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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.

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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.

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La provincia de Neuquén está muy cerca de firmar el contrato de compra – venta de energía con la Secretaría de Energía de la Nación para concretar el parque eólico Picún Leufú de 100 MW de capacidad.

El proyecto será posible gracias a la nota que el gobierno de Argentina lanzó para celebrar los contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable, en el marco del Decreto N° 476/2019, que fue lanzado durante la presidencia de Mauricio Macri y que permite contractualizar al estado nacional con empresas provinciales de energía.

“Estamos trabajando con el gobierno, particularmente con Santiago Yanotti (subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación), y su equipo. Y ya se hizo un trabajo vinculado al PPA en la redacción del contrato, que ya se está finalizando”, confirmó José Brillo, presidente de la Agencia de Inversiones de Neuquén (ADI NQN), en conversación con Energía Estratégica. 

“Tenemos un valor ya definido para la energía y vamos hacia el contrato. Luego firmamos un acuerdo con IMPSA desde la Agencia de Inversiones, conforme a lo firmado con Alberto Fernández. en el Clúster Renovable Nacional”, agregó. 

El acuerdo al que hizo referencia José Brillo es aquel firmado por Neuquen y cinco provincias más a través de lo que se denominó un clúster de proyectos de genética estatal  que se desarrollarán con tecnologías y financiamiento de ese origen. Y cabe recordar que con ello, se prevé realizar un vínculo entre la provisión de bienes y la prestación de servicios en el país para proyectos renovables. 

El parque eólico Picún Leufú tendrá una altitud de 785 metros sobre el nivel del mar y se emplazará 30 kilómetros al noreste de la ciudad homónima y a pocos kilómetros de la primera planta eólica de la provincia, Vientos Neuquinos. 

Y a su vez, se espera que la central tenga un factor de carga cercano al 55% y una producción anual estimada de 480.926 MWh, 

En tanto que el punto de  interconexión será mediante una línea de alta tensión de 17 kilómetros que se conectará a otra línea de 132 kV entre las estaciones transformadoras Choconcito – Cutral Có, la cual es operada por el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) 

“El propietario es la provincia de Neuquén y la tecnología será dispuesta por una empresa estatal con relación con áreas muy importantes del gobierno nacional, por lo que estamos muy contentos con el proyecto, que demandará una inversión cercana a los 140/150 millones de dólares”, aseguró el presidente de la Agencia de Inversiones de la provincia. 

Grenergy, la compañía cotizada española productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento, se refuerza en Chile con la presentación de Gran Teno, su mayor parque solar, que con sus 240 MW entrará en funcionamiento próximamente, y que generará energía suficiente para dar suministro eléctrico a 60.000 hogares, con un ahorro de 186.984 toneladas de CO2 al año.

Parte de esta energía se venderá asimismo a una utility internacional con fuerte presencia en el mercado chileno gracias a la firma reciente de un contrato de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) que ha establecido Grenergy con esta compañía.

Además, en el marco del plan de sostenibilidad que desarrolla Grenergy en la construcción de todos sus parques y de acuerdo con su filosofía de generar impacto social positivo en el entorno de sus proyectos, la cotizada ha impulsado la contratación de mano de obra local y acometerá un importante plan de regeneración forestal que consistirá en la reforestación de 255,57 hectáreas.

En ellas se plantarán especies autóctonas como peumo, quillay, espino, litre, maiten y boldo. En concreto se sembrarán un total de 1.600 de estos ejemplares por hectárea.

Con su puesta en marcha, Gran Teno se unirá así a las más de 50 plantas que Grenergy ha conectado ya en Chile, el principal mercado para la compañía y donde es el operador con más plantas conectadas en el país. En él tiene instalado su centro de operaciones para todo el Cono Sur, en el que construye en la actualidad 500 MW y donde desarrolla 2.8 GW entre solar y eólico y 2,6 GWh de proyectos de baterías.

Visita institucional

Los ministros de Medio Ambiente y de Energía del Gobierno de Chile, Maisa Rojas y Diego Pardow, respectivamente, han visitado el parque solar de Gran Teno para conocer sobre el terreno las características del mismo, y han participado en un acto institucional, en el que han estado acompañados por David Ruiz de Andrés, consejero delegado de Grenergy, así como de otras autoridades.

JA Solar ha mantenido la clasificación AAA más alta en el informe de calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech del cuarto trimestre de 2022 publicado recientemente por PV Tech, en función de su desempeño en métricas que incluyen envíos y capacidad de producción, combinado con el estado técnico y financiero.

El informe señaló que «JA Solar conserva posiblemente la producción de celdas con mayor capacidad tecnológica en China y, a menudo, ha establecido puntos de referencia para la tecnología por delante de sus competidores nacionales. JA Solar fue una de las primeras empresas en China en priorizar la producción de celdas/módulos mono, con una fuerte preferencia por suministrar la mayor parte de su suministro de módulos con celdas internas”.

“Esto ahora contrasta con muchos otros proveedores de módulos multi-GW que compran grandes volúmenes a los fabricantes de celdas», destacó.

Como una organización líder en la industria e integrada verticalmente, JA Solar ha establecido un sistema integral de investigación y desarrollo de tecnología que cubre obleas de silicio, células, módulos y sistemas fotovoltaicos, y continuará aumentando la inversión en I+D para mejorar el rendimiento de generación de energía de sus productos.

Hasta el segundo trimestre de 2022, la empresa había obtenido 1178 patentes con licencia para su investigación y desarrollo independientes, con una eficiencia de conversión promedio de sus celdas tipo n Percium y Bycium producidas en masa alcanzando el 23,7 % y el 25 %, respectivamente.

Con sus módulos de la serie DeepBlue ganando gran popularidad en los mercados globales debido a su excelente capacidad y confiabilidad de generación de energía, los envíos globales acumulados de JA Solar alcanzaron los 115 GW a fines del tercer trimestre de 2022.

Los productos de la compañía también han recibido el reconocimiento de una serie de instituciones externas dentro de la industria, incluidos siete premios consecutivos de ‘Top Performer’ entre 2014 y 2022 de PVEL, y tres calificaciones consecutivas de ‘Overall High Achiever’ de la organización estadounidense RETC de 2019 hasta 2022.

Los productos de JA Solar también han obtenido la certificación francesa de huella de carbono y UL EPD y han sido completamente verificados por su rendimiento ecológico y bajo en carbono durante todo su ciclo de vida.

Presencia global y popularidad

Con el desarrollo del mercado fotovoltaico global, JA Solar ha ampliado constantemente su presencia internacional, con envíos al extranjero en la primera mitad de 2022 que representan el 67% del total general. La empresa ha establecido una cadena industrial completa en el país y en el extranjero, con base en 12 plantas de fabricación en todo el mundo, lo que proporciona una sólida capacidad de apoyo para el suministro a los mercados globales.

La Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico (Ley 17-2019) establece que Puerto Rico deberá lograr un 100 % generación renovable al año 2050, además de alcanzar metas intermedias del 40 % al 2025 y 60 % al 2040, junto con propiciar la eliminación gradual de la generación a carbón para el 2028.

El gobierno de los Estados Unidos de América no es ajeno a estas metas a las que se comprometió el Estado Libre Asociado de Puerto Rico y, desde su Departamento de Energía (DOE), busca contribuir con su cumplimiento.

Desde febrero del año 2022 que el DOE se propuso impulsar el estudio “Puerto Rico Grid Resilience and Transition to 100% Renewable Energy” (PR100) que evalúa los caminos que se podrán tomar para que Puerto Rico logre una cobertura eléctrica completamente renovable, asequible, confiable y resiliente para todos sus residentes.

A un año de iniciado el proceso del “PR100”, el DOE junto al Laboratorio Nacional de Energía Renovable y la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias presentará los primeros hallazgos del estudio mediante un webinar a llevarse a cabo el lunes 23 de enero del 2023 a las 11:00 a.m. (Registro abierto).

El webinar incluirá una conversación entre la secretaria de Energía, Jennifer M. Granholm, la administradora de la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA), Deanne Criswell, y el gobernador de Puerto Rico, Pedro Pierluisi.

Aquello no es menor y eleva las expectativas de toda la industria de las energías renovables que mira con atención el avance de las convocatorias a Solicitudes de Propuestas (RFP) para renovables y almacenamiento, así como las nuevas instalaciones de sistemas para autoconsumo distribuido en todo el archipiélago puertorriqueño.

Según indica la web del DOE, el informe inicial del PR 100 se publicará a mediados de enero de 2023, y las partes interesadas podrán despejar sus dudas al respecto en el formulario de inscripción al webinar (en el apartado de Preguntas y comentarios).

No quedaría todo en la virtualidad. Se prevé que en este inicio del 2023, autoridades del gobierno federal retomen los viajes a Puerto Rico. Entre ellas, se espera la visita de la secretaria Jennifer Granholm.

De acuerdo con la web del DOE “la secretaria Granholm ha viajado dos veces a la isla, y se esperan visitas adicionales a lo largo de 2023”.

El empresariado está pendiente de aquello. En conversación con Energía Estratégica, desde la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) subrayaron que existe mucho interés desde los Estados Unidos.

“Un mensaje positivo es que hay mucha buena voluntad de parte del gobierno federal actual, con esto me refiero a la administración Biden-⁠Harris, la Secretaría de Energía y hacia abajo”, consideró Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en SESA.

Y concluyó: “La secretaria de Energía ha venido varias veces a Puerto Rico. Entre esas ocasiones ha llegado a hablar como keynote en nuestra conferencia anual y creemos que vendrá a fin de mes o a principios del próximo, nuevamente.  Es lo que escuchamos, no es oficial. Pero tendría mucho interés en ayudar a Puerto Rico”.

En medio de las convulsiones dentro del Ministerio de Minas y Energía por la inminente renuncia de la viceministra de Energía, Belizza Ruiz, el Gobierno continúa avanzando en medidas que promuevan el desarrollo de las energías renovables.

El martes de esta semana, 10 de enero, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó dos resoluciones clave a comentarios, donde ambas serán susceptibles de recibir comentarios por un plazo hasta el 24 de enero.

Por un lado, la Resolución CREG 701 027 de 2022 –VER-. Según comenta a Energía Estratégica Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, se destacan dos hitos:

Se adiciona un Anexo 6 a la Resolución CREG 174 de 2021 (AGPE, AGGE con potencia máxima declarada 5 MW y el GD);
Se establecen los requisitos para que un usuario AGPE con entrega de excedentes a la red se exonere del cobro de potencia reactiva.

Por otro lado, se publicó la Resolución CREG 701 024 -VER-, donde “se proponen ajustes favorables, que están para comentarios hasta el 24 de enero, porque brindan una mayor claridad en la interpretación y aplicación de las reglas de conexión, lo cual se traduce en mayor seguridad regulatoria y jurídica”, observa Suárez Lozano.

E indica siete puntos a tener en cuenta:

Las solicitudes de proyectos de conexión de demanda podrían radicarse en fechas diferentes a la del 31 de marzo.
Se dejaría claro que el incumplimiento del plazo de la entrega del informe de cumplimiento de un hito se entiende como un incumplimiento de dicho hito. Para la verificación del cumplimiento de los hitos debe entregarse el informe respectivo, en el plazo definido, pero no es claro qué sucede si no se presenta el informe de seguimiento dentro de la fecha prevista. En ese sentido el cambio sería favorable y fortalece la claridad en la aplicación de las reglas.
Se crearía una causal de liberación de la capacidad asignada. La nueva causal es que, si se cumple la Fecha de Puesta en Operación aprobada para el proyecto y este no ha entrado en operación comercial con al menos el 90% de la capacidad asignada, se libera la capacidad.
La UPME establecería un procedimiento especial para asignación de capacidad de transporte de los proyectos de conexión de demanda.
La actual regulación señala que solo los ingenieros eléctricos pueden diseñar, ejecutar y refrendar proyectos. El cambio que se propone es que se permitirá a otros profesionales que tengan competencia para ello participar en el diseño, ejecución y refrendación. Este cambio es necesario en aras de no caer en exclusiones profesionales en un mercado donde se está viviendo una democratización del conocimiento.
Se definirá la forma en que se presenta el resumen de los informes de seguimiento. Esto lo realizaría la UPME.
Se liberaría la capacidad de transporte asignada si un proyecto tiene un avance superior al 60% pero no entrega copia de la curva S y de la aprobación de la garantía de reserva de capacidad por parte del ASIC.

La provincia de Buenos Aires finalmente publicó el decreto que reglamenta su adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424) y, de ese modo, se convirtió en la jurisdicción N° 14 de Argentina donde los usuarios pueden generar su propia energía eléctrica e inyectarla a la red bajo dicha normativa. 

La reglamentación llegó tras más de diez meses desde su aprobación en el Poder Legislativo bonaerense y más de cinco años después de que el gobierno nacional haya promulgado la Ley N° 27424. 

Y si bien en esta oportunidad, la provincia no incluyó a la generación distribuida comunitaria para hacer más tentadora a la adhesión, desde el gobierno bonaerense no le cierran las puertas a la alternativa y ya trabajan en la herramienta más que permita fomentar las energías renovables. 

“Estamos armando una regulación específica en materia de generación distribuida comunitaria, ya que seguramente necesite alguna aclaración de puntos formales y jurídicos, debido a que hay vacíos normativos que queremos cubrir”, explicó Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de Buenos Aires, en conversación con Energía Estratégica. 

“Por ejemplo, no es lo mismo un proyecto individual que uno ubicado en un parque industrial, donde varios usuarios quieren poner un parque solar y posiblemente superen la cantidad de potencia tope de lo establecido en la ley de GD”, planteó. 

De avanzar con la generación distribuida comunitaria, el territorio bonaerense se sumaría a otras tres provincias del país que ya son pioneras en el tema y también cuentan con esta opción para sus usuarios, tales como Córdoba, Santa Fe y Mendoza. 

Incluso, algunas de ellas ya poseen planes o programas concretos destinados a la generación distribuida comunitaria/colectiva. como la Línea de Créditos Plan Renovable que Santa Fe lanzó a mediados de junio del 2022 (financiada por el Consejo Federal de Inversiones) y por la que ya conectó a sus primeras familias bajo dicho modelo de GD. 

A lo que se debe añadir que Córdoba plasmó una iniciativa para implementar tokens y crear una billetera virtual para monetizar la energía, otorgar trazabilidad a los procesos y viabilizar una fuente de recursos para achicar el riesgo de inversiones. Y se espera que la reciente subasta de carbono se pueda replicar en el segmento de la GDC. 

Mientras que la normativa de Mendoza fue reglamentada por el Ente Provincial Regulador Eléctrico (EPRE) a principios del 2022, incluyó la figura del usuario / generador colectivo y posibilitó que los U/G, en sus diferentes modalidades, cedan su energía generada a otros usuarios.

La Cámara Eólica Argentina se reunió con el Consejo Federal de Energía Eléctrica, la Subsecretaría de Energía Eléctrica y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), para presentar su estudio sobre “Ampliación en el Sistema de Transporte. Compromisos de descarbonización, metas y resultados económicos: motivos urgentes para acelerar una tarea pendiente”.

La CEA, encabezada por su presidente, Bernardo Andrews, su secretario, Gastón Guarino, miembros de su Comisión Directiva, Gabriel Vendrell, Andrés Gismondi, Gustavo Castagnino, y su gerente general, Héctor Ruiz Moreno, participaron de las presentaciones del trabajo realizado por la Cámara donde se analiza con gran detalle la situación actual de la industria eléctrica y el principal límite al que se enfrentan hoy, que es la capacidad de transporte remanente en el sistema.

La primera presentación del estudio se llevó a cabo ante el Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE), la cual fue presidida por Ricardo Martínez Leone y contó con la participación de los representantes operativos de las distintas provincias. El CFEE es un ámbito fundamental para la contribución de la CEA, pues constituye el organismo federal que aconseja a la Secretaría de Energía respecto de las necesidades de inversión en el sector.

La Cámara, también fue recibida por el Subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, donde además de la presentación del documento referido, en la reunión se plantearon algunos otros temas muy relevantes para el sector. “El Subsecretario tomó nota y acompañó en nombre de la Secretaría la importancia que el tema tiene para el desarrollo del sector renovable, y eléctrico en general”, señaló el Gerente General de la CEA, Héctor Ruiz Moreno.

Por último, se realizó la presentación ante la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA), donde Sebastián Bonetto, Gerente General; Juan Luchilo, Gerente de Análisis y Control Global; Víctor Sinagra, Gerente de Estudios Eléctricos; y un destacado equipo de técnicos y especialistas en redes eléctricas de la Compañía participaron de la exposición la cual generó un interesante y productivo debate e intercambio de ideas, que culminó con el compromiso de continuar abordando el tema a la brevedad, para revisar los aspectos en los que es posible avanzar en lo inmediato.

El impacto que produjo la incorporación de generación renovable, liderada por la industria eólica con un 75% de participación, fue particularmente positivo en Argentina.

La introducción de energías limpias permitió reducir el consumo de combustibles líquidos y GNL importados, generando una reducción en los costos del sistema año a año, menores importaciones de energía y menor peso en la cuenta de subsidios energéticos, mejorando el resultado fiscal.

En los últimos dos años, caracterizados por la baja generación hidroeléctrica y los elevados precios de los combustibles importados, el impacto fue particularmente positivo con 15 USD/MWh de reducción del costo de generación, USD 4.500 MM de ahorro de divisas y USD 2.000 MM de ahorro fiscal.

Al saldo favorable en materia económica, se sumó también el impacto positivo en términos operativos: sin generación renovable, el diferencial de combustibles líquidos que hubiera tenido que administrar CAMMESA habría llevado al límite las capacidades logísticas del sistema eléctrico, incrementando los niveles de falla sensiblemente.

De cara a los próximos años la generación renovable seguirá aportando a la reducción de costos y el ahorro de divisas, por cada 1000 MW adicionales de capacidad eólica instalada, el ahorro externo permitiría recuperar las divisas necesarias para la importación de equipos en menos de 18 meses, generando ahorros netos de allí en adelante.

Adicionalmente, en el contexto de transición energética, en el que Argentina apuesta a ser proveedor de GNL en el mercado mundial en el transcurso de la próxima década, una mayor penetración renovable generaría mayores saldos exportables de gas y liberaría capacidad de transporte de gas para la exportación.

Entonces, Argentina enfrenta un escenario donde las presiones internacionales por acelerar la transición energética serán crecientes, comenzarán a ser más frecuentes las barreras comerciales verdes y en el que la eficiencia y penetración renovable serán vectores de competitividad para la economía y de atracción de inversiones.

En paralelo, desde una perspectiva con foco puesto en el desempeño macroeconómico y del sector eléctrico local, la mayor penetración renovable viene produciendo efectos positivos muy significativos, que se extenderán durante las próximas décadas. En consecuencia, los elementos de análisis externos e internos convergen en el sentido de la necesidad de consolidar las políticas de desarrollo del sector.

El principal límite que enfrenta hoy un mayor despliegue de la generación renovable es la capacidad de transporte remanente en el sistema eléctrico. Ni la Ley ni los compromisos asumidos en la COP 26 han ido de la mano del desarrollo de herramientas concretas para la ampliación del sistema de transporte en alta tensión que sean consistentes con dichas metas. No se ha logrado articular un esquema que permita trazar metas claras de ampliación del sistema, y mecanismos para pasar de los estudios a planes, de allí́ a licitaciones y a materializar los proyectos.

El sector privado, que ha demostrado en los últimos años que con un marco normativo claro tiene una clara decisión de invertir en el desarrollo y construcción de proyectos, podría acompañar o complementar un plan de expansión del sistema de transporte orientado a la incorporación de energía renovable liderado por el Estado Nacional.

Pero los elevados costos de este tipo de obras, que además redundarían en beneficios para el sistema en su conjunto, implican que no sería posible internalizar plenamente en contratos en el MATER inversiones tan importantes en transporte a cargo del sector privado.

Dentro de los mecanismos existentes para el desarrollo del sistema de transporte en cabeza del sector privado las ampliaciones por interés público podrían ser una alternativa. El sector privado, y en particular la Cámara Eólica, tiene la vocación de colaborar activamente a fin de que la convergencia de intereses se transforme en proyectos concretos que dinamicen la actividad y permitan cumplir las metas trazadas por el Estado Nacional.

En el programa “Hágase la luz” de TXS Radio, el director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados, ACENOR A.G, Javier Bustos, detalló que son justamente los clientes libres quienes están impulsando la transición energética mediante contratos de suministro renovable, como lo demuestran los recientes anuncios realizados por varias empresas mineras respecto al cambio en sus contratos.

En los últimos años, los clientes no regulados han tenido que enfrentar aumentos en sus costos de suministro. Sobre este tema, Javier Bustos enfatizó en que un aspecto clave está en visibilizar todos los costos que implica el abastecimiento eléctrico: “Sigue la idea de que solo hay que fijarse en el precio de la energía y eso es un error. Hay que mirar el costo total de suministro, que incluye cargos regulados y cargos laterales o sistémicos. A los clientes libres les interesa que el sistema eléctrico funcione bien porque así van a pagar lo que corresponde”.

En la discusión del sector energético, hay que poner de nuevo al cliente en un rol central, dijo Javier Bustos, agregando que no hay que olvidar que la energía no es el giro principal del cliente y por lo tanto implica un desafío para éste tener que involucrarse en la complejidad regulatoria y operacional del sector. En este contexto, lo que falta es tener una visión más sistémica.

“No puede ser que el sector energía se preocupe solamente de que se construyan más líneas y más centrales de generación y dónde está el foco en el usuario, tanto libre como regulado. Un ejemplo de esto es que en la política energética que se emitió el año pasado, justo antes del cambio de gobierno, se eliminó el objetivo de política pública que estaba desde el 2015 de tener precios de energía competitivos a nivel OCDE, y ahí hay una señal de que se ha perdido algo que es muy relevante para todo el país”, concluyó Bustos.

Puede escuchar la entrevista completa aquí:

https://soundcloud.com/txsplus/hagase-la-luz-con-danilo-zurita-veronica-bustos-y-javier-bustos?utm_source=clipboard&utm_campaign=wtshare&utm_medium=widget&utm_content=https%253A%252F%252Fsoundcloud.com%252Ftxsplus%252Fhagase-la-luz-con-danilo-zurita-veronica-bustos-y-javier-bustos

EnfraGen, LLC («EnfraGen»), desarrollador, propietario y operador de activos especializados en energía renovable sostenible y estabilidad de red en América Latina, propiedad de la firma líder de mercados privados globales Partners Group, en nombre de sus clientes, y Glenfarne Energy Transition, LLC («Glenfarne»), ha celebrado contratos EPC con Verano Energy («Verano»), para construir ocho proyectos solares fotovoltaicos en Chile.

De esta forma, EnfraGen ha notificado a Verano el inicio del proceso de construcción.

Los proyectos, una vez finalizados y en funcionamiento, totalizarán aproximadamente 76 MWdc (59 MWac) de capacidad instalada. Cuando se combinen con los proyectos solares adquiridos y los ya en funcionamiento propiedad de EnfraGen, la cartera solar totalizará 246 MWdc (185 MWac).

Todos los proyectos podrán acogerse al régimen de precios estabilizados de Chile como plantas PMG/PMGD y se sumarán a la actual división de negocio de energía renovable de EnfraGen, Fontus Renewables («Fontus»).

Brendan Wolters, responsable de energía solar de Fontus, ha señalado que «estamos felices de asociarnos con Verano Energy y avanzar con estos ocho proyectos. EnfraGen quiere contribuir en el rol de liderazgo de Chile en la transición energética a través del crecimiento en energía renovable y estabilidad de red.

Así, estos proyectos ejemplifican la misión de EnfraGen». Los ocho proyectos están actualmente fuera del grupo de crédito senior existente de EnfraGen, que se estableció tras una refinanciación en 2020.

El 2022 “ha sido un año de retos” pero de ventas “por encima de lo que estuvo presupuestado”, advirtió Javier Ruíz, Gerente de Marketing y Ventas para Colombia y Ecuador de Hitachi Energy.

El especialista participó del evento físico Andean Renewable Summit, desarrollado el pasado 25 y 26 de octubre en Bogotá, Colombia, por Latam Future Energy (ahora Future Energy Summit –FES-), en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables.

Allí Ruíz consideró que tales dificultades, producidas por falta en suministros, como el de semiconductores, y atrasos en entregas de plazos, seguirán este año. Pero que se esperan ventas por encima de las del 2022.

“El 2023 será un año de continuidad en cuanto a gran demanda. Lo mismo con la condición de volatilidad de los commodities; continúa la incertidumbre por esa condición y por la tasa de cambio, que nos está afectando porque la materia prima principal es importada”, comentó.

Otro aspecto será la logística. “Nos tenemos que anticipar a hacer negocios con el proveedor de las materias primas”, confió el ejecutivo.

¿Por qué las previsiones son tan buenas? Ruíz destacó dos aspectos: Las órdenes de venta que ya cerraron y las potencialidades tecnológicas que tiene Hitachi Energy en un mercado en crecimiento constante como el Latinoamericano.

“Hemos tenido un año fabuloso -el 2022 en cuanto a ventas-. La fábrica de transformadores que tenemos en Colombia está prácticamente a tope de producción. Y otras fábricas que tenemos, como la de Brasil, ya está vendiendo a plazo hasta el 2025”, aseguró.

La bala de plata de la compañía es su innovación tecnológica, consideró el ejecutivo. Sostuvo: “Hitachi es una compañía que vive de la innovación: En productos de alta tensión, en transformadores de potencia, en control, protección, automatización, telecomunicaciones, software empresarial”.

Y completó: “Manejamos soluciones nuevas en almacenamiento de energía; algo importantísimo que se viene en nuestra región que es la interconexión en corriente continua (conocido como HVDC); ahí tenemos un sinnúmero de oportunidades para brindar al mercado”.

Producción y calidad

Ruíz explicó que Hitachi hoy día avanza con tres líneas de fabricación, cuya capacidad de producción es de 250 unidades al año en potencia. “En distribución mucho más porque son de menor capacidad”, aclaró.

“La primera línea es de transformadores de potencia; la segunda de transformadores de distribución; y una tercera línea que es de ensamble, que es la de transformadores secos. Con aceite mineral y aceite vegetal”, precisó.

“La limitante que tenemos es en peso y tamaño que pueda tener el equipo para probarlo en la fábrica y luego sacarlo a las vías colombianas”, indicó, al tiempo que recuerda que la calidad “es el foco de la compañía”.

Por ello, “el sistema fabril es exactamente el mismo que hay en cualquier otra de las fábricas del mundo”. “La fábrica colombiana exporta no sólo atiende el país sino la región entera, incluyendo EEUU, Canadá, Centro América y todo el habla hispana de Centroamérica”, aseguró.

ABO Wind nuevamente solicitó prioridad de despacho en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), en esta oportunidad para dos parques solares que suman 16,5 MW de capacidad. Y desde la compañía trabajan en más proyectos para el sector energético de Argentina. 

Lucila Bustos, directora ejecutiva de ABO Wind, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y aseguró que hay diversos desarrollos y proyectos en distintas fases, pero que el principal énfasis está puesto en el hidrógeno verde y su impulso a nivel país. 

“Queremos seguir en el MATER, viendo qué chances hay respecto de la capacidad de transporte que se libere. Mientras que el hidrógeno es el objetivo estrella de este año”, afirmó. 

“Estamos poniendo énfasis y trabajo previo en tratar de sembrar los proyectos y hacer crecer el equipo porque todo esto exige mucho trabajo intelectual y programación. Además de re-adecuarse conforme a lo que ocurre en el mercado”, agregó. 

Tras haberse presentado en la reciente convocatoria del Mercado a Término y lograr una adjudicación de 70 MW a mediados de mayo, ABO Wind también continúa con el desarrollo de proyectos, a tal punto que cuentan con un pipeline de aproximadamente 6 GW entre eólicos y solares y otros 4 GW en emprendimientos de H2V. 

Tal es así que estos últimos proyectos tienen una participación activa para la compañía e incluso se analiza la ampliación del greenfield para evolucionar los desarollos que poseen, como parte de una serie de “tienen que madurar”. 

“Asimismo, hay un compromiso muy grande desde la Embajada Alemana en Argentina en impulsar temas de hidrógeno verde. Alemania – y Europa en general – aceleró los objetivos tras el conflicto bélico entre Rusia – Ucrania, y desde la Embajada quieren que Argentina sea un protagonista y existe un compromiso para pensar en posibilidades de líneas de financiamiento específicas y de hacer proyectos pilotos”, vaticinó Lucila Bustos.

Mientras que para el MATER, la especialista reconoció que su funcionamiento demuestra que hay interés de consumir energías renovables en el país, dado los compromisos internacionales y las metas de descarbonización de las empresas, pero apuntó a la importancia de tener más potencia disponible en las redes de transmisión. 

“Si hubiera más capacidad de transporte disponible, el MATER explotaría y habría más proyectos en construcción y generando. E incluso, llegará un momento que para exportar cualquier producto, la huella de carbono que se exigirá, necesitará que las renovables tengan su participación o las economías podrán trabas en materia de descarbonización. Por lo que debemos avanzar en la materia”, sostuvo la directora ejecutiva de ABO Wind. 

Chile seguirá apostando por las energías renovables y la descarbonización de la matriz, aspectos considerados como fundamentales por parte de la administración actual, tanto para el desarrollo de la economía local y de las comunidades, como también para alcanzar el compromiso de la carbono neutralidad hacia el 2050. 

Gabriel Boric, presidente de la República, participó del Encuentro Anual de Energía Eléctrica y aseguró que “la inversión en energías renovables es una prioridad de gobierno” y que la transición energética no es sólo un desafío global para la supervivencia y desarrollo de las generaciones presentes y futuras, sino también como “una oportunidad para repensar el desarrollo de Chile”.

“Nuestra apuesta y hacia donde estamos enfocados, es hacia la creación de una matriz energética limpia que mejore la calidad de vida del pueblo y consolide a Chile como un líder mundial en la generación de energía renovable no convencional”, destacó el máximo mandatario del país. 

“Además, la ley de almacenamiento permitirá el retiro de centrales a carbón sin comprometer la operación segura del Sistema Eléctrico Nacional, al fomentar la participación de energías renovables como la solar y la eólica en la matriz. Y tenemos un desafío de mejorar la capacidad de almacenamiento y transmisión”, agregó. 

Aunque para ello, el presidente de Chile reconoció que se deben considerar cuáles son los costos de las decisiones que se toman y que el cierre de estas centrales más contaminantes también generan incertidumbre y preocupación dentro de los trabajadores. 

Y por ende, Boric planteó que se tendrá que pensar en el bien común del país, respetando a las comunidades. Hecho a la que definió como una acción que “no es fácil”, pero sí sostuvo que “la transición energética justa significa construir empleos más verdes y mejorar la calidad de trabajo de toda una comunidad que antes debía exponer su salud”. 

ACERA pide por regulaciones para avanzar en tecnologías de almacenamiento de energía

Para lograr tales objetivos y compromisos, desde el gobierno dieron a conocer una serie de medidas que apalanquen las inversiones en el sector energético renovables durante el corriente año, como por ejemplo la suba de la potencia renovable autorizada y aquella que ingrese a calificación.

“Nos propusimos metas concretas pero realizables. Durante 2023 redoblaremos la apuesta y aumentaremos la cantidad de gigavatios autorizados, tanto ambiental como sectorialmente, de 4,3 GW en 2022 a 4,8 GW, además de empujar proyectos de inversión por más de USD 4.000.000.000”, aseguró Diego Pardow, ministro de Energía de Chile”. 

“También incrementaremos la cantidad de gigavatios que ingresarán a calificación, ya que durante 2022 fueron 3,3 GW y nuestro compromiso es que el corriente año ingresen 4,3 GW”, complementó durante el Encuentro Anual de Energía Eléctrica. 

Para esto, el titular de la cartera energética del país distinguió que el principal “músculo” será el sector privado, pero que desde el estado movilizarán cerca de USD 1.600.000.000 en conjunto con el Ministerio de Hacienda para reforzar la canalización de los proyectos de inversión.  

Asimismo, se buscarán seguir generando espacios de cooperación público – privada que permita producir bienes públicos que facilitarán el despliegue de renovables en Chile, sumado a la labor en materia de almacenamiento de energía e hidrógeno verde, donde próximamente se firmarán los primeros contratos, de acuerdo a lo informado por Pardow. 

Esta generación de paneles Tiger Neo, construida con la tecnología N-type TOPCon de alta eficiencia, entrega un rendimiento y confiabilidad mejorados que redundan en unos de los paneles más eficientes y potentes del mundo.

Los paneles poseen hasta 23,23% de eficiencia en el nivel del módulo y 615 Wp de salida de potencia para el panel de 72 celdas en formato 182”.

Y cuentan con avances continuos en el factor bifacial: Con hasta un 85% de factor bifacial, puede impulsar una mayor generación en el panel trasero y permitir un 15-20% más de rendimiento en comparación con los paneles bifaciales convencionales.

Entre sus cualidades gozan de un coeficiente de temperatura aún más optimizado para -0,29%/℃

Además, confiabilidad de vanguardia a lo largo de su vida útil prolongada de 15 años en comparación con los paneles convencionales y una experiencia de operación y mantenimiento sin problemas con una garantía de 30 años gracias a su degradación inicial del 1% y degradación lineal del 0,4%.

Su desempeño inigualable en condiciones de baja luminosidad: mayor productividad media en condiciones de baja luminosidad, como el atardecer, el amanecer y cielos nublados.

Poseen una compatibilidad con casi todas las principales marcas de inversores con el uso de corriente de cortocircuito más baja; los clientes no necesitan invertir más en inversores de clase aumentada.

«Una vez más, estamos elevando el estándar de rendimiento N-type con la última generación de nuestros paneles Tiger Neo, que entregan un mejor rendimiento del sistema, incluso en las condiciones más exigentes», dijo Gener Miao, CMO de JinkoSolar Co., Ltd.

«Este panel, combinado con un ecosistema de líderes en la industria de tipo N y nuevas soluciones como ESS, mostrará lo que es verdaderamente posible con la experiencia de PV solar en el futuro”, indicó el directivo.

Enapter AG (ISIN:DE000A255G02) entregó más de 1.200 electrolizadores de última generación EL 4.0 a clientes de todo el mundo en los últimos tres meses de 2022 . Esto corresponde a una producción total de casi 3 megavatios. Esto convierte al último trimestre de 2022 en el de mayor producción en la aún joven historia de la empresa Enapter.

La variedad de aplicaciones de los diferentes clientes de EL 4.0 muestra cómo el interés en las aplicaciones de hidrógeno está creciendo a nivel mundial en todas las industrias.

Por ejemplo, varios clientes integraron los electrolizadores en sistemas de recarga de hidrógeno, como Fuel Cell Systems del Reino Unido.

En India, se están desarrollando varias aplicaciones en el sector industrial, por ejemplo, por H2e Powers Systems Pvt. Ltd. Una gran parte de los generadores de hidrógeno AEM se utiliza para soluciones de almacenamiento de energía.

Estos incluyen aplicaciones de Umstro GmbH de Alemania, Tecnologías de Remediación Ambiental (TRA) de Chile y Pestech Energy Sdn Bhd de Malasia. La empresa de superyates Baglietto SpA, por ejemplo, también utilizará los electrolizadores compactos AEM en el sector marítimo.

El EL 4.0 es significativamente más ligero y pequeño que su predecesor. La integración técnica es simple y permite a los socios de Enapter y a los clientes del proyecto instalar electrolizadores en casi cualquier aplicación donde se pueda producir y utilizar hidrógeno verde.

“EL 4.0 es nuestro modelo de éxito. Nunca habíamos podido construir y entregar tantas unidades en tan poco tiempo”, dice Sebastian-Justus Schmidt, CEO de Enapter AG. “Nos complace notar la alta proporción de clientes existentes con buenas experiencias con nuestros sistemas Enapter modulares”.

La entrega total así lograda para el ejercicio 2022 corresponde a una facturación anual preliminar de alrededor de 14,7 millones de euros y, por lo tanto, está dentro de las expectativas. Esto conduce a un crecimiento de los ingresos del 75 % en comparación con el año anterior (año fiscal 2021: 8,4 millones de euros de ingresos). Para 2023, Enapter espera duplicar los ingresos por ventas a alrededor de 30 millones de euros.

Acerca de Enapter

Enapter es una empresa de tecnología energética innovadora que fabrica generadores de hidrógeno altamente eficientes, los llamados electrolizadores, para reemplazar los combustibles fósiles y así impulsar la transición energética a nivel mundial.

La tecnología patentada y probada de membrana de intercambio aniónico (AEM) permite la producción en serie y en masa de electrolizadores rentables para la producción de hidrógeno verde a cualquier escala.

Los sistemas modulares ya se utilizan a nivel mundial en los sectores de energía, movilidad, industria, calefacción y telecomunicaciones, entre otros. Enapter tiene su sede en Alemania y un sitio de producción en Italia. Enapter AG cotiza en el mercado regulado de las bolsas de valores de Frankfurt y Hamburgo, WKN: A255G0

En la sala de reuniones del Edificio de Enap Magallanes se llevó a cabo un nuevo taller de la Acción 2 del Plan de Acción Regional de Cambio Climático (PARCC), a cargo de la Agencia Internacional de Cooperación Alemana, GIZ.

El encuentro reunió a más de una veintena de empresas asociadas a la industria del hidrógeno verde que buscan desarrollar sus proyectos en la región, y tuvo como objetivo central, el análisis y discusión para la elaboración en conjunto, de medidas de mitigación frente al Cambio Climático para una adecuada llegada del mercado de este energético, según los compromisos asumidos por Chile.

En este sentido, la Seremi de Energía de Magallanes, María Luisa Ojeda, apuntó que esta instancia se da, en marco del nuevo modelo de desarrollo productivo sostenible que impulsa el Gobierno del Presidente Gabriel Boric, “el cual promueve que la llegada de la industria del hidrógeno verde tenga el equilibrio necesario para que pueda estar desplegada sin afectar los territorios ni las comunidades aledañas; todo contrario, la idea es que las empresas participen también como aliados en esta cruzada, que busca generar acciones desde los gobiernos regionales, y contribuir a disminuir local, nacional, y mundialmente, los efectos del cambio climático”, manifestó la autoridad regional.

Sector privado

Por su parte, los actores del sector privado también aplaudieron la cita coincidiendo con la opinión de la Seremi de Energía, poniéndose a disposición para trabajar en conjunto con la autoridad y las comunidades.

“La iniciativa de poder convocar a todas las empresas que están involucradas en proyectos de hidrógeno verde y a todos los entes públicos y privados de la región es importante, pues hay que recordar que estos proyectos de hidrógeno verde nacen como una opción de mitigación al cambio climático a nivel mundial, por lo tanto, es relevante que tanto el sector privado como el público podamos dar nuestra opinión sobre lo que es necesario realizar para una buena llegada de esta industria”, planteó la Ingeniero de Proyectos de Llaquedona Green Hydrogen, Carolina Reyes.

Así mismo, Larissa Vaccaro Coordinadora Ambiental y Social del Proyecto H2 Magallanes de Total Eren, sostuvo que “estos encuentros se constituyen como un escenario ideal, pues básicamente las empresas desarrolladoras de hidrógeno verde tenemos que conversar con todos quienes participan de esta industria: comunidades, empresas, entes públicos y academia, a fin de aportar ideas de mejora para la correcta instalación de la industria”, dijo.

Future Energy Summit presenta su primer megaevento presencial del año 2023. 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.

Entre los principales temas por abordar se destacan los instrumentos financieros disponibles para nuevos proyectos renovables; mecanismos de concesión vigentes; licitaciones de potencia y energía en marcha; esquemas PPA; nuevos modelos de negocios; entre otros.

Todos los profesionales del sector energético interesados en asistir pueden reservar su entrada en la web oficial de Future Energy Summit o explorar opciones de patrocinio contactándose por correo electrónico a info@futurenergysummit.com

Ya confirmaron su participación portavoces de 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.

En la región existe una gran oportunidad para invertir en proyectos de energías renovables. Mientras las instalaciones en el segmento de generación distribuida aumentan exponencialmente en países como Costa Rica, México y Panamá; en mercados como el puertorriqueño y guatemalteco, que también registran incrementos en sistemas distribuidos, nuevos proponentes preparan ofertas de gran escala en energía eólica y solar con o sin almacenamiento energético, para presentar en subastas.

Estas alternativas de generación también tienen su lugar en República Dominicana. 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 para 14 proyectos renovables por 645,3 MW. Y existen muchas expectativas para que estas cifras continúen en alza durante 2023.

La implementación de nueva regulación llegaría para permitir ampliar la participación de tecnologías como eólica y solar en distintos segmentos del mercado dominicano.

Por eso, Future Energy Summit ofrecerá más de 10 paneles debates de alto nivel junto a espacios de networking para ser utilizados por referentes del sector público y privado, durante las dos jornadas de evento en la ciudad de Santo Domingo.

PARTICIPAR

Con un movimiento exprés, la CREG publicó, el pasado miércoles 28 de diciembre, a comentarios la resolución para modificar los plazos de emisión de los conceptos de conexión por parte de la UPME –VER-. Pero, como se puede observar, esa consulta se abrió por una ventana de tiempo de sólo 24 horas, por lo que el viernes 30 de diciembre quedó en firme.

Ese día, último del 2022, vencía dicho plazo, por lo que ahora se prolongó hasta el próximo 28 de febrero. Junto con ello, también se movió la implementación de la Ventanilla Única, para el 30 de junio.

“Entendemos que los esfuerzos de la UPME están totalmente centrados en la emisión de los conceptos de conexión, pero ya se ha postergado mucho los plazos de la Ventanilla Única”, advierte Alejandro Piñeros, coordinador regulatorio de Óptima Consultores.

En diálogo con Energía Estratégica, el especialista recuerda que en marzo del año pasado se había dado una postergación para diciembre, y que ahora se vuelve a mover para mediados del 2023.

“Me parece importante que le demos la importancia que se merece a esa Ventanilla Única en la medida que la disponibilidad de la información es fundamental para los inversionistas”, argumenta Piñeros.

Y observa: “Se entiende por qué toca mover los plazos: los recursos de la UPME son limitados, el volumen de solicitudes de conexión nadie se lo imaginaba -60 GW- y estamos en un contexto complejo con el cambio de autoridades y la reciente llegada del nuevo Gobierno; pero es muy importante enfocarse con rapidez en este tema”.

Pero opina: “Este cambio de plazos desbarajusta todo: Los promotores están esperando que les den respuestas a sus conceptos para empezar con el tema de las garantías y seguir con el desarrollo de los proyectos, pero seguramente muchos tienen en su pipeline nuevos proyectos y nuevas solicitudes de conexión; y no tiene el menor sentido que te presentes con nuevos proyectos sin saber si los del año pasado se les dieron o no conexión”.

“Es muy importante que sinceremos la discusión, que la UPME se comprometa a tiempos que pueda cumplir, que se dé información transparente a los promotores sobre el avance del proceso para que ellos puedan tomar sus decisiones y que logremos estabilizar el funcionamiento de la Resolución 075”, remata.

A raíz de este cambio de fechas de emisión de los conceptos, para Piñeros tendrán que mover también los de presentación de nuevas solicitudes, no sólo para dar previsibilidad a los negocios de los desarrolladores, sino porque los consultores también necesitan contar con la información precisa al momento de realizar los estudios de conexión.

Por lo tanto, la fecha del 31 de marzo para presentar estudios de conexión del próximo año, que aún no se ha movido, tendrá que postergarse, a criterio de Piñeros, por lo menos dos meses más: a fines de mayo.

No obstante a este acomodamiento de plazos, para el coordinador regulatorio de Óptima Consultores “no deja de ser preocupante que iniciamos el 2023 otra vez quedados de tiempos”. “Va a tocar mover el cronograma este año y la pregunta es: ¿Cuándo realmente vamos a regularizar esto?”, cuestiona.

“Se entiende el trabajo que está haciendo la UPME para regularizar todo esto y avanzar con este proceso, pero tenemos que sincerar la discusión. No es una buena señal para el mercado que el plazo se mueva el último día de finalización del proceso: No me parece correcto para el sector, los promotores, la seriedad del proceso el hecho que movamos plazos el último día; más aún que se han hecho mensualmente jornadas de socialización del proceso”, observa.

9 GW en la mira

Otro aspecto a tener en cuenta es el procedimiento, advierte Piñeros. “Es muy posible que nos encontremos con muchos empates”, opina respecto a la evaluación sobre 60 GW en proyectos –la mayoría renovables- presentados, donde se adjudicarían unos 9 GW.

Por lo cual, debería haber ciertos ajustes sobre la metodología de calificación en cuanto a la definición y priorización de emprendimientos.

“Ese perfeccionamiento se va a dar para el proceso de asignación del ciclo 2023, que en teoría deberían realizarse en diciembre del 2023”, de proyectos que se presentarían el 31 marzo pero que es probable que se corran a fines de mayo, considera el especialista.

Expansión de transmisión

Por otro lado, Piñeros agrega un componente más que deberá resolverse dentro de todo este sistema, y tiene que ver con la publicaron para comentarios del Plan de Transmisión al 2036 –VER-.

Explica que es importante que haya claridad sobre el momento en que se contemplarán esas obras para los proyectos de la Resolución 075. “Seguramente no se tengan en cuenta para los conceptos que se entregarán en febrero, ¿pero para los de diciembre del 2023?”, analiza.

Y resume: “Ya que se están definiendo ampliaciones de red, la pregunta es: Cuando la UPME está corriendo el algoritmo de priorización y definiendo si los proyectos caben o no, ¿en qué momento van a tener en cuenta esas expansiones que hasta ahora se están definiendo?”.

“Porque puede haber un proyecto que hoy no cabe pero que con las nuevas expansiones sí pueden llegar a caber. Entonces, se van a tener en cuenta ya o en el siguiente ciclo”, indica el experto.

Con motivo de la visita del presidente Joe Biden a México, la titular del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE, por sus siglas en inglés) compartió en sus redes sociales algunos “hechos” que desde su expertise podría aprovechar México para liderar la transición con energías renovables.

“México podría ser un importante exportador de energía limpia para sus vecinos, dado su potencial de recursos de energía renovable de clase mundial”, inició la secretaria Jennifer Granholm en un hilo de twitter.

Desde su perspectiva, los esfuerzos de México junto a los de Canadá y los Estados Unidos, convertirían a América del Norte en una potencia de energía limpia.

Una transición energética con foco en energías renovables sería el camino que debería seguir el Estado mexicano para cumplir sus objetivos de diversificación de la matriz energética local y sus compromisos internacionales para la descarbonización de su economía.

“El rápido crecimiento en el despliegue de energía renovable podría permitir que México alcance su meta de generación de energía limpia del 35 % para 2024”, consideró Granholm a la vez que advirtió que esto acarrearía una serie de beneficios.

“Como resultado, la energía renovable de México podría:

 generar altos niveles de inversión,
aumentar el acceso a la energía,
reducir los costos para los consumidores,
y, junto con otras medidas técnicas, mejorar la confiabilidad y resiliencia del sistema eléctrico de México”, puntualizó.

Y subrayó, como última consideración y más importante, que “los abundantes recursos de energía limpia de México podrían impulsar a la nación más de 100 veces”.

Estas declaraciones estarían fundamentadas en los hallazgos de la última publicación del DOE denominada “Informe de Energía Limpia de México”, que describe cómo México está en una posición ideal para convertirse en un líder en energía limpia.

Entre las principales conclusiones, se indica que en el escenario más ambicioso de incorporación de energías renovables se lograría el objetivo del 35 % al 2024, atrayendo unos US$17 mil millones de inversión directa bajo el escenario renovable acumulado más alto, a la vez que se cumpliría con los requisitos de demanda y reserva en todas las horas del año.

Con una mayor integración de energía renovable, principalmente eólica y solar, se brindarían los siguientes beneficios al sistema eléctrico mexicano:

Menores costos de producción
Disminución en la generación de electricidad a gas natural
Menores precios marginales regionales de generación de electricidad
Menor consumo de combustible (principalmente gas natural)
Menores incrementos en las emisiones entre 2021 y 2024
Pequeños impactos en la congestión de la transmisión, con las interconexiones más congestionadas que generalmente experimentan menos congestión con más energías renovables.

El horizonte de crecimiento de estas tecnologías renovables en México no es menor. El resumen ejecutivo del informe del DOE destaca que el potencial mexicano incluye 24.918 GW de energía solar fotovoltaica, 3.669 GW de energía eólica, 2,5 GW de geotermia convencional y 1,2 GW de capacidad adicional de las instalaciones hidroeléctricas existentes.

Aquella amplia y diversa base de recursos de energía renovable en México aseguraría que el sistema podría soportar un crecimiento significativo en la capacidad de generación limpia.

Inclusive, asegura que el curtailment de energía renovable variable resultaría bajo en todos los escenarios analizados, lo que significaría que las restricciones del sistema no requerirían que se redujera la producción renovable.

Risen Energy, el fabricante líder de módulos solares de China, anunció que la compañía está comenzando a producir en masa módulos solares HJT Hyper-ion. Lo hizo durante una conferencia de prensa celebrada en Shanghái el 24 de diciembre.

Song Yifeng, director de productos de Risen Energy, pronunció un discurso de apertura sobre los desafíos y el progreso de la industrialización de la tecnología de heterounión (HJT). Presentó el plan de la compañía para producir módulos solares HJT Hyper-ion en masa y enfatizó el enfoque en remodelar el ecosistema de productos HJT de Tipo N mientras reduce los costos y la huella de carbono como el núcleo del plan de desarrollo.

Risen Energy también reveló planes para aumentar la capacidad de producción de la celda y el módulo solar HJT Hyper-ion a 5 GW para la primera mitad de 2023, y luego triplicarla a 15 GW en los siguientes seis meses.

Desde 2019, Risen Energy ha invertido mucho en investigación y desarrollo de materiales, equipos, tecnología y procesos relacionados con la tecnología HJT. Esta inversión ha permitido a la empresa tomar la iniciativa en el desbloqueo de los beneficios de la tecnología HJT de Tipo N e innovar en el camino de la búsqueda de nuevas posibilidades que ayudarán al sector solar a lograr la transformación tecnológica.

Risen Energy también ha lanzado proyectos de desarrollo específicos para materiales de embalaje especiales, diseño de procesos especiales de bloqueo de agua y soluciones antiatenuación, que han allanado el camino para la producción en masa del módulo HJT Hyper-ion. Además, la tecnología patentada de Risen Energy, Hyper-link, permite la interconexión de celdas ultradelgadas con bajo consumo de plata, lo que reduce los costos y garantiza la potencia de salida y la confiabilidad del producto.

Gracias a estas innovaciones tecnológicas, la potencia de salida del módulo HJT Hyper-ion de Risen Energy alcanza los 710 Wp, con una eficiencia superior al 22,5%, lo que ha sido certificado por TUV SÜD. También cuenta con un coeficiente de temperatura extremadamente estable y una alta bifacialidad de hasta el 85% ±5%, capaz de mantener su potencia de salida por encima del 90% después de 30 años de uso. El módulo está respaldado por la tecnología de células ultrafinas de 100 μm líder en la industria y el proceso de baja temperatura de Risen Energy, lo que da como resultado un valor de huella de carbono (CFP) inferior a 400 kg eq CO2/kWc, muy por debajo del promedio del mercado.

En comparación con el marco de metal convencional, el marco de aleación del módulo HJT Hyper-ion cuenta con una resistencia excepcionalmente alta con la capacidad de resistencia al desgarro del material de acero aumentada en un 20 %. Teniendo en cuenta el medio ambiente, Risen Energy también ha reducido las emisiones de carbono relacionadas con la fabricación del cuadro.

Acerca de RISEN Energy

Risen Energy es un fabricante líder mundial de productos solares fotovoltaicos de alto rendimiento con calificación crediticia Tier1 y «AAA» y un proveedor de soluciones comerciales totales para la generación de energía. La empresa, fundada en 1986 y que cotiza en bolsa en 2010, impulsa la generación de valor para sus clientes globales.

La innovación tecnocomercial, respaldada por una calidad y un soporte consumados, rodean las soluciones comerciales de energía solar fotovoltaica total de Risen, que se encuentran entre las más poderosas y rentables de la industria. Con presencia en el mercado local y un sólido estado de bancabilidad financiera, estamos comprometidos y somos capaces de construir colaboraciones estratégicas y mutuamente beneficiosas con nuestros socios, ya que juntos capitalizamos el valor creciente de la energía verde.

Como una excelente noticia calificaron la seremi de Energía de Atacama, Cecilia Sánchez Valenzuela, y su par de Bienes Nacionales, Mónica Marín Aguirre, la obligatoriedad de cumplir con la Ley de Pago a 30 días, así como las multas por incumplimiento en las bases de licitación de terrenos fiscales para proyectos de energías renovables.

“Consideramos que esta modificación es una excelente noticia, ya que por años empresas contratistas y subcontratistas de Atacama y de otros puntos del país se han visto perjudicados por el retraso o el no pago de las empresas, lo que ha significado tremendos costos económicos y también emocionales para ellos y sus familias”, comentó la seremi Cecilia Sánchez, quien agregó que “ahora, estamos contribuyendo a corregir este problema de larga data. Quienes desarrollan proyectos en terrenos fiscales deben estar especialmente comprometidos a cumplir estas reglas, porque el uso de bienes que son de todas y todos debe orientarse por el bien común y a la justicia social”.

Por su parte, la seremi Mónica Marín, destacó que “nos encanta ser parte de la solución y no de un problema; porque cuando se trata de hacer justicia social con las y los trabajadores de Atacama, siempre seremos propositivos. Con esta modificación, afirmamos que es posible equilibrar el impulso de la economía con criterios de equidad y un adecuado relacionamiento entre los diversos actores involucrados en la generación de energías limpias, con más garantías y protección para quienes laboran y sus familias. Felicitamos la iniciativa”.

Ambas autoridades coincidieron en que la descarbonización no es solo una oportunidad para construir ciudades más limpias y mejorar la calidad de vida de las personas, también es una oportunidad para que la industria energética se fortalezca y continúe creciendo.

Cabe recordar que dicho cambio en las bases de licitaciones responde a un trabajo conjunto entre los ministerios de Energía y Bienes Nacionales, y a contar del 2022, los postulantes a los procesos licitatorios para proyectos de ERNC deberán acreditar anualmente que, tanto ellos como sus contratistas y subcontratistas, cumplen con el compromiso de dar “estricto e íntegro cumplimiento” a la normativa contenida en la Ley N°21.131 de pago a 30 días, y en caso de incumplimiento, las concesionarias arriesgan multas que llegan hasta las 40 UF.

Datos

A modo de balance, durante el 2022 Bienes Nacionales puso en licitación 91 inmuebles fiscales, agrupados en 28 procesos. De los 16 procesos publicados en diciembre, 36 inmuebles se licitaron para proyectos de ERNC, sumando un total de 14 mil 814 hectáreas, un 54% de la superficie total en licitación.

La cartera de suelos para proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) es un aporte concreto a la necesaria transición energética del país, como también para cumplir la meta de carbono-neutralidad al 2050, plasmada en la Ley Marco de Cambio Climático.

Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) participó del ciclo de entrevistas protagonistas de Energía Estratégica para analizar las oportunidades de inversión con proyectos energéticos en el mercado puertorriqueño.

En diálogo con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica y Future Energy Summit, el referente de SESA se refirió al ascenso que tendrá en poco tiempo tanto el segmento de utility scale como el de generación distribuida.

En lo que respecta a gran escala, destacó el avance de los procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables y almacenamiento que están en marcha y los retos para los que vendrán.

Producto de la primera convocatoria “RFP tranche 1” repasó que ya se adjudicaron 844.82MW de capacidad solar, 200 MW de BESS y 17 MW del proyecto de VPP, mientras se está a la espera de la aprobación final de 290 MW de proyectos BESS adicionales.

El “RFP Tranche 2” que cerró el 5 de diciembre pasados no se quedaría atrás: “Lo que escuchamos es que ha sido también muy robusta la licitación y que ahí por lo menos, está la posibilidad de contratar hasta 1600 MW”, confió el referente empresario.

A estos dos primeros esfuerzos lo seguirán otras convocatorias para hacer crecer el parque de generación renovable actual de unos 150 MW a 3750 MW de recursos de generación renovable más 1500 MW de almacenamiento de energía durante este lustro.

Pero aquello no sería todo. En generación distribuida Javier Rúa-Jovet hizo hincapié en la implementación de los incentivos locales y fondos federales que podrán apalancar en el corto plazo las instalaciones de sistemas de generación a partir de energía solar y almacenamiento en baterías.

En este escenario, valoró que es el momento oportuno para invertir en energías renovables y almacenamiento energético en el archipiélago puertorriqueño. Este posicionamiento de SESA no es menor. La asociación nuclea a más de 40 empresas del sector de la energía solar y el almacenamiento energético; entre las que se encuentran entidades de financiamiento, compañías instaladoras, manufactureras y generadoras.

“Siguen llegando los inversionistas, hay interés y obviamente porque Puerto Rico al ser un mercado también estadounidense crea otras fuentes de certeza, como una Corte Federal muy estable, la posibilidad de incentivos fiscales federales que se puedan utilizar en Puerto Rico, entre otros”.

Y subrayó: “Puerto Rico puede ser un laboratorio de cómo una jurisdicción puede brincar rápidamente hacia altos porcentajes de renovables”.

Brasil cerró el 2022 con más de 23 GW de capacidad eólica onshore instalada a lo largo de 850 parques en doce estados, siendo la tercera fuente de generación con mayor potencia operativa en el país, por detrás de las centrales hidroeléctricas y fotovoltaicas (contemplando generación distribuida). 

Y desde la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) confían en que el 2023 sea otro año positivo para el sector renovable, en donde poco a poco también se puedan realizar las primeras licitaciones de energía eólica offshore. 

“Tenemos muy buenas expectativas porque tenemos un crecimiento sostenible. Vemos un incremento promedio de 3 GW año para los próximos años y, por ende, esperamos buenos resultados para la eólica onshore”, aseguró Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de ABEEólica, en diálogo con Energía Estratégica.

“Mientras que para la offshore trabajamos en los ajustes regulatorios ya que precisamos otros marcos regulatorios para tener la primera licitación del uso y producción en mar. Trabajamos para tenerla este año, tal vez, en el segundo semestre del 2023, en la que los emprendedores reciban la autorización para empezar los estudios ambientales para hacer sus proyectos”, agregó. 

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

Y bajo esa ordenanza, que aún está en proceso de reglamentación, las renovables se beneficiarán de ello ya que la normativa no aplicará a proyectos híbridos de generación de energía eléctrica offshore que fuesen destinados a la exploración y producción de petróleo o gas natural.

De todos modos, Elbia Gannoum manifestó que la concreción de los estudios ambientales llevará alrededor de tres años, por lo que una vez que los mismos se finalicen, los inversionistas tendrían la capacidad para participar de una convocatoria para la venta de energía offshore, tal como sucede hoy en día con las Subastas de Energía Nueva (LEN por sus siglas en portugués). 

Incluso, Brasil ya cuenta con interés en la materia, debido a que el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) registra 70 proyectos en proceso de licenciamiento ambiental, por un total de 176851 MW de potencia. 

Es decir que desde la Conferencia de las Partes de Glasgow (COP 26) a la actualidad, se cuadruplicó la capacidad marina en desarrollo, y cerca 76 GW se incorporaron a lista tan sólo desde marzo de 2022 hasta la fecha.  

Relación con el nuevo gobierno y la economía del país

Uno de los principales desafíos que la presidenta ejecutiva de ABEEólica observó para el desarrollo de las renovables en el país se vincula con la situación macroeconómica del país y las perspectivas hacia los próximos años. 

“Con una mejor economía, hay más necesidad de energía y más contratación de renovables. Y si bien para este año no creo que haya un crecimiento económico muy grande, pero para el 2024 o 2025 sí tenemos altas expectativas. Pero de igual manera, nuestros números muestran que a pesar que no haya una gran suba económica, la industria ha crecido bastante”, afirmó.

Mientras que en lo referido a la relación con el gobierno saliente de Jair Bolsonaro y el reciente asumido de Lula da Silva, Gannoum reconoció que “antes era difícil hablar con el gobierno, pero ahora, los discursos ambientales del gobierno y de los ministros abrirán fuertes inversiones en la transición energética”. 

“Y para ello poseemos y tendremos un papel importante para empezar con la energía eólica offshore y el hidrógeno verde. Por lo que el escenario es optimista”, concluyó. 

Tras haber elaborado los Términos de Referencia de la Licitación de 450 MW, ¿qué expectativas tienen desde la CREE? 

Buscamos la manera en que estos 450 MW puedan ser a precios competitivos, a largo plazo y bajo un BOT (Build, Operate and Transfer) para que luego se pase la tecnología a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). 

¿En estos nuevos Términos se prevén ofertas solo combinando potencia firme y energía o se podrá ofertar sólo uno de esos productos energéticos?

Se están pidiendo 450 MW y se especifica que necesitamos potencia firme y energía. La oportunidad existe, pero dada la particularidad que tenemos en el país con mucha penetración de energía renovable variable, andamos buscando prioritariamente solucionar ese problema con ofertas de potencia firme y energía. 

¿Qué análisis realiza de la participación de las energías renovables variables? 

Si bien es cierto que Honduras es uno de los países que más energía solar fotovoltaica tiene, con un 17% de la matriz de generación, nosotros tenemos el sol más caro del mundo, porque los tenemos a 15 centavos el kilovatio hora, posiblemente hasta 18 centavos. Por lo que, desde el punto de vista económico nos ha salido una mala inversión.

Pero las mesas de renegociación de contratos habrían resuelto esa problemática… 

Las energías renovables por su naturaleza deberían ser baratas pero aquí son caras. La renegociación anduvo por precios cercanos a los 11 centavