey, Nuevo León
Híbrido
Postular
+200

PepsiCo
Safety & Sustainability MOVE HSE Manager
San Nicolás de los Garza, Nuevo León
Presencial
Postular
+100

PH – join.com para AVG Group Sarl
Ejecutivo de ventas para AVGroup Sarl
Ciudad de México
Presencial
Postular
0

RH – MKT Bewonder*
Regional Energy and Sustainability Manager
Ciudad de México
Presencial
Postular
+100

RH – Hitch
Project Manager Clean Energy
Ciudad de México
Híbrido
Postular
+50

Schaeffler
Specialist – Sustainability
Puebla, México
Presencial
Postular
+50

SEYSES
Dibujante
Puebla, México
Presencial
Postular
+10

Siemens Gamesa
Head of SP&S P Americas
Ciudad de México
Presencial
Postular
+25

Siemens Gamesa
Leading Engineer Operation Control (f/m/x)
Pachuca de Soto, Hidalgo
Presencial
Postular
+1

Siemens Gamesa
Senior Payroll Specialist (f/m/x)
Pachuca de Soto, Hidalgo
Presencial
Postular
+1

Siemens Gamesa
Service Portfolio Manager
Ciudad de México
Presencial
Postular
+50

Soels Company
Ingeniero en Electricidad o Energías renovables
Pachuca de Soto y alrededores
Presencial
Postular
+1

Solar Quote
Sales Consultant
México
En remoto
Postular
+100

SolarVer Paneles Solares Veracruz
Empleado en prácticas
Veracruz de Ignacio de la Llave, México
Presencial
Postular
+1

S&P Global
Associate Director, Emissions and Energy Transition
Ciudad de México
Presencial
Postular
+50

S&P Global
Senior Consultant, Power Market Modeling, North America
Ciudad de México
Presencial
Postular
+1

Taylor Hopkinson
Structured Finance and M&A – Mexico
Ciudad de México
Presencial
Postular 
+50

Wood
Principal Renewable Energy Consultant – Electrical
Nayarit, México
–
Ya no se aceptan solicitudes
+10

Zuma Energía
Operador de central eléctrica
Área metropolitana de Ciudad de México
Presencial
Postular
+200

Stakeholders se reunieron ayer en Puerto Rico para continuar el tratamiento del estudio para la resiliencia de la red eléctrica de Puerto Rico y su transición a energías 100 % renovables (PR100).

Allí, referentes del sector público y privado coincidieron en que este mercado cuenta con el potencial para generar suficiente energía renovable para satisfacer la demanda total hasta 2050.

Entre ellos, Carlos Alberto Velázquez López, director de Programas para Puerto Rico del Interstate Renewable Energy Council (IREC), consideró que, aunando los esfuerzos necesarios, se podría acelerar la incorporación de estas fuentes de generación antes de la meta prefijada.

“Podemos hacer que Puerto Rico logre el 100% de energías renovables en 15 años”, declaró Carlos Velázquez en conversación con Energía Estratégica.

Siguiendo su análisis, el referente de IREC consideró que la autosuficiencia energética se podría lograr rápidamente combinando los esfuerzos que actualmente se realizan para la masificación de generación distribuida y proyectos de generación utility scale, junto con sistemas de microrredes y almacenamiento energético en sectores estratégicos del archipiélago puertorriqueño.

“Sumar instalaciones en sectores vulnerables nos permitirá lograr resiliencia y ayudar a recuperar la energía con la mayor brevedad posible después de un disturbio.

El momento de iniciar es ahora. Concluirlo en 27 años es mucho. 15 años es lo correcto”, sostuvo.

¿Cuáles serían los retos? Para lograr aquello, el mercado debería resolver dos grandes problemáticas desde la perspectiva del referente del IREC. 

Por un lado, sería preciso fortalecer la red de transmisión y distribución, no sólo para recibir una mayor capacidad de energías renovables variables en el sistema, sino también para estar preparada para hacer frente a próximas temporadas de tormentas tropicales y huracanes que podrían azotar a las islas de Puerto Rico.

“El reto principal en estos momentos ciertamente es fortalecer la red eléctrica. Eso se puede tratar de dos maneras. Número uno, con proyectos de almacenamiento distribuidos en el archipiélago puertorriqueño, cercanos a subestaciones que lo necesiten porque estén experimentando una alta penetración de sistemas renovables variables. Y segundo, que se siga – de manera agresiva y acelerada – fomentando la instalación de sistemas distribuidos en los techos de los hogares con almacenamiento”, consideró.

Por otro lado, Velázquez alertó la necesidad de regularizar las deudas de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) para garantizar no sólo una continuidad en la cadena de pagos a generadoras sino también para brindar mayor certeza a próximos inversionistas.

“La AEE es una autoridad quebrada desde la perspectiva financiera. Por ende, si se busca el éxito en los planes de 100% de energías renovables, todos los escenarios que se están desarrollando muy bien intencionadamente deben contemplar cómo se va a resolver el problema de la deuda de 11,000 millones de dólares acumulados y cómo se va a resolver el problema de quiebra. Esto dará mayor seguridad al mercado y evitaremos que exista una excusa de demoras o cancelación del plan por falta de dinero”.

El área de energías renovables de DOMINION expandirá su actividad en Ecuador con el desarrollo de un proyecto solar fotovoltaico de 60MW nominales.

Se trata de uno de los proyectos adjudicados por el Gobierno del país con un precio de 66,98 USD/MWh, el más alto de la subasta.

DOMINION, que creó su área de energías renovables en el año 2016, se ha convertido en uno de los generadores energéticos privados de referencia en Latinoamérica, contando con proyectos de energía solar, eólica y biomasa en Argentina, México y República Dominicana, además de una importante cartera de proyectos en desarrollo en toda la zona.

Para Roberto Tobillas, director general de DOMINION y director del área de energías renovables, la compañía se ha consolidado como “un partner fiable capaz de desempeñar un papel de liderazgo en la transición energética sostenible que está viviendo la región”.

Aunque actualmente DOMINION ya gestiona la operación y mantenimiento de una planta de 3,5MW en Ecuador, es la primera vez que la compañía lleva a cabo un proyecto de este tamaño de forma integral en el país.

La compañía cuenta con un “modelo 360” que le permite gestionar todas las fases de la cadena de valor de los proyectos de generación energética.

Desde la selección de emplazamientos, desarrollo y tramitación, ingeniería, compras y construcción hasta la operación y mantenimiento y -gracias a su asociada BAS Projects Corporation-, la titularidad de los activos y explotación a largo plazo.

El proyecto se engloba en el Bloque de Energías Renovables No Convencionales (ERNC I)

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Ecuador ha adjudicado la totalidad de ofertas en la licitación del Bloque de Energías Renovables No Convencional (ERNC I) por un total de 500 MW.

Las diez compañías adjudicatarias pondrán en marcha 6 proyectos solares fotovoltaicos, 3 hidroeléctricos y 1 eólico.

Estos proyectos estarán ubicados en diferentes áreas geográficas del Ecuador y permitirán cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica.

El objetivo del Gobierno es aumentar el peso de las renovables del 3% al 15% en la generación energética del país en los próximos años.

“Pues este Presidente ha decidido no delegar sus funciones en las Comisiones de regulación de servicios públicos, al menos por un tiempo. Entonces voy a asumir el control de las políticas generales de administración de los servicios públicos de Colombia directa y personalmente, en función de lo que la misma ley dice”, advirtió la semana pasada el presidente Gustavo Petro.

Y anticipó que velará por “el interés general y el del usuario, que se ha puesto es al revés en los últimos años de Colombia”.

¿Es legal?

“Sí, es legal. El artículo 68 de la Ley 142 de 1994 establece lo siguiente: «Delegación de funciones presidenciales a las Comisiones. El Presidente de la República señalará las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, que le encomienda el artículo 370 de la Constitución Política, y de los demás a los que se refiere esta Ley, por medio de las comisiones de regulación de los servicios públicos, si decide delegarlas, en los términos de esta Ley”, comenta Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services.

Y agrega: “Las normas de esta Ley que se refieren a las comisiones de regulación se aplicarán si el Presidente resuelve delegar la función aludida; en caso contrario, el Presidente ejercerá las funciones que aquí se atribuyen a las comisiones”.

¿Cómo se ejecutaría?

“En la actualidad las funciones de regulación están asignadas a la CREG, para asumir esas funciones por parte del Presidente se debe expedir una norma. Puede ser un Decreto si lo único que se quiere es regular. O, puede ser una Ley si lo que se quiere es ir más allá de regular. Por tiempos lo más pronto sería un Decreto”, explica Suárez Lozano.

Sin dudas, esta medida redundaría en la reducción en las tarifas de energía. “Ha sido un aspecto álgido en el nuevo Gobierno. En las palabras del Presidente «Primero el interés general y el del usuario», esto hace suponer que la reducción en las tarifas sería prioridad en la agenda regulatoria del Presidente Gustavo Petro”, señala el abogado especialista.

¿Qué tener en cuenta?

Desde el punto de vista técnico, “la función regulatoria debe preservar el fundamento técnico”, indica Suárez Lozano.

Desde las inversiones, debe contemplarse la suficiencia financiera de las empresas.

“Las fórmulas de las tarifas deben garantizar la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; deben permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas más una utilidad”, observa el Socio fundador de OGE Legal Services.

Este marco, según Suárez Lozano, abre un manto de incertidumbre sobre lo que puede ocasionar la intervención en la suspensión de decisiones de inversión, sostenimiento y expansión. La suspensión o cuan a largo plazo impacta la adecuada prestación de los servicios públicos.

Este aspecto se fundamenta en que las inversiones en los servicios públicos son a largo plazo y está garantizada su recuperación, esto permite la sostenibilidad de las empresas prestadoras. Se requieren de entornos estables para la sostenibilidad.

¿Podrían iniciarse acciones legales?

“La norma que se expida para reasumir las funciones de regulación es susceptible de control ante la Corte Constitucional”, observa Suárez Lozano.

Genneia generó durante el 2022 el 20% de la energía renovable eólica y solar en Argentina. De este modo, se posiciona una vez más como la empresa líder en el sector manteniendo, además, su ubicación entre las 15 empresas generadoras de energías limpias de Sudamérica.

De acuerdo con los datos aportados por CAMMESA, Genneia generó un total de 3.424.595 MWh correspondiente a energía solar y eólica, que equivalen al consumo de aproximadamente 900.000 hogares, provenientes de sus 7 parques eólicos y un parque solar. Es así como la compañía continúa reafirmando su rol activo en la generación de energías limpias evitando la emisión de más de 1.500.000 toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera.

Marzo fue el mes con mayor generación, con un registro total de 313.993 MWh y el Parque Eólico Madryn, el parque más grande de Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en el año, al alcanzar 951.571 MWh de energía limpia. De este modo, Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 17% del total de la capacidad instalada, conformado por un  23% de la generación de energía eólica y el 7,5% de energía solar.

“Estamos orgullosos del trabajo realizado por el equipo de Genneia a lo largo de la última década, manteniendo el liderazgo de la industria y nuestro fuerte compromiso en la lucha contra el cambio climático y la promoción de la transición energética”, expresó Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia.

“Continuaremos trabajando para sumar valor y potenciar nuestras buenas prácticas para que Genneia siga siendo la compañía referente de las energías sustentables en nuestro país y en la emisión de instrumentos verdes, como bonos de carbono, I-RECs y bonos verdes”, concluyó.

Con el propósito de mantener su vocación de liderazgo, la compañía está próxima a inaugurar su segundo centro de generación fotovoltaico, el Parque Solar Sierras de Ullum (80MW) y alcanzará una potencia instalada de 944MW de capacidad instalada renovable. Asimismo, recientemente anunció inversiones por 260 millones de dólares para la construcción del Parque Eólico La Elbita (140MW) en Tandil, Buenos Aires, y el Parque Solar Tocota III (60MW), en San Juan. De esta manera, la compañía superará 1GW de capacidad instalada, un hito nunca antes alcanzado en el país.

La compañía ha invertido más de 1.200 millones de dólares en proyectos renovables en los últimos 5 años y continúa sumando proyectos para acompañar a más organizaciones en el camino hacia la sostenibilidad, apostando al demandante crecimiento del mercado corporativo.

El secretario de Energía de Panamá, Jorge Rivera Staff, participó del ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza el medio internacional de noticias Energía Estratégica para que actores clave del sector público y privado en la región compartan anuncios exclusivos y análisis de mercado.

Allí, el secretario Rivera Staff reveló que Panamá prepara una nueva licitación a largo plazo que priorizará energías renovables y que el proceso iniciaría este mismo año 2023.

En exclusiva para Energía Estratégica adelantó que serán contratos a 15 años para plantas nuevas que puedan iniciar el suministro en el año 2026. ¿Qué tecnologías podrán participar?

“Vamos a tener priorización para solar y eólica, podría ser algo también de hidroeléctrica y algo de biomasa, ya que nos han tocado la puerta un par de interesados. También estará abierta la posibilidad de un componente para todas las tecnologías. Sin embargo, el énfasis que estamos dando desde la Agenda de Transición Energética es de energías renovables”, confirmó el secretario de Energía.

Adicionalmente, indicó que evalúan que en esta licitación a largo plazo un componente permita proponer almacenamiento por baterías desde un abordaje integral como componente de la matriz de generación y complemento de la infraestructura de transmisión y distribución para la mejora de la calidad del servicio.

Y es que, el compromiso que asumió el gobierno a través de su Agenda de Transición Energética contempla lograr al menos un 5% de la capacidad de generación equivalente en almacenamiento al 2030.

Pese a la ausencia de licitaciones a largo plazo desde el año 2015, el secretario de Energía reconoció que el mercado se ha mantenido muy dinámico. Según advirtió, el mercado de contratos entre privados es el que ha movido las inversiones de energías renovables en los últimos años.

“Estamos recibiendo cada vez más señales del desarrollo de proyectos de generación renovable merchant; es decir, apostando por los ingresos del mercado ocasional”, consideró.

Es por ello que desde el gobierno consideran que Panamá está lista para hacer un cambio en su modelo legislativo para permitir mecanismos de comercialización independiente de energía y dinamizar aún más los contratos entre privados.

Para el caso del mercado de grandes clientes, que ocupa casi el 18% de la generación actual, también se vendrían cambios. Por lo pronto, en este segmento del mercado la regulación vigente permite transar energía entre privados mientras el componente de potencia se continúe pagando a la distribuidora a la que están conectados, pero de acuerdo a Rivera Staff ahora estarían evaluando hacer un ajuste al mecanismo de pago de potencia y liberalizarlo.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.

Meico Solar mantiene una presencia activa en veinte países latinoamericanos. En el Caribe especialmente avanza en dos plazas estratégicas que guardan algunas particularidades para el rubro solar fotovoltaico.

Se trata de Puerto Rico y República Dominicana, mercados donde Meico Solar apostó por emplazar bodegas con amplio stock y así incrementar la disponibilidad local de los productos que distribuyen.

Desde la empresa adelantaron que esta estrategia les permitiría aumentar su participación en estos mercados caribeños entre un 30% a un 50%.

Ahora bien, aún se enfrentarían a algunas barreras para la importación de productos en estos mercados caribeños. Por lo que, Carlos Hernandez Barrios, jefe de ventas de Meico Solar, accedió a analizarlas en conversación con Energía Estratégica.

“En Puerto Rico hay barreras un poco diferentes a como funciona en el resto de la región Caribe, por ser un territorio americano. El mercado puertorriqueño tiene barreras de entrada bastante más complejas principalmente basado en la proveniencia de los productos que se están ingresando; entonces, dependiendo del origen de ese producto, en Puerto Rico tienen unas tarifas impositivas más altas -por ejemplo, las comúnmente llamadas Trump Tax, para paneles provenientes de China-”, advirtió Hernandez en conversación con este medio.

Es por ello que una de las estrategias que ha implementado la compañía para ampliar su participación en el mercado puertorriqueño fue integrar productos norteamericanos a su oferta disponible para este sector.

Además de apostar a marcas como Trina Solar y Growatt, de origen chino, ha incorporado a otras como Canadian Solar, Enphase y Q-Cells que -tengan o no componentes asiáticos- se ensamblen o fabriquen en su totalidad en centros de producción ubicados en norteamérica.

Por otro lado, República Dominicana, uno de los países donde la normativa ha dado pasos firmes para incentivar el ingreso de nuevas tecnologías de generación renovable, también resulta de atractivo para Meico Solar y allí no advierten retos para la importación sino más bien algunas barreras administrativas que se podrían solucionar próximamente.

“El marco regulatorio como tal creo que está perfectamente dado para que no se paguen impuestos sobre ningún tipo de producto de energía solar y accesorios. Sin embargo, al momento de hacer una nacionalización de producto, quisiéramos que el proceso sea más expedito y rápido (…) que no tome de 3 a 4 semanas sino que sea un proceso de un par de días para que la mercancía pueda entrar más rápido al país”, observó Hernandez.  

Las energías renovables a nivel mundial están creciendo de manera vertiginosa. Los países más demandantes de energía a nivel mundial se están proponiendo alcanzar matrices con carbono neutral en los próximos 30 a 40 años, lo que demandará varios TW de energía limpia que tendrán que instalarse en las próximas décadas.

Este fenómeno trae aparejado la necesidad de personal capacitado para el montaje de proyectos, principalmente eólicos y solares fotovoltaicos.

En diálogo con Energía Estratégica, la División de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) de RG Principal, consultora multinacional especializada en la selección de personal, indica cuáles son las perspectivas de reclutamiento y las posiciones más requeridas en el sector de energía renovable para el 2023 en algunos países de Latinoamérica.

Gabriel Ungar (Manager Energy Chile), Paul Pérez (Manager Energy Perú) y Jorge Romero (Manager Energy Colombia) coinciden en que, a pesar de que los tres países que representan atraviesan momentos diferentes en cuanto a la generación de energía y avances de proyectos de energías renovables, uno de los principales objetivos de las compañías del sector es contar con matrices energéticas más limpias.

Señalan que este planteamiento a futuro trae consigo una mayor cantidad de proyectos y la necesidad de equipos que gestionen portafolios de nuevas energías y tecnologías, haciendo que la posición más demandada sea la de Desarrollador de Negocios/Proyectos.

Explican que esta situación en el mercado laboral genera la percepción de escasez de este perfil debido a dos razones principalmente: “falta de talento y canibalismo”.

Es que, según una medición interna de Jobposts de RG Principal relacionada a desarrollo de negocios/proyectos de energía renovable, existe entre un 18% a 25% de vacantes que no se logran cubrir o, antes de cubrir la posición, se abre otra muy similar, explican los especialistas.

Advierten que esto hace que exista un mayor movimiento de personal en corto plazo encareciendo el perfil mientras ofrecen el mismo expertise.

Además, de acuerdo con esta medición interna, el cargo de Desarrollador de Negocios ocupa el sexto puesto de posiciones con mayor participación de mujeres en el sector de ERNC, lo que representa una gran oportunidad para las profesionales de este rubro y para el cumplimiento de los objetivos de diversidad e inclusión que se persigue en el mercado de talento actualmente.

Diferencias

RG Principal también indica que, debido a la transformación que vive el sector, otras de las posiciones que más se buscan en Chile son las enfocadas en hidrógeno verde (Hv2); en Perú, Directores de Proyectos ERNC y Comerciales de PPAs; y en Colombia Project Finance y Site Managers.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) finalmente adjudicó prioridad de despacho a 90 MW renovables provenientes de la última ronda 2022 del Mercado a Término de Argentina. 

Se tratan de cuatro proyectos fotovoltaicos (84,98 MW de capacidad) y otro eólico (5,02 MW), de los cuales los solares se reparten en igual cantidad entre la región de Cuyo y el Noreste Argentino (NEA), mientras que los aerogeneradores se conectarán en la zona Centro del país. 

Aconcagua Energía obtuvo prioridad de despacho por 5 MW de potencia, a través del mecanismo de desempate, para su central fotovoltaica homónima. La construcción de la misma está prevista en dos etapas, cerca de una refinería de Luján de Cuyo, que de concretarse alcanzará un total de 90 MW de potencia, con alrededor 150.000 paneles y generación equivalente de energía para abastecer a más de 58.000 hogares. 

Por el lado de la firma Surland Cuyana logró ser adjudicada (tras varios llamados en los que se presentó) por 24,98 MW para su parque solar El Carrizal, de casi 40 MW de potencia, que se ubicará en Luján de Cuyo, provincia de Mendoza. 

Asimismo, CAMMESA nuevamente le otorgó prioridad de despacho a Pampa del Infierno Tras los 100 MW asignados en el llamado del tercer trimestre 2022, en esta oportunidad la empresa agropecuaria MSU Energy consiguió otros 25 MW para su planta fotovoltaica que se establecerá en Chaco, corredor NEA. 

Mientras que AgroIndustrias Baires hizo lo propio para los 30 MW requeridos de la central solar Villa Ángela (100 MW total), también en la provincia de Chaco. Por lo que este y el anterior proyecto mencionado no requirieron del mecanismo de desempate, dada la disponibilidad de capacidad en el sistema. 

Por el lado del parque eólico San Luis Norte, de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), repitió adjudicación en el MATER tras lo hecho en el 2022, esta vez por 5,02 MW sobre un total de 201,60 MW de la iniciativa que contará con una inversión de 150 millones de dólares y estará emplazada en la Ruta Nacional N° 146 – Km 63, en el paraje Toro Negro.

Los proyectos tendrán dos años exactos desde que fueron asignados por CAMMESA para estar completamente listos, ya que deberán entrar en operación comercial a partir del domingo 26 de enero del 2025. 

¿Por qué fueron magros los resultados de esta convocatoria?

La capacidad de transporte disponible en el sistema fue la principal causa que limitó la cantidad de proyectos y potencia asignada para suministrar de energía eléctrica a grandes usuarios consumidores. 

Poco antes del llamado del MATER se notificó, mediante el denominado “Anexo 3” que sólo había 35 MW en la región que abarca Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA). Mientras que, a la fecha, el corredor Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires no poseían nada de potencia que se pueda adjudicar. 

Situación totalmente contraria a la del Litoral y el Noreste Argentino (NEA), donde la capacidad de transporte disponible era de 216 MW y 220 MW, respectivamente. 

El Coordinador Eléctrico Nacional de Chile pronostica que 569 proyectos renovables que suman  entrarán en operación comercial hasta diciembre del 2025 y sumarán alrededor de 7,47 GW de capacidad en el Sistema Eléctrico Nacional. 

De acuerdo a un informe sobre el estudio de seguridad de abastecimiento del SEN, el Coordinador planificó que 470 centrales de generación limpia se conectarán a lo largo de este año, 92 harán lo propio en los doce meses del 2024 y, momentáneamente, las restantes 7 se pondrán en servicio durante el 2025. 

Y de la totalidad de los proyectos más del 90% corresponden a plantas fotovoltaicas. Puntualmente son 535 por 6230 MW de potencia, mayormente bajo el modelo de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD); seguido por 18 centrales hidroeléctricas (383 MW) y otros 16 parques eólicos (856 MW). 

Es decir que al 2025 podría haber más de 27,5 GW instalados de proyectos de generación en base a recursos renovables (hidroeléctrica, solar FV, eólica, biomasa y geotermia), considerando que hoy en día hay 20057 MW operativos, lo que corresponde al 61,4% de la capacidad instalada nacional en el SEN. 

Mientras que la participación de la solar y eólica combinada alcanzó 28%, pero si se suman las energías renovables no convencionales, como las centrales minihidroeléctricas y bioenergéticas, la participación fue cercana al 32-33%. 

El objetivo del informe fue disponer de una prospectiva de la situación de abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional en los siguientes meses, bajo las condiciones hidrológica desfavorables durante el primer año del horizonte de estudio e indisponibilidades en unidades generadoras de mayor tamaño y en localizaciones relevantes, de forma tal de identificar situaciones de riesgo de abastecimiento del sistema y eventuales medidas de mitigación de dichos riesgos

Adicionalmente y entre otros factores, el reporte indicó que habrá indisponibilidad de centrales térmicas “eficientes” entre enero – junio y agosto – enero, sumando a una la falla de la línea de 500 kV Nueva Pan de Azúcar – Polpaico durante la primera semana de junio de 2023, por lo que brindó algunas recomendaciones para mitigar los posibles déficits de suministro de energía. 

Una de las medidas contempla que será necesario continuar con las gestiones de la energía embalsada en centrales hidroeléctricas, considerando las restricciones de riego y reservas operacionales correspondientes. 

A lo que se debe agregar que se marcó la importancia que tendrán los nuevos ingresos de proyectos de generación limpia, conforme al plan de obras de parques renovables declarados en construcción, como así también la gestión de trabajos programados en líneas de transmisión del SEN y su posterior ejecución. 

Y cabe recordar que recientemente el Coordinador Eléctrico Nacional ya propuso más de 50 proyectos de expansión del sistema de transporte que, de concretarse, se incorporarán más de 7300 MVA.

El objetivo es, una vez más, destacar los proyectos fotovoltaicos de mayor impacto en el segmento de generación distribuida del sector fotovoltaico en Italia y Latinoamérica, construidos con módulos JinkoSolar durante el año 2022.

“Como empresa, creemos que apoyar y reconocer los mejores proyectos innovadores y sostenibles en el sector fotovoltaico es fundamental para el progreso del sector” comenta Beatrice Galeotti, Gerente de Marketing para Italia y América Latina de JinkoSolar, y continúa “Por eso vale la pena ser parte de esta competencia, que mostrará el trabajo, la dedicación y los resultados tangibles de las empresas y organizaciones del sector”.

Cada uno de los dos concursos se divide en 3 categorías y los proyectos más meritorios en cada categoría recibirán un premio especial además de ser mencionados en boletines y artículos de la industria. Todos los criterios de evaluación están disponibles en el sitio web del concurso.

Alentamos a todas las empresas y organizaciones elegibles a enviar sus proyectos completos antes del 12 de febrero de 2023 (la fecha de finalización de la construcción debe ser entre el 1 de febrero de 2022 y el 31 de diciembre de 2022).

Al participar en los JinkoSolar DG Awards 2022 Latam & Italy, no solo tendrá la oportunidad de mostrar su trabajo a un público más amplio, sino que también contribuirá a impulsar el crecimiento y desarrollo del sector de las energías renovables.

¡No pierda esta oportunidad y participe hoy en los JinkoSolar DG Awards 2022!

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Sumitomo Corporation Group, una de las corporaciones japonesas más grandes del mundo, y la empresa de generación y soluciones energéticas Colbún, anunciaron la conformación de una alianza para estudiar la factibilidad de desarrollar proyectos de hidrógeno verde destinado a producir amoniaco verde en las regiones de Antofagasta y Magallanes.

Con este objetivo, el presidente de Sumitomo Corporation Chile, Taizo Hayakawa, y el CEO de Colbún S.A., José Ignacio Escobar, firmaron un Memorándum de Entendimiento que define el alcance y objetivo de esta alianza.

En el caso de la Región del Antofagasta, para la producción de Hidrógeno Verde se evaluará la factibilidad de proveer parte del suministro de energía renovable con el proyecto solar fotovoltaico Inti Pacha (486 MW, comuna de María Elena) de Colbún, el cual ya cuenta con aprobación ambiental. Inti Pacha, junto a otras iniciativas fotovoltaicas de Colbún, permitirán abastecer de la energía necesaria para ejecutar este proyecto.

En cuanto a la exportación del amoniaco, se analizará la factibilidad de usar las instalaciones logísticas y portuarias de Interacid, filial portuaria de Sumitomo ubicada en Mejillones que hoy se dedica principalmente a la importación de ácido sulfúrico y combustibles para la minería.

Respecto a la Región de Magallanes, el acuerdo apunta a un proyecto de amoniaco verde con un potencial de producción de 1.000.000 de toneladas anuales, y comprende los estudios de factibilidad para: instalaciones portuarias, generación de energía renovable y el desarrollo de infraestructura para elaborar hidrógeno, entre otros.

Rol del Amoniaco Verde

El amoniaco verde es un elemento producido a partir del hidrógeno verde y como tal es parte de su cadena de valor. Es considerado un vector energético, es decir, puede ser utilizado para almacenar y transportar energía y, en comparación con el hidrógeno, el amoniaco es un elemento mucho más fácil de almacenar, transportar y distribuir.

Si bien hoy es usado principalmente en las industrias de fertilizantes y explosivos, a nivel mundial se están impulsando tecnologías que permitan usar el amoniaco para producir electricidad a través de celdas de combustible (tal como el hidrógeno) o en una turbina como el gas, pero sin generar emisiones de CO2.

José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, destacó la importancia de este hito dentro de la agenda estratégica que ha definido Colbún de cara al 2030. “Nos sentimos honrados de poder desarrollar en conjunto con Sumitomo estos proyectos de gran escala de amoniaco verde”.

“Es un paso tremendamente importante, que nos permitirá ir consolidando nuestra estrategia de crecimiento basada en nuevas tecnologías -dentro de las cuales se sitúa el hidrógeno verde, y sus distintas formas de conversión- y a su vez avanzar en transformar a nuestro país en una potencia de hidrógeno verde y sus derivados tanto para Chile como para el mundo”, resaltó.

El ejecutivo además hizo énfasis en que el hidrógeno verde -y el amoniaco que se produce a partir de éste- representan a la fecha una de las mejores opciones para avanzar en la transición energética y descarbonizar ciertas industrias donde la electrificación directa no aparece hoy como factible.

Por su parte, Taizo Hayakawa, Presidente Sumitomo Corporation Chile, estableció: “Colbún es una empresa con mucha experiencia en el desarrollo de energía verde en Chile y tiene un importante know how en cómo desarrollar proyectos, incluso en zonas extremas. Junto a Colbún podemos desarrollar proyectos muy competitivos y factibles para suministrar amoníaco verde a Chile, Japón y a todo el mundo”.

Guillermo Figueroa, Gerente General de Proyectos Carbono Neutral de Sumitomo Corporation Chile, se refirió a la alianza: “Este acuerdo nos permitirá aunar esfuerzos con Colbún, generando sinergias para agilizar el estudio y desarrollo de proyectos de hidrógeno y amoníaco verde de gran escala. En conjunto, podemos agregar mayor valor para la integración de las energías renovables con la producción de hidrógeno verde con el objetivo de producir el amoniaco verde más competitivo para el mercado”.

Cabe destacar que, con el fin de impulsar al Hidrógeno Verde como una nueva oportunidad de negocio en línea con la estrategia de crecimiento de Colbún, en junio de 2022 Colbún creó la Gerencia de Hidrógeno Verde, a cargo de Juan Pablo Fiedler.

“Nuestra estrategia de Hidrógeno Verde tiene dos focos. Uno, vinculado al mercado doméstico, donde vemos que puede ser una opción relevante para la descarbonización de nuestros clientes, o potenciales clientes, en Chile o Perú. Y el segundo foco apunta a contribuir para que Chile se posicione como un actor relevante de esta industria a nivel mundial”, señaló Fiedler.

Sobre Sumitomo Corporation

Conglomerado japonés fundado en 1919 con experiencia global en el desarrollo de mercados de energía e infraestructura, y trayectoria en la cadena de valor del hidrógeno a través de varias de las compañías de su portafolio.
Cuenta con seis unidades comerciales: Productos Metálicos / Sistemas de Transporte y Construcción / Infraestructura / Medios y Digital / Vivienda y Bienes Raíces / Recursos Minerales, Energía, Químicos y Electrónicos.
Desde hace 25 años está clasificada en la lista Fortune Global 500 como una de las empresas globales líderes en el desarrollo mundial.

Sobre Colbún S.A.

Empresa con más de 35 años de trayectoria dedicada a la generación y comercialización de energía.
Cuenta con cerca de 1.000 trabajadores y una potencia instalada cercana a los 4.000 MW a través de 27 centrales de generación.
La compañía, que cuenta con operaciones en Chile y Perú, está impulsando un fuerte programa de proyectos de energía renovable solar y eólica para sustentar su crecimiento.

La Ministra de Minas y Energía Irene Vélez Torres, inaugurará este viernes 3 de febrero en el municipio San Sebastián de Mariquita en el departamento de Tolima, un grupo de parques solares construidos por la compañía española Grenergy Renovables.

Se trata  de los tres primeros del proyectos fotovoltaicos de esta compañía en el departamento, los cuales cuentan con una potencia total de 37 MWp, cuya producción de 420 GWh/año será suficiente para dar suministro eléctrico de origen renovable a cerca de 160.000 hogares.

En un acto institucional, que contará con la presencia la Ministra de Minas y Energía Irene Vélez Torres, el embajador de España, Don Joaquín de Aristegui, además de altos directivos de Grenergy, la compañía explicará las características del parque y ratificará su apuesta por la transición energética de Colombia.

Asimismo, Grenergy comentará sus iniciativas de creación de impacto social positivo en el entorno de sus proyectos en términos de inversión, empleo, participación de la mujer y apoyo a la comunidad local.

Sobre Grenergy Renovables

Grenergy Renovables es una compañía española creada en 2007, productora independiente de energía a partir de fuentes renovables, fundamentalmente eólica y fotovoltaica, que 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 un pipeline global de más de 10 GW en varias etapas de desarrollo en los diez países donde opera en el mercado europeo (España, Italia, Polonia y Reino Unido), norteamericano (Estados Unidos) y latinoamericano (Chile, Perú, México, Argentina y Colombia).

República Dominicana, a través de la Comisión Nacional de Energía (CNE), otorgó nuevas concesiones definitivas para proyectos de energías renovables en el inicio de este año 2023.

Durante este mes de enero la Comisión suscribió contratos con cuatro proyectos de generación renovable que sumarán más de 65 MW de potencia instalada en los próximos años.

Se trata de los Parques de Energía Renovable Ingenio Barahona (7 MW), Parque Solar Canoa II (32.6 MWp), Parque Fotovoltaico Las Barias Solar (14.97 MWp) y Parque Fotovoltaico Los Jovillos Solar (10.44 MWp).

Además, la Superintendencia de Energía recomendó a la CNE avanzar con la concesión definitiva para SIBA Energy Corporation, BVI., para un nuevo proyecto de generación a gas natural con una capacidad instalada de 270.2 MM en el municipio Andrés Boca Chica, provincia de Santo Domingo.

Hasta tanto aquel megaproyecto de gas natural sea tomado en consideración por la CNE, los proyectos de generación renovable que avanzan en el mercado dominicano son en su mayoría de tecnología solar fotovoltaica y uno en específico será a partir de bioenergías.

En concreto, el proyecto «Energía Renovable Ingenio Barahona» de 7 MW tendrá como fuente primaria de energía la biomasa a partir del bagazo de la caña de azúcar de la Empresa Consorcio Azucarero Central.

Por su parte, el «Parque Solar Canoa II» de 32.6 MWp permitirá a la Empresa Emerald Solar Energy, S.R.L. ampliar su capacidad instalada a 65.2 MWp en la comunidad de Canoa, municipio de Vicente Noble.

Y finalmente, el «Parque Fotovoltaico Los Jovillos Solar», propiedad de la Empresa Los Jovillos Solar FV, S.A.S., tendrá una capacidad de 14.97 MWp, mientras que la del proyecto«Las Barias Solar» será de 10.44 MWp.

Brasil sigue batiendo récord en la región en cuanto a capacidad renovable instalada. Tal es así que recientemente la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) dio a conocer que el país consolidó el 2022 con 24 GW de potencia solar operativa.

Durante dicho año, se incorporaron 9846 MW, de los cuales 6871 MW fueron bajo el modelo de generación distribuida (GD – máximo 5 MW), mientras que los restantes 2975 MW llegaron por el lado de la generación centralizada (GC) en el Mercado Eléctrico Mayorista. 

Yajo las previsiones de ABSOLAR, el crecimiento no se estancará sino que se espera una mayor evolución a lo largo de los próximos meses, no sólo por la cantidad de parques fotovoltaicos en distintas etapas de construcción, sino también por los propios efectos de la ley de GD del país y la macroeconomía nacional. 

“Proyectamos que será un año mejor de lo que fue el 2022 para la energía solar, con un incremento de 10,13 GW de capacidad en un análisis conservador”, aseguró durante un webinar Ronaldo Koloszuk, presidente del Consejo de Administración de ABSOLAR. 

De estos 10,13 GW, se prevé que más de la mitad se instalen a través de equipos de generación distribuida (5500 MW), mientras que por el lado de la GC, se proyecta que se añadirán alrededor de 4630 MW. 

“En generación centralizada tendremos una aceleración este año en vista de todos los proyectos que están en progreso, por lo que pasará de 3,14 GW de aumento en 2022 a 4,63 GW en el corriente año”, sostuvo Koloszuk. 

De ese modo, Brasil podría alcanzar 34 GW de potencia fotovoltaica operativa, repartidos entre casi 22 GW colocados en sistemas conectados a la red de distribución y 12 GW en parques renovables centralizados. 

“Por supuesto que puede cambiar, pero el gobierno está señalizando un programa para energía solar para sectores de bajos ingresos, entonces tal vez haya un crecimiento mayor que 2022”, agregó el  presidente del Consejo de Administración de ABSOLAR.  

Brasil espera nuevos récords de potencia renovable instalada para los próximos años

¿A qué se debe la proyección conservadora? 

De acuerdo a lo que explicó el especialista, se analizaron premisas vinculadas a la macroeconomía (inflación y costo de capital entre otros factores), las posibles medidas del nuevo gobierno electo (tanto federal como estatal) y los efectos de los plazos de la Ley N° 14300/22, la cual se espera se reglamente en el transcurso del 2023. 

A ello se debe agregar el fomento a la autogeneración, el impacto que podría tener el mercado libre en la micro y mini generación distribuida, como también la modernización del sector eléctrico y los nuevos contratos para grandes usinas fotovoltaicas. 

Misiones se prepara para seguir implementando proyectos renovables en distintos puntos de la provincia, con ejes principalmente enfocados en la instalación de parques de generación fotovoltaica y a partir de la biomasa.  

Paolo Quintana, ministro de Energía de la provincia de Misiones, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y dio a conocer los próximos pasos de esta iniciativa sustentable con la que, en algunos casos, se buscará reemplazar generación forzada (combustibles más contaminantes y costosos). 

“En biomasa tenemos varios proyectos de 3 MW del lado privado y, a su vez, trabajamos en una propuesta para realizar dos parques de 15 a 20 MW de capacidad cada uno. Aún están en etapa de análisis y serán en centros donde hay mucho desarrollo forestal, insumo disponible y generación forzada”, aseguró. 

Mientras que por el lado de la energía solar, a principios del 2022, Misiones fijó la meta de instalar 150 MW en tres años, considerando su ley N° 16139 que fomenta el uso de plantas fotovoltaicas dentro de la matriz energética provincial. 

Y a un año de haber iniciado ese proceso, Misiones ya cuenta con 52 MW en curso en diferentes localidades, pero mantiene el objetivo de ampliar el número de plantas renovables y así suplir los distintos tipos de demanda. 

“Tenemos cuatro parques en construcción ya avanzada y tres que comenzarían la construcción entre la segunda semana de febrero y marzo. Pero además, llevamos 12 MW de proyectos en etapa de pre-pliego y la idea es iniciar en marzo con alguna de las licitaciones y continuar el proceso de forma escalonada”, afirmó el ministro de Energía. 

Por ejemplo, se prevé que la central solar en Comandante Andresito (noreste de la provincia) tenga sistemas de con almacenamiento integrados, debido a que la zona es un polo dedicado principalmente a la forestación y producción yerbera que cuenta con bajos niveles de tensión debido a la extensa longitud de la línea de 33kV para llegar a ese punto (73 km). 

“Todos los proyectos tienen y tendrán la condición de EPC donde el gobierno es quien ejecuta y dona a la empresa prestataria o la cooperativa eléctrica, dependiendo donde esté implementado el emprendimiento. Y nuestra política es un modelo de diversificación, sustentabilidad y desarrollo local, desde componentes hasta mano de obra”, manifestó Quintana. 

Líneas de transmisión

La mirada no sólo está puesta en la instalación de plantas renovables, sino también en soluciones que permitan abrir más oportunidades a corto, mediano y largo plazo. Y es por ello que desde la provincia también visualizan expandir el sistema de transporte. 

“Tenemos dos pliegos de estaciones transformadoras, tanto en el sur como en el Alto Uruguay, y estamos terminando uno de la línea de 500 kV. La idea es que este año salga la licitación, pero lleva su tiempo y estamos en tratativas con Transener”, vaticinó el ministro de Energía, 

“Además, desde que comenzó la gestión en 2020 sacamos un proyecto de 132 kV por año, sobre las Rutas N° 12 y N° 14 y otro en Iguazú. En consecuencia, la idea para el 2023 es sacar el cuarto proyecto de 132 kV, que nos ayudaría a desplazar generación forzada en algunos puntos y darnos mayor capacidad para instalar parques en la zona donde trabajamos”, concluyó

El Coordinador Eléctrico Nacional dio a conocer su propuesta de expansión para el sistema de transmisión eléctrico del país correspondiente al año 2023, de acuerdo con lo establecido en la Ley N°20.936 de 2016.

La propuesta es el resultado de un estudio de planificación eléctrica realizado por el Coordinador, que considera una proyección de la demanda de energía y potencia para el periodo 2023-2042, con escenarios de oferta de generación desarrollados mediante modelos de optimización de inversiones en generación y transmisión, que incluyen tecnologías que facilitan el proceso de transición hacia una matriz energética 100% renovable.

Los proyectos de transmisión propuestos permiten cumplir con los criterios establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio y son el resultado del análisis realizado luego del diagnóstico de uso del sistema de transmisión, publicado por el Coordinador en diciembre de 2022, obtenido a partir de las simulaciones de la operación del sistema en el largo plazo, bajo diversas condiciones hidrológicas y de variabilidad de generación renovable.

La propuesta está compuesta por 23 proyectos que totalizan un valor de inversión de US$ 279 millones. Del total de proyectos, siete corresponden al desarrollo del sistema de transmisión nacional (US$ 175 millones), y 16 a proyectos de transmisión zonal (US$ 104 millones).

Adicionalmente, se proponen proyectos que permiten liberar congestiones producidas por inyecciones de PMGD en sistemas de transmisión zonal, y que corresponde a 32 proyectos en subestaciones con una inversión de US$ 112 millones, con lo cual el monto de inversión total propuesto por el Coordinador alcanza a los US$ 391 millones.

Los proyectos de expansión asociados al sistema de transmisión nacional están planteados para facilitar la oferta y promover la competencia, en tanto que los proyectos de transmisión zonal están diseñados para otorgar suficiencia y calidad de servicio a ese segmento de transmisión.

Cabe destacar que en las valorizaciones de ampliaciones en líneas de transmisión, el Coordinador incorpora el costo de tendidos auxiliares cuando corresponda, con el fin de viabilizar la ejecución de los proyectos minimizando las desconexiones a clientes.

Adicionalmente, en esta propuesta el Coordinador busca promover la innovación en la industria a través de la incorporación de sistemas de monitoreo dinámico de líneas de transmisión DLR, considerando que son una tecnología madura en redes internacionales y que permitirán optimizar el uso de las capacidades de transmisión en el corto y mediano plazo. En este informe se identifican cuatro líneas nacionales y una línea zonal como candidatas a implementar este tipo de sistema de monitoreo, sin perjuicio de que puedan existir también, otras líneas candidatas.

Luego de la publicación del informe del Coordinador, el proceso continúa con la convocatoria que hace la Comisión Nacional de Energía (CNE) a las empresas a proponer proyectos de transmisión, para posteriormente emitir su Informe Técnico Preliminar hacia fines del segundo semestre de 2023.

Lo invitamos a descargar el informe completo, haciendo click en el siguiente enlace:

https://www.coordinador.cl/desarrollo/documentos/desarrollo-de-la-transmision/propuesta-expansion-transmision-2023/propuesta-2023/

América Latina y el Caribe registra un progreso significativo en materia de acceso a la energía eléctrica. De acuerdo con el informe “Panorama energético de América Latina y el Caribe 2022” de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) de 58.6 millones de habitantes sin acceso en el año 2000, se pasó a los 16.1 millones en 2021.  

Aquello se vería reflejado en la tasa de cobertura eléctrica de la región que en el 2021 fue de 97.6% y que en buena medida habría logrado ese avance gracias a licitaciones de suministro de energía renovable y almacenamiento para comunidades remotas en zonas no interconectadas.  

Ahora bien, fabricantes del sector energético renovable advierten que, para cubrir el porcentaje restante, las nuevas licitaciones podrían tener puntos de mejora que aseguren la sosteniblidad de las instalaciones. 

“Históricamente, lo que hemos visto es que las licitaciones han ido siempre a precio. Los gobiernos, muchas veces por falta de conocimiento, lo único que solicitan cuando buscan la electrificación de zonas no interconectadas es un determinado número de instalaciones y lo único que valoran es el precio de la oferta más barata”, comentó David Lopez Liria, gerente de ventas para Latinoamérica y el Caribe de Victron Energy.   

Desde la óptica del referente del sector, esto acarrea dos problemas principales, uno es la pérdida de dinero y el otro es la pérdida de confianza de los usuarios finales para con las instalaciones solares fotovoltaicas y de almacenamiento energético. 

“Desgraciadamente, cuando se ha ido a precio lo que hemos visto es que los sistemas fallan en muy poco tiempo porque se instalan equipos fotovoltaicos de muy poca calidad y las baterías también fallan muy pronto”.

“Con lo cual, se han invertido muchos miles de dólares -cuanto no millones de dólares- en esas licitaciones para que en menos de un año probablemente el 60% o el 70% de esas instalaciones no funcionan”, consideró David Lopez Liria. 

¿Cuál sería la solución? Más allá de fijar criterios más rigurosos para la calificación de empresas proponentes, Lopez Liria apuntó a exigir garantías de funcionamiento de los sistemas a instalar. 

«Mi sugerencia sería, por favor, obliguen a quien gane esas licitaciones a que esos sistemas estén operativos como mínimo durante cinco años o que tengan, según el caso, un mínimo de ciclos de vida”, puntualizó Lopez, en referencia no sólo a los componentes fotovoltaicos que ofrecen un plazo de vida útil más amplio sino también a las baterías.

Esta exigencia llevaría a que las empresas se comprometan con la sostenibilidad del negocio mientras elevan los estándares de calidad en los componentes tecnológicos que se incluyen en las ofertas. 

“Hay equipos de calidad. Evidentemente nosotros somos una opción, pero hay otras opciones en el mercado”, indicó David Lopez Liria, gerente de ventas para Latinoamérica y el Caribe de Victron Energy.   

En el caso de Victron Energy, la empresa cuenta con distribuidores locales en casi la totalidad de países en América Latina y el Caribe desde los cuales se puede realizar entrega inmediata de los equipos que requieran los clientes o como mucho de unos días, en caso de que los equipos no esté en stock porque el portfolio de Victron es muy amplio, cuando se necesite hacer un envío de equipos desde las bodegas con las que cuenta la empresa en Estados Unidos.

La  Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, participó el pasado viernes 27 de la inauguración del Ecoparque Solar Brisas, en el municipio de Aipe (Huila), construido por la empresa AES Colombia, bajo un contrato de suministro de energía para para las operaciones de Ecopetrol en este departamento.

Este complejo, que tiene una capacidad instalada de 26 megavatios (MWp), una extensión de 21 hectáreas, y que cuenta con más de 49 mil paneles con tecnología bifacial, garantizará la autogeneración de energía solar para Ecopetrol por un periodo de 15 años. Su funcionamiento permitirá reducir las emisiones de CO2 en más de 216 mil toneladas durante la vigencia del contrato.

La tecnología utilizada en el ecoparque capta la luz del sol por ambas caras de los paneles, con lo cual se obtiene la mayor eficiencia y el mayor factor de planta posible. Además, el complejo contará con tecnología de seguimiento del sol, lo que permite que en todo momento los rayos impacten de manera perpendicular los módulos fotovoltaicos.

Para la Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, la inauguración de este moderno parque, es una muestra más de las capacidades de Ecopetrol para convertirse en líder de energías renovables en el país y en la región.

“Cuando decimos que Ecopetrol puede impulsar las energías renovables en Colombia y liderar este proceso en Latinoamérica, lo decimos porque sabemos de sus capacidades técnicas y de la excelente planeación que está haciendo la empresa para cumplir sus metas en reducción de emisiones y para convertirse no solo en autogenerador para sus operaciones, sino en el gran promotor de la Transición Energética Justa en nuestro país”, afirmó la Ministra.

La construcción de este ecoparque solar generó alrededor de 285 oportunidades laborales, de las cuales el 73% fue mano de obra local, el 22% fueron mujeres y el 35% jóvenes entre los 18 y los 25 años. Así mismo, se contrataron bienes y servicios locales por 2.200 millones de pesos.

El presidente del Grupo Ecopetrol, Felipe Bayón, celebró la puesta en marcha del ecoparque y ratificó el compromiso de la empresa estatal con lograr meta de cero emisiones netas de carbono en 2050.

“Esto es parte del plan que tenemos para llegar al 2025 con unos 900 megavatios de capacidad instalada en energía renovable. Todas estas acciones le apuntan a nuestra meta de cero emisiones netas de carbono en 2050 y para eso avanzamos con proyectos de energía eólica, biomasa, pilotos de hidrógeno, entre otros”, señaló Bayón.

A su turno, el presidente de la Unidad de Negocios Internacionales de AES Corporation, Juan Ignacio Rubiolo, expresó que el complejo Brisas representa un respaldo a la transición energética en Colombia. “Estamos acelerando el futuro de la energía con soluciones que permitan alcanzar los objetivos de carbono neutralidad que tienen tanto países como organizaciones a nivel mundial, a través de fuentes de generación renovables y bajas en emisiones, de tecnología con las baterías, y de nuevas fuentes como lo es el hidrógeno”, manifestó.

Ecopetrol cuenta con otros dos ecoparques solares (también construidos por AES Colombia) que entregan energía al grupo: Castilla y San Fernando, ubicados en el departamento del Meta, que entre los dos suman 82 MW de capacidad instalada. Con corte a diciembre de 2022, según la empresa, estos dos activos registraron una reducción de más de 32.000 toneladas de CO2 y generaron ahorros por más de $22.000 millones a Ecopetrol al 30 de octubre del año pasado.

En la inauguración del ecoparque solar Brisas también participaron miembros de la Junta Directiva de Ecopetrol; el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón; el presidente de AES Colombia, Federico Echavarría, autoridades locales, trabajadores y representantes de la comunidad.

La implementación del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS) era una deuda pendiente reclamada por diversos protagonistas del sector energético de Argentina, considerando que pasaron más de cuatro años desde que se reglamentó la Ley Nacional N° 27424 y que hasta el momento no hubo novedades del apalancamiento de proyectos a través de dicha herramienta. 

Sin embargo, esto podría cambiar a partir de la próxima semana, dado que el gobierno nacional avanza en la materia y está próximo a lograr un acuerdo con el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE). 

“El martes se firmará el primer convenio para implementar el FODIS. Será en conjunto con BICE, BIFISA (administrador del BICE) y la Secretaría de Energía de la Nación, y se comunicará que empieza a poner en funcionamiento la plata del FODIS para apalancar proyectos”, adelantó Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Sec. de Energía de la Nación, en conversación con Energía Estratégica. 

“Por ahora estará un poco más orientado a la parte más industrial. Pero la idea es que una vez que se firme el convenio y lo tengamos armado, ver cómo funciona y palpar el interés para dar financiamiento a través de otros bancos”, aseguró. 

Es decir que no sólo se prevé tener los créditos que otorgue el Banco de Inversión y Comercio Exterior, sino también dialogar con entidades privadas y públicas y, de ese modo, conseguir que más bancos se sumen a esta financiación específica para el sector y apalancar un porcentaje de las tasas para la compra de equipos de generación distribuida. 

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

En el caso del convenio con BICE, el coordinador de GD de la Secretaría de Energía explicó serán créditos a seis años y, con dinero del FODIS, se reducirán 18 puntos sobre la tasa específica que otorga el banco, “la cual está en el orden de una tasa normal de un préstamo” 

La generación distribuida bajo la Ley N° 27424 se verá beneficiada y podría aumentar la cantidad de usuarios – generadores y de potencia operativa por encima de los 1072 U/G y 18 MW instalados con los que el país finalizó el 2022, año en el que se incorporaron 319 U/G y casi el 50% de la capacidad bajo este modelo. 

“Si bien en cantidad de usuarios – generadores estamos por detrás, en potencia instalada se alcanzó el objetivo y la perspectiva principal del 2023 será duplicar nuevamente la capacidad operativa y quedar cerca de los 40 MW. Es muy alto el interés del sector privado por la GD, todo el tiempo hay consultas de usuarios residenciales, comerciales e industriales”, afirmó Biurrún. 

«El 2023 será el año de inicio de operaciones del gran portafolio renovable que está cociéndose en Colombia. Una muestra de ello es este encuentro impresionante de personas de toda la cadena de valor», declaró Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión Comercial e Innovación del Grupo Energía Bogotá, durante el evento físico Andean Renewable Summit, desarrollado por Future Energy Summit –FES– (antes, Latam Future Energy) el pasado 25 y 26 de octubre en Colombia.

¿Qué balance hace del evento? ¿Qué expectativas hay sobre el mercado colombiano? Fueron algunas de las preguntas que realizó Gastón Fenés, director de Energía Estratégica, en la entrevista a Álvaro Villasante.

«Es un excelente espacio, nunca había visto un evento con tanta ilusión, con las personas tan animadas, con tanto networking. Más de 500 personas, dos días sin parar de conversar, es muestra clave del interés que Colombia genera en el sector renovable», expresó Villasante.

Fabricantes, desarrolladores, epecistas, distribuidores y demás actores del sector público y privado participan activamente de los eventos de Future Energy Summit –FES– ya sea en los salones de conferencias donde se realizan debates de alto nivel para el subsector eléctrico, como en los espacios de networking en los cuales se exploran sinergias y nuevos negocios en distintos mercados.

En especial, Colombia se destaca hace ya algunos años por las licitaciones públicas para proyectos de generación renovable, subastas privadas de energía que incluyen al mercado regulado, la estandarización de contratos bilaterales y nuevas convocatorias para almacenamiento energético.

«Colombia tiene una de las matrices más limpias del mundo pero está apostando a una diversificación en múltiples frentes. Muestra de ello es la representación variada de personas interesadas no sólo en solar y eólica, sino también en almacenamiento, hidrógeno e infraestructura de transmisión», observó Álvaro Villasante durante la entrevista.

Ahora bien, también advirtió que el panorama de inversiones va más allá de apostar a un sólo mercado y resaltó lo estratégico que significa coincidir con sus pares en un mismo lugar y concretar negocios para distintos países.

«Me he encontrado amigos de más de 30 países que están todos interesados en seguir impulsando inversiones en Latinoamérica», confió el vicepresidente de Gestión Comercial e Innovación del Grupo Energía Bogotá.

En atención a aquello, Future Energy Summit duplica sus esfuerzos este año para ampliar su gira de eventos presenciales y virtuales en Europa y América Latina y el Caribe. La agenda de encuentros se encuentra disponible en https://futurenergysummit.com/ y los interesados en participar ya pueden reservar su plaza.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit.

El comienzo del año en Chile llega con más desafíos para las energías renovables a comparación de otros años, no sólo porque se espera se mejoren los magros resultados dados en la Licitación de Suministro 2022, sino también por la incertidumbre generada a raíz de que algunas empresas suministradoras hayan declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones derivadas del Mercado de Corto Plazo, entre otras cuestiones. 

Desde la consultora Valgesta Nueva Energía dialogaron con Energía Estratégica, donde analizaron la situación actual del mercado de las renovables, retos, oportunidades y perspectivas para el 2023

“Las renovables seguirán creciendo. Hay mucho interés por ella, pero debemos tener cuidado y necesitamos trabajar con un sistema de transmisión más robusto para transportar la energía limpia hacia los centros de consumo, porque sino seguiremos observando niveles de vertimiento en ciertas zonas y estaciones del año”, aseguró Juan Ignacio Alarcón, gerente de estudios de la entidad. 

Con ello se planteó la importancia de optimizar la planificación y operación del sistema, para “operar en zonas más relajadas” y poco a poco mejorar el uso de las redes y reducir las restricciones existentes en el SEN. 

“Sin embargo, podrían existir otras empresas en una situación financiera y económica bastante compleja durante el 2023. En efecto, podría haber algún nuevo tipo de contrato regulado al cual se intente poner término de forma anticipada por parte del suministrador. Es decir, hay riesgo de que se puedan dar más insolvencias durante el 2023. ”, agregó. 

Conclusión a la que se llegó mediante el análisis de los balances comerciales de algunos proyectos, entre otros factores, el cual determinó que la mantención de los mismos sea muy “compleja” y difícil de sostener financieramente. 

“Tenemos unos costos sistémicos que aumentaron y superaron los niveles de años anteriores. Aunque las causas que llegaron a tal solicitudes deben estudiarse con mucho cuidado y, lo más importante, no hay que extrapolarlo al resto de los contratos”, sostuvo Alarcón. 

¿Qué medidas se podrían tomar para mitigar esta situación? La mejor alternativa para que no se repitan estos hechos y garantizar el cumplimiento parece ser una mejora regulatoria a partir del diálogo público – privado. Tal es así que la Comisión Nacional de Energía recientemente presentó propuestas en Mercado de Corto Plazo,

“La solución que dé la CNE y las propias empresas distribuidoras a este problema, podrían generar un presente complejo, y desde ya creemos que pone una fuerte presión a las condiciones de los procesos licitatorios a futuro, pero esperamos observar bases distintas, por lo que es importante el diálogo público – privado para lograrlo”, manifestó el gerente de estudios de Valgesta Nueva Energía.

¿Desde su fundación a la actualidad cómo evalúa el avance de la Fundación Mujer y Energía?

Con un 1 año cumplido en diciembre, nuestra Fundación ha tenido un crecimiento sostenido, enfocándonos principalmente en nuestra gestión académica y social en favor de las mujeres del sector energético de Panamá y ampliándose a Latinoamérica. Conformada por su consejo fundacional, dirección ejecutiva y un equipo de trabajo extraordinario quienes brindan su voluntariado, entre ellas Lissy Jované, Luisa Alvarado, Chun Xia Zhang, Katherina Santamaría y Denis Zúñiga, todas mujeres profesionales de la energía de nuestro país.

Contando además, con alianzas importantes hasta la fecha como las suscritas con Formato Educativo Escuela de Negocios de España, la Red de Mujeres En Energía Renovable y Eficiencia Energética de México y la Plataforma de Voluntariado Ponte En Algo y Voluntarios de Panamá.

Asimismo, hemos realizado actividades en colaboración con las 100 Mujeres Lideres Globales (G100), Fundación AES Panamá, Fundación Colon Crece Contigo, Apede Colón, Eneryou, Universidad Externado de Colombia y otras redes de mujeres en la energía como: GWNET Alemania, WIN Sección Lima Perú, Mujeres Oil and Gas Colombia, WING Ecuador, MESOL Brasil. Estrenando nuestro 1er taller 2023, sobre “Energía Nuclear y el Rol de la Mujer en esta Industria, en colaboración con WIN Chile.

¿Qué principales hitos destacan haber logrado? 

Entre nuestros principales hitos logrados resaltan:

Entrega de becas parciales a 15 destinatarios a través de nuestro 1er programa de becas para maestrías en España 2023 en colaboración con Formato Educativo
Colaboración con el G100 para formar la primera Ala de Ingeniería y Energía en Panamá y promover el liderazgo de sus miembros.
Networking regional para mujeres en la energía de Latinoamérica en colaboración con otras organizaciones en la región que promueven estos temas.
Participación de nuestro equipo en eventos locales y en foros como “La 3ra edición de Renpower América Central” y al igual que, “El 1er Foro Regional Mujeres de Impacto”.
Diversos talleres y cursos con expertos en la energía.

Empoderando a 430 mujeres de Panamá y Latinoamérica en 2022 a través de nuestras actividades académicas y sociales.

¿Qué nuevos retos y oportunidades identifica que aparecieron en la «nueva normalidad postpandemia» para la mujer profesional del sector energético?

Sin duda durante la postpandemia, las discusiones sobre el tema de la mujer tomaron vigor producto de cómo se acrecentó la brecha de la desigualdad. Es claro que, las mujeres profesionales del sector energético nos enfrentamos hoy a barreras importantes como la percepción de los roles de género (una industria masculinizada), la doble jornada (trabajo y maternidad), la educación (poca capacitación, información o acceso estas carreras de energía), la baja participación en puestos directivos tanto en el sector público como privado y la desigualdad salarial, entre otras.

El 75% de las mujeres perciben la existencia de barreras para incursionar y avanzar en el sector energético, según datos del informe titulado “energía renovables: una perspectiva de género”, elaborado por IRENA.

Es por ello que, ante la transición energética, las mujeres no pueden quedar fuera de esta conversación y de las oportunidades que brinda, especialmente ante la gran generación de empleos que están gestionándose y que se avecinan, con la finalidad de que se elimine cualquier tipo de sesgo de género en las contrataciones. Razón por la cual, es necesario que las empresas contemplen planes y políticas certeras enfocadas a derribar estas barreras y contribuir a aumentar la participación de las mujeres la industria.

¿Qué objetivos de gestión se proponen para este año?

Este año 2023, buscamos impulsar el “liderazgo de la mujer en la energía”, con acciones relevantes tanto en el área académica como social en cooperación con otros aliados para lograr resultados transformadores en la igualdad de género. Donde estaremos realizando nuestro 1er programa de liderazgo y nuestra 2da convocatoria del programa de becas parciales para maestrías en España 2024.

Asimismo, mantendremos nuestros talleres y cursos, incorporando también giras a plantas de energía, mentorías y nuevas alianzas. Los cuales estaremos ofreciendo para mujeres de Panamá y resto de Latinoamérica, con perspectivas de ampliar e incorporar a otros sectores de la sociedad.

Razón por la cual, les invito a seguir nuestras rede sociales: Twitter – fundacion_mye | LinkedIn: Fundación Mujer y Energía | IG: fundamujeryenergia o escribirnos a fundacionmujeryenergia@gmail.com

¿Preparan alguna actividad por su segundo aniversario el 16 de diciembre del 2023?

En nuestro mes de aniversario, tenemos como perspectiva junto a otros aliados donar dispositivos eficientes a estudiantes como también colaborar con una campaña para la recolección de juguetes en reconocidos almacenes del país, destinados a niños de escasos recursos.

Los clientes pueden estar tranquilos y seguir gozando de la energía que les brindan sus paneles solares, pues los cambios propuestos por autoridades a las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACG) en materia de Generación Distribuida no representan medidas retroactivas.

Banverde desea comunicar su postura frente al proyecto de ajustes a dichas Disposiciones, tema al cual ha dado seguimiento desde que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) presentó a la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (Conamer) el anteproyecto respectivo el 28 de octubre de 2022.

Los clientes de Banverde, para su tranquilidad, deben saber que el proyecto es claro en el sentido de que sus lineamientos no son retroactivos, por lo cual los contratos vigentes no sufrirán ningún cambio en la metodología o responsabilidades hasta la fecha en que se establece su validez.

En ese sentido, debe subrayarse que las centrales eléctricas ya interconectadas o con una solicitud de interconexión ingresada a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se regirán bajo la regulación vigente hasta la fecha.

Adicionalmente, Banverde ha preparado un amparo para proteger a todos los sistemas fotovoltaicos en su portafolio frente a las nuevas Disposiciones, así como para aquellos en proceso de construcción y los clientes que firmen Contratos de Compra de Energía con la empresa durante el periodo que abarque, desde la publicación de las DACG en el Diario Oficial de la Federación, hasta su entrada en vigor, el cual se prevé que sea de seis meses.

El Área Legal y Técnica de Banverde considera que el amparo tiene altas probabilidades de éxito, con base en los precedentes en tribunales relacionados con principios de protección al medio ambiente, combate al cambio climático, así como irretroactividad de la norma.

En este contexto, Banverde también está en posición de celebrar Contratos de Compra de Energía, iniciar la construcción, instalación y solicitud de interconexión en la CFE, antes de la publicación y entrada en vigor de las nuevas DACG.

Adicionalmente, existe la alternativa para modificar un sistema solar a Zero Export o con limitación de exportación a las redes generales de distribución, lo que significa que un cliente puede percibir la energía producida por el sistema fotovoltaico sin necesidad de estar interconectado a la red de la CFE.

La victoria electoral de Luiz Inácio Lula da Silva pone altas expectativas en Brasil para la protección del bosque tropical del Amazonas, afirmó durante la edición 20 de Stories to Watch (STW) Ani Dasgupta, presidente y director ejecutivo del World Resources Institute (WRI).

Historias a seguir, por su traducción al español, es el evento anual más importante de WRI. Da un vistazo a las historias que marcarán el rumbo del mundo en materia climática bajo la mirada de los expertos de la red global de la organización. El evento es un referente para legisladores, líderes empresariales y de opinión y los medios de comunicación de todo el mundo.

La edición de este año presenta cuatro historias: el posible nuevo impulso a la protección del bosque tropical del Amazonas; la crisis energética mundial desatada del conflicto en Ucrania; la necesidad mundial de financiamiento para la transición a economías descarbonizadas, y las nuevas y ambiciosas leyes medioambientales estadounidenses. Estas historias se centran en responder a la pregunta: ¿veremos más progreso hacia un desarrollo más sostenible y equitativo en 2023?

Al presentar el panorama mundial, el presidente de WRI destacó que en 2022 hubo avances importantes, como un nuevo récord en el despliegue mundial de energías renovables al aumentar a un 8%, y un fuerte apoyo político en la Unión Europea, China y América Latina que ha llevado a pronósticos de energía renovable más optimistas para 2023.

También destacó el acuerdo en la COP27 para establecer un fondo dedicado a pérdidas y daños, el nuevo nivel de compromiso por la protección de la tierra, el agua y el combate a la pérdida de la biodiversidad logrado en la Cumbre de Montreal, y la obtención por parte de Indonesia de un paquete de 20 mil millones de dólares como parte de la asociación para lograr una transición energética justa.

Pese a los avances, expuso, 2022 fue un año marcado por varias crisis: se trató del tercer año de la pandemia por COVID-19; la inflación mundial llegó a casi el 9%; la invasión rusa a Ucrania desató una crisis alimentaria y energética y derivó en un cambio geopolítico, y el cambio climático actuó, una vez más, como un multiplicador de amenazas.

Tras el preámbulo, el presidente ejecutivo presentó las cuatro historias a seguir en 2023. Respecto a los bosques tropicales, Dasgupta habló sobre las altas expectativas puestas en Brasil tras la victoria electoral de Luiz Inácio Lula da Silva, quien prometió proteger la Amazonía. El país posee la porción más grande de este bosque tropical, y fue responsable del 40 % de la pérdida de bosques primarios tropicales en 2021, según datos de Global Forest Watch. Tras su victoria, Lula, como se le conoce comúnmente, viajó a la COP27 en Egipto, donde prometió una política de deforestación cero. De hecho, durante su primer mandato, la deforestación alcanzó su punto más bajo en dos décadas.

Ahora, en su segundo mandato, en su primer día nombró a Marina Silva como Ministra de Medio Ambiente y Cambio Climático y a Sônia Guajajara, una reconocida líder indígena, como Ministra de Pueblos Indígenas. Investigaciones de WRI muestran que las partes indígenas de la Amazonía brasileña eliminaron, al año, 172 millones de toneladas de gases de efecto invernadero más de lo que emitieron, mientras que las partes no administradas por poblaciones indígenas emitieron 375 millones de toneladas más de lo que absorbieron.

El presidente ejecutivo de WRI resaltó que se necesita de un enfoque regional para proteger el Amazonas, pues es un vasto bioma que abarca 9 países. En este sentido, destacó que otro líder prometedor es Gustavo Petro, en Colombia, pues entre otras cosas prometió restringir la exploración petrolera y la expansión de la agricultura en áreas forestales.

Entre otras promesas destacan, por ejemplo, la destinación de 200 millones de dólares durante 20 años con el fin de combatir la deforestación y cuidar la Amazonía colombiana; la generación de una alianza pan amazónica; el canjeo de deuda externa por cuidado de los bosques amazónicos y el plan de contención de la deforestación, cual comprende el cuidado de las comunidades étnicas establecidas en el territorio, la prohibición de la extracción y explotación de minerales e hidrocarburos en la región, y la búsqueda de recursos de cooperación internacional con énfasis en la preservación de los bosques tropicales.

Más allá del Amazonas, agregó, hay otros dos grandes bosques tropicales: la selva tropical de la cuenca del río Congo en África central y las selvas tropicales del Sudeste Asiático, Indonesia y Papúa Nueva Guinea.

Además de seguir de cerca lo que suceda en Brasil, dijo, en 2023 debemos seguir de cerca la aplicación de la Declaración de bosques y uso de la tierra de Glasgow, en 2021, firmada por 140 países, entre ellos México, y que busca reducir la deforestación al menos un 10% al año, todos los años.

México ocupa uno de los 10 primeros lugares en pérdida forestal, con una pérdida de casi 300 mil hectáreas de bosque primario en 2020. El Programa Especial de Cambio Climático recién publicado calcula una pérdida de 1.3 millones de hectáreas de bosques, selvas y manglares de 2018 a 2024.

En la historia sobre la crisis energética, Dasgupta expuso cómo Rusia utilizó el suministro de gas a Europa como un arma, lo cual ocasionó que la región buscara otras fuentes de gas, como las importaciones de gas natural licuado (GNL), así como un retorno al uso del carbón y la energía nuclear. De continuar esta tendencia, se corre el riesgo de no lograr la limitación del calentamiento global a 1.5 °C con respecto a los niveles preindustriales.

Para este año, añadió, queda la duda de si Europa continuará por esa vía y si logrará cumplir con sus metas de transición energética.

La tercera historia abordó la necesidad de fondos para financiar la transición a economías descarbonizadas. De acuerdo con muchos estudios, incluido uno de System’s Change Lab, se estima que se necesitarán entre 4 y 5 billones de dólares en financiamiento climático al año para 2030 y más allá. Esto significa que necesitamos aumentar 10 veces el nivel actual de financiamiento. Para lograrlo, explicó Dasgupta, es necesaria la inversión pública y privada, ambas tanto a nivel local como internacional.

Sin embargo, cada uno de estos tipos de financiamiento enfrenta dificultades. Por la parte del financiamiento público, debido a las diversas crisis que enfrentamos, el número de países con sobreendeudamiento o con alto riesgo de sobreendeudamiento se ha duplicado desde 2015. En un escenario en que los países en desarrollo gastan gran parte de sus presupuestos en el pago de la deuda, queda poco o ningún dinero público para abordar el cambio climático y los problemas de desarrollo.

Si bien la financiación concesional es una parte importante de la financiación climática para los países por debajo de la tasa de mercado, los países desarrollados han fallado tres años seguidos en cumplir con el objetivo del Acuerdo de París de movilizar 100 mil millones de dólares por año a partir de 2020, y lo que se ha proporcionado hasta la fecha es principalmente en forma de préstamos.

Esta brecha de 5 billones de dólares que existe hoy no será satisfecha por fuentes públicas, por lo que los fondos del sector privado deben desempeñar un papel más importante. Si bien existe un flujo importante de capital privado, este no fluye a las naciones en desarrollo (la mayoría se destinan a Europa occidental, Estados Unidos y Canadá) por los mayores costos de endeudamiento que les significa. Además, los inversionistas quieren tasas mucho más altas de rendimiento para compensar por el mayor riesgo que les implica invertir en las naciones en desarrollo.

Ante esta situación, explicó Dasgupta, hay que seguir de cerca las propuestas para reformar la arquitectura financiera global, como la Agenda Bridgetown, encabezada por la Primera Ministra de Barbados, Mia Mottley, y también hay que estar atentos a las acciones de los miembros del G20 entorno a temas como el tratamiento de la deuda.

La última historia giró entorno a la aprobación en Estados Unidos de tres piezas de legislación históricas en el último año y medio, las cuales podrían funcionar como una referencia sobre cómo se ve la aceleración de la transición a un futuro con bajas emisiones de carbono en una economía como la estadounidense.

Las leyes se tratan de CHIPS and Science Act, la cual apoya la tecnología fabricada en Estados Unidos, incluida la investigación sobre energía limpia y cambio climático y la reducción de problemáticas en las cadenas de valor; la ley de infraestructura bipartidista, la cual invierte en una infraestructura estadounidense más limpia, accesible y sostenible, en la que se incluye al transporte eléctrico, la descarbonización y una mayor financiación para soluciones climáticas naturales; y la Ley de reducción de la inflación (IRA), la cual ofrece a los estadounidenses incentivos para comprar energía limpia y vehículos eléctricos, agricultura y manufactura climáticamente inteligente, así como una inversión de 60 mil millones de dólares en justicia ambiental y equidad en salud.

La pregunta es, explicó Dasgupta, si Estados Unidos puede traducir estas acciones en una transformación de su economía, la cual cree empleos y garantice el bienestar de la población y, de lograrlo, si servirá como modelo para otras naciones para hacerlo.

Stories to Watch tiene lugar cada año durante el mes de enero. Puedes consultar el video de la sesión en este enlace.

La licitación de renovables y almacenamiento de energía para reemplazar generación forzada en Argentina suma un nuevo capítulo que genera más expectativas dentro del sector energético del país. 

Tras varios meses de demora desde que Flavia Royón, secretaria de Energía de la Nación, confirmó que se trabajaba en lanzar la convocatoria “antes de fin del 2022”, e idas y vueltas por la fecha final, todo parece indicar que están las horas contadas para su publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina. 

“Está en el circuito de firmas, pero ya salió de una de las direcciones de la Secretaría de Energía y queda poco. Por lo que supongo que en los próximos días se estará publicando en el BO”, dieron a conocer fuentes cercanas en conversación con Energía Estratégica. 

Y de concretarse, Argentina volverá a tener una licitación pública luego de casi cinco años desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), donde se adjudicaron 38 proyectos renovables por 238 MW de capacidad. 

Hecho que permitió que todas las convocatorias del RenovAr sobrepasen las 190 centrales y los 5,1 GW de potencia asignada. Aunque cabe recordar que no todos los emprendimientos se construyeron y varios de ellos se dieron de baja durante el último año. 

¿Cómo sería la licitación a partir de la Res. 330/2022? 

Según adelantó este portal de noticias (ver nota), la licitación tendrá el propósito de reemplazar aproximadamente entre 400 y 450 MW de generación forzada por nodos o provincias, pero no se descarta que ese sea un objetivo conservador y que finalmente se subaste más capacidad.

El llamado se orientará a las tecnologías solar, eólica, bioenergéticas y proyectos híbridos, también se contempla la inclusión de 100 MW entre pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y plantas bioenergéticas sin PDD.

Y de acuerdo a uno de los tantos borradores del pre-pliego que circuló entre el sector, los proyectos que reemplacen generación forzada deberán ser de 5 a 20 MW, mientras que los emprendimientos con almacenamiento tendrán que contar con una potencia en baterías de al menos el 25% de la capacidad del parque solar y de al menos 2 hs de entrega de energía.

Asimismo, los proyectos deberán alcanzar la fecha de habilitación comercial a los 3 años desde la firma del contrato con CAMMESA, que tendrá una vigencia de hasta 15 años, entre otras cuestiones a considerar. 

Mirada sectorial

Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables, planteó que las 491 MDI por casi 14,5 GW de capacidad presentadas mediante la Res. 330/2022 “marcan que hay interés y apetito del mercado por ofrecer instalar energías renovables en Argentina”. 

“Para este año 2023 nos puede dar un respiro la licitación de las manifestaciones de interés, pero también hay que hacer hincapié en la Resolución SE 370/22 donde las distribuidoras pueden comprar por cuenta y orden de sus GUDI para generar energía por fuentes renovables”, opinó.

El Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) compartió esta semana un resumen del “Informe de progreso de un año” de su estudio PR100. Allí, se comparten los hallazgos preliminares de sus modelos, escenarios energéticos y conjuntos de datos sobre el potencial solar y eólico en el archipiélago puertorriqueño.

Expertos del NREL como Robin Burton, Nate Blair y Tom Harris se refirieron a los principales aspectos que permitirán trazar la hoja de ruta para lograr el 100% de energías renovables en Puerto Rico y adelantaron que los resultados finales se darán a conocer a fin de año.

“Encontramos que el recurso técnico renovable en Puerto Rico supera significativamente las cargas anuales totales actuales y proyectadas hasta 2050”, introduce el documento.

Ahora bien, entre las consideraciones que realizan advierten que no podrán desplegarse sólo proyectos renovables utility scale si se persigue lograr el objetivo sin contar con terrenos agrícolas. Por lo que, proponen combinar grandes proyectos con soluciones de generación y almacenamiento energético distribuidas; esa combinación beneficiaría el despliegue de sistemas en distintos segmentos del mercado.

“La identificación de configuraciones alternativas del sistema para el despliegue en áreas especializadas más pequeñas podría aumentar el área desarrollable para proyectos de energía renovable de escala moderada a grande. Por ejemplo, el despliegue de energía solar comunitaria, fotovoltaica flotante o agrovoltaica en lugares como aeropuertos, zonas industriales abandonadas o áreas industriales podría aumentar la cantidad de potencial a escala de servicios públicos”.

La incorporación de grandes centrales de generación sería importante para lograr los objetivos de transición energética que se fijó Puerto Rico y los datos preliminares del estudio PR100 indican que implicaría ampliar aún más el parque de generación, de lo que se pensaba inicialmente.

“Descubrimos que se necesita inmediatamente una capacidad de generación adicional significativa, en la escala de cientos de megavatios, para mantener los estándares de confiabilidad. De hecho, incluso si los seis tramos del Plan de Adquisición de Recursos de Almacenamiento de Energía y Generación de Energía Renovable de la AEE (PREB 2022) son exitosos, aún se necesitaría capacidad de generación adicional para cumplir con los estándares NERC”

Otra buena noticia sería que el escenario es prometedor para la competitividad de centrales renovables de gran porte en el archipiélago inclusive el estudio concluye que serían más costo efectivas que las centrales operativas en la actualidad.

“Estimamos el costo nivelado de la electricidad para ubicaciones que son adecuadas para la energía renovable (…) y descubrimos que la implementación de nuevas energías solares, eólicas terrestres y de almacenamiento a escala de servicios públicos es más rentable que mantener la generación existente basándose únicamente en los costos operativos, ya es más rentable para 2025”.

Para acceder a mayores detalles, se puede consultar el resumen del “Informe de progreso de un año” de PR100 hasta tanto se socialice el Informe final, previsto para finales del año 2023.

La Comisión permanente de Asuntos Energéticos del Senado de República Dominicana se reunió el día de ayer, miércoles 25 de enero. En el orden del día, la agenda semanal de Comisiones del Senado señala el tratamiento de cinco temas de especial interés para el subsector eléctrico.

Para la apertura de la jornada de debate se abordó la Resolución mediante la cual el Senado de la República crea una Comisión Especial para investigar el proceso de la licitación pública internacional de nueva generación de hasta 800 MW, No. EDES-LPI-NG-03-2021. Este asunto, presentado por el senador Aris Yván Lorenzo Suero mediante el expediente No. 01892, mereció la presencia del superintendente de Electricidad, Lic. Andrés Enmanuel Astacio, y el ministro de Energía y Minas, Ing. Antonio Almonte Reynoso.

Aquello no es un tema menor. Y, en concreto, persigue investigar el proceso de adjudicación de 178 MW a Karpowership Dominican Republic SAS. Ahora bien, según explicaron fuentes conocedoras del proceso «un error en esta solicitud que es mas bien de forma, puede afectar el fondo», esto hace referencia a un furcio al referirse al mecanismo de licitación como a un solo proceso a la vez que se pone en discusión temas que atañen a dos convocatorias diferentes; por lo que, una simple confusión en el expediente entre la Licitación N° 2 y la Licitación N° 3, podrían desestimar una investigación en profundidad sobre las metodologías de adjudicación y suspensiones de procesos abiertos.

Dada la complejidad de aquel tema, el foco de la jornada estuvo puesto allí. Sin embargo, se presentó otra iniciativa legislativa que atraviesa al subsector eléctrico en su estructura y que merece la atención de todos los actores del mercado, incluyendo a los renovables: el Proyecto de Ley armonizada del subsector eléctrico, remitido por el Poder Ejecutivo y disponible públicamente bajo el Expediente No. 01913.

Tal como informamos hace una semana en Energía Estratégica, el Proyecto de Ley armonizada del subsector eléctrico avanza en el Senado en busca de una aprobación para modificar disposiciones legales y reglamentarias relativas a la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE) y del Ministerio de Energía y Minas (MEM).

«Mientras que el Ministerio de Energía y Minas se fortalecería, la Comisión Nacional de Energía podría desaparecer. Además, se impulsarían licitaciones renovables para lograr más competitividad en el mercado pero eventuales derogaciones de leyes, decretos, reglamentos y resoluciones previas podrán repercutir negativamente sobre los precios de nuevas centrales de generación», destacamos en un artículo precedente (ver detalle).

Finalmente, también se consideró en el orden del día de la Comisión de Asuntos Energéticos del Senado a la Resolución presentada por el senador Casimiro Antonio Marte Familia, que solicita la limpieza de sedimentos de todas las presas hidroeléctricas del país (Expediente No. 01818), el Proyecto de Ley para el sistema de energía de emergencia de los ascensores o elevadores verticales, presentado por el senador Santiago José Zorrilla (Expediente No. 01844) y la Resolución mediante la cual el Senado de la República crea una Comisión Especial para investigar el proceso de aumento de la tarifa eléctrica y desmonte del subsidio al sector eléctrico, por iniciativa del senador Aris Yván Lorenzo Suero (Expediente No. 01852).

Diego Canales, gerente general de Acierta Energía, conversó con Energía Estratégica sobre la situación actual de las comercializadoras de energía en Chile, las perspectivas para este año 2023 y las posibles oportunidades que pudieran surgir dentro del sector.

Considerando las dificultades y riesgos que hoy atraviesa la industria energética, como los desacoples de precios, recortes de energía y costos marginales cero, como también las nuevas tendencias de mercado (Ejemplo: almacenamiento), el especialista remarcó la importancia de la flexibilidad por parte de las comercializadoras del país y su capacidad de negociación para gestionar contratos y activos. 

“La flexibilidad es tratar de comprar en un punto donde sea capaz de igualar la ecuación económica, porque si se los tiene en la misma área eléctrica, no se necesita un gran respaldo, sino que se logra con tener una buena planificación comercial para evitar los desequilibrios”, sostuvo. 

“Pero sin duda hay una gran oportunidad para el mercado financiero de entrar en el sector eléctrico en Chile. Es cierto que no es un mercado líquido porque en el país no hay energía disponible que se pueda comprar o vender rápidamente, aunque es una buena chance para el mercado financiero para que empiecen a entregar productos similares a los derivados de tipo de cambio o de tasa. Es decir, que miren derivados de costo marginal”, agregó.

Con ello se plantea el costo de la energía a un precio “plano”, aunque para lograrlo se necesitaría mayor trabajo y diálogo entre el sector eléctrico y el financiero, en pos de lograr darle liquidez al mercado con instrumentos financieros y cubrir las ventanas de riesgo existentes hoy en día.  

“Es un desafío y enfoque importante que las comercializadoras se puedan dar con el mercado financiero, con compañías de seguros y bancos. Pero ello facilitaría el trabajo de las comercializadoras del país”, afirmó el gerente general de Acierta Energía. 

De igual manera, reconoció que la implementación de sistemas de almacenamiento de energía, tras el lanzamiento de la ley hace un par de meses, también puede ser otro elemento de relevancia para estabilizar precios y mitigar riesgos del sector. 

No obstante, la reglamentación de dicha ley todavía no fue publicada y, por ende, no estarían definidas  responsabilidades, tareas, ventajas y desventajas, es decir, las reglas del juego para el desarrollo de ese tipo de tecnologías y su escalabilidad en los proyectos de generación renovable. 

En consecuencia de todo lo mencionado anteriormente, Diego Canales analizó que el 2023 será un año “muy cauto” para el sector, con las comercializadoras abocadas principalmente a temas más coyunturales del día a día y una leve planificación a futuro. 

“Los precios seguirán altos, por lo que no veo a las comercializadoras creciendo mucho durante el año, ya que estarán muy enfocadas en la operación, en el cuidado de la estructura de contratos, optimización de portafolios y mantenimientos de los márgenes”, concluyó.

“Con esta adquisición, Statkraft Perú podría duplicar su potencial eléctrico una vez que entren en operación dichos proyectos, a través de energía 100% renovable, no convencional, en regiones del país con las mejores condiciones para proyectos eólicos y solares. Tenemos la meta de crecer con centrales de energía renovable no convencional y esperamos contar con una cartera de, al menos, cinco o seis proyectos dentro de poco”, destaca Juan Antonio Rozas, Country Manager de Statkraft Perú.

El proyecto de energía solar LUPI, ubicado en Carumas, Moquegua, posee una capacidad de 150 MW. La radiación en la zona supera a la de los proyectos y parques solares desarrollados por Statkraft en la región; esto debido a que el nivel de radiación es ligeramente menor al del desierto de Atacama en Chile, considerada la mejor región del mundo para la producción de energía fotovoltaica.  Además, sería la planta solar fotovoltaica más alta del mundo, pues está ubicada a más de 4,500 msnm.

Por su lado, el proyecto de energía eólica EMMA, ubicado en Sechura, Piura, en una primera etapa tiene una capacidad de 72 MW. En una segunda etapa, contará con, aproximadamente, 408 MW de generación híbrida, pues tendrá una combinación eólica y solar. Esta sería la primera planta híbrida en operación del Perú.

A la fecha, se vienen completando los estudios y permisos, los mismos que permitirán iniciar la fase de construcción durante los períodos 2024-2025.

Ambos proyectos son de los más competitivos del mercado y cuentan con buenas condiciones de suelo para la etapa de construcción, puntos de interconexión cercanos y fácil acceso terrestre y marítimo.

Cabe resaltar que la capacidad instalada actual de Statkraft Perú (450 MW) es en su totalidad hidroeléctrica; por ello, cuando los proyectos LUPI y EMMA entren en operación, diversificarán y optimizarán la generación eléctrica de la empresa, la cual podría alcanzar 1,080 MW de capacidad instalada para contribuir al desarrollo del Perú. La energía eólica complementará la menor producción hidroeléctrica en época de estiaje y la tecnología solar contribuirá a la producción en las horas de mayor radiación con la nivelación de picos de producción durante el año.

Además, se tiene previsto el desarrollo de diversos proyectos sociales en las zonas de influencia, en línea con los más altos estándares ambientales, sociales y de compliance.

Chile es uno de los países más vulnerables al cambio climático. La seguía y los cambios de régimen de lluvia son algunos de los efectos que el sector agrícola debe enfrentar. Según el Instituto Nacional de Estadísticas, en los últimos 20 años la producción chilena de trigo redujo su superficie de 400 mil a cerca 200 mil hectáreas.

En este contexto se realizó el Webinar AgroPV: Oportunidades para la agricultura y la transición energética, organizado por la Energy Partnership (EP) Chile-Alemania de GIZ, el Ministerio de Energía y el Fraunhofer Research Centre Chile, el cual reunió a más de 150 asistentes.

El Agro-PV, es un sistema que integra paneles fotovoltaicos en la agricultura para combinar la producción agrícola y la generación de energía limpia en el mismo terreno. Un sistema Agro-PV puede aumentar la eficiencia del uso de la tierra y permitir otros efectos sinérgicos positivos para la agricultura, como la protección climática de los cultivos sensibles y la mejora de la eficiencia del uso del agua.

Daina Neddemeyer, responsable del proyecto de la EP ChileAlemania, abrió el evento analizando los desafíos que enfrenta la humanidad ante el avance de los efectos del cambio climático y el aumento de la población mundial y la necesidad de alimentación que ésta requiere, para lo cual el uso de suelo de forma integral es una de las soluciones.

A continuación, Federico Bernardelli, de la oficina de Relaciones Internacionales del Ministerio de Energía, señaló que a través del Agro-PV se logra poner un sello verde a aquellos productos que Chile exporta, siendo de esta forma más atractivos.

Por su parte Jaime Giacomozzi de la Odepa del Ministerio de Agricultura, sostuvo que este tipo de iniciativas están siendo abordadas a través de la agenda climática sectorial, siendo la transición a sistemas productivos sustentables uno de los ejes prioritarios para el trabajo en agricultura.

Actualmente Chile cuenta con tres pilotos de esta tecnología asesorados por el instituto Fraunhofer, localizados en Lampa, Curacaví y El Monte. En los resultados se logró identificar una superficie 29% más húmeda debido a los efectos de la sombra parcializada, según comentó David Jung, investigador de Fraunhofer Research Chile.

Por otro lado, Marco Aguilar, de Sobreterra y beneficiario del piloto de AgroPV en Lampa, destacó que “debido a la sombra parcializada se mantiene la humedad y las planta no sufre tanto estrés”. Además, explicó que gracias a los paneles fototácticos ha visto una disminución en su cuenta de electricidad.

Tobías Winter, experto de la GIZ en la India y director del Foro Indo-Alemán de la Energía (IGEF), subrayó que uno de los desafíos es calcular correctamente la altura de los sistemas PV para que no interfieran con el desplazamiento de las máquinas. El experto demostró diferentes ejemplos en Europa y la India, donde se ha reconocido el potencial de la Agro-PV y demostrado en la práctica.

En el caso de Chile, aún quedan barreras por resolver para poder avanzar en el uso de esta tecnología, tales como aspectos de legislación, calcular bien la rentabilidad de estos proyectos e investigación aplicada.

Finalizando el webinar, se dejó invitados los asistentes a seguir aprendiendo de esta temática a través de una mesa de trabajo, para lo cual hay que inscribirse en este enlace. La grabación del evento se encuentra disponible en esta página.

Javier Rebollar, jefe de ventas para México, Centroamérica & Colombia de Nordex, brindó una entrevista exclusiva durante el evento de Future Energy Summit en Colombia.

Allí, reveló que la empresa se encuentra cotizando a proyectos en distintas regiones del mercado colombiano, mientras profundiza sus negocios en La Guajira, zona que se destaca por el notable recurso para parques eólicos.

“En Colombia, estamos ejecutando actualmente alrededor de 570 MW en cuatro proyectos”, introdujo el referente de Nordex. 

El eólico Windpeshi de 200 MW sería el proyecto en el que Nordex viene registrando un mayor grado de avance, al contar ya con todas las turbinas en puerto Brisa desde el año pasado.

Según precisó el ejecutivo de Nordex, a inicios de este 2023 empezarán con el transporte de sus componentes hacia el sitio del proyecto Windpeshi y esta sería la primera de muchas buenas noticias de la empresa para el año en curso.

En los proyectos restantes, Nordex ya se prepara para la entrega de cerca de 330 MW correspondientes a 2 aerogeneradores x N155/4.X en el parque eólico Carreto, 16 x N155/5.X en Acacia II y 45 x N155/5.X en Camelias.

Aquello no sería todo. Desde la empresa se preparan para la inauguración de una fábrica de torres de hormigón propia en esta zona de Colombia para suplir la demanda local y garantizar una oferta más competitiva para este componente.

“Tener una solución local es muy bueno. Nos permite ser muy competitivos en cuanto a producto; y, por otro lado, reafirma la puesta de Nordex en Colombia, pues termina siendo el primer tecnólogo con fabricación local en el país y generando alrededor de 350 empleos entre directos e indirectos”, consideró Rebollar quien además reveló que las primeras torres estarían listas para Nordex a inicios de este 2023 pero tendrían una capacidad de producir unas 110 unidades anuales, lo que equivaldría a unos 800 MW.

¿Qué retos existen para el transporte de equipos a proyectos en La Guajira? Fue una de las preguntas eje de la entrevista que guió el periodista de Energía Estratégica, Guido Gubinelli. 

En contestación a aquello, Javier Rebollar, jefe de ventas para México, Centroamérica & Colombia de Nordex, profundizó sobre tres grandes rubros: gestión social, transporte eficiente y montaje. Y la clave para afrontar a todos ellos sería “coordinación” entre todos los players.

“Todos estos primeros proyectos son la punta de lanza. Hay que mostrar a las comunidades y a las entidades gubernamentales que los proyectos se van a hacer, que va a haber una muy buena coordinación. Y, conforme se vayan ejecutando, estoy seguro de que algunos temas más delicados se van a ir afinando”, confió el empresario.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit.

El departamento de Cortés, además de ser uno de los más poblados del país, concentra la mayor cantidad de actividad industrial. Lo que lleva a que este motor productivo de Honduras sea responsable de un 65% del consumo energético nacional.

Aquello ocupa especialmente a la Cámara de Comercio e Industria de Cortés (CCIC) cuya actual administración a cargo del ingeniero Eduardo Facusse, presidente del CCIC, y Kevin Rodríguez Castillo, director ejecutivo del CCIC, está comprometida con la sostenibilidad de sus agremiados.

Desde el CCIC advierten que la competitividad de las empresas estaría en riesgo este año debido a nuevos incrementos tarifarios para los usuarios de mayor consumo. Y es que, a partir de este mes de enero de 2023, la estructura tarifaria que aplica la ENEE para la facturación daría un salto en el cargo fijo del servicio.

Esto repercutiría principalmente sobre industrias altamente dependientes del insumo eléctrico, como lo es la industria textil o la de transformación de plásticos.

Al respecto, Eduardo Facusse, presidente del CCIC, consideró que los continuos incrementos junto a una baja calidad del servicio eléctrico está motivado a las empresas a apostar por autogeneración renovable.

Ahora bien, también identificó algunas barreras para que industriales puedan contratar energías renovable a empresas privadas o instalar sistemas de autoconsumo.

“La entidad reguladora ha limitado a que no puedan haber transacciones entre privados si no es de 5 MW para arriba. Entonces, lógicamente esto excluye a la inmensa mayoría de todos los que tienen una gran necesidad eléctrica y quisieran mudarse a un consumo privado”, advirtió Facusse. 

Ante este gran impedimento, desde la CCIC están solicitando a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) que evalúen eliminar el requerimiento mínimo para contratos de suministro o se reduzca de 5 MW a 300 kW como estaba anteriormente para que exista más apertura a que las empresas puedan optar por ser más sostenibles contratando energías renovables de generadoras privadas.

Las últimas declaraciones sobre “Sur”, la moneda común entre Argentina y Brasil que funcionaría en paralelo al peso argentino y el real brasileño, y el posible vínculo comercial que se pueda generar o reforzar en la región, abrió las puertas al debate sobre el avance de los proyectos de interconexión para el intercambio bidireccional y sostenido de energía eléctrica entre países vecinos. 

Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), conversó con Energía Estratégica y planteó la idea de que se debe mirar al sistema eléctrico no sólo como un país sino también como región.

“Se debe insistir con interconexiones eléctricas en alta tensión con países limítrofes. Y si se tiene en cuenta que hay una la necesidad de ampliar el sistema de transporte, estas interconexiones también formarían parte de ello”, manifestó. 

El director ejecutivo de CADER no sólo apuntó a tener más lazos con Brasil a raíz de la idea de moneda común, sino también a ampliar las redes ya existentes y generar nuevas líneas con Chile, Uruguay, Paraguay y Bolivia. 

“Tenemos una interconexión importante con Brasil de 2100 MW que se utiliza para traer energía de emergencia, pero podría explotarse mucho mejor. Mientras que con Uruguay tenemos el cuadrilátero de Salto Grande que ya funciona muy bien; en tanto que la interconexión Argentina – Paraguay habría que revisarla, ya que está fuera de servicio por seguridad debido a que una de las torres fue golpeada por una barcaza”, detalló.

“Asimismo, la interconexión de 345 kV entre el norte argentino y chileno se utiliza pero de forma limitada y spot, de poco largo plazo. Y faltaría una interconexión más importante de 500 kV entre ambos países hacia la altura de Mendoza y Santiago”, agregó.

De ese modo, bajo la mirada del especialista, se tendrían cerca de 500 MW para despachar, no se congestionarían las redes cercanas al centro del país ni otros sistemas con capacidad limitada y se liberaría una parte del sistema, que si bien no solucionaría toda, sí sería un paso adelante en seguridad de la red, mejores precios y mayor desarrollo de las energías renovables.

“Sobre todo teniendo en cuenta la ubicación estratégica de las interconexiones, considerando los desarrollos que podrían darse, como por ejemplo en el sector minero. Sería darle seguridad y calidad al abastecimiento de los futuros proyectos”, sostuvo Alfonsín. 

¿Cuánto sería el monto de inversión necesario? De acuerdo a información que comentó el director ejecutivo, rondaría los USD 300.000.000, pero para ello podrían influir diversos mecanismos público-privados o mismo la línea de crédito condicional que aprobó el Banco Interamericano de Desarrollo, la cual tiene el objetivo de promover la descarbonización del sector energético en Argentina. 

Más iniciativas del sector

A mediados de noviembre del 2022, AES Andes anunció un nuevo proyecto de interconexión para el intercambio bidireccional y sostenido de energía eléctrica entre Argentina y Chile mediante la rehabilitación de la línea de transmisión de 345 kV InterAndes.  

La red de transmisión tendrá 409 kilómetros de longitud, entre las subestaciones de Andes en Chile y de Cobos en Argentina, permitirá acelerar la transición energética reemplazando entre 80 y 200 MW de generación diésel por fuentes más limpias durante el día para Argentina y la noche para Chile.

Mientras que a comienzos de esta semana, el ministro de Economía, Sergio Massa, destacó la decisión de los Gobiernos de la Argentina y el Brasil de avanzar juntos en un proceso creciente de integración energética, que considere las renovables, entre otros recursos, con la meta de potenciar el crecimiento industrial y el abastecimiento de proyectos que beneficien a ambos países.

Por lo que, en este contexto, coincidió en fortalecer el Subgrupo de Trabajo de Energía del Mercosur (SGT-9 ) con el fin de promover sinergias con el Sistema de Integración Energética del SUR (SIESUR) e impulsar otras iniciativas relativas a las nuevas tecnologías, «que podrían apoyar al SGT-9 con elementos relativos al diseño de políticas de intercambio de energía en el corto y largo plazo”. 

Enertis Applus+, empresa global de consultoría, ingeniería y control de calidad, referente en los sectores de energías renovables y soluciones de almacenamiento, ha prestado servicios de control de calidad a los módulos solares fotovoltaicos y a los otros componentes principales de la planta solar fotovoltaica Serra do Mel, en Brasil.

Esta instalación, situada entre los municipios de Areia Branca y Serra do Mel, forma parte del clúster Serra Branca, un complejo híbrido desarrollado íntegramente por Voltalia compuesto por seis parques eólicos con potencial para alcanzar hasta 2,4 GW, lo que lo convierte en el más grande del mundo.

Enertis Applus+ ha asistido a Voltalia durante las fases de pre-producción, producción y pre-embarque. Como parte de las labores realizadas, Enertis Applus+ ha llevado a cabo inspecciones en origen – en fábrica – en China para supervisar y controlar las materias primas de los módulos solares fotovoltaicos.

La firma ha valorado la conformidad de los procesos de fabricación con los estándares de calidad establecidos y sus inspectores cualificados ha supervisado en situ todas las fases de estos procesos. Además, se han llevado a cabo ensayos de aceptación en fábrica (factory acceptance tests, FAT, por sus siglas en inglés) pre-embarque.

El servicio incluía, asimismo, la realización de ensayos en el laboratorio externo acreditado (ISO/IEC 17025, ISO/IEC 17020 y CBTL/IECEE) de Enertis Applus+. A este respecto, se han llevado a cabo pruebas adicionales y específicas a los módulos, como la determinación de la potencia máxima en condiciones estándar, test de electroluminiscencia (EL), las pruebas del índice de degradación inducida por la luz (LID) e inducida por potencial (PID) y las pruebas del índice de degradación inducida por la luz y la temperatura elevada (LeTID). Estos análisis son necesarios para certificar la calidad y el óptimo rendimiento de los módulos. Del mismo modo, se han llevado a cabo test específicos en inversores y seguidores solares con el fin de verificar su conformidad con los requerimientos técnicos.

En palabras del Dr. Vicente Parra, Head of Quality and Technology en Enertis Applus+: “La industria solar fotovoltaica está en auge en Brasil y estamos orgullosos de poner nuestra experiencia global y profundo conocimiento técnico en control de calidad a disposición de Voltalia para su planta Serra do Mel. Este nuevo proyecto se enmarca dentro de la larga y exitosa colaboración que mantenemos con Voltalia para asegurar que sus proyectos fotovoltaicos en todo el mundo cumplan con los más altos estándares de calidad, un elemento fundamental para asegurar su rendimiento a largo plazo”.

Esta nueva colaboración es un ejemplo de la creciente actividad de Enertis Applus+ en Brasil, un mercado en el que, en los últimos dos años, la empresa ha prestado servicios de ingeniería, consultoría, testing y control de calidad a los principales actores del mercado, y donde sigue incrementando su actividad con el apoyo de la estructura local de Applus+.

En Chile, más del 38% del consumo de energía es utilizada por el sector de industria y minería. En ese sentido, entendiendo que las energías renovables y la eficiencia energética son pilares fundamentales para incorporar en estos sectores, el Ministerio de Energía abrió la convocatoria para postular al concurso “Ponle Energía a tu Empresa”.

Esta iniciativa cuenta con un fondo nacional de $1.200 millones de pesos, y entrega un cofinanciamiento de hasta $60.000.000 para implementar proyectos de autoconsumo a través de energías renovables, dirigido a micro, pequeñas, medianas y grandes empresas.

Esta iniciativa, del Ministerio de Energía y la Unión Europea busca beneficiar directamente a más de 100 empresas a nivel nacional.

Al respecto el Seremi de Energía de Aysén, Carlos Díaz, destacó que “hoy tenemos como desafío acelerar nuestras acciones para reducir las emisiones de CO2 y alcanzar la carbono neutralidad en Chile. Es por eso que desde el Ministerio de Energía estamos incentivando la incorporación de energías renovables en los sectores productivos del país, para que de esta manera puedan sumarse a la transición energética renovable, con tecnologías que les permitan reducir los costos asociado a sus procesos productivos y también, de manera muy importante, reducir su huella de carbono”.

“Ponle Energía a tu Empresa” se encuentra enmarcado en el proyecto «Energías renovables para el autoconsumo en Chile», de NAMA Facility, implementado por KFW y GIZ, por encargo del Ministerio de Asuntos Económicos y Acción Climática (BMWK) de Alemania, el Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial (BEIS) de Reino Unido, el Ministerio de Clima Energía y Servicios Públicos (KEFM) de Dinamarca, el Ministerio de Asuntos Exteriores (MFA) de Dinamarca, la Unión Europea y la Fundación Childrens Investment Fund (CIFF), a través de la KfW.

A través de esta iniciativa se podrán cofinanciar proyectos de energías renovables para energía eléctrica, térmica o cogeneración, a través de cualquier tecnología renovable para autoconsumo. El cofinanciamiento no reembolsable, será diferenciado según medio de generación renovable del proyecto y el tamaño de la empresa postulante.

Además, los postulantes podrán optar a una bonificación sobre el porcentaje de cofinanciamiento de un 5% adicional para los proyectos que se localicen en zonas extremas o en comunas en transición justa en energía, y también a los proyectos donde el postulante o el jefe de proyecto del proveedor, sea una mujer o una persona que pertenezca a alguno de los pueblos originarios de Chile, los que pueden ser acumulativos.

El concurso estará abierto hasta el 31 de marzo de 2023. El Seremi Díaz detalló que “es importante destacar que la postulación debe realizarse junto a un proveedor de servicios energéticos, por lo que  implica también un impulso al ecosistema de proveedores y consultores del sector. El llamado entonces es a todas las empresas de la región de Aysén a postular y a sumarse a las energías limpias”.

“Estoy seguro que vamos a adelantar nuestras metas de energías renovables en los próximos años”, confió el gobernador de Puerto Rico, Pedro Pierluisi, durante el seminario “PR100 One-Year Progress Update” del que participó junto a la secretaria de Energía de Estados Unidos, Jennifer Granholm, y la administradora de la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA), Deanne Criswell.

Entre las medidas que están impulsando las entidades públicas para maximizar los activos de energía limpia, el gobernador mencionó el avance de las convocatorias a Solicitudes de Propuestas (RFP) para renovables y almacenamiento, el apoyo energético para PyMEs, el ingreso de más fondos destinados a instalaciones de autoconsumo para residentes de bajos y medianos ingresos, así como pilotos de microrredes para distintas comunidades.  

Estas iniciativas estarían alineadas a la política del gobierno federal y por ello continuarán recibiendo su apoyo a través de recursos técnicos y financieros de la administración Biden-Harris.

“Tengo confianza de que la colaboración de FEMA, con nuestros colegas de la administración federal y el gobierno de Puerto Rico va continuar jugando un rol clave en los esfuerzos para que Puerto Rico sea 100% renovable”, expresó la administradora Criswell, quien además confirmó que FEMA continúa proporcionando financiamiento a PREPA/AEE para la reconstrucción de la red y las facilidades que fueron afectadas por el huracán María y luego el huracán Fiona, con el fin de colaborar a la resiliencia del sistema eléctrico.  

La hoja de ruta para determinar el camino más apropiado para acelerar la transición energética de Puerto Rico aún se está delineando. Sin embargo, a través del estudio “PR100”, autoridades locales y federales están dando con los primeros hallazgos sobre cómo lograr la resiliencia y autonomía energética. Ahora bien, el paso siguiente sería adecuar aquellas primeras conclusiones a la realidad que atraviesan los puertorriqueños. 

“La única manera de que tengamos éxito con esta transición es siguiendo un camino que funcione para Puerto Rico y sus residentes”, advirtió la secretaria Granholm. 

Es por ello, que como parte de la actividad oficial del Departamento de Energía (DOE) de los Estados Unidos, Granholm y su equipo llevarán a cabo una gira por distintas comunidades de Puerto Rico que les permitan socializar la iniciativa “PR100” y recibir comentarios de partes interesadas, para luego reflejar las necesidades particulares de los puertorriqueños en la política energética a implementar. 

“Vamos a estar en Puerto Rico en persona la próxima semana”, añadió Granholm, quien además precisó que la gira iniciará con la visita a cuatro comunidades durante este mes y se ampliará en nuevos territorios con el correr del año. 

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) publicó su informe anual 2022 con las principales variables del sector energético entre enero y diciembre, desde la demanda, el precio monómico y la participación de las distintas fuentes de generación del país. 

Entre las principales novedades con respecto a las energías renovables, CAMMESA dio a conocer que la oferta de tales fuentes fue 19340 GWh durante el 2022, es decir un 10,9% más a comparación del año pasado (17437 GWh), debido a la capacidad instalada adicional que se incorporó. 

Para ser precisos, la potencia renovable operativa solamente subió 61 MW (18 MW eólicos, 26 MW fotovoltaicos, 13 MW de mini hidroeléctricas y 4 MW de bioenergías) y alcanzó los 5062 MW, que se reparten de la siguiente manera:

3309 MW eólico (14164 GWh – 1.226 GWh más que en 2021)
1086 MW solares (2928 GWh – 732 GWh más que en 2021
524 MW mini hidro (1060 GWh – 115 GWh menos que en 2021)
143 MW bioenergéticos (1187 GWh – 59 GWh más que en 2021)

Mientras que dicho crecimiento también permitió el aumento de la participación en el cubrimiento de la demanda, pasando de 13% en el 2021 a un 13.9% en el año 2022, donde en este último período se alcanzó en forma puntual casi a un 18% de participación mensual. 

“Siguiendo el comportamiento de la demanda en este año 2022 (local + exportación), con una menor generación térmica y nuclear (menor disponibilidad en especial en el segundo semestre), el incremento en la demanda fue cubierto por mayor generación hidro (desde mitad de año mayores caudales especialmente en Yacyreta y Salto Grande), mayor generación renovable (nueva potencia, crecimiento medio alrededor de 200 MW medios), y el aumento de la importación de energía, totalizando casi 5500 GWh (630 MW medios) en relación al año 2021”, detalla el documento.

Aunque cabe mencionar que, de mantenerse el porcentaje de participación previamente, Argentina no cumplirá con los objetivos planteados en la Ley Nacional N° 27191, la cual señala que al 31 de diciembre del 2023, se deberá alcanzar como mínimo el 18% del total del consumo propio de energía eléctrica. En tanto que al 2025, la meta está fijada en 20%. 

Crecimiento en el último quindenio 

Durante los últimos 15 años, la capacidad renovable se incrementó 4681 MW (ya había cerca de 380 MW de pequeñas centrales hidroeléctricas a mediados de la primera década del actual milenio), de acuerdo a la base de datos de CAMMESA. 

A su vez, la oferta de generación renovable subió 17.433 GWh, es decir que hoy en día la oferta es diez veces más que hace casi dos décadas atrás (2006 es el año base del estudio) y la cobertura de la demanda creció 11,9% a comparación de dicha fecha. 

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) amplió el periodo para la consulta pública CP-01-2023 destinada a la “Modificación a la Norma Técnica de Potencia Firme”.

La fecha límite se había cumplido el pasado viernes 20 de enero. Sin embargo, la CREE extendió el plazo hasta el viernes 03 de febrero 2023 a las 12:00 horas del mediodía.

Antes de esta prórroga sólo una empresa había emitido sus comentarios y ahora ya son cinco los actores del mercado en contribuir con una mirada diversa; ellos son: la empresa eléctrica estatal, el administrador del mercado mayorista, una consultora independiente, una empresa generadora renovable y una generadoras no renovables.

Entre todos ellos publicaron 34 comentarios vinculados principalmente al alcance de la modificación, los requerimientos de potencia firme, las bases para el cálculo de potencia firme y la determinación del período crítico del sistema.

En el caso de la empresa renovable, Generación De Energía Renovable S.A. De C.V. (GERSA) compartió su parecer el pasado viernes 13 de enero respecto al alcance de la modificación, la obligación de contratación de potencia firme por parte de agentes compradores, la definición de causas de indisponibilidad de capacidad y el cálculo mensual de la potencia firme disponible.

Por el lado de la empresa no renovable, Comercial Laeisz emitió comentarios sobre los Informes de Potencia Firme y de Requerimientos de Potencia Firme, las Bases para el cálculo de potencia firme del informe y, coincidentemente con su par renovable, sobre el Cálculo mensual de la potencia firme disponible.

Por su parte, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) sumó a los títulos antes mencionados consideraciones sobre los derechos de las centrales generadoras y la definición del período de máximo requerimiento térmico.

El Operador del Sistema (ODS) fue la entidad que mayor cantidad de comentarios por artículo emitió y fue la única que agregó sugerencias para la Determinación de la potencia firme de centrales térmicas, geotérmicas y biomasa no estacional; la Determinación de información para el cálculo de la potencia firme de centrales hidroeléctricas; la Determinación de la potencia firme de hidroeléctricas con regulación diaria, semanal o mensual; y, el Suministro al Operador del Sistema de aportes de fuentes de energía primaria.

Concluyendo, un consultor independiente se refirió a la determinación del período crítico del sistema; la determinación de la potencia firme de hidroeléctricas con regulación diaria, semanal o mensual; y, al suministro al Operador del Sistema de aportes de fuentes de energía primaria.

A la fecha, sobre la “determinación de la potencia firme de centrales eólicas y solares” no se recibieron comentarios algunos. Las partes interesadas podrán realizar consideraciones finales durante esta semana y la próxima de manera online mediante el formulario de la consulta pública CP-01-2023.

Enel Green Power Chile, filial de Enel Chile y líder a nivel nacional en el desarrollo de energías renovables, inauguró el parque fotovoltaico La Colonia, su primer PMGD dentro de la Región Metropolitana. La planta ubicada en la comuna de Buin, viene a reforzar la estrategia de la compañía, para acercar este tipo de plantas de generación renovable a los grandes centros de consumo y junto con ello, seguir potenciando y liderando el proceso de Transición Energética hacia una matriz basada en la utilización de fuentes limpias.

“Acercar la energía renovable a los grandes centros de consumo y con ello a las personas de manera eficiente y equitativa, es uno de los motivos principales que nos impulsaron a entrar en el segmento de Pequeños Medios de Generación Distribuida. Este formato entrega mayor flexibilidad en términos de construcción, conexión a las redes de distribución y también en términos de espacio, ya que, al ser más pequeños, consideran la utilización de áreas más acotadas. Estamos felices de poder inaugurar esta nueva planta, que junto con marcar un hito en lo que respecta a nuestra presencia con este tipo de proyectos dentro de la Región Metropolitana, nos permite seguir impulsando y liderando el proceso de Transición Energética en el cual se encuentra Chile”, indicó Fabrizio Barderi, gerente general de Enel Chile.

Esta nueva central de generación de energía 100% limpia consideró una inversión de 7.7 millones de dólares y cuenta con una capacidad instalada de 10,8 MW. A través de este nuevo parque solar, Enel Green Power, pretende generar anualmente 23,550 MWh, energía con la que se podría abastecer alrededor de 10.000 hogares chilenos.

“Las energías renovables reflejan el potencial que tiene Chile en cuanto a la alta radiación y los beneficios que trae para el desarrollo de energía solar fotovoltaica. Como Im2 Solar, estamos muy felices del trabajo en conjunto que hemos realizado con nuestro socio estratégico Enel, donde hemos podido complementarnos en cuanto a la experiencia de ambos sectores siempre en dirección al crecimiento de las ERNC principalmente en el segmento PMGD. Este gran hito en el Parque La Colonia refleja la dedicación entregada no solo a este proyecto, sino también a los otros que ya hemos construido y hoy están inyectando a la red eléctrica. Seguiremos entregando nuestros conocimientos en los próximos parques solares, siendo aún más ambicioso, desafiante y a largo plazo”, afirmó Pablo Maestri, CEO de Im2 Solar Chile.

Para el desarrollo y construcción de La Colonia, se instalaron 23.490 paneles fotovoltaicos de 460 Wp cada uno. Los módulos fotovoltaicos utilizados corresponden al tipo bifacial, tecnología de vanguardia en generación solar, que permite mayor eficiencia en la captación de la radiación solar, al utilizar ambas caras del panel.

Junto con lo anterior y también en línea con buscar mayor eficiencia, el proyecto consideró la instalación de sistemas “trackers”, tecnología de seguimiento, que permite mayor generación, durante periodos más extensos, gracias a que siguen el sol durante el día.

Growatt, proveedor líder mundial de soluciones de energía distribuida, ha ganado recientemente el Premio 2022 de “pv magazine” con su última e innovadora batería APX HV. Este premio reconoce el novedoso producto como un pionero en el sector del almacenamiento de energía que ayudará a los hogares de todo el mundo a mejorar su experiencia de almacenamiento solar a un nivel más fuerte, seguro y fácil.

«Growatt se dedica a construir el mayor ecosistema energético sostenible inteligente del mundo, y las soluciones inteligentes para el hogar han sido históricamente el punto dulce de la empresa.
Esto también se puede ver con la batería APX HV, que cuenta con un optimizador de energía a nivel modular, tecnología de sistema de gestión de baterías en la nube (BMS) y, por último pero no menos importante, cinco niveles de protección para proporcionar tranquilidad a las personas que viven en el hogar inteligente», comentó Eckhart K. Gouras, editor y director general de pv magazine.

Esta nueva batería APX HV se lanzó al mercado el pasado mes de diciembre, aplicando una importante revolución denominada tecnología de conexión en paralelo Soft-switching. Esta solución de batería elimina el efecto de desajuste energético entre módulos de batería, y permite que cada módulo se cargue y descargue completamente de forma independiente, admitiendo así módulos de diferente SoC (estado de carga) en un mismo sistema. Esto supone una gestión de inventario y distribución más sencilla para los distribuidores y una mayor flexibilidad de instalación y ampliación para los instaladores.

En concreto, elimina el paso previo a la carga que es necesario para las soluciones convencionales de almacenamiento de energía y, junto con su función plug-and-play, reduce los esfuerzos y el tiempo necesarios en la instalación, la ampliación del sistema y el mantenimiento para instaladores e integradores. También cuenta con un diseño redundante que evita la parada del sistema por un módulo defectuoso.

El sistema APX HV mejora al máximo sus prestaciones de seguridad, integrando una protección de cinco niveles que incluye el BMS activo a nivel de célula, el optimizador de energía a nivel de módulo y la protección contra incendios con aerosoles, junto con una protección rápida contra fallos de arco y un fusible reemplazable para proteger el sistema.

«Growatt ha recorrido un largo camino desde sus humildes comienzos en Shenzhen hace poco más de doce años. Ha enviado sus productos a casi todos los países del planeta y se está
convirtiendo en un motor clave de la transición de un mundo construido sobre combustibles fósiles a otro alimentado por energías limpias», concluyó Gouras.

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile avanza en una nueva licitación de potencia de cortocircuito adicional como una herramienta para seguir fortaleciendo el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) del país. 

Así lo confirmó Víctor Velar, jefe del departamento de estudios eléctricos del CEN, durante un evento organizado por la propia entidad en los que se abordaron los desafíos de la carbono neutralidad en los sistema eléctricos. 

““Desde el 2019 el CEN comenzó a hacer estudios, preocupado por los escenarios de alta penetración de renovables. Y mientras estemos construyendo, ya está avanzada la base de datos de MT del Sistema Eléctrico Nacional, decidimos usar otras herramientas para fortalecer la red. Adoptamos el criterio del índice de la razón de cortocircuito equivalente y, en consecuencia, hubo un estudio que diseñó requerimientos al 2025 de cumplir un nivel mínimo, tal de que las renovables que requieren una onda de tensión estable, puedan operar de forma estable”, sostuvo. 

“Hay una licitación que se está preparando de potencia de cortocircuito adicional. Con esta licitación estamos garantizando, en ciertas barras del SEN, un SCR mínimo, pero también se requiere un esfuerzo por parte de los dueños de las renovables basadas en inversores para estudiar si pueden operar en estas redes débiles y si es necesario adaptar sus controles para lograrlo”, aseguró. 

Para ello, el especialista también planteó que se requieren cambios normativos, ya que, bajo su mirada, resultará la mejor forma para impulsarlo y consideró que es “fundamental” que así sea para que las renovables participen de esa iniciativa continúen teniendo más participación en el mercado. 

Y cabe recordar que durante el 2022, Chile contó con poco más de 20 GW de capacidad instalada renovable, lo que representó un aumento de más de 2,5 GW durante el año. Mientras que la participación de la solar y eólica combinada alcanzó 28%, pero si se suman también las energías renovables no convencionales, como las centrales minihidroeléctricas y bioenergéticas, la participación fue cercana al 32-33%. 

Por otro lado, Víctor Velar vaticinó que se trabaja en la realización de proyecto piloto de modelación, simulación y testeo de un grid-forming tipo sistémico, que pueda simular una máquina síncrona virtual en lugar de uno orientado a un sistema aislado o de microrredes.

“Si logramos coordinar esos objetivos y alinearlos, podemos avanzar en tener un sistema eléctrico seguro, porque vemos al grid-forming como una de las muchas tecnologías habilitantes para lograr una penetración renovable 100% al 2030, por su capacidad para emular una máquina síncrona o mejor. 

La Secretaria Regional Ministerial de Energía de Magallanes y la Antártica Chilena inició el diseño de Estrategias Energéticas Locales para siete comunas de la región, en la que cada una de ellas presentará una planificación para su implementación y uso en los próximos años. 

Y uno de los focos en esta oportunidad será el desarrollo de proyectos de eficiencia energética, energías renovables e hidrógeno verde mediante procesos participativos, en pos de fomentar esta industria sustentable en la región. 

“Hay un énfasis en completar  este instrumento en todas las comunas de Magallanes. Parte el proceso en enero, con diagnósticos de cada comuna y habrá un foco especial en aquellas donde se piensa desarrollar el H2”, sostuvo María Luisa Ojeda, seremi de Energía de Magallanes y la Antártica Chilena, en conversación con Energía Estratégica.

“Se hace un diagnóstico de la demanda y oferta de energía de la comuna, y se levantan los potenciales de renovables y eficiencia energética que se pueda trabajar. Y a partir de ello, se elabora un plan de acción de aproximadamente cinco años que se actualiza en la medida que aparecen nuevas normativas”, agregó. 

Asimismo desde la entidad buscarán trabajar el avance del hidrógeno mediante talleres de información ciudadana con aquellos actores públicos y organizaciones civiles que tengan injerencia en dicho vector energético, entendiéndolo no sólo como un combustible a exportar, sino también por los beneficios directos del H2V o sus derivados que se puedan tener lugar en el país y la región.

Y de igual manera, se establecieron varios ejes para el desarrollo del sector, desde el aspecto socioeconómico ambiental, la formación de capital humano, modelos innovadores, infraestructura urbana en las comunas e industrial necesaria (ejemplo inversiones conjuntas), hasta la regulación ambiental y de carga sobredimensionada para el movimiento de los insumos requeridos. 

Tales ejes se vinculan con la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde de Chile, y como se le dará un “mayor énfasis” a los aspectos socioeconómicos ambientales. Por lo que, en lugar de modificar dicha hoja de ruta, «se hará un plan de acción nacional 2023-2030 para realizar diferentes iniciativas vinculadas con el H2V», según vaticinó la seremi de Energía de Magallanes y la Antártica Chilena. 

“Partimos un estudio preliminar de línea base de recursos hidrobiológicos, principalmente de cetáceos y, por lo tanto, queremos prevenir los impactos hacia la fauna. También se levantará un estudio sobre el estado de suelos, ya que tenemos emergencia agrícola en ciertas comunas. Queremos ver y medir la pérdida de biodiversidad y cómo se podría mejorar o no impactar con la llegada de las plantas de hidrógeno verde y eólicas que ocupan un espacio territorial importante”, informó María Luisa Ojeda.

“Tenemos como meta terminar estas líneas base y levantar información de un año, que nos permitirá desarrollar metodologías para avanzar con reglas claras para las empresas. Queremos que las empresas que lleguen se involucren con el desarrollo local. No queremos que sean compañías extractivistas y no se vinculen con la localidad donde se insertarán”, concluyó.

¿Quiénes pueden acceder a su fondo de financiamiento?

Realmente cualquier empresa que busque tener un ahorro en el pago de su factura eléctrica y al mismo tiempo reducir el impacto ambiental de sus procesos productivos.

Gracias a las modalidades Power Purchase Agreement (PPA) para proyectos fotovoltaicos y Storage as a Service (SaaS) para proyectos de almacenamiento de energía, las empresas que busquen reducir su impacto ambiental y optimizar sus gastos energéticos pueden utilizar energía limpia a un precio estable y predecible hasta por 20 años.

¿Qué los motiva a generar esta apertura? 

Apostamos por la descarbonización de diversas cadenas productivas basadas en el país con un consumo energético alto, con el fin de apoyar al cumplimiento de metas nacionales e internacionales en materia ambiental, así como incentivar una economía verde y un uso energético eficiente.

¿Qué principales características tiene este instrumento?

Los esquemas de aplicación del fondo están divididos en dos secciones: Power Purchase Agreement (PPA) y Storage as a Service (SaaS).

En el caso del almacenamiento con Storage as a Service (SaaS) el sector industrial pagará un servicio de almacenamiento con el cual tiene un respaldo de energía ante intermitencias o cortes completos en la red, mientras asegura continuidad operativa y evita que se dañen los equipos por cambios de voltaje u horas no productivas, sin importar su tarifa de operación.

En el caso de las industrias que operan con tarifa horaria, también pueden almacenar y consumir eficientemente la energía sin una inversión inicial y ahorrando en la factura eléctrica al reducir picos de demanda y realizar desplazamiento de carga.

Ahora, el esquema PPA está enfocado para proyectos fotovoltaicos instalados en los techos de las industrias y de 499 kW de capacidad. Este contrato de compraventa de energía a largo plazo significa que el cliente no comprará el sistema fotovoltaico, sino la energía solar que este genera, y en un futuro, puede tener la posibilidad de hacerse del sistema si esto le hace sentido.

¿De dónde provienen los fondos? ¿De qué capacidad es?

Net Zero Fund no depende de intermediarios. Inicialmente contará con un fondo de 50 mdd, con el cual se busca llegar a empresas con alta demanda energética mensual. Pues, debido a la gran cantidad de energía que consumen, los ahorros que tengan con este fondo serán mucho más palpables.

La capacidad energética dependerá de cada empresa, un ejemplo que podemos dar es una empresa líder en el suministro automotriz con la que ya tenemos un contrato para suministrar energía por 10 años bajo el esquema PPA, el sistema fotovoltaico tendrá más de 400 kilowatts- pico de potencia y será capaz de suministrar más de 700 Megawatts-hora de energía limpia al año y con el cual la empresa tendrá ahorros de más de 26 mil dólares anuales. El sistema en operación cubre el 80% del consumo de la empresa en horario intermedio, pues la empresa opera en tarifa horaria.

¿Fijaron una meta anual de cuántos fondos brindar en este año 2023?

No realmente, el objetivo de este fondo es que se ocupe en su totalidad para así habilitar más financiamiento y poder brindar la tecnología necesaria para que las industrias alcancen la eficiencia energética en sus procesos mientras ahorran en gastos operativos e impulsan al planeta hacia la sustentabilidad.

Con Net Zero Fund sumamos esfuerzos para alcanzar las metas de producción de energía limpia nacionales e internacionales y crear una industria más sustentable.

Empresas Públicas de Medellín (EPM) es una de las empresas energéticas más importantes de Colombia, llegando a 123 municipios de Antioquia. En Medellín y el Área Metropolitana del Valle de Aburrá atiende a 3,6 millones de habitantes.

En generación, su apuesta sobre las renovables es muy importante. Para conocer sobre ella, Energía Estratégica entrevistó a voceros de la compañía.

¿Cuáles han sido los hitos más salientes en este 2022 en materia de energía en lo respectivo a EPM?

En materia de energías renovables no convencionales se destacan los siguientes hitos:

Se iniciaron obras para la construcción del proyecto solar fotovoltaico TEPUY en la Dorada Caldas de una capacidad de 83 MW.
Se obtuvo la licencia ambiental, de la autoridad Nacional de licencia Ambientales (ANLA) del parque eólico en la Guajira EO200i, de 200 MW.
Se radicó ante la Corporación Autónoma de Santander, la solicitud de licencia ambiental para el proyecto solar fotovoltaico Puerto Wilches de 15 MW.
Se instalaron 10MWp en soluciones distribuidas solares para 17 proyectos.
Se avanzó en los estudios y trámites para otros proyectos ERNC del portafolio de EPM.

¿Qué expectativa tiene EPM para el 2023 en materia de inauguración de proyectos renovables?

Para el año 2023 tenemos las siguientes expectativas:

Entrar en operación comercial el proyecto solar fotovoltaico TEPUY, de 83 MW.
Obtener la licencia ambiental del proyecto solar fotovoltaico Puerto Wilches, de 15 MW.
Instalar 20MWp en soluciones distribuidas solares para 20 proyectos.

Vemos que EPM, al igual que otras importantes generadoras de Colombia, cuentan con varios MW de renovables en carpeta, pero cuesta volcarlos al terreno. ¿Cuáles son los principales ejes que debiera facilitar el Gobierno para que toda esa masa de proyectos se pudiera concretar?

Los principales ejes de debería facilitar el gobierno para los proyectos ERNC son:

Acelerar la expansión del sistema de transmisión Nacional (STN) y las subestaciones asociadas.
La agilidad en los trámites de las instituciones del gobierno y el compromiso de las instituciones de no aumentar los trámites y requisitos
La participación y compromiso de las comunidades para que honren lo acordado con las empresas
Garantizar el desarrollo de la infraestructura requerida bajo responsabilidad del estado
Garantizar estabilidad Juridica y Tributaria a los inversionistas nacionales y extranjeros.

¿Qué opina de la Resolución 075 y de la cantidad de proyectos renovables que avanzan sobre esa vía?

Desde la mirada del generador EPM, la resolución CREG-075/21 se necesitaba en el país, para evitar especulación con la solicitud de puntos de conexión frente a una red tan limitada para conectar proyectos de generación energía.

Todavía hay muchas cosas por ajustarle pero contrario a lo que muchos agentes esperábamos, que se disminuyeran las solicitudes de puntos de conexión.

El año pasado ocurrió todo lo contrario, esto es algo casi inexplicable, pero la única razón es precisamente que la red es tan limitada que es fundamental contar con la aprobación del punto de conexión para poder avanzar de manera más segura con los proyectos.

Adicionalmente la UPME, cuando recibe tantas solicitudes, puede identificar que en Colombia necesitamos una red que avance más rápido y al ritmo del mercado.

Sigue siendo un valor estratégico tener aprobado el punto de conexión para los proyectos. El cumplimiento de los hitos con los cuáles se construye la curva S de la resolución 075 hace que los agentes generadores inviertan recursos aun con el riesgo de perder el punto de conexión si no se logran en el tiempo estimado.

¿Sería oportuna una nueva subasta de renovables para el año que viene?

Todo depende de los análisis, la política y las metas del gobierno.

Si bien no está formalizada para este año 2023, ya se tienen señales del gobierno de adelantar una subasta de expansión del Cargo por Confiabilidad en los próximos meses, la cual sería oportuna para cubrir necesidades de energía firme en el mediano plazo.

De acuerdo con las últimas proyecciones de demanda y oferta de la UPME, esta subasta permitiría la participación de proyectos renovables con su respectiva energía firme, lo cual les ayudaría a su cierre financiero.

¿Podrán ingresar dos nuevas turbinas más en operaciones durante 2023 de Hidroituango?

EPM avanza satisfactoriamente en los trabajos de la unidades 3 y 4 para ponerlas en funcionamiento y cumplir con las fechas establecidas ante la CREG.

Guatemala cuenta con 32 comercializadores inscritos ante el Ministerio de Energía y Minas que se encuentran habilitados comercialmente ante el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) para poder realizar transacciones en el Mercado Mayorista.

De aquel total, la Asociación de Comercializadores de Energía Eléctrica (ASCEE) tiene 18 asociados vigentes a los cuales representa y protege, además de promover el desarrollo, expansión y mejoramiento de la comercialización de energía eléctrica en Guatemala.

Es por ello que desde la ASCEE están trabajando en una serie de sugerencias de cambios normativos sobre comercialización eléctrica para presentar al AMM y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. 

Ernesto Solares, gerente general de la Comercializadora de Energía Eléctrica Econoenergía y nuevo presidente de la ASCEE, señaló a Energía Estratégica que sus propuestas tienen como fin lograr una mayor competitividad, certeza y liquidez para los comercializadores de energía eléctrica.

“Realmente por ser un mercado dinámico y que trae muchos cambios tecnológicos, adicional a sus limitantes y vacíos legales que se tiene en algunos ámbitos del marco regulatorio nacional y regional, tenemos mucho trabajo por delante que hay que realizar”, señaló el presidente de ASCEE a este medio.

Y agregó: “Para lograr generar seguridad y certeza jurídica en las inversiones privadas, para el desarrollo de proyectos que logren mejorar las condiciones económicas de Guatemala, en cuanto a cobertura eléctrica, calidad del servicio, precios competitivos en las tarifas, incrementar las exportaciones de energía, entre otras, es necesario el involucramiento de todos, desde el sector público y privado, logrando consensos en los cambios normativos que beneficien en el desarrollo del mercado eléctrico”.

¿Qué propuestas están trabajando? El referente empresario se refirió a reducir el límite del Gran Usuario, nuevas normas que regulen la operación de transacciones internacionales y ampliar normas técnicas de distribución NTSD y comercialización de generación distribuida renovable NTGDR. Una a una estas son:

Límite del Gran Usuario: reducir el límite del Gran Usuario de acuerdo al artículo 19 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, para que el Ministerio pueda en algún futuro reducir el límite de 100 Kilovatios (kW) para contratar el suministro con Generadores o Comercializadores, pudiendo incluso llevarlo a cero, para incrementar la cartera de clientes que se puedan conseguir en el Mercado Mayorista, pero también para darle la oportunidad a las pequeñas o medianas industrias de pactar libremente los precios y condiciones tarifarias, logrando que con esto puedan incrementar su competitividad en el mercado y competir en igualdad de condiciones con las grandes industrias, para crear condiciones óptimas de crecimiento e inversión extranjera al país.

Transacciones internacionales: Guatemala el 12 julio del 2020 denunció el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional y sus Protocolos, debido a que Guatemala considero Extralimitación regional al inmiscuirse en asuntos bilaterales de Guatemala-México, Insubordinación de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica y el Ente Operador Regional a la jurisdicción de la Corte Centroamericana de Justicia, Creación de un marco institucional contrario al establecido por el tratado fundacional del SICA. La denuncia hecha surtirá efectos transcurridos 10 años de la notificación. Por lo que es importante determinar cómo se manejarán las relaciones bilaterales en el año 2030 para realizar transacciones de importación y exportación de energía, cuáles serás las nuevas normas que regulen la operación de estas transacciones, alcance de los operadores del sistemas y de los agentes del Mercado Mayorista, como se garantiza la liquidez del mercado, también las obras de transmisión para interconectar los países con los que se suscriban los tratados bilaterales, entre otros.

Normas Técnicas del Servicio de Distribución (NTSD): la cual Establece los derechos y obligaciones de los prestatarios y usuarios del servicio de distribución, así como los índices e indicadores de referencia para calificar la calidad del servicio de distribución. Para que se haga cumplir la norma pero también determinar si es necesario analizar los indicadores que regula para poderlos ajustar para mejorar la Calidad de Servicio que se recibe a los usuarios finales.

Normas Técnicas para la Conexión, Operación, Control y Comercialización de la Generación Distribuida Renovable (NTGDR) y Usuarios Autoproductores con Excedentes de Energía: la cual establece las disposiciones generales que deben cumplir los Generadores Distribuidos Renovables y los Distribuidores para la conexión, operación, control y comercialización de energía eléctrica producida con fuentes renovables. En esta norma no existe un mecanismo para reconocer los excedentes de energía que inyecta los Grandes Usuarios que han invertido en generación para autoconsumo, por lo cual es necesario contemplar y ampliar la normativa para generar certeza de esta inversión.

El pasado 25 y 26 de octubre, Latam Future Energy (ahora denominado Future Energy Summit) desarrolló su evento físico en Bogotá, Colombia, denominado Andean Renewable Summit, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables. Allí, Navarrete recordó que Jinko Solar está en Colombia hace más de 6 años y que la experiencia más la tecnología que se ofrece hace que sean lideres en ventas.

Tecnología

Una de las claves que resaltó Navarrete a la hora explicar el liderazgo de Jinko, es la tecnología que ofrece.

Indicó que en los últimos dos años la tecnología ha cambiado sustancialmente. “El módulo de mayor potencia era de 380/390 W, ahora estamos por encima de los 600 W por módulo, y el portafolio se continúa ampliando”, observó.

Y dio paso a su producto insignia: “Nos hemos enfocado en tamaños de celdas de 182 mm, en donde hemos dado un siguiente paso en el dopaje de la celda y este es un breack point para Jinko”.

“Nuestros clientes, al simular sus diseños, nos dicen que este es un módulo que está cambiando todo el sistema financiero porque está permitiendo incrementar la tasa interna de retorno de los proyectos; está disminuyendo el pay back; mejorando el LCOE de los proyectos”, destacó el Gerente de Ventas para Colombia de la compañía.

Jinko Solar alcanzó una cuota de mercado por encima del 50% durante el 2021 en Colombia, indicó Juan Camilo Navarrete, Gerente de Ventas para Latinoamérica de la compañía.

Y confió que en 2022, año de expansión y de desafíos, signado por la devaluación, la inflación y el aumento de la tasa de interés, además del retraso de algunos proyectos, la compañía se mantuvo en el orden del 35% del market share.

El pasado 25 y 26 de octubre, Latam Future Energy (ahora denominado Future Energy Summit) desarrolló su evento físico en Bogotá, Colombia, denominado Andean Renewable Summit, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables. Allí, Navarrete recordó que Jinko Solar está en Colombia hace más de 6 años y que la experiencia más la tecnología que se ofrece hace que sean los N°1 en ventas.

Consultado por expectativas para este año, el ejecutivo señaló: “Para Jinko 2023 es un año que prácticamente está acabando, y vamos pensando en 2024, 2025; pero nuestra expectativa para el año es estar cerrando entre 800 MW y 1 GW de tamaño de mercado; pero nuestra expectativa realista es de 1,4 a 1,6 GW en tamaño de mercado (donde se contabiliza el producto sea importado o exportado, no lo instalado)”.

Tecnología

Una de las claves que resaltó Navarrete a la hora explicar el liderazgo de Jinko, es la tecnología que ofrece.

Indicó que en los últimos dos años la tecnología ha cambiado sustancialmente. “El módulo de mayor potencia era de 380/390 W, ahora estamos por encima de los 600 W por módulo, y el portafolio se continúa ampliando”, observó.

Y dio paso a su producto insignia: “Nos hemos enfocado en tamaños de celdas de 182 mm, en donde hemos dado un siguiente paso en el dopaje de la celda y este es un breack point para Jinko”.

“Nuestros clientes, al simular sus diseños, nos dicen que este es un módulo que está cambiando todo el sistema financiero porque está permitiendo incrementar la tasa interna de retorno de los proyectos; está disminuyendo el pay back; mejorando el LCOE de los proyectos”, destacó el Gerente de Ventas para Latinoamérica de la compañía.

“No podemos seguir bajo el modelo de importación que tenemos. Hoy en día, se importa más de la mitad de la energía a través de los productos derivados del petróleo y no queremos seguir con este modelo”, introdujo Eduardo Facusse, presidente de la Cámara de Comercio e Industrias de Cortés (CCIC).

Durante un Space del CCIC sobre “Autonomía energética y democratización de las inversiones”, este referente empresario advirtió una disyuntiva entre las promesas de soberanía energética anunciadas por autoridades en campaña y la política de gobierno actual.

Junto a él, distintos participantes del mercado eléctrico se pronunciaron a favor de abrir el mercado a nuevos proyectos de generación renovable para garantizar aquella soberanía que no necesariamente debería pasar por la empresa estatal que actualmente puso bajo revisión nuevos contratos generando incertidumbre en el sector eléctrico.

“Si hubiéramos liberado el mercado y los altos consumidores industriales hubieran podido comprar directamente su energía [a generadores privados], la habrían comprado más barata”, consideró Samuel Rodriguez, agente generador del mercado eléctrico hondureño.

Entre las alternativas de generación disponibles en el mercado, Kevin Rodriguez Castillo, director ejecutivo del CCIC, señaló que fuentes como las renovables se destacan por su triple impacto social, ambiental y económico favorable.

“Hoy la energía renovable ha bajado tanto los costos que se vuelven competitivas y baratas para nosotros. Ese argumento de decidir irse por una tecnología como el carbón porque es la más barata ya no es tal porque las tecnologías renovables también se han vuelto muy competitivas”.

En el marco de la Licitación Abierta de 450 MW que se convocaría este año, estos referentes empresarios procuraron además analizar el trasfondo que podría asegurar el éxito o fracaso de la misma.

Según indicaron durante el Space, la estatal aún adeudaría unos 15 mil millones de lempiras a generadoras privadas poniendo en duda la certidumbre financiera que pueda ofrecer a otras empresas, elevando el riesgo crediticio para eventuales competidores de la licitación.

¿Qué tecnologías participarán? Los Términos de Referencia que se trabajaron durante la administración de gobierno pasada adelantaban que se iba a contemplar a todas las fuentes de generación a excepción del carbón. 

Según indicaron a Energía Estratégica delegados de la Secretaría de Energía de Honduras ante la COP26 (Glasgow, 2019) se pronunciaron en contra de la participación de esta fuente contaminante para la próxima convocatoria por el compromiso que asumió el país ante la Powering Past Coal Alliance (PPCA) donde se comprometieron a eliminar el carbón de la matriz eléctrica para el 2050.

“La única restricción será para el carbón. Estas centrales serían las de la única tecnología que no entrarían en la licitación”, indicó a este medio Sindy Arely Salgado Ferrufino, en aquel entonces directora de política y planificación energética de la Secretaría de Energía de Honduras, durante una entrevista exclusiva.

A finales del año 2022 la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) coincidió con aquello en los Términos de Referencia para la Elaboración de las Bases de esta Licitación.

“La licitación deberá permitir la participación de distintas tecnologías de generación de energía eléctrica que puedan garantizar potencia firme, a excepción de aquellas que utilicen carbón mineral”, indica el inciso 7º de los Términos de Referencia.

Ahora bien, este nuevo documento da a entender que la compra de Capacidad Firme y Energía para los usuarios de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) debería ser a centrales nuevas que puedan ofrecer ambos productos energéticos y bajo contratos BOT (Build, Operate and Transfer) para que luego se pase la tecnología a la eléctrica estatal.

Aquello desmotivaría la participación de agentes generadores con proyectos a partir de tecnologías renovables variables.

“¿Qué incentivos van a tener las empresas que van a querer participar en esos 450MW cuando lo que se le quiere solicitar es potencia?”, cuestionó Samuel Rodriguez, agente generador del mercado eléctrico hondureño, durante el Space del CCIC.

En estos momentos, la CREE está cerrando la consulta pública CP-01-2023 para la “Modificación a la Norma Técnica de Potencia Firme”, a partir de la cual se aplicarían cambios al cálculo de la potencia firme de las centrales hidroeléctricas con capacidad de almacenamiento y regulación, a la vez que se determinarían nuevos conceptos de potencia firme para centrales renovables variables, entre otras modificaciones.

Restará analizar en los próximos días si la nueva determinación de potencia firme para centrales eólicas y solares da lugar a que estas fuentes de generación variable puedan participar de la licitación de 450 MW y demostrar su competitividad frente a otras tecnologías.

Honduras prepara nueva determinación de potencia firme para centrales eólicas y solares

Tras confirmar que la provincia de Neuquén está cerca de firmar el PPA con Nación para construir el parque eólico Picún Leufú, desde la Agencia de Inversiones también ponen la mira en el desarrollo de otras disciplinas de energías renovables. 

José Brillo, presidente de la entidad, dialogó con Energía Estratégica e informó que la provincia avanza en distintos proyectos vinculados con pequeñas centrales hidroeléctricas, las bioenergías y la geotermia. 

“Tenemos en construcción la central hidroeléctrica Nahueve, a la que, en marzo, pensamos darle las turbinas que se fabrican en Austria y, a mediados de año, ya ponerla en operación”, aseguró haciendo mención al emprendimiento de 4,6 MW de capacidad que representa una inversión cercana a los USD 21.000.000. 

“A la vez, estamos con el inicio de los estudios sociales y ambientales de Domuyo, que reúne un área vulcanológica y vapores endógenos importantes. Ya decidimos avanzar con el Banco Interamericano de Desarrollo en la diagramación de una perforación para una turbina modular de 5 MW”, complementó Brillo.

Más allá del BID, desde la Agencia de Inversiones también esperan tener algún adicional de inversión que permita tener la primera usina a partir de vapores endógenos que produzca energía para dicha zona, considerando que el costo para el proyecto piloto y la línea eléctrica necesaria, rondará los USD 35.000.000. 

Y si bien siempre se imaginó que esta central geotérmica pudiera ser escalable a casi 100 MW, el presidente de la ADI reconoció que “primeramente se instalará la turbina de 5 MW para analizar la factibilidad del proyecto con mayor tranquilidad y tenerlo para usos locales, tales como ocurre en Centroamérica y el Caribe”. 

Por otro lado, la entidad neuquina planifica la nueva planta de biomasa Eco Parque Centenario, para la cual a mediados del año pasado se abrió un llamado a manifestaciones de interés para para la construcción y explotación del proyecto, que incluirá un sistema de gestión integral de tratamientos de residuos sólidos urbanos y la producción de energía a través de la biomasa. 

Debido a diversos factores, la convocatoria tuvo una serie de prórrogas y finalmente las ofertas para la primera etapa de la planta se darán a conocer en los primeros días del próximo mes. 

“El Eco Parque Centenario será de USD 60.000.000 y tenemos un aval soberano en el presupuesto nacional para poder desarrollarlo. Estamos haciendo las invitaciones a tecnologías y financiamiento complementario y hasta ahora tenemos 4 propuestas presentadas, pensando en una potencia de 14/15 MW”, detalló José Brillo en conversación con este portal de noticias. 

Guatemala cerró el año 2022 con 3385,13 MW de potencia efectiva interconectada en el Sistema Eléctrico Nacional, siendo la mayoría proveniente de centrales de generación a partir de recursos energéticos renovables.

Las más de 50 hidroeléctricas operativas en el país por un total de 1512,56 MW representaron el 44,68% de la capacidad instalada, la energía eólica el 3,17% a partir de tres parques que suman 107,40 MW, la tecnología fotovoltaica aportó el 2,82% a través de 10 plantas solares entre utility scale y distribuidas que totalizan 95,50 MW.

El 49,33% restante corresponde a 1.669,67 MW de capacidad térmica renovable y no renovable, entre las que se encuentran turbinas de vapor, turbinas de gas, turbinas de gas natural, motores de combustión interna, ingenios azucareros, geotérmicas y bioenergías.

Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) destacaron no sólo el avance de las energías renovables en la matriz eléctrica, sino también su mayor participación en la cobertura de la demanda.

“Contar con una matriz eléctrica diversificada y con un mayor aporte proveniente de la generación de energía con fuentes renovables permite a Guatemala contar con un suministro estable en cuanto a su despacho, calidad y costo”, aseguran desde AGER.

Aquello no es menor y conduce al país al cumplimiento de sus objetivos fijados por Política Energética y que mandatan alcanzar el 80% de la generación de energía con fuentes renovables.

Valiéndose de datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), desde AGER subrayaron que las renovables térmicas y no térmicas alcanzaron en el cierre del 2021 un 78% del total de energía generada, superando el porcentaje alcanzado durante el año 2021.

Además, analizando el monitoreo quincenal del Mercado Eléctrico Guatemalteco para el periodo del 1 al 15 de enero del 2023, AGER concluyó que en el inicio de este año las renovables volvieron a ser mayoría en la matriz de generación por tecnología sumando un total de 54,28% por delante de otras alternativas no renovables como la cogeneración, carbón, bunker y diésel.

Hace unas semanas la agencia de cooperación alemana GIZ y el consorcio europeo-chileno formado por las empresas Soventix Chile SpA, SI Solar Investments GmbH y Pabettin GmbH firmaron un contrato para ejecutar el proyecto de Cooperación Público-Privada (PPP) “SolarNH3-Pool Chile: Optimized green ammonia production pool in Antofogasta for export», en el marco del Programa Internacional H2Uppp implementado en Chile por el Programa Energías Renovables de GIZ.

Actualmente el amoníaco verde es el derivado del hidrógeno que ofrece las mejores oportunidades en el mercado chileno y de exportación, debido a las ventajas energéticas y logísticas.  Por otra parte, la región de Antofagasta busca posicionarse como uno de los centros de desarrollo más importantes para la producción y exportación de hidrógeno verde y sus derivados, aprovechando su enorme potencial de generación de energías renovables.

En este contexto, el proyecto contempla la elaboración de una serie de estudios para el desarrollo de un parque (pool) de plantas de hidrógeno sostenible en la región de Antofagasta, basado en el aprovechamiento de sinergias y el uso compartido de la infraestructura regional optimizada para la producción y el suministro de hidrógeno a una planta de producción de amoníaco verde de gran escala, incluyendo un análisis técnico-económico y ambiental para el diseño de los diferentes elementos de la cadena de valor del proyecto.

Con ello, el proyecto será una contribución para el desarrollo del Hub de Hidrógeno Verde en Antofagasta y para el logro de los objetivos nacionales de descarbonización y protección del clima.

En sus distintas fases, el proyecto contribuirá de forma diversa al desarrollo de la industria del hidrógeno verde y del Power-to-X (PtX) en Chile. Durante las fases de estudio y planificación, el proyecto contribuirá a la optimización de la infraestructura regional para la logística de transporte y almacenamiento, el suministro de agua y de energía, generando así condiciones para optimizar la sostenibilidad medioambiental de diversos proyectos de hidrógeno que se desarrollen en la región.

El Ministerio Federal de Economía y Acción por el Clima (BMWK) de Alemania ha encargado a la GIZ a través del Programa Internacional H2Uppp que apoye el desarrollo temprano del mercado de tecnologías y aplicaciones de hidrógeno verde en países en desarrollo y economías emergentes, mediante asociaciones con empresas privadas.

H2Uppp apoya la identificación y el desarrollo de proyectos, así como la búsqueda de socios entre empresas alemanas y europeas, estando abierta la convocatoria para postulación de proyectos público-privados hasta el 31 de marzo de 2023 en 4echile.cl.

Enlight, empresa mexicana con 12 años en el mercado, líder en la comercialización, diseño, instalación y mantenimiento de sistemas de paneles solares fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía en México, presentó su nuevo vehículo de financiamiento para proyectos fotovoltaicos en generación distribuida y de almacenamiento de energía, llamado Net Zero Fund, dirigido al sector industrial del país.

Dicho fondo de financiamiento alberga una bolsa inicial de 50 millones de dólares para financiar proyectos de energía renovable de entre 10 a 20 años para clientes industriales, lo que representa un agregado para quienes buscan un ahorro en la factura eléctrica y la reducción de su impacto ambiental atribuido a sus procesos industriales.

Con Net Zero Fund, el sector industrial podrá generar y almacenar energía limpia en un mismo sitio sin necesidad de hacer una inversión inicial robusta y, debido a que el fondo es propiedad de Enlight, no habrá financieras intermediarias, agilizando el proceso de financiamiento y facilitando la transición energética del sector que más consume energía en el país.

Los esquemas de operación serán dos:

El primero, para los proyectos fotovoltaicos en generación distribuida y con 499 kW de capacidad, a través de un Power Purchase Agreement (PPA) Onsite, un acuerdo de compraventa de energía a largo plazo entre un productor de energía renovable y un consumidor. Esto significa que el cliente no comprará el sistema fotovoltaico instalado en su inmueble, sino la energía solar que este genera. Es al final del contrato cuando el sistema puede pasar a ser propiedad de la empresa. Este esquema permite un ahorro de hasta el 30% en la factura eléctrica sin inversión inicial, gracias a la energía que la empresa autoconsume y adquiere a un precio inferior a la que paga de la red eléctrica.
El primero, para los proyectos fotovoltaicos en generación distribuida y con 499 kW de capacidad, a través de un Power Purchase Agreement (PPA) Onsite, un acuerdo de compraventa de energía a largo plazo entre un productor de energía renovable y un consumidor. Esto significa que el cliente no comprará el sistema fotovoltaico instalado en su inmueble, sino la energía solar que este genera. Es al final del contrato cuando el sistema puede pasar a ser propiedad de la empresa. Este esquema permite un ahorro de hasta el 30% en la factura eléctrica sin inversión inicial, gracias a la energía que la empresa autoconsume y adquiere a un precio inferior a la que paga de la red eléctrica.

«Estos esquemas ofrecen más seguridad y ventajas como la conexión eléctrica, la mejor planificación de los gastos operativos a largo plazo y el cumplimiento de las metas de sustentabilidad de las empresas, así como la transición energética en general para el sector industrial. Esto a su vez, permite a los países cumplir con las metas y objetivos de energía renovable establecidos en acuerdos internacionales vinculantes en sus políticas y planes energéticos nacionales”, destacó en el evento Julian Willenbrock, cofundador y director general de Enlight.

Una de las grandes ventajas de los esquemas de Net Zero Fund es que el consumidor industrial podrá comenzar a ahorrar en los costos de la electricidad desde el inicio del contrato y a coste cero, ya que el proyecto será financiado por el fondo de financiamiento y Enlight será el responsable de la instalación del sistema y de su operación y mantenimiento (O&M) durante el plazo del contrato.

Esto es importante ya que en un proyecto instalado bajo el esquema PPA o SaaS, toda la responsabilidad operativa recae en Enlight y, debido a que se cobra sobre energía generada, es de interés compartido que los mantenimientos garanticen el óptimo funcionamiento del sistema en todo momento. Enlight, con 20 MWh de capacidad de almacenamiento instalados y 36 MWh más en construcción, apuesta por un mercado mexicano tecnológico, sustentable y encaminado hacia la electrificación económica.

“Estos esquemas de financiamiento son un elemento importante de las inversiones industriales en energías renovables, su crecimiento refleja el compromiso del sector de acelerar la transición energética, pero es necesario aumentar el ritmo de progreso para garantizar el despliegue de energía renovable y su uso eficiente”, destacó Manuel Ahumada, director comercial de Enlight.

La generación y uso de energía eléctrica a partir de fuentes renovables representan una solución viable para contrarrestar las emisiones mundiales de dióxido de carbono relacionadas con la energía, las cuales alcanzaron su nivel más alto en 2021 al aumentar un 6%, hasta alcanzar las 36,300 millones de toneladas, según la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Por esto, los esquemas de financiamiento que ofrece Net Zero Fund para los sistemas de paneles solares y el almacenamiento de energía son una solución que permitirá que las grandes industrias puedan generar y almacenar su propia electricidad, aprovechando la energía solar.

El desarrollador latinoamericano de energía renovable Verano Energy dio inicio a la construcción de ocho proyectos solares en Chile con una capacidad de 76 MWdc (59 MWac). Dichos proyectos se llevan a cabo a través de contratos EPC y O&M con Fontus Renewables, subsidiaria de EnfraGen.

Fontus Renewables, posee y opera proyectos de energía renovable en Chile y América Latina. Sus activos de energía solar fotovoltaica amplían su cartera de energía renovable existente, apoyando la transición energética de Chile como líder regional en la adopción de energía renovable.

Fundada en 2012, Verano Energy tiene una amplia experiencia en diversos aspectos del desarrollo de proyectos renovables en América Latina, incluidos el diseño, el financiamiento, la construcción y la gestión de activos. En los últimos años, la empresa también ha comprado proyectos solares para aumentar su cartera.

El contrato EPC es el más grande que Verano Energy realiza hasta hoy con terceros. Fontus confía en los servicios EPC de Verano Energy para construir estos proyectos solares a tiempo, dentro del presupuesto y con los más altos estándares.

«Hemos acumulado una experiencia interna sustancial en el desarrollo y ejecución de nuestros propios proyectos y hemos decidido aprovechar nuestro equipo interno de clase mundial para entregar contratos EPC de terceros. Estamos muy entusiasmados de expandir nuestros servicios para construir estos proyectos para Fontus”, dijo Dylan Rudney, director ejecutivo de Verano Energy.

Los ocho de estos programas participarán Proyectos PMG/PMGD de ChileProporciona acceso automático a la red y un plan de precio fijo.

La primavera pasada, Verano Energy adquirió 116 MWp de proyectos PMGD en Chile ubicados en 5 regiones de Chile y con un tamaño de entre 2,5 y 11 MWp. La cartera de proyectos de la compañía estadounidense en el país supera los 1,5 GWp.

Chile cerró el 2022 con poco más de 20 GW de capacidad instalada renovable, lo que representó un aumento de más de 2,5 GW durante el año, principalmente gracias a la incorporación de 1508 MW de potencia solar y 636 MW eólico. 

Año que también fue récord de generación renovable no convencional, con un 33% de participación en la generación de energía eléctrica,  aumentando 6 puntos porcentuales con respecto al 2021. 

Sin embargo, a lo largo del año se presentaron una serie de dificultades a atravesar para seguir desarrollando y construyendo centrales renovables en el futuro, tales como los desacoples de precios, vertimientos de energía y costos marginales cero. 

Bajo ese contexto, Claudio Seebach, presidente ejecutivo de la Asociación Gremial de Generadoras de Chile, brindó una entrevista exclusiva para Energía Estratégica en la que aportó su mirada y propuestas a considerar para solucionar la problemática actual. 

“En el corto plazo seguiremos expuestos a situaciones de desacople porque las líneas de transmisión no se producen de una noche a la mañana. Pero se pueden lograr, y se esperan que se generen, optimizaciones de la gestión para hacer mejor uso de la red. Pero discutimos cómo avanzamos en las modernizaciones del mercado eléctrico que tienen bastante tiempo de retraso”, aseguró. 

“Vemos cómo proponer mejoras del mercado a corto plazo, como por ejemplo tener un mejor mercado del día anterior, que haya un mercado intradiario para despacho o más regularidad temporal que permitan de alguna manera a las empresas hacer un eficaz manejo en el tiempo”, agregó. 

Asimismo, la implementación de la ya promulgada Ley de Almacenamiento y Electromovilidad (falta la reglamentación) también resultará de gran utilidad para administrar la energía entregada, minimizar los recortes y arbitrar las variaciones de precios en el Sistema Eléctrico Nacional. 

Chile cuenta con más de 65 proyectos renovables en distintas fases de construcción

Pero para ello, y lograr que a futuro se concrete la cartera de inversión potencial 100% renovable de USD 23.000.000.000 que Generadoras de Chile informó en agosto del 2022, se requiere tanto una planificación eficiente de la infraestructura eléctrica de transporte como también de la aceleración de la aprobación de los estudios de impacto ambiental o que las distintas regulaciones y reglamentos posean “un principio de coherencia regulatoria”. 

“No tiene sentido seguir invirtiendo en renovables si a la par no tenemos un avance en la red de transmisión o que las perspectivas de desarrollo sean oportunas, resilientes, robustas y holgadas”, sostuvo Claudio Seebach.

“Y a su vez trabajamos en que la industria tenga un diálogo permanente con lugares donde se desarrollan los parques, para que las comunidades sientan que un proyecto de generación también es un beneficio para el lugar. Es decir, hacer que la energía también sea una buena noticia para las zonas donde se desarrollan los proyectos”, continuó.

La Rioja declaró al litio y a sus derivados como recursos naturales estratégicos por sus contribuciones a la transición energética y aportes al desarrollo socioeconómico de la provincia, como también determinó de interés público al estudio, investigación, prospección, exploración, explotación e industrialización de dicho mineral. sus derivados y el agregado de valor a los productos obtenidos.

Además, la normativa ya publicada en el Boletín Oficial riojano suspende por el término de 120 días los permisos de cateo, prospección, exploración y concesiones mineras en todo el territorio de La Rioja y le otorga la facultad al Gobernador de prorrogar el plazo por única vez. 

Y sumado al avance por la puesta en marcha de la primera Planta Nacional de Desarrollo Tecnológico de Celdas y Baterías de Litio, creada por la Universidad Nacional de La Plata e Y-TEC, estas medidas hacen pensar que, a largo plazo, Argentina posicionarse como un gran jugador en ese mercado. 

Dante Sica, cofundador de ABECEB y ex Ministro de Producción y Trabajo de la Nación, conversó con Energía Estratégica sobre tal situación y reconoció que Argentina tiene potencial en la materia y a “los dos grandes minerales que serán el soporte de la nueva movilidad a nivel mundial” (litio y cobre), pero planteó que la apuesta por el primer mineral mencionado será difícil, dada el contexto macroeconómico que atraviesa el país. 

“Hay que bajar la presión de la idea de que Argentina puede ser un fabricante de baterías sólo por tener el litio. Por ejemplo, hoy en día, una inversión para una factoría de baterías está en el orden de casi 800 millones de euros, es decir, son inversiones fuertes en la que participan varios jugadores en un sector donde la tecnología de las baterías todavía no está totalmente definida”, sostuvo. 

“Y es una apuesta riesgosa pensar que, en el marco de la inestabilidad macro, puede existir una inversión de la envergadura cuando todos los años hay nuevos avances que, de alguna manera, dejan fuera de competencia a alguna otra tecnología en vigencia”, agregó.

Es decir que, bajo la mirada del especialista, Argentina todavía necesita fortalecerse en la producción de litio y avanzar en etapas de agregado de valor, a la par que las tecnologías se desarrollan, para que, a futuro, se capten inversiones en la industria de las baterías. 

Aunque ello no implica modificar los complejizar los marcos normativos sino más bien que sea una regulación “sencilla y transparente” y, por ende, no avanzar con imposiciones que generen riesgo o compliquen el negocio. 

“Debemos dar las posibilidades para que se dé una mejora en términos de agregación de valor, procesamientos y más, pero todavía estamos lejos de ser un mercado atrayente para la instalación de una fábrica de baterías”, concluyó el cofundador de ABECEB y ex Ministro de Producción y Trabajo de la Nación. 

A inicios de esta semana, el Ministerio de Minas y Energía publicó a consulta el proyecto de resolución «Por la cual se deroga la Resolución 40715 de 2019 y la Resolución 40060 de 2021 y, se reglamenta el artículo 296 de la Ley 1955 de 2019» –VER-, por la cual obligará a los comercializadores a consumir como mínimo un 10% de energías renovables –ver documento al pie-.

Para conocer detalles, Energía Estratégica conversó con Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services.

¿Cuáles son los principales aspectos a advertir de este proyecto de resolución y cuándo podría quedar firme?

Se pueden advertir cuatro aspectos:

Claridad en la forma que se cumple el porcentaje del 10% cuando el comercializador atiende usuarios regulados y usuarios no regulados;
Que para los usuarios no regulados son válidos todos los contratos de largo plazo derivados de convocatorias públicas realizadas por los comercializadores. No se refiere a contratos derivados de las subastas.
Que los excedentes de los autogeneradores con FNCER suman para cumplir con el porcentaje del 10%
La claridad en la posibilidad de ceder los contratos para cumplir con el porcentaje del 10%.

¿Qué oportunidades evidencia con esta propuesta?

Por un lado, un aceleramiento al cumplimiento de las metas en la reducción de emisiones contaminantes. Aquí gana el País.

Por otro, un impulso relevante para que los comercializadores cierren contratos con usuarios industriales. Aquí ganan los comercializadores y los industriales.

Además, un apalancamiento enorme para que los desarrolladores de proyectos con FNCER cierren contratos con comercializadores. Aquí gana los promotores de proyectos.

En conclusión: ¡Todos ganamos!

¿Bajo qué mecanismos los comercializadores podrán obtener energías renovables para alcanzar ese 10%?

Los mecanismos del mercado, entre ellos:

subastas del Contrato de Largo Plazo;
Mecanismo Anónimo Estandarizado en donde Derivex ha mostrado su buena participación y,
el mecanismo definido a través del SICEP.

¿A partir de cuándo se deberá consumir ese volumen de energía y cuáles son los usuarios alcanzados?

La anterior obligación inicia a partir de enero del año 2022, para la demanda regulada y cuando esté en firme la resolución aplicará para la demanda regulada y no regulada.

¿Se establecerán penalidades para aquellos que no cumplan con el cupo?

Sí. En la propuesta se reitera la verificación y control por parte de la Superservicios.

Lo que se incluye son dos condiciones que facilitan la verificación. Una es vía registro de contratos ante el ASIC; y, la otra, es a través de reportes del ASIC a la Superservicios.

¿Será necesaria una subasta de energías renovables para que comercializadores alcancen ese cupo?

Sí. Es indiscutible la necesidad de subastas en la medida que Colombia tiene como objetivo incrementar la atención de la demanda con FNCER.

¿Qué oportunidades se les abre a los generadores a partir de este proyecto de resolución?

Incremento en el porcentaje de participación en la actividad de generación de energía. Viabilidad financiera para que adquieran o construyan más proyectos con FNCER.

En mi opinión, otra señal que envía esta propuesta es para los generadores a carbón, ellos tendrán que seguir implementando plantas con FNCER porque día a día veremos un mayor desplazamiento de su energía. La matriz energética que está en la ley 1955 de 2019 es la mejor prueba de ello.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) avanza con la consulta pública CP-01-2023 para la “Modificación a la Norma Técnica de Potencia Firme”.

La CP busca socializar las propuestas de la CREE para el cálculo del factor de disponibilidad utilizado en la metodología para la determinación de la potencia firme, determinación del factor de disponibilidad para cálculo de la potencia firme disponible mensual y cálculo de la potencia firme que tuvo disponible una central en el mes.

Además, visibiliza algunas modificaciones que podrán tener los procedimientos de determinación del período de máximo requerimiento térmico del sistema, así como agrega consideraciones adicionales para el cálculo de los desvíos de potencia firme que realizará el Operador del Sistema para nuevos agentes productores y agentes compradores.

Un detalle no menor es que a partir de la modificación de la norma técnica también se aplicarían cambios al cálculo de la potencia firme de las centrales hidroeléctricas con capacidad de almacenamiento y regulación, a la vez que se determinarían nuevos conceptos de potencia firme para centrales renovables variables.

Entre las propuestas de cambios, se plantea que en el artículo 10 la potencia disponible de cada central se determine en función de su tecnología, de modo que:

Para las centrales hidroeléctricas con capacidad de regulación y almacenamiento considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, los mantenimientos programados, el factor de indisponibilidad forzada proyectado basado en información estadística entregada por el agente productor y el nivel del embalse.
Para las centrales hidroeléctricas sin capacidad de almacenamiento ni regulación considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, disponibilidad del recurso primario, los mantenimientos programados y factor de indisponibilidad forzada proyectado basado en información estadística entregada por el agente productor.
Para las centrales térmicas que utilizan combustibles fósiles, o centrales que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año, y centrales geotérmicas considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, mantenimientos programados y un factor que represente la indisponibilidad forzada proyectado basado en información estadística entregada por el agente productor.
Para las centrales eólicas y solares considerará únicamente la capacidad instalada y la disponibilidad del recurso primario para el año en estudio.

Ahora bien, sobre las tecnologías variables se hace una salvedad adicional el nuevo artículo 16 sobre «Determinación de la potencia firme de centrales eólicas y solares» y es que para determinar la potencia firme de la central solar o eólica, el CND procederá a determinar las potencias horarias generadas de forma sintética a lo largo del período de máximo requerimiento térmico ante el escenario que es excedido el 95 % de probabilidad de ser excedido:

“Para las centrales eólicas y solares fotovoltaicas, el Operador del Sistema determinará la cantidad de energía generada por cada central durante el período de máximo requerimiento térmico, ante cada uno de los 100 escenarios representados. Posteriormente, identificará entre las 100 cantidades de energía resultantes, el valor que es excedido en el 95 % de los casos y el escenario al cual corresponde dicho valor. Enseguida, procederá a determinar para cada central eólica y solar las potencias horarias generadas de forma sintética a lo largo del período de máximo requerimiento térmico ante el escenario identificado. Luego, el Operador del Sistema calculará para cada central el valor promedio de las potencias horarias generadas únicamente en las horas del período crítico. El valor resultante será la potencia firme de la central”.

Los interesados en realizar comentarios y observaciones a estos y otros cambios a la norma técnica de potencia firme, deberán ingresarlos a través de la plataforma de consulta pública establecida por la CREE en su página web: https://bit.ly/CREE-CP-01-2023

Hasta el momento, de acuerdo a lo publicado por la CREE, sólo una empresa habría enviado comentarios. Se trata de Generación De Energía Renovable S.A. De C.V. (GERSA), quien habría compartido su parecer sobre un artículo en específico el pasado viernes 13 de enero.

La República Cooperativa de Guyana impulsa el Programa de energía solar fotovoltaica a gran escala de Guyana (GUYSOL). A partir del mismo, licitará la Adquisición y Construcción de 8 plantas solares fotovoltaicas de 33MWp en total y sistemas de almacenamiento de energía en baterías para acumular hasta 34MWh de energía.

Para tal fin, se dispusieron tres Lotes en Berbice, Linden y Essequibo, lugares donde en este mismo mes se llevaron a cabo las visitas a los sitios de obra y se efectuó una primera reunión previa a la oferta.

Los interesados en participar de este procedimiento de Licitación Pública Internacional (LPI) podrán hacerlo hasta el martes 07 de marzo de 2023, día en el que los proponentes deberán entregar sus ofertas en sobres físicos a la Administración Nacional de Compras y Licitaciones del Ministerio de Finanzas (49 Main and Urquhart Streets Georgetown, Guyana).

De acuerdo con el documento de llamado a licitación, los requisitos generales de calificación incluyen (pero no se limitan a) documentos de registro/incorporación comercial, certificados válidos de conformidad con el sistema nacional de seguros y la autoridad tributaria de Guyana, certificado de registro de IVA (solo para licitadores registrados en Guyana) y demostraciones de experiencia, capacidad técnica y financiera.

En estos momentos, la Unidad Ejecutora del Programa GUYSOL está respondiendo consultas sobre esta licitación a aquellos stakeholders que envíen correos electrónicos directos a: adillawar@gplinc.com con copia a sogle@gplinc.com

A esas mismas direcciones de correo electrónico se podrá contactar para adquirir los pliegos de licitación disponibles en inglés previo pago de una tarifa no reembolsable de veinte mil dólares guyaneses (20.000,00 GYD).

Respecto al costo total de presentarse en esta licitación además de el pago de los pliegos, se deberá acompañar las ofertas con una Garantía de Mantenimiento de la Oferta cuyo valor dependerá del lote en el que se participe:

Lote 1- USD 120.000,00

Lote 2- USD 250.000,00

Lote 3- USD 150.000,00

Incentivos 

Si bien la legislación actual otorga a la empresa estatal Guyana Power and Light Inc (GPL) el monopolio de la generación de energía, el Gobierno ha dado pasos a favor de promover la inversión extranjera en energías renovables con el programa GUYSOL y otros beneficios fiscales para la nueva tecnología que ingresa al país.

Las señales son claras al ofrecer incentivos como exenciones de derechos de aduana e impuestos al valor agregado para maquinaria y equipos importados con el fin de generar y utilizar energía renovable, así como una exención fiscal única de dos años para el impuesto de sociedades a los importadores de artículos para inversiones en energía eólica y solar.

La necesidad de actualizar la ley eléctrica y la liberación del mercado fueron los temas que planteó la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía, ACEN, en la reunión que sostuvo con el ministro de Energía, Diego Pardow, este martes 17 de enero. En la oportunidad, la gremial estuvo representada por el presidente del directorio, Sebastián Novoa, los directores Carlos Ducasse y Juan Francisco Friedl, junto con el secretario ejecutivo, Eduardo Andrade.

Desde ACEN estiman de importancia que se modernice la Ley General de Servicios Eléctricos en lo que respecta al tratamiento de la distribución eléctrica de manera de, entre otros aspectos, incorporar la figura del comercializador. Diversos estudios realizados tanto por la academia como por entes privados dan cuenta de la conveniencia de introducir mayor competencia en la venta de electricidad a usuarios finales, lo que permitirá el acceso a una amplia gama de servicios adicionales y menores costos en el suministro de energía.

Según la gremial, la introducción del comercializador como un agente articulador focalizado en los usuarios (la demanda) posibilitará también avanzar de manera más rápida en la transición energética en que está inmerso el país. Incluso, contribuye en los objetivos de descarbonización de la matriz energética dado que permitiría gestionar de manera más eficiente la energía renovable y los recursos de generación distribuida, por cuanto habilitaría a los usuarios finales a expresar su interés por energías renovables.

Por otra parte, dado el convencimiento de la gremial respecto a que transcurrirá mucho tiempo para que las modificaciones legales tengan efecto sobre los usuarios finales, creen firmemente en la necesidad de adelantar los beneficios que implica acceder a un mercado libre a la mayor cantidad de usuarios posibles, buscando siempre cautelar el funcionamiento del mercado eléctrico, incluidas las licitaciones de suministro que realiza la Comisión Nacional de Energía.

Así, plantean la conveniencia de ir reduciendo paulatinamente el límite actual de 501 kW de la potencia conectada para ser cliente libre, por medio de las herramientas que cuenta el Ministerio de Energía conforme a la normativa eléctrica.

Por ello, la propuesta de ACEN es que el Ministerio de Energía impulse en forma paulatina la reducción del requisito de potencia conectada indicado en el artículo 147 letra d) de la Ley General de Servicios Eléctricos, conforme a la facultad y mecanismos ahí establecidos.

Si se implementa esa rebaja, año a año un número importante de pequeñas y medianas empresas podrían acceder a mejores condiciones de suministro eléctrico, entre ellas, menores costos por el concepto de energía eléctrica, una mejora en la calidad de atención comercial, el derecho a elegir a su suministrador y la posibilidad de acceder a una gama amplia de servicios relacionados.

Esto último, si fuera una realidad, “podría impactar a alrededor de 140.000 medianas y pequeñas empresas que podrían obtener su suministro eléctrico de otras empresas distintas a la distribuidora local, como también productos y servicios tales como eficiencia energética y almacenamiento. Sobre todo, esta baja beneficiaría económicamente a las pymes ya que podrían acceder a ahorros importantes en su cuenta de electricidad”, indicó Andrade.

Y agregó: “Además, esta posibilidad conversa directamente con la estrategia del Ministerio de Energía respecto a una transición energética justa. Qué más justo que las empresas, y eventualmente los clientes residenciales, elijan su propia energía que es siempre mayoritariamente verde”.

En tanto, el presidente de ACEN señaló que “quedamos satisfechos con el interés mostrado por el ministro Pardow y la voluntad expresada en cuanto a estudiar la propuesta”.

República Dominicana sorprende con un anteproyecto ley que tiene por objeto armonizar el subsector eléctrico modificando disposiciones legales y reglamentarias relativas a la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE) y del Ministerio de Energía y Minas (MEM). 

El documento al que tuvo acceso Energía Estratégica, ya estaría en el Senado desde el 12 de diciembre del 2022 y aguarda por un tratamiento de la Comisión de Asuntos Energéticos en los próximos días.

El mismo consta de 14 fojas que incluyen consideraciones preliminares donde se argumenta la decisión del ejecutivo para presentar una nueva iniciativa de ley ante el Congreso Nacional. Y su cuerpo, compuesto por 11 capítulos, numera cambios significativos dentro 31 artículos específicos.

Entre las grandes modificaciones que se implementarán en el subsector eléctrico, de aprobarse este proyecto de ley, la medida de disolver a la CNE no pasa desapercibida. Allí, se advierte que este órgano de gobierno actualmente operativo tiene funciones similares a las del Ministerio de Energía y Minas (MEM) y por eso debería suprimirse y transferir sus funciones, atribuciones y patrimonio al MEM y otros órganos que permanecerán en la administración pública.

No es la única medida que será significativa para el sector. También se mandata a elaborar el Plan de Expansión de Generación y Transmisión de Largo Plazo cada cinco años, modificar el régimen de concesiones e incorporar licitaciones públicas para compraventa de energías renovables a largo plazo, a la vez que se eliminen beneficios impositivos para nuevos proyectos.

Por ello, de aprobarse sin modificaciones ese paquete de medidas, en los 180 días siguientes la ejecución de nuevos desarrollos renovables daría un giro.

Si bien, podría interpretarse como una buena noticia la apertura de nuevas licitaciones para proyectos de generación renovables a la par del mecanismo de concesiones provisionales y definitivas que actualmente están en marcha, estos últimos tendrían modificaciones que complicarían su continuidad.

Si el espíritu de la nueva ley sería propiciar una mayor competitividad en el sector eléctrico a partir de licitaciones de energías renovables, además de armonizar al subsector eléctrico, debería aclararse en los próximos días porqué además se derogan exenciones de impuestos a tecnologías contempladas en la Ley núm. 57-07 que podría repercutir en el aumento del costo total de nuevos proyectos renovables.

Energía Estratégica organizó un nuevo webinar para la industria de las energías renovables junto a JA Solar, uno de los fabricantes de módulos Tier 1 líderes del sector fotovoltaico con una cuota del mercado del 14% a nivel global. En esta oportunidad, Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de Ja Solar, y Victor Soares, Technical Manager Latam de Ja Solar, fueron los expertos a cargo del contenido. 

A modo de introducción,  Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de Ja Solar, señaló que los fabricantes aspiran a mejorar cada vez más no sólo su bancabilidad sino también la calidad y eficiencia de sus productos para destacarse en el mercado. 

«Cuando empezamos a trabajar con los módulos en América Latina se hizo muy popular el Tier 1, un estándar de bancabilidad en el cual -con mucho orgullo- JA Solar se encuentra en el tope, con la bancabilidad más alta “AAA”; lo que resulta útil para proyectos de gran escala que requieren de financiamiento bancario. Pero ya no es lo único que se debe considerar”.

“Hay tantas empresas que forman parte del Tier 1 que, además de ser Tier 1, se debe tener ciertas calificaciones adicionales como las pruebas de laboratorios privados o reconocimientos como sellos Top Brand en muchos países y regiones”, advirtió Sandoval. 

Por ello, durante el webinar se precisó en qué consisten no sólo las encuestas de satisfacción de producto que utilizan algunas agencias en la actualidad, sino también cuáles son los requerimientos técnicos y pruebas usualmente exigen laboratorios privados para otorgar el sello de TOP Performer, y que además le permiten a los usuarios distinguir a los mejores panel solares disponibles en el mercado. 

«Se deben cumplir con todas las pruebas en ciclos mucho más estrictos que para certificaciones que normalmente se requieren para procesos de importación o licitaciones”, advirtió Victoria Sandoval. 

¿En qué consisten esas pruebas? Estas se podrían agrupar en tres clasificaciones de pruebas: Confiabilidad, Calidad y Desempeño. Lo que incluye, por ejemplo, resistencia al estrés mecánico, desempeño bajo calor húmedo, y pruebas de fenómenos celulares. 

Durante el webinar Victor Soares, Technical Manager Latam de Ja Solar, se refirió a las pruebas de carga mecánica dinámica para módulos solares (DML), de ciclo térmico (TC600), resistencia PID, DE degradación inducida por luz (LID), degradación inducida por luz y temperatura elevada (LeTID), entre otras. Y puntualizó aquellas que actualmente lleva a cabo el Centro de Pruebas de Energías Renovables (RET-C), un laboratorio estadounidense líder en servicios de ingeniería y ensayos de certificación con amplia trayectoria testeando productos de la industria fotovoltaica. 

“Sabemos que la industria solar es muy dinámica y siempre habrá nuevos fabricantes ingresando al mercado. Por eso, es muy importante garantizar la calidad, confiabilidad y el desempeño del producto con pruebas RET-C”, indicó Soares. 

Y observó: “¿Porqué solo seis fabricantes están certificados con el sello High Achievement del laboratorio RET-C, el máximo reconocimiento que se otorga en el PV Module Index Report (PVMI)?”Para acceder a todo el detalle, los interesados pueden ver el video de la transmisión del webinar que está disponible gratuitamente en la cuenta de LinkedIn y de YouTube de Energía Estratégica.

Todos en fase 1, es decir, en etapa de factibilidad. Se han presentado, desde el 19 de mayo del 2022 al 14 de septiembre de ese mismo año, 11 proyectos eólicos costa afuera que representan 5.035 MW de capacidad –VER LISTADO AL PIE DEL ARTÍCULO-.

El primero de los emprendimientos a entrar en operaciones, de acuerdo a la declaración de las empresas que han postulado proyectos ante la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), es Vientos Alisios, de 200 MW, propiedad de BlueFloat Energy.

El proyecto, a montarse en el Departamento de Bolívar, ingresaría en operaciones antes que empiece el año 2026. Contará con 28 aerogeneradores sobre un área aproximada de 376 km², y será escalable hasta los 500 MW, según detalló la compañía.

El 4 de junio pasado se presentaron cuatro proyectos de 825 MW cada uno -3.300 MW en total-: Astrolabio, a montarse en La Guajira, y Goleta en Magdalena, ambos a ingresar en operaciones antes del 8 de febrero del 2032; Bergantini –Magdalena- y Galeón –Atlántico- ingresarían el 8 de junio.

El 14 de junio se sumó Bitácora, de 510 MW a montarse en Bolívar, y dos días después Barlovento, de 825 MW, que se emplazará en La Guajira. Ambos también deberían ponerse en marcha antes del segundo semestre del 2032.

Y el 14 de septiembre se presentaron cuatro proyectos de 50 MW cada uno que se montarían en territorio aledaño a Barlovento. Se trata de Barlovento I, II, III y IV, todos en Uribia, La Guajira. Estos deberían ingresar en operaciones antes del 2035.

En definitiva, estos 11 emprendimientos alcanzan los 5 GW, potencia que supera el objetivo que se propone la hoja de ruta eólica costa afuera (ver) de llegar a los 3 GW al 2040 y entre 6 a 9 GW al 2050.

Según indica el documento, que contempla 280 recomendaciones y fue elaborado con el apoyo del Banco Mundial y del Gobierno británico a través de la consultora británica Renewables Consulting Group, la capacidad eólica marina instalada en Colombia al 2030 rondaría 1 GW.

Para 2040, la proyección del escenario alto es llegar a los 3 GW, “bajo el supuesto de que un proyecto de escala comercial (1 GW) y dos proyectos más pequeños (0.5 GW), o una combinación similar, logren una operación comercial”. “Se requerirán actualizaciones de transmisión dedicadas”, advierte el programa.

Luego, para 2050, el objetivo aumenta entre 6GW a 9GW en total. “Este aumento sustancial supone que se persigue un programa de adquisiciones significativo, requiriendo un desarrollo coordinado de transmisión con posiblemente más proyectos flotantes conectados a través de líneas radiales en las zonas occidental y central”, enfatiza el documento.

Cuestiones ambientales

Sin embargo, cabe advertir que aun el Gobierno de Colombia debe definir instancias que determinen la viabilidad de este tipo de proyectos –VER ANÁLISIS-.

Por caso, comunidades wayús del corregimiento del Cabo de la Vela, en la Alta Guajira, han manifestado su preocupación frente a la intención del montaje de estos parques eólicos costa afuera, advirtiendo que podrían afectar sus sitios sagrados, faenas de pesca y el turismo.

Fecha Proyecto
Nombre Proyecto
Estado
Tecnologia
Capacidad MW
Departamento
Municipio
Nombre Promotor
Entrada Operacion

19/5/2022
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS
Fase 1
COSTA AFUERA
200
BOLIVAR
SANTA CATALINA
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS SAS
8/12/2025

4/6/2022
OWF ASTROLABIO
Fase 1
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF ATROLABIO S.A.S. E.S.P.
8/2/2032

4/6/2022
OWF BERGANTIN
Fase 1
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF BERGANTIN S.A.S. E.S.P.
8/6/2032

4/6/2022
OWF GALEON
Fase 1
COSTA AFUERA
825
ATLANTICO
BARRANQUILLA
OWF GALEÓN SAS ESP
8/6/2032

4/6/2022
OWF GOLETA
Fase 1
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF GOLETA SAS ESP
8/2/2032

14/6/2022
OWF BITÁCORA
Fase 1
COSTA AFUERA
510
BOLIVAR
CARTAGENA
OWF BITÁCORA SAS ESP
8/6/2032

16/6/2022
OWF BARLOVENTO
Fase 1
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
8/2/2032

14/9/2022
OWF BARLOVENTO I
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO II
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO III
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO IV
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

La semana pasada, la provincia de Buenos Aires finalmente publicó el decreto reglamentario de su adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424) tras casi cinco años desde que se promulgó dicha normativa.  

Y si bien la reglamentación se demoró dos meses más de lo previsto, desde el sector energético de Argentina ven como positiva que Buenos Aires finalmente se haya dado este paso, pero aún aguardan por las resoluciones cómo serán los procesos técnicos y económicos.

“Si bien hubo un retraso en la reglamentación, comparativamente con otras leyes no fue tan crítico, por lo que uno podría decir que había voluntad de que la ley salga adelante. Y son destacable e importantes los beneficios impositivos que incluye, pero la reglamentación en  en principio sólo habla de ciertos considerandos muy generales”, sostuvo Alejandro Zitzer, gerente comercial de Aldar SA. 

“Es decir, faltan todas las resoluciones de índole técnica, jurídica económica y tarifaria para que, entonces, el usuario pueda saber técnicamente cómo debe hacer el trámite y la instalación, como también para conocer cuál será la tarifa al que se pagará el excedente que inyecta a la red”, agregó en conversación con Energía Estratégica.

Justamente, la reglamentación indica que los usuarios tendrán exenciones impositivas por doce años (prorrogables por el mismo tiempo) para el impuesto a los Ingresos Brutos por la inyección de los excedentes de energía renovable a la red de distribución, y para el Impuesto de Sellos para los contratos que suscriban los usuarios con los distribuidores en el marco del desarrollo de las actividades de generación distribuida renovable.

Pero más allá de ello, no hace mención a otros aspectos técnicos para el desarrollo de las instalaciones en los hogares y comercios del territorio bonaerense, ni tampoco si habrá financiamiento en el corto plazo por parte de las entidades bancarias que faciliten la adopción de este tipo de tecnología. 

“Asimismo, está la posibilidad de que el Banco de la Provincia de Buenos Aires otorgue créditos, uno creería que relativamente blandos, asociados a la compra de equipos. Esto sería ideal y clave que se implemente porque ayudará en la estadística de la demanda”, manifestó Alejandro Zitzer. . 

“Es cierto que la adhesión implicará un salto cuantitativo en cuanto a estadísticas porque el volumen de clientes potenciales que tiene Buenos Aires, en comparación con el resto de las provincias adheridas, tendrá una incidencia muy importante. Pero se requieren las resoluciones, e imagino que ya se están trabajando y que el gobierno bonaerense las estará por lanzar”, insistió. 

Cabe recordar que PBA ya tiene 269 usuarios – generadores que suman 3831,6 kW de capacidad instalada – y otros 197 U/G con reserva de potencia aprobada por 3.349,3 kW- gracias a que las distribuidoras EDENOR y EDESUR ya habían adherido a la ley nacional de generación distribuida. Usuarios que deberán darse de alta en el RUGER por tales distribuidoras de energía eléctrica si desean acceder a los beneficios impositivos de la provincia. 

Número que podría aumentar considerablemente, dado que desde el sector energético vaticinaron en reiteradas ocasiones que el territorio bonaerense tiene un potencial de 2.000.000 de usuarios que podrían ser parte de la GD en Argentina. 

Posible apertura a más tecnologías

Si bien la energía fotovoltaica domina la generación distribuida a nivel global, el gerente comercial de Aldar SA planteó que esta adhesión podría resultar “una buena oportunidad” para el desarrollo de otras fuentes renovables en este tipo de escala. 

“El potencial de Buenos Aires en eólica y biomasa, también permitiría la ampliación de trabajo y experiencias en otras tecnologías”, aseguró. 

EDP Renewables (EDPR), el cuarto mayor productor de energías eólica y solar a nivel mundial y filial del grupo EDP, una empresa global con sede en Portugal, ha designado a Enrique Álvarez-Uría como director general para Chile.

Con este nombramiento, la compañía confirma su estrategia de crecimiento en el país y refuerza su apuesta en Latinoamérica. En Chile, la empresa está ya jugando un papel activo en la transición energética del país, con una cartera de activos compuesta por tres proyectos eólicos y uno solar.

“Estoy muy contento de incorporarme a EDPR Chile y tener la oportunidad de aportar soluciones a los grandes desafíos que tiene el sector eléctrico chileno. Con nuestra experiencia internacional y el talento del nuevo equipo en Chile, tengo la convicción de que seremos un actor relevante desarrollando proyectos competitivos y creando valor en las comunidades locales”, destacó Enrique Álvarez-Uría, director general de EDPR en Chile.

Proyectos en Chile

Con presencia en el país desde 2021, EDPR cuenta actualmente con una cartera de proyectos de aproximadamente 500MW, entre ellos un parque eólico de 83 MW ubicado en Coquimbo con un PPA (contrato de larga duración de compraventa de energía) regulado a 20 años y que se espera que entre en operación a finales de 2023.

Adicionalmente, EDPR está desarrollando proyectos eólicos y solares con el objetivo de  que comiencen su operación a partir del 2025.

“Tenemos mucha ilusión de poner en marcha nuestro primer proyecto y contribuir activamente a que Chile cumpla sus metas de descarbonización de una forma sostenible generando energía local, limpia y competitiva”, destacó el directivo.

Álvarez-Uría es un ejecutivo de amplia experiencia internacional en el sector energético. Desde su incorporación a EDPR en 2008, el recién nombrado gerente ha liderado el desarrollo de proyectos en otras áreas de la compañía, liderando el proyecto de más de 7GW de eólica marina en Reino Unido, Francia y Estados Unidos.

En su última misión, lideró la entrada de OW, la joint venture de EDPR y ENGIE, en Estados Unidos.  Antes de incorporarse a EDPR, Álvarez-Uría desempeñaba cargos de gestión en Europa en el sector nuclear.

Ingeniero de Minas por la Universidad de Oviedo en España de formación, tiene estudios de postgrado en Francia, MBA del IESE Business School y del programa de estudios avanzados en Ingeniería, Economía y Regulación del Sector Eléctrico en el Instituto Tecnológico de Massachusetts.

Sobre EDP Renewables (EDPR)

EDP Renewables (Euronext:  EDPR) es el cuarto productor mundial de energía eólica y solar con presencia en 28 mercados de Europa, América del Norte, América del Sur y Asia Pacífico.

Con sede en Madrid y con oficinas regionales principales en Houston, São Paulo y Singapur, EDPR cuenta con una sólida cartera de desarrollo de activos de primera clase y una capacidad operativa líder en el mercado de las energías renovables.

Entre ellas se encuentran la energía eólica en tierra, la fotovoltaica a escala de servicios públicos y la distribuida, la eólica en alta mar (a través de Ocean Winds, joint venture 50/50 con el grupo ENGIE) y las tecnologías complementarias a las renovables, como las baterías y el hidrógeno verde.

Sus políticas centradas en los empleados le han llevado a figurar en el Top Workplace 2022 en Estados Unidos, Top Employer 2022 en Europa (España, Italia, Francia, Rumanía, Portugal y Polonia) y Brasil, así como en el Índice de Igualdad de Género de Bloomberg.

EDPR forma parte de EDP (Euronext: EDP), una empresa líder en la transición energética centrada en la descarbonización. Más allá de su fuerte presencia en las energías renovables (con las operaciones de EDPR y las hidroeléctricas), EDP cuenta con una presencia integrada de servicios públicos en Portugal, España y Brasil que incluye redes eléctricas, soluciones para clientes y gestión de la energía.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y los agentes del ecosistema eléctrico colombiano trabajan en herramientas que permiten avanzar en la modernización y sostenibilidad del Mercado de Energía Mayorista en el país.

Como parte de ello, mediante la Resolución 114 de 2018, nace el Mercado Anónimo Estandarizado, MAE, una iniciativa de la CREG en la que empresas públicas o privadas tienen la posibilidad de presentar propuestas de un mecanismo alterno de contratación de energía.

Con el ánimo de ofrecer a los agentes y usuarios del sector eléctrico colombiano instrumentos de cobertura eficientes, Derivex y la Cámara de Riesgo Central de Contraparte, CRCC, empresas de las que XM es accionista, lideran la estructura de un mercado que cumpla con las características de mercado organizado que exige la CREG para ser un mecanismo MAE, basándose en los principios de trasparencia, eficiencia y neutralidad.

Este mecanismo de contratación permite a los agentes del Mercado de Energía Mayorista contar con un mecanismo robusto para mitigar el riesgo financiero, especialmente, el de contraparte, con lo cual todos los agentes participan en igualdad de condiciones y se elimina la prima de riesgo, viabilizando así el anonimato (ya que quien se constituye en contraparte, en todo caso, es la Cámara de Riesgo).

Entre los beneficios más relevantes para los agentes es que este mecanismo le permite fijar el precio, eliminando así la incertidumbre cuando enfrenta los precios de la bolsa de energía, lo que se traduce a su vez en una tarifa con mejor formación y más justa para el usuario.

«La participación en igualdad de condiciones para todos los agentes, la estandarización de los contratos con criterios fijos y la simplificación de formas de contratación que existen hoy en el país, hacen de estos mecanismos de Mercado Anónimos y Estandarizados una alternativa que permitirá fortalecer la competencia y la sostenibilidad del mercado para el beneficio de los colombianos», destaca Cecilia Maya, Gerente del Mercado de Energía de XM.

JA Solar, empresa china que diseña, desarrolla, fabrica y comercializa células y módulos fotovoltaicos, llega con una nueva propuesta de capacitación para profesionales de la industria en Latinoamérica.

Este martes, 17 de enero, a partir de las 10 am (Colombia), ofrecerá un webinar gratuito que estará a cargo de Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de Ja Solar, y Victor Soares, Technical Manager Latam de Ja Solar.

El encuentro, denominado “Calidad y eficiencia de los paneles solares: la importancia de las pruebas de laboratorios” , explicarán en líneas generales en qué consiste ser parte de los “top performer” de la industria fotovoltaica.

En detalle, se hablará de tres clasificaciones de pruebas: Confiabilidad, Calidad y Desempeño. Las cuales incluyen, por ejemplo: resistencia a estrés mecánico, desempeño bajo calor húmedo, y pruebas de fenómenos celulares cono LID (light induced degradation) y LeTID (light and elevated temperature induced degradation).

Además, se abordará específicamente el significado de ser reconocido como “High Achiever” por el Centro de pruebas de energía renovable (RET-C), un laboratorio de pruebas independiente con amplia experiencia probando y certificando a una amplia gama de productos de la industria fotovoltaica desde el 2009.

Para brindar mayores precisiones respecto a pruebas en paneles solares, los referentes de JA Solar describirán aquellas que se realizan actualmente a este tipo de componentes clave para la generación de electricidad renovable, porqué las pruebas deben ser estrictas y los certificados que se reciben a partir de la aprobación de cada una.

No se pierda la oportunidad de asistir a esta capacitación profesional en línea a partir de la cual podrá distinguir cómo se mide la Confiabilidad, Calidad y Desempeño de paneles solares, para luego tomar decisiones a la hora de adquirir los productos centrales para nuevas instalaciones fotovoltaicas.

Future Energy Summit, una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam, presenta el primer megaevento presencial del año 2023 para las energías renovables en Latinoamérica.

Se trata del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, a llevarse a cabo el 29 y 30 de marzo en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo.

Participarán autoridades de gobierno, entidades financieras, organismos reguladores, distribuidores, fabricantes y desarrolladores de proyectos de tecnología renovable locales e internacionales.

Raquel Peña, flamante vicepresidente de la República Dominicana y presidente del Gabinete Eléctrico del país, dará la bienvenida a los más de 400 referentes de todo el mundo, principalmente de México, Centroamérica y el Caribe, que asistirán a la apertura del evento de Future Energy Summit.

Atraídos por anuncios de licitaciones y nuevas concesiones para proyectos renovables en la región, ya confirmaron su participación empresas como AES Puerto Rico, Celsia Energía, GP Capital Partners, Grupo Energía Bogotá, Magnetar Global Partners, Soventix Caribbean; así como, autoridades de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de República Dominicana, la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) de Panamá, el Ministerio de Energía y Minas de República Dominicana, entre otros.

ASISTIR

Las inversiones en energías renovables van en aumento en República Dominicana. Mientras que en el año 2021, se otorgaron concesiones definitivas a 8 proyectos de generación eléctrica a partir de energías renovables por un total de 563,6 MW, durante el año 2022, fueron 14 los proyectos renovables que lograron PPA para un total de 645,3 MW. Y existen muchas expectativas para que estas cifras continúen en alza durante 2023.

En lo vinculado a licitaciones, mientras la Superintendencia de Electricidad (SIE) define una licitación que podría convocarse para 1200 MW eólicos y solares, la empresa estatal EGEHID lanza cinco licitaciones en el inicio de este 2023 para el diseño de dos proyectos eólicos y la construcción de tres solares fotovoltaicos.

Además de República Dominicana, otros mercados de la región como el puertorriqueño y guatemalteco están transitando convocatorias abiertas para nuevos proyectos de generación en el que las energías renovables podrán demostrar su competitividad. Sobre este y otros temas se debatirá en los paneles organizados por  Future Energy Summit.

ASISTIR

Sobre Puerto Rico se abordará en detalle los Procesos de Solicitudes de Propuestas (RPF) para energías renovables y almacenamiento que ya adjudicaron 844.82MW de capacidad solar, 200 MW de BESS y 17 MW para un proyecto de VPP. Además, se compartirán los retos que mantienen en espera de aprobación final a 290 MW de proyectos BESS adicionales. Y aquello sería solo producto de su primera convocatoria en 2022. Actualmente, Puerto Rico transita su segunda convocatoria y muy pronto se abrirá la tercera, por lo que en los paneles de debate se hablarán sobre expectativas y nuevos negocios que podrían abrirse en este mercado.

Por otro lado, los horizontes de negocios en Guatemala también son prometedores. Invitados de este país comentarán cómo repercutió en el sector retomar licitaciones de largo plazo luego de nueve años. Se compartirá qué atractivo tiene la denominada Licitación Abierta PEG 4 2022, a partir de la cual el país centroamericano prevé la contratación de 235.00 MW de potencia garantizada para el cubrimiento de la demanda firme y suministro de energía eléctrica. Este sería el punta pie inicial para próximos proyectos, ya que desde la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) adelantaron que ya están preparando los estudios técnicos para la Licitación Abierta PEG 5, que incorporará unos 1200 a 1400 megavatios de energía para satisfacer los requerimientos de la demanda regulada.

Todos los interesados en conocer los detalles de estas y otras oportunidades de inversión en México, Centroamérica y el Caribe, pueden asistir al próximo evento de Future Energy Summit. Allí, podrán estar al tanto de las últimas novedades y análisis de expertos del mercado que participarán en paneles de debate y podrán exporar sinergias con otras empresas del sector energético en los espacios de networking.

ASISTIR

La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) espera que se destrabe una situación en la Aduana Argentina y que finalmente puedan ingresar al país otros miles de medidores inteligentes que fueron financiados a través del Fondo para el Desarrollo Energético de Córdoba (FODEC). 

“Se adquirieron 200.000 equipos, se recibieron 60.000 y se instalaron 57.000 en lugares estratégicos o determinados barrios como punto experimental para hacer un control de calidad de servicio y seguimiento de la demanda y demás. Mientras que hay otros 140.000 en Aduana haciendo los trámites de ingreso al país, que cuesta un poco pero sí ingresarán”, aseguró Eduardo Melano, asesor técnico del Directorio de EPEC. 

La adquisición de tal cantidad de equipos fue posible gracias a fondos recaudados a través de un recargo en la facturación que les llega a los usuarios (son más de 1.110.000), es decir, un porcentaje sobre el monto final de la tarifa. 

“Para los grandes usuarios o aquellos que pagan potencia, se les recarga el 6,5%. Y para los usuarios que no lo hacen, el 10,2%. Y ese financiamiento va para todas las obras que nos llevan a la planificación estratégica, que fue desarrollada teniendo en cuenta el trilema energético”, explicó Melano. 

¿Por qué tanta importancia a esa tecnología? Primero se debe entender que los medidores inteligentes son dispositivos que combinan la medición eléctrica tradicional con tecnologías modernas de computación y comunicaciones que permiten disponer información periódica en forma permanente de un conjunto de variables y eventos, con acceso remoto a la misma. 

Y con la información disponible, la distribuidora puede brindar una mejor atención al consumidor ante cualquier consulta o reclamo, pudiendo llegar a ofrecer períodos de facturación acordes a cada necesidad.

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Por ello, el asesor técnico del Directorio de EPEC consideró que “la medición inteligente es uno de los elementos indispensables para la transición energética” y no sólo apuntó al ámbito nacional sino también a nivel global. 

Más dificultades en las importaciones

Argentina atraviesa un momento de complicaciones a la hora de importar algunos productos necesarios para la transición energética, ya sea porque no están alcanzados por licencias no automáticas de importación, no son autorizadas por el gobierno entre otras cuestiones o simplemente hay demoras a la hora de hacer los trámites correspondientes, más allá de la dificultad para conseguir divisas .

Y la importación de paneles solares no es la excepción, ya sea para el segmento de generación distribuida como también para la utility scale, debido a que no están incluidos en una publicación del ex Ministerio de Desarrollo Productivo y la Aduana, respecto de las posiciones arancelarias con trámite expedito y las que necesitaban aprobación para la importación y, por ende, el gobierno no los considera un bien de capital. 

El pasado 25 y 26 de octubre, Latam Future Energy desarrolló su evento físico en Bogotá, Colombia, denominado Andean Renewable Summit, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables.

Del evento participó Marsh, empresa destacada en la gestión de riesgos y seguros para proyectos renovables, además de ayudar a las empresas en la estructuración financiera de emprendimientos, como Project Finance.

David Peña, líder regional en desarrollo de negocios de energías renovables Marsh, indicó que a nivel mundial ya cuentan con la experiencia de apoyo de proyectos por más de 460 GW en el mundo.

“Estamos apostando bastante a las energías renovables. Tenemos un equipos a nivel global que está dedicado a esto y contamos con un gran conocimiento a nivel mundial”, resaltó.

Señaló que “en América Latina estamos queriendo replicar modelos que vemos en otras partes del mundo. Tenemos una participación muy relevante: 15 GW de eólica, 9,5 en solar”.

Pero en este contexto de tasas altas de interés, cómo avanzar en el cierre financiero. “¿Cómo puedes tener una asignación presupuestal hoy que refleje realmente lo que tú vas a pagar en uno o dos años, porque hay una incertidumbre muy grande?”, advirtió Peña como la gran incógnita del sector. Y contestó: “Lo que se debe hacer es entender un proyecto desde el inicio”.

Explicó que a veces los desarrolladores o EPCistas “nos incluyen cuando ya tienen que conseguirse una póliza propiamente dicha y ahí las condiciones contractuales ya están negociadas”.

Lo que propone es que este análisis sea incluido desde el inicio de un proyecto. “De esa forma, nosotros podemos dar nuestra opinión en las cláusulas que se deben fijar”, aseguró el líder regional en desarrollo de negocios de energías renovables Marsh.

Y aclaró: “No es que se vaya a dañar un modelo financiero por causa de seguro, pero lo que sí queremos es que se reflejen las condiciones que el mercado de seguros esté dispuesta a dar”.

“Lo importante es atar los puntos: atar bien los requerimientos de los bancos, las necesidades de los clientes (como los desarrolladores, EPCistas) y las soluciones que se puedan encontrar en el mercado de aseguradores”, confió Peña.

Buen clima

A pesar de la situación mundial de volatilidad, Peña observó que “se están cerrando proyectos”. “Por financiamiento vemos que no se caen los proyectos; sí se pueden demorar un poco más. Es una cuestión de tiempos pero vemos que los proyectos van a llegar”, señaló.

Y puso como ejemplo a Chile, como país a la vanguardia en la región en lo respectivo a avances de proyectos de energías renovables. “El país está creciendo a un paso tan rápido que ya hay bancos o financiadores que nos dicen que tienen su cupo agotado”, destacó el líder regional en desarrollo de negocios de energías renovables Marsh.

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil lanzó un estudio sobre soluciones de abastecimiento de energía para Fernando de Noronha, el archipiélago volcánico que se ubica a aproximadamente 350 km de la costa noreste del país. 

Informe con el que se encargó de identificar los recursos energéticos técnicamente viables para la generación de energía eléctrica capaz de satisfacer la demanda a un menor costo y con un menor nivel de emisiones, ya que previamente se identificó un déficit de generación para Fernando de Noronha a partir de 2024, debido al crecimiento de la carga porque hacia el 2023 se prohibirá la circulación de vehículos a combustión interna (prohibición total al 2030), que serán reemplazados por vehículos eléctricos.

Y entre otros los principales resultados, la EPE planteó un recambio progresivo de la matriz por fuentes más sustentables, principalmente por energía solar y eólica, y su puesta en marcha hacia mediados o fin de la actual década y un período de suministro hasta el año 2040 que permita reemplazar la usina termoeléctrica Tubarão (UTE). 

Pero lo particular es que tanto para la energía eólica como para la fotovoltaica se consideró la posibilidad de plantas flotantes, debido a la limitación de la superficie para instalar los parques de generación renovable. 

En la primera tecnología, se analizó tanto onshore (4 generadores pequeños) como offshore (una o dos turbinas), pero para esta última se observó que una sola turbina podría alcanzar una potencia de 8 MW, valor superior a la demanda esperada para el archipiélago, por lo que se asumió como premisa que las turbinas costa adentro, de menor potencia, se convirtieran para actuar como offshore en cimientos flotantes. 

Mientras que los sistemas fotovoltaicos se contempló tanto alternativas sobre suelo, flotantes o incluso paneles en tejados (como planta virtual donde la distribuidora sea responsable del control), como también un conjunto de baterías con una capacidad que va desde 1 MW/1 MWh hasta 250 kW/1 MW. 

De contratarse una solución de suministro más limpia al 2025, representaría costo promedio de R$ 902/MWh, considerando el monto a pagar como compensación por la terminación anticipada del contrato de la UTE Tubarão y la emisión de 6.678 ton CO2/año.

Mientras que en el panorama donde la contratación es a 2030, se destaca más participación de la fotovoltaica, con una consecuente mayor uso de sistemas de almacenamiento, por la reducción del CAPEX de estas tecnologías hasta 2030.

“Este escenario presentó un costo promedio de R$ 1.215/MWh y una emisión de 31.079 ton CO2/año. La comparación entre dichos escenarios indica que es beneficioso anticipar la sustitución de la generación diésel por otros recursos y/o combustibles”, detalla el documento. .

Pero a raíz de ello, la Empresa de Pesquisa Energética reconoció que las adversidades que podrían encontrarse en ambos casos podrían derivar en otro escenario donde se contraten potencia y energía, donde la UTE de Tubarão continúe operando hasta el final de su concesión, en conjunto con plantas renovables y finalmente, en 2030, la UTE Tubarão sea reemplazada por otra forma de generación térmica. 

Ello daría lugar a una mayor inserción de centrales eólicas y solares, con o sin sistema de almacenamiento. Y finalmente, en 2030, la UTE Tubarão sea reemplazada por otra forma de generación térmica más limpia. 

“Como resultado, este escenario tuvo un costo promedio de R$ 710/MWh y una emisión de 6.870 ton CO2/año. Y se destaca el potencial que tiene esta solución para reducir el costo de generación”, aseguraron desde EPE.

“Pero cabe señalar que, independientemente de la estrategia que se adopte para la contratación de una solución de suministro para Fernando de Noronha, la reducción de la generación diésel es importante para reducir los costos de generación de este sistema”, agrega el estudio.

Una reunión con el rector del Escuela Industrial Salesiana Cristo Redentor, de Copiapó, Michael Orellana Órdenes, y parte de su equipo, y un posterior recorrido por sus renovadas instalaciones, fue el que realizó la seremi de Energía de Atacama, Cecilia Sánchez Valenzuela, junto a profesionales de la secretaría regional ministerial, con el fin de conocer el trabajo de formación técnico-profesional que realizan con sus estudiantes, y coordinar acciones que permitan contar con más capital humano local en energía.

“Una de las prioridades que nos hemos fijado para estos cuatro años de nuestro Gobierno, y que forma parte de la Agenda de Energía 2022-2026, es lograr más y mejor capital humano local en energía, en este sentido, este encuentro que sostuvimos con el rector de la Escuela Salesiana y parte de su equipo directivo, buscó alcanzar una coordinación que nos permita que sus estudiantes puedan insertarse efectivamente en la industria de la energía, que día a día está evolucionando y expandiéndose”, destacó la seremi, Cecilia Sánchez.

Asimismo, la autoridad de Energía de la región señaló que: “Estamos trabajando con las empresas y el sector educación porque queremos tener un flujo de información que nos permita lograr que nuestras y nuestros jóvenes cuenten con la formación y las certificaciones que se necesitan para trabajar en los diferentes puestos que ofrece la industria energética y, de este modo, puedan aprovechar las oportunidades que presenta el sector”.

Por su parte, el rector de la Escuela Industrial Salesiana afirmó que: “Nuestro proyecto educativo está potenciando en este periodo, en este ciclo de cuatro años, la formación técnico-profesional, entre ellos, electrónica, electricidad y mecánica automotriz y la alianza que hemos establecido, ya desde hace algunos años con la Seremi de Energía de Atacama, es poder potenciar desde la industria, desde los requerimientos de demanda laboral, cuáles son las competencias que estamos desarrollando con nuestros estudiantes».

«Eso nos ha llevado a incorporar las energías renovables no convencionales, en pensar en el futuro quizá en la electromovilidad, y que, finalmente, nuestros estudiantes egresen con competencia de este siglo, del siglo 21, alineado también a los objetivos de sustentabilidad y no queden desfasados, justamente, con lo que requiere hoy día al mercado industrial, al menos acá en la zona”, indicó.

De igual modo, Michel Orellana, valoró que: “Hoy día, el vínculo con la seremi de Energía nos alinea mucho a la demanda, sobre todo porque sabemos que existen redes de trabajo con la industria, con las empresas y nuestros estudiantes, finalmente, son quienes se insertan a trabajar laboralmente en la industria y en las empresas de electricidad de la zona”.

Cabe señalar que, además la seremi de Energía y parte de su equipo realizaron un recorrido por las renovadas instalaciones del establecimiento, visitando los talleres y conociendo los módulos con que se enseñan las diferentes especialidades en el reconocido liceo copiapino.

La semana pasada celebramos el éxito del Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales (Bloque ERNC). 

Resultaron adjudicadas 10 ofertas que estuvieron por debajo de los precios de reserva para cada tecnología, fijados en: US$ 52,44 MWh para hidroeléctricas hasta 50 MW; 61,12 MWh para eólica; y US$ 67,79 MWh para solar.  

Ecoener, Consorcio San Jacinto, Neoen, Total Eren, Dominion Energy y Esco As fueron las seis empresas que estuvieron detrás de las propuestas ganadoras y que se impusieron en este primer bloque de ERNC frente a otras 31 empresas que se presentaron en primera instancia adquiriendo los derechos de participación. 

En total, los proyectos adjudicados sumarán 511,31 MW de capacidad a interconectarse al sistema eléctrico ecuatoriano en los próximos años. En detalle, el precio y empresa de cada proyecto adjudicado es: 

La empresa Ecoener mediante el proyecto hidroeléctrico Santa Rosa de 49,5 MW ofertó el precio más bajo de toda la convocatoria con un valor de USD 45,5 el MWh. En detalle, la central que se ubicará en Gualaquiza, Morona Santiago, generará 294288 MWh de energía media anual. En la misma zona, Ecoener también ejecutaría el proyecto Rosario de 49,5 MW que fue adjudicado a un precio de USD 48 el MWh, el segundo precio más bajo. 

Cerrando con las hidroeléctricas, Consorcio San Jacinto de 49,9 MW ofertó USD 52,22 el MWh para su central que generará 304127,3 MWh de energía media anual en Alluriquín, provincia de Santo Domingo. Este tercer valor entre las hidroeléctricas inclusive sería más elevado que algunas ofertas solares fotovoltaicas que resultaron más competitivas. 

De las seis fotovoltaicas adjudicadas, Neoen ofertó el precio más bajo a USD 49,876 el MWh para su proyecto AMBI de 60 MW a ubicarse en Antonio Ante, provincia de Imbabura; seguidas de otros proyecto de Neoen denominados Intiyana (60 MW) a un precio de USD 49,877 el MWh y Imbabura Solar (60 MW) a un precio de USD 53,977  el MWh, también a ubicarse en Imbabura. 

Las empresas Total Eren, Dominion Energy y Esco As fueron otras adjudicadas en el subbloque solar, sus ofertas fueron para el proyecto Ñañapura de 60 MW a un precio de 59,61 el MWh, Dominion de 60 MW a un precio de USD 66,988  el MWh y Esco As 17,6 MW a un precio de USD 64,985 el MWh, respectivamente. 

El caso de la eólica, sólo calificó una sola oferta a la presentación del sobre económico, que al igual que las antes mencionadas hidroeléctricas y fotovoltaicas, tuvo un precio menor al tope fijado para la convocatoria. Se trata del proyecto Yanahurco de 44,81 MW presentado por la empresa Total Eren a un valor de USD 60,63 el MWh.

Aldo Díaz Nuño, presidente del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) participó del ciclo de entrevistas de Energía Estratégica denominado “Protagonistas”, aquel en el que referente del sector energético renovable comparte su opinión sobre el momento que atraviesa el mercado en el que se encuentra.

En el caso del presidente del CPEF, se refirió al avance de la energía solar fotovoltaica distribuida, las barreras para proyectos utility scale y su informe “Monitor Solar CPEF 2022”, que mide el posicionamiento Top of Mind y Share of Mind de marcas de la industria en México.

En el caso de la generación distribuida observó que aunque en capacidad instalada se estaría creciendo, la cantidad de sistemas y contratos asociados es menor.

“México tiene un crecimiento de potencia del 11% que está bien para los primeros meses del 2022, pero en el número de contratos decrecimos un 5%”.

Su lectura es que esto habría sucedido porque el segmento de autoconsumo residencial decreció durante el primer semestre del año, mientras que el de media tensión o arriba de 100 kW aumentó.

Ahora bien, el análisis no estaría completo si sólo se analiza un sólo semestre aislado respecto al mismo del periodo anterior. Sin embargo, aún no existirían cifras oficiales para evaluar si esa tendencia se continuó en el cierre del 2022 o fue un evento aislado.

Desde la industria fotovoltaica advierten que CFE Distribución podría compartir públicamente y en tiempo real el avance de este tipo de alternativas de generación. Pero aún esto no se hace.

Por lo pronto, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), que reporta periódicamente estadísticas vinculadas a las solicitudes de interconexión de centrales eléctricas menores a 500 kW, generación distribuida y CIPyME, aún no publica los datos del segundo trimestre del 2022.

“Sabremos la información del 2022 quizás a mediados de marzo de este año. Entonces, nuestro análisis siempre viene hacia atrás y no nos permite tomar la mejor información posible”, comentó el referente del CPEF.

¿Cuántos contratos de generación distribuida podrían haberse cerrado en 2022? ¿Qué marcas de la industria fotovoltaica son más populares en México? ¿Qué barreras han enfrentado los proyectos utility scale? ¿Qué esperan para este 2023? Son algunas de las preguntas que respondió el referente empresario durante la entrevista de Energía Estratégica. 

Acceda a los testimonios completos de Aldo Díaz Nuño, presidente del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) en el video que se encuentra disponible canal de YouTube de Energía Estratégica.

De acuerdo a información que obtuvo la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), relevada hasta septiembre del 2022 -VER AL PIE-, hay 25 grandes proyectos de energía eléctrica en avance, por 4.740 MW -DESCARGAR EXCEL-, en su mayoría de tecnología eólica y solar fotovoltaica, a ingresar en operaciones durante el 2023 y 2024.

Este año se pondrán en funcionamiento, 11 proyectos de tecnologías variables por 1.930 MW.

Seis de ellos son solares, por 908 MW. Entre los proyectos más avanzados se destaca El Paso, de 70 MW, propiedad Enel Colombia. Su puesta en marcha está apuntada para el último día de marzo de este año.

“Presenta un avance de 88% programado en la curva «S», con un retraso de 12%, que representan 1369 días para la fecha de puesta en operación”, indica la UPME.

Y concluye: “La Auditoría indica que no se constituye en un incumplimiento grave e insalvable para la puesta en operación”.

Las cinco restantes son eólicos, por 1.022 MW. Entre las centrales más avanzadas se encuentra Camelias, de 250 MW, que entraría en funcionamiento en noviembre próximo.

-DESCARGAR PLANILLA DE PROYECTOS, ACTUALIZADA A SEPTIEMBRE DEL 2022-

“De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto es del 48,16%”, indica la entidad de planificación.

Y señala: “De acuerdo con Informe de Auditoría, el proyecto CAMELIAS presenta un retraso de 6 días y 3,1% entre la Curva S de ejecución real y la Curva S declarada ante la UPME”.

Pero también presentan avances Windpeshi, de 200 MW, proyectado al 1 de diciembre próximo; Alpha -212 MW- y Beta -280 MW-, ambos para noviembre de este año.

Al 2024

Por otra parte, existen siete proyectos eólicos por 1.050 MW que pretenden su puesta en marcha para los meses de agosto y octubre del 2024.

Todos ellos dependen de la puesta en marcha de la mega línea eléctrica Colectora I, capaz de despachar la energía de estas centrales desde La Guajira al centro del país

Fósiles

Finalmente, pueden destacarse seis proyectos fósiles, por 560 MW –ampliables a 300 MW más-.

Nombre del Proyecto
Descripción
Empresa
Capacidad
(MW)
Fecha de Puesta en
Operación
Estado de avance a septiembre de 2022
Tipo / Recurso
OEF
GWh día
CLPE
02-2019
Garantía
Punto de Conexión
Expansión / Condición
Último Informe de Auditoría Presentado

EL CAMPANO
Proyecto ubicado en el Municipio de Chinú, Córdoba, tiene una capacidad instalada total de 99.9MW. El proyecto considera la instalación de 223.200 paneles solares TSM-DEG19MC.20(II) 540 Wp.

Licencia Ambiental Aprobada Resolución No. 27183 del 5 de mayo de 2020
CVS.

Trina Solar
99
30-jun-2023
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución es de 19,93%.

El proyecto presenta un atraso de 210 días o
64,5% entre la Curva S de ejecución real y la
Curva S declarada a la UPME

Fotovoltaico /Ra- diación Solar
–
Si

Chinú 220 kV
–
Informe No.6
Subasta CLPE. 02-019
Corte a 30 de junio de
2022.

EL PASO SOLAR
El proyecto se encuentra localizadas en el Departamento del Cesar. Con- siste en la construcción, operación y mantenimiento de un proyecto solar fo- tovoltaico para generar energía eléctrica, con una potencia instalada de
86,2 MW; una subestación elevadora, línea de trasmisión de 110 kV con una longitud aproximada de 6,7 km y la interconexión la subestación.
Enel Colombia
70
31-03-2023
de acuerdo a informe de auditoría.
Presenta un avance de 88% programado en la curva «S», con un retraso de 12 %, que re- presentan 1369 días para la fecha de puesta en operación.

La Auditoría indica que no se constituye en un incumplimiento grave e insalvable para la puesta en operación.

Fotovoltaico /Ra- diación Solar
0.24

El Paso 110 kV
–
Informe No.8
Corte a 30 de junio del
2022

CARTAGO
El parque de generación fotovoltaica CSF Continua Cartago se situaría en el municipio de Cartago, Valle de Cauca. Este proyecto estará conectado a la subestación Cartago 230kV.

El proyecto considera la instalación de 216.240 paneles solares  TSM – DEG19MC.20(II) 540 Wp., para una capacidad total DC de 116,77 MWp y una capacidad total AC de 99,9 MWn, en un área total de 220 hectáreas.

Trina Solar
99
–
7.62% de 58.43% programado en la curva «S» En vista de que la Garantía de Puesta en Ope-
ración no fue renovada por el Agente, fue eje- cutada por XM S.A.S. E.S.P., no es posible es-
timar la FPO del Proyecto.
Fotovoltaico /Ra- diación Solar

Si

Cartago 220 kV
–
Informe No. 5
Subasta CLPE. 02-019
Corte a 31 de Marzo de
2022.

SAN FELIPE
El parque de generación fotovoltaica CSF Continua San Felipe se situaría en zona rural cerca de la cabecera municipal de Armero – Guayabal, en el pie- demonte oriental de la cordillera central en el departamento del Tolima.

El proyecto considera la instalación de 197.280 paneles solares TSM- DEG19MC.20(II) 540 Wp, para una capacidad total DC de 106 MWp y una capacidad total AC de 90 MWn, en un área total de 220 hectáreas.

Trina Solar
90
01-abr-2023
De acuerdo al informe de Auditoría
14.21% de 58.43% programado en la curva
«S”.

Lo anterior representa un atraso de 44,22% respecto a la Curva S declarada a la UPME, lo cual equivale a un atraso de 184 días.

Fotovoltaico /Ra- diación Solar

Si

San Felipe 220 kV
–
Informe No. 5
Subasta CLPE. 02-019
Corte a 31 de Marzo de
2022.

LA LOMA
El Proyecto de Generación de Energía Solar Fotovoltaica La Loma, se en- cuentran localizadas en el Departamento del Cesar. El arreglo de paneles solares se conforma dentro de los polígonos definidos en el parque solar cubriendo 386,5ha en donde se instala la agrupación de módulos fotovoltai- cos, equivalentes a 462.600 módulos, y que también incluyen el área para
la subestación elevadora, los ZODMEs, la zona de acopio de material vege- tal, las vías y accesos, y un área libre para uso múltiple.
El parque fotovoltaico con una potencia de 170MW conectado directamente al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Enel Colombia
150
31-dic-2023
Condicionado a la en- trada en operación de
los proyectos La Loma
500 kV y La Loma 110 kV)
Avance de 77%, existe un retraso del 23% en la ejecución de las actividades establecidas
en el cronograma.

El auditor concluye que el proyecto no se en- cuentra en incumplimiento grave e insalvable

Fotovoltaico /Ra- diación Solar
0.52

La Loma 110 kV
La Loma STR
Informe No.8
Corte a 30 de junio del
2022

ITUANGO
El proyecto HIDROELÉCTRICA ITUANGO está localizado al norte del De- partamento de Antioquia, a 171 kilómetros de la ciudad de Medellín, en ju- risdicción de los municipios de Ituango y Briceño, ocho (8) kilómetros aguas abajo del actual Puente Pescadero, sobre el río Cauca. Capacidad Máxima instalada 2.400 MW; Energía media 13.989 GWh/año; Energía firme 8.715
GWh/año y; Factor de planta de 0,66. Turbinas: ocho (8) unidades con po- tencia nominal de 307 MW cada una.
EPM
1200
Unidad 1: 300MW
31-jul-2022

Unidad 2: 300MW
26-oct-2022

El resultado del avance real acumulado de la curva S y el cronograma de construcción, que corresponde al 83,11 % frente a un avance declarado por EPM a la CREG del 94,65% (desviación del 11,54%)
Embalse / Agua
3.48 (periodo dic-21 a nov-38)

3.12 (periodo dic-22 a nov-23)

Ituango 500 kV
Ituango 500 kV
Informe No. 27
Corte a 30 de junio de
2022

WINDPESHI
El Proyecto de Generación de Energía Eólica Urraichi o Windpeshi, se en- cuentran localizadas en el departamento de la Guajira, en la región caribe colombiana, en jurisdicción de los municipios de Uribia y Maicao. El parque contempla la instalación de 45 aerogeneradores General Electric Cypress con turbina de 5,3 MW-158-50Hz que hacen una potencia instalada de 200
MW. Los aerogeneradores están compuestos por una torre tubular de acero con una altura de 106,7m, con aspas de 79m cada una (158m de diámetro) y una góndola que contiene al generador y los componentes principales del equipo.
Enel Colombia
200
31-mar-23
El proyecto tiene un avance físico en el Cro- nograma de construcción registrado ante la CREG del 55%, con 45 % de retraso que re- presenta 608 días.

La auditoría indica que el proyecto no se en- cuentra en situación de incumplimiento grave e insalvable con respecto a la nueva fecha de IPVO establecida (1 de diciembre del 2023)

Aerogenerador  / Viento
0.78

Cuestecitas 220 kV
Copey-Cuestec 500 kV
Informe No. 8
Subasta CLPE. 02-019
Corte a 30 de junio de
2022.

ACACIA 2
El parque eólico de Acacia 2 se localiza en la zona denominada Media Gua- jira, aproximadamente a 20 km en línea recta al noroeste de la localidad de Maicao y 25 km en línea recta al suroeste de la localidad de Uribia, en el Departamento de La Guajira, en Colombia. El proyecto considera la instala- ción de 27 aerogeneradores Nordex-Acciona Wind Power (NAWP)
AW 3300 TH 120. Se conectará al Sistema de Transmisión Nacional (STN) en la subestación Cuestecitas 110 kV, supeditado a la previa entrada en operación de la Convocatoria UPME STN 09-2016 Línea de transmisión Co- pey – Cuestecitas 500 kV.
Begonia Power
80
30-nov-23
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto con corte a 30 de junio de 2022 es del 12,88%.
De acuerdo con el avance del proyecto repor- tado por CELSIA COLOMBIA S.A.S. E.S.P., y
teniendo en cuenta
la fecha prevista para la entrada en operación del Parque Eólico Acacia 2, se considera que el proyecto no presenta incumplimiento grave
e insalvable.
Aerogenerador  / Viento
0.33
Si

Cuestecitas 110 kV
Copey-Cuestecitas 500 kV
Informe No. 5
CREG 071 DE 2006
Corte a 30 de junio de
2022

BETA
El Proyecto de “GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA BETA”, se encuentra localizado en en jurisdicción de los municipios de Uribia y Maicao del de- partamento de la Guajira. El parque contempla la instalación de 77 aeroge- neradores, que hacen una potencia instalada de 280 MW, por lo tanto, cada generador tiene una capacidad de 3.6 MW, si bien la sociedad realiza la descripción con el equipo aerogenerador, Nordex modelo N131/3600 IEC S R114, este no es el equipo final para utilizar en el parque.
Eolos Energía
(EDPR)
280
30-nov-23
Avance del cronograma de construcción y en el progreso de la curva S del 32,82 % y un re- traso del 67,18 %., equivalente a 502 días.

El auditor concluye que el proyecto no se en- cuentra en situación de incumplimiento grave e insalvable con respecto al IPVO de la subasta para el período 2022-2023

Aerogenerador  / Viento
0.2
Si
Si
Cuestecitas 500 kV
Bonda – Río Córdoba, 2° Circuito Cuestecitas – Loma, 2° Circuito Cues- tecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 8
CREG 071 de 2006
Corte a 30 de junio de
2022

BETA
El Proyecto de “GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA BETA”, se encuentra localizado en en jurisdicción de los municipios de Uribia y Maicao del de- partamento de la Guajira. El parque contempla la instalación de 51 aeroge- neradores, que hacen una potencia instalada de 280 MW.
Eolos Energía
(EDPR)
15-oct-23
El porcentaje de avance programado a 30 de junio de 2022 es de 85.9%%. El porcentaje de avance real verificado por la auditoría es de 44.1%.
Aerogenerador  / Viento
0.2
Si
Si
Cuestecitas 500 kV
Bonda – Río Córdoba, 2° Circuito Cuestecitas – Loma, 2° Circuito Cues- tecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 6
CLPE No.02-2019
Corte a 30 de junio de
2022

ALPHA
El Proyecto de “PARQUE EÓLICO ALPHA”, se encuentran localizado en jurisdicción del municipio de Maicao del departamento de la Guajira. El par- que contempla la instalación de 59 aerogeneradores, que hacen una poten- cia instalada de 212 MW, por lo tanto, cada generador tiene una capacidad de 3.6 MW, si bien la sociedad realiza la descripción con el equipo aeroge- nerador, Nordex modelo N131/3600 IEC S R114, este no es el equipo final para utilizar en el parque.
Vientos del Norte
(EDPR)
212
06-nov-23
Avance del 24,01 y retraso de 75,99%

El auditor concluye que el proyecto no se en- cuentra en situación de incumplimiento grave e insalvable con respecto al IPVO de la subasta para el período 2022-2023

Aerogenerador  / Viento
0.15
Si
Si
Cuestecitas 500 kV
Bonda – Río Córdoba, 2° Circuito Cuestecitas – Loma, 2° Circuito Cues- tecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 8
CREG 071 de 2006
Corte a 30 de junio de
2022

ALPHA
El Proyecto de “PARQUE EÓLICO ALPHA”, se encuentran localizado en en jurisdicción del municipio de Maicao del departamento de la Guajira. El parque contempla la instalación de 39 aerogeneradores.
Vientos del Norte
(EDPR)
15-oct-23
El porcentaje de avance programado a 30 de junio de 2022 es de 83.37%. El porcentaje de avance verificado por la auditoría es de
40.12%.
Aerogenerador  / Viento
0.15
Si
Si
Cuestecitas 500 kV
Bonda – Río Córdoba, 2° Circuito Cuestecitas – Loma, 2° Circuito Cues- tecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 6
CLPE No.02-2019
Corte a 30 de junio de
2022

CAMELIAS
El Parque Eólico Camelias contará con una capacidad de 250 MW y está ubicado en el departamento de la Guajira, en los municipios de Uribia y Mai- cao
Begonia Power
250
30-nov-23
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto es del
48,16%.
De acuerdo con Informe de Auditoría, el pro- yecto CAMELIAS presenta un retraso de 6
días y 3,1% entre la Curva S de ejecución
real y la Curva S declarada ante la UPME.
Aerogenerador  / Viento

Si
Si
Cuestecitas 500 kV
2° Circuito Cuestecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 7
CLPE 02-2019
Corte a septiembre 30 de 2022

GUAYEPO
El proyecto Parque Solar Guayepo está ubicado en los municipios Pone- dera y Sabanalarga del departamento de Atlántico. El Parque Solar Gua- yepo tiene Obligaciones de Energía Firme asignadas mediante el Meca- nismo de Tomadores del Cargo por Confiabilidad, establecido en la Resolu- ción CREG 132 de 2019 a partir del 1 de diciembre de 2023.
Enel Colombia
400
Primera Etapa: Febrero –
2023
Segunda Etapa: Marzo
2023.
Con corte al 30 de junio de 2022 se pre- senta un avance del 7,6% frente a un pla- neado del 12,6%.

A la fecha no se prevé ninguna afectación sobre el IPVO del proyecto, ya que se con- templa abrir varios frentes de trabajo simul- táneo con el contratista para recuperar la desviación.

Fotovoltaico /Ra- diación Solar
1.20

Sabanalarga 500 kV
–
Informe No. 3
Corte a junio 30 de 2022

Para el 2024

IRRAIPA
Proyecto ubicado en el Municipio de Uribia, departamento de La Guajira. Con capacidad de 99MW mediante aerogeneradores síncronos de 3MW aproxi- madamente cada uno
Jemeiwaa Ka I
99
31-oct-24
No ha recibido información
Aerogenerador  / Viento

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV

CARRIZAL
Proyecto ubicado en el Municipio de Uribia, departamento de La Guajira. Con capacidad de 195MW mediante aerogeneradores síncronos de entre 3MW y
5MW aproximadamente cada uno.
Jemeiwaa Ka I
195
31-oct-24
No ha recibido información
Aerogenerador  / Viento

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV

CASA ELÉCTRICA
Proyecto Parque Eólico Casa Eléctrica, se encuentran localizadas en el mu- nicipio de Uribia, departamento de la Guajira. El proyecto consiste en un parque eólico con un número máximo de 60 aerogeneradores cuya potencia unitaria se encuentra en un rango entre 3 y 6 MW, obteniendo así una po- tencia total instalada con un rango entre los 180MW y los 360MW. Los ae- rogeneradores tienen un rotor tripala que oscila en un rango entre 130m y
170m de diámetro y van montados sobre unas torres tubulares cónicas en- tre 84m y 135m de altura.
Jemeiwaa Ka I
180
31-oct-24
El progreso del 20.82% en la cursa S de eje- cución frente a un acumulado ante la CREG del 88,63%, indica una desviación del
67,81%, lo que representa un retraso de 630
días en la  fecha prevista para la puesta en marcha en operación del proyecto
Aerogenerador  / Viento
0.89
Si
Si
Colectora 500 kV
Colectora kV
Informe No. 8
Corte a 30 de junio de
2022

APOTOLORRU
El Parque Eólico Apotolorru está ubicado en la jurisdicción de Uribia en el departamento de la Guajira, con capacidad efectiva neta declarada de
74.59 MW
Jemeiwaa Ka I
75
21-agosto-24
La medida del avance real verificado es
13.7% frente a un 75,9% de la curva S decla- rada. El retraso de avance es de 62,2%.
Con respecto al 28 de febrero de 2023, fecha
de terminación del proyecto declarada en el cronograma de construcción y curva S (FPO),
el proyecto presenta 540 días de atraso.

Con respecto a la fecha de Inicio del Periodo de Vigencia de las Obligaciones – IPVO aceptada por XM para el 1 de diciembre de
2024, el proyecto presenta 0 días de atraso. Finalmente, el proyecto no registra una condi- ción de atraso grave o insalvable.

Aerogenerador  / Viento

Si
Si
Colectora 500 kV
Colectora kV
Informe No. 5
Corte a 30 de junio de 2022

KUISA (TUMAWIND)
El proyecto de Generación de Energía Eólica KUISA o TUMAWIND, se en- cuentran localizadas en el  municipio de Uribia, departamento de la Guajira. El proyecto consiste en un parque eólico con un número máximo de 48 aero- generadores cuya potencia unitaria se estima en 4.2 MW, obteniendo así una potencia total instalada de 200MW. Los aerogeneradores tienen un rotor tri- pala que oscila en un rango entre 130m y 160m de diámetro y van montados sobre unas torres tubulares cónicas entre 84m y 140m de altura.
Enel Colombia
200
31-oct-24
1% de 20% programado en la curva «S» (Según información perdió obligaciones)
Aerogenerador  / Viento
0.28

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV
Informe No. 5
Corte a junio 30 de 2021

IPAPURE
Proyecto ubicado en el Municipio de Uribia, departamento de La Guajira. Con capacidad de 201MW mediante 67 aerogeneradores de 3MW aproximada- mente cada uno
EPM
201
31-oct-24
No ha recibido información
Aerogenerador  / Viento

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV

CHEMESKY (URRAICHI)
El Proyecto de Generación de Energía Eólica Urraichi o Chemesky, se en- cuentran localizadas en el departamento de la Guajira, en la región caribe colombiana,       en       jurisdicción       del       municipio       de       Uribia. El proyecto consiste en un parque eólico con un número máximo de 25 aero- generadores cuya potencia unitaria se estima en 4,2 MW, obteniendo así una potencia total instalada de 100MW. Los aerogeneradores tienen un rotor tri- pala que oscila en un rango entre 130m y 160m de diámetro y van montados sobre unas torres tubulares cónicas entre 84m y 140m de altura.
Enel Colombia
100
31-oct-24
4% de 15% programado en la curva «S”
(Según información perdió obligaciones)
Aerogenerador  / Viento
0.2

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV
Informe No. 5
Corte a junio 30 de 2021

Térmicas

TERMOSOLO 2
Termo Solo 1 (148 MW) &Termo Solo 2 (80 MW), estarían ubicadas dentro del Terminal Portuario Multipropósito Puerto Solo de la Sociedad Portuaria Energética Multipropósito y Contenedores Puerto Solo Buenaventura, locali- zada          en          la          bahía          interior          de         Buenaventura. El nuevo sitio definido para la ubicación de Termo Solo 2, se encuentra en el límite entre el terreno firme o continental y parte de la zona de manglar que será objeto de relleno y adecuación pertinente para la construcción de la planta.
Termo Puerto Solo
80
30-nov-22
15.37% de 46% programado en la curva «S» (Según información perdió obligaciones)
Térmico / GLP
1.54

Tabor 115 kV
–
Informe No. 4
Corte a diciembre 31 de
2020

TERMOPROYECTOS (TERMO JAGÜEY)
La planta térmica de generación TERMOPROYECTOS (ESTACIÓN JA- GÜEY) es una planta térmica que opera con crudo y cuenta con una capaci- dad de generación de 19,4 MW netos en sitio, mediante tres (3) grupos de motor reciprocante – generador. Los grupos están compuestos por:
● 3 motores marca CAT, tipo 16CM32C, con potencia nominal de 7470 kW
y con velocidad nominal de 720 rpm; y
● 3 generadores marca Leroy Sommer tipo ESA 60-115/10P; con potencia nominal de 7355 kW; factor de potencia nominal 0.8; para una potencia no- minal de 9194 y tensión nominal de 13.8 kV.
ODL
19
14-nov-22
De acuerdo a la informa- ción reportada por el Au- ditor
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto con corte 30 de junio de 2022 es del 98%. Esto corresponde a un atraso del 2%, frente a la Curva S declarada.
Térmico / Crudo
0.37

Norte 220 kV
Chivor – Norte – Bacatá
230 kV
Informe No. 8
Corte a 30 de junio del
2022

TERMOEBR
(TERMO RUBIALES)
La planta térmica de generación TERMOEBR (ESTACIÓN RUBIALES) es una planta térmica que opera con crudo y cuenta con una capacidad de ge- neración de 19,4 MW netos en sitio, mediante tres (3) grupos de motor reci- procante – generador. Los grupos están compuestos por:
● 3 motores marca CAT, tipo 16CM32C, con potencia nominal de 7470 kW
y con velocidad nominal de 720 rpm; y
● 3 generadores marca Leroy Sommer tipo ESA 60-115/10P; con potencia nominal de 7355 kW; factor de potencia nominal 0.8; para una potencia no-
minal de 9194 y tensión nominal de 13.8 kV.
ODL
19
14-nov-22
De acuerdo a la informa- ción reportada por el Au- ditor
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto con corte a 30 de junio de 2022 es del 98%. Esto corresponde a un atraso del 2%, frente a la Curva S declarada
Térmico / Crudo
0.37

Norte 220 kV
Chivor – Norte – Bacatá
230 kV
Informe No. 8
Corte a 30 de junio del
2022

TERMOCANDELARIA
El proyecto Cierre de Ciclo de las Unidades 1 y 2 de Termocandelaria, clasi- ficado en la categoría de ESPECIALES en la asignación de OEF, incluye:La repotenciación de las turbinas de gas actuales por el cambio de componen- tes principales.
– La incorporación de una unidad de vapor con dos calderas recuperadoras de calor para el cierre del ciclo (ciclo combinado), incrementando la capaci-
dad total del proyecto a 555 MW (Capacidad Efectiva Neta declarada).
– La ampliación de la subestación con la bahía para la conexión del transfor- mador de la unidad de vapor.
– La reposición de los equipos de patio de la subestación relacionados con
las unidades de gas actuales.
TERMOCANDELA- RIA S.C.A. ESP
252 (ó 555)

A la fecha de corte informada, 30 de junio de 2022, el porcentaje de avance planeado es de
96,62% y el porcentaje de avance real verifi- cado por la auditoria es de 84,31%.
Térmico / Gas
5.61

Candelaria
Repotenciación de línea y de nivel de corto
Informe No. 9
Corte a 30 de junio del
2022

TERMOSOLO 1
El proyecto de generación eléctrica Termo Solo1de 148 MW forma parte de un proyecto mayor con el proyecto Termo Solo 2 de 80 MW y la infraestruc- tura para importación de GLP. Combustible con el cual declararon la opera- ción de las dos unidades generadoras.
Termo Puerto Solo
148
30-nov-23
11.91% de 46% programado en la curva «S» (Según información perdió obligaciones)
Térmico / GLP
2.84

Pacífico 220 kV
San Marcos -Pacífico
220 kV
Informe No. 4
Corte a diciembre 31 de
2020

TERMOCARIBE 3
La central termoeléctrica TERMOCARIBE 3, estará ubicada en el municipio de Santa Rosa de Lima, al noreste de la ciudad de Cartagena de Indias, de- claró una capacidad de 42 MW de Capacidad Efectiva Neta. A junio de
2020 el promotor del proyecto determinó que la tecnología a utilizar sería
una turbina Siemens SGT – 800 con una potencia nominal de 57 MW con facilidades para operar con GLP/Gas Natural.
TERMOCARIBE S.A.S
42
30-nov-2022
La evaluación realizada por la auditoria, del avance de construcción por medio de la
curva “S” muestra que el proyecto al 30 de ju-
nio de 2022 ha ejecutado el 34.32% frente a un programa de 96.0%.
Térmico / GLP Gas
Natural
0.81

Bolívar 220 kV
–
Informe No 8
Corte a 30 de junio de
2022

La Cámara Eólica Argentina (CEA) dio a conocer una serie de recomendaciones para la planificación y ampliación del sistema de transmisión nacional, considerando que las próximas décadas estarán atravesadas por las exigencias que impondrá la transición energética. 

Sumado a que la magra capacidad de transporte disponible resulta una de las principales limitantes para el despliegue de renovables, pese a que el conjunto de obras de 500 kV (y complementos en 220 kV) realizadas entre 2003 y 2015 haya superado los 5000 kilómetros. 

El documento de la CEA compartido con Energía Estratégica analiza que si se parte de las ampliaciones en carpeta y se considera el corredor patagónico hasta Choele-Choel, una tercera línea Choele-Choel-Bahía Blanca, el corredor Bahía Blanca-Vivoratá, y el corredor Cuyo – Buenos Aires, se podría incorporar potencia eólica en el área Patagonia / Comahue/ Bs. As. por aproximadamente 1700 MW.

Sin embargo, el país aún quedaría lejos de lo necesario para cumplir con el REN 20, dado que la CEA señala que faltarían 700 MW más. Mientras que para el REN 30 restarían USD 2.700 MM a invertir en transporte para integrar 3.400 MW eólicos y 350 MW fotovoltáicos, por lo que en ambos casos se requerirían más inversiones en redes de transmisión. 

De todos modos, la entidad propuso otras alternativas para acelerar el desarrollo de la capacidad de transporte a partir de un cronograma para las líneas de 500 y 220 kV que permitan avanzar al país con mayor anticipación en el desarrollo de proyectos en aquellas zonas que podrían tener más potencia eólica. 

Una de esas iniciativas es un sistema de seguimiento respecto a los cronogramas de obra, atrasos, fechas previstas de habilitación de cada tramo, entre otros; como también la especificación de las afectaciones de habilitación de cada uno de los tramos obras de las redes en 220, 132 y 500 kV. 

Asimismo, otra de las propuestas hace referencia a que el sector privado podría participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda, como por ejemplo la LT Vivoratá-Abasto 500 kV y adecuaciones ET Abasto. 

Y por otro lado, se sugieren expansiones del sistema por interés público que permitan el recupero de la inversión a largo plazo a través de un canon, tales como contratos PPA a raíz de manifestaciones de interés de proyectos renovables con ampliaciones de infraestructura eléctrica necesarias para llevar la energía sin restricciones hasta las Estaciones Transformadores que defina CAMMESA. 

“De esta forma se podría mapear el interés del sector privado en desarrollar este tipo de iniciativas. Y si existen eventuales proyectos que podrían competir por el acceso a alguna ET: 

Contrato full PPA a 15 años simil RenovAr
Contrato sólo por Transporte: Esquema mixto, con PPA por la capacidad de transporte y energía en alguna proporción PPA/MATER”.

Más alternativas

Otras de las opciones detalladas en el reporte se vincula directamente con el Mercado a Término (MATER), entre las que se destacan la eximición del pago trimestral de USD 500/MW para el mantenimiento de la prioridad de despacho para aquellas centrales que incluyan el desarrollo de nuevos PDI asociados a expansiones del sistema. 

A lo que se debe agregar las propuestas de otorgar prioridad de despacho en tanto los solicitantes hayan realizado y conseguido el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública, o incluso extender la prioridad establecida en la Res 551/21 por un plazo consistente con el desarrollo de las obras de transporte (36/48 meses).

El año pasado, comunicamos que HiPower ampliaba su pipeline de proyectos de energía solar y almacenamiento en Costa Rica (ver detalle) para impulsar unos 5 MW entre finales del 2022 y 2023. 

Algunos de aquellos proyectos ya estarían ejecutándose, lo que llevó a la compañía a plantearse metas más ambiciosas para incrementar su participación en el mercado costarricense. 

En conversación con Energía Estratégica, el director de Desarrollo de Negocios en HiPower, Marco Varela Latouche, adelantó que están previendo duplicar o hasta triplicar el objetivo inicial para este año. 

“Vamos a instalar unos 10 a 15 MW adicionales en distintos proyectos de generación distribuida y proyectos de pequeña escala centralizados”. 

Aquello les permitiría elevar sus 20 MW de capacidad instalada actual a 30 MW o 35 MW, lo que significa un récord de crecimiento interanual para la empresa que tiene más de doce años de expertise en el mercado y lleva más de 300 proyectos ejecutados. 

Varela Latouche comentó que los nuevos proyectos serían para viabilizar mediante contratos entre privados principalmente, pero no descartan preparar alguno para eventuales nuevas licitaciones. 

“Por lo pronto, para poder vender electricidad en Costa Rica se puede hacerlo por medio de licitaciones y sólo las pueden realizar desde el Grupo ICE. Aunque esos concursos no se dan muy a menudo”. 

La clave para crecer en volumen de capacidad instalada y cantidad de instalaciones serían nuevas instalaciones comerciales e industriales con almacenamiento energético en baterías y microrredes ubicadas en distintos puntos para suplir a clientes locales e inclusive algunos fuera de Costa Rica, en países vecinos de Centroamérica, ya que la tecnología puede ser aprovechada por todo el sistema interconectado de toda la región. 

“Estamos buscando poder ampliar los horizontes de negocios con microrredes que sabemos que son una gran tendencia ahora y tienen muchos beneficios para la estabilización de las redes”.

Días atrás, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) había rechazado una medida precautoria que frenó la evaluación de ofertas económicas de la licitación de obras de transmisión de Chile, tras la demanda interpuesta por Ferrovial Power Infrastructure Chile contra el Coordinador Eléctrico Nacional por haberlos descalificado en la convocatoria destinada a la realización de seis nuevas obras eléctricas y nueve de ampliación.

Sin embargo, la historia dio un giro de 180° y, esta semana, el TDLC dio lugar a la medida cautelar de la compañía demandante y le ordenó al CEN “suspender los efectos del acta de evaluación de ofertas Económicas, de 12 de septiembre de 2022, exclusivamente en la parte que descalificó la oferta económica formulada”. Es decir, en aquellas obras en las que Ferrovial presentó ofertas. 

Y cabe recordar que Ferrovial fue una de las nueve compañías que competían en el proceso y dentro de sus propuestas económicas figuró una por un valor USD 1 respecto Grupo de Obras G1 (Aumento de capacidad línea 2×220 kV Tarapacá – Lagunas – Tramo Nueva Lagunas – Laguna).

A raíz de ello, el Coordinador Eléctrico Nacional las descalificó automáticamente por no cumplir determinados requisitos / precios mínimos, por lo que Ferrovial presentó una demanda contra el organismo alegando que la descalificación infringía la ley o no eran consideradas, pese al libre comercio que rige en Chile. Hecho que puso en pausa el proceso de evaluación y adjudicación.

Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal, nuevamente conversó con Energía Estratégica y explicó que el CEN deberá responder a la resolución del TDLC, con los argumentos que estime pertinentes.

“Eso significa que el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia considerará los antecedentes presentados por la empresa demandante y por el Coordinador Eléctrico Nacional y deberá decidir si mantiene o no la medida cautelar ”, detalló. 

Mientras que el resto de la Licitación Pública Internacional de Obras Nuevas fijadas por Decreto Exento N°229/2021 y las Obras de Ampliación Condicionadas fijadas por Decreto Exento N°185/2021, no se verían afectadas por este proceso y, por lo tanto, las autoridades del país trasandino podrían continuar con la adjudicación de  manera normal. 

Aunque bajo la mirada de la experta en regulación del sector energético, y que el CEN ya emitió su acta, “correspondería que se suspenda, respecto del conjunto de obra en cuestión, el decreto de adjudicación que le corresponde al Ministerio de Energía de Chile”. 

“Pero supongo que el Coordinador informará de ello al Ministerio y éste debería abstenerse y continuará la tramitación de la asignación, al menos hasta que se resuelva la medida cautelar”, sostuvo Daniela González.

El Poder Legislativo de Argentina presentó los proyectos de ley que se debatirán en las sesiones extraordinarias entre el 23 de enero y el 28 de febrero. Pero la iniciativa del Ejecutivo respecto a la Ley de Economía del Hidrógeno fue la gran ausente en el listado publicado el pasado viernes en el Boletín Oficial.

Hecho que limitaría el camino a seguir para el desarrollo de dicho vector energético en Argentina, considerando que el país tampoco cuenta con una hoja de ruta o estrategia nacional de H2. Pero al no tener ninguna, desde el sector energético todavía no se comenzaron muchas obras de esta índole, pese a que ya hubo anuncios y acuerdos con el gobierno respecto a inversiones para producir hidrógeno verde, principalmente en el sur de Buenos Aires o en las provincias patagónicas. 

Incluso, en reiteradas ocasiones, diversos especialistas de la industria manifestaron que “aún no hay garantías a futuro para llevarlas a cabo” y que no necesariamente debe estar el marco normativo para iniciar los procesos, sino que con una hoja de ruta o estrategia clara que brinde certezas podría ser suficiente para dar los primeros pasos en el país, tal como sucede en otras partes de la región. 

Justamente, en el resto de países del Cono Sur sí hubo avances concretos en la regulación, planificación o implementación de proyectos de H2V, a un ritmo que se aceleró a lo largo del 2022 tras lo hecho durante el 2021 (ver nota). 

También puede interesar: ¿Qué color del hidrógeno puede tener mayor lugar en Argentina?

Es decir que mientras que Argentina no materializó su ley de H2 ni una hoja de ruta, países como Chile o Uruguay poco a poco han tenido una tendencia creciente hacia dicho vector energético. 

Chile ya cuenta con una regulación específica y fue la primera en abrir las puertas a la producción mediante su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde , lanzada a finales del 2020, la cual marcó un objetivo de 5 GW de electrólisis al 2025 y 25 GW 2030. 

Y a menos de dos años de ese hito, la empresa Siemens Energy ya inició la producción de H2V y combustibles sintéticos neutros en carbono a partir de energía eólica y agua. A lo que se debe agregar que también existen cerca de 40 proyectos de hidrógeno – más de un tercio en etapa de factibilidad – y otras compañías también analizan más formas de producir e implementar el hidrógeno. 

También cabe recordar que durante la COP 27, el gobierno de Chile selló acuerdos con el Banco Interamericano de Desarrollo y el Banco Mundial para impulsar proyectos de hidrógeno verde, lo que le concederá acceder a préstamos por US$700 millones que contribuyan al crecimiento de la industria. 

Mientras que por el lado de Uruguay, no posee una ley de hidrógeno pero sí recientemente puso su Hoja de Ruta del H2V a consulta pública hasta el 15 de agosto del 2023, tras haberla lanzado en junio del 2022 con el apoyo de los ministerios involucrados y el consenso político alcanzado en el diseño del documento, para el cual se tomó como base de un proyecto interno de la gestión gubernamental anterior.

Dicho camino plantea que el 2025 ya se encuentren en marcha los primeros pilotos de 150 y 300 MW de electrolizadores y de 200 a 500 MW de capacidad renovable; en tanto que para el 2030 se espera que la escala crezca  a 1-2 GW de electrolizadores y de 2 a 4 GW en renovables. Y finalmente, al 2040, dar el gran salto en base a los aprendizajes transitados, dado que la meta de electrolizadores estará fijada en 10 GW y otros 20 GW para la potencia renovable. 

Para ello, el país ya tuvo convocatorias para desarrollar diversos proyectos pilotos y a futuro dará lugar a más inversiones extranjeras en el país, como por ejemplo para instalar parques híbridos para producir hidrógeno verde, como parte de su segunda transformación energética. 

Además, la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (ANCAP) realizará rondas de negocios que le permitan avanzar con la licitación de los bloques de energía eólica offshore. 

Convocatoria que se espera sea publicada este año y que, en primera instancia, se prevé licitar diez bloques de 500 km2 cada uno, que posee un potencial medio de 2 a 3 GW de capacidad renovable operativa y la posibilidad de generar 320.000 toneladas de hidrógeno por año.

Es decir que si bien Uruguay no tiene un marco normativo específico para el H2, sí desarrolló mecanismos para fomentar la transición energética hacia un vector más sustentable, comenzando con proyectos pilotos y un escalamiento progresivo durante las próximas décadas.

La Asociación Chilena de Hidrógeno invitó este jueves 12 de enero a la directora ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), Valentina Durán, a una reunión donde los representantes del gremio le plantearon a la autoridad los principales desafíos de la industria del hidrógeno verde.

Se abordaron, en especial, aquellos temas relativos a la tramitación de los proyectos en la institucionalidad ambiental, en un año que ha sido calificado como clave para la entrada a escala comercial de iniciativas en distintos polos de desarrollo a lo largo del país.

La asociación, que reúne a profesionales y empresas de la cadena de valor del hidrógeno renovable, propuso a la autoridad establecer un trabajo permanente de colaboración y complementación con el SEA de modo de compartir conocimiento e información local y global relevante para el desarrollo de esta industria en Chile.

La directora del SEA, Valentina Durán, señaló que “valoramos este tipo de reuniones donde podemos intercambiar información clave para la tramitación ambiental de proyectos, sobre todo de hidrógeno verde que presentan enormes desafíos. Tal como lo hemos reiterado en otras ocasiones, el llamado es a que los inversionistas, ya sean públicos o privados, presenten iniciativas robustas, con buenas líneas de base y con una adecuada participación ciudadana”.

Por su parte, Marcos Kulka, director ejecutivo de H2 Chile, explicó que “le propusimos a la directora del SEA un plan de trabajo de largo plazo de colaboración que contempla un intercambio permanente de información entre los equipos con el fin de avanzar en los tiempos planificados, tanto por el gobierno y el mundo privado, en sus respectivas hojas de ruta estratégica para descarbonizar la economía nacional.

Kulka agregó que el gremio está muy interesado en poder responder en forma temprana y anticipada en todo el proceso de evaluación ambiental, y para eso, una coordinación fluida de intercambio de información y conocimiento auguran que los proyectos se materialicen cumpliendo con los más amplios estándares ambientales que el regulador establezca”.

En el encuentro participaron también por parte del SEA los jefes de las divisiones jurídica y ambiental y participación ciudadana, Genoveva Razeto y Juan Cristóbal Moscoso, y los directores de H2 Chile Asunción Borrás, Grace Keller, Alexandra Belaúnde y Mario Gómez.

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), a través de la Dirección Nacional de Electricidad, Agua y Alcantarillado Sanitario, actualizó su registro de instalaciones de autoconsumo.

De las infografías publicadas se extrae que Panamá cerró el año 2022 con 67.39 MW de capacidad instalada bajo el Procedimiento para Autoconsumo con Fuentes Nuevas, Renovables y Limpias. 

Aquello representa a 2,053 clientes de las empresas distribuidoras que conectaron plantas de generación de hasta 500 kW -con posibilidad de ser hasta 2,500 kW- en líneas de media y baja tensión.

De acuerdo con los Indicadores de Normas Técnicas y Comerciales históricos de la ASEP, solo durante el 2022 se sumaron 14,2 MW de capacidad, lo que representa un crecimiento interanual del 48,38%, todo un récord frente a lo instalado en años precedentes.

Mientras que en 2020 la capacidad fue de 43.62 MW (10,89 MW nuevos), en 2021 la capacidad total se incrementó a 53.19 MW (9,57 MW nuevos) y en cierre del 2022 la capacidad total alcanzó los 67.39 MW (14,2 MW nuevos).

Hasta la fecha, la Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste S.A (Edemet) concentra el mayor porcentaje de clientes y capacidad instalada, con 1259 usuarios y 32.87 MW de capacidad.

Le sigue Elektra Noreste S.A. (ENSA Panamá) con 632 clientes que suman 27.69 MW y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui S.A. (EDECHI) con 162 usuarios por 6.81 MW.

Por ubicación, se destacan Panamá (757) y Panamá Oeste (520) como los lugares que más concentran instalaciones. Luego, los clientes se distribuyen entre Veraguas (187), Chiriqui (160), Herrera (154), Coclé (124), Los Santos (75), Colón (74) y Bocas del Toro (2).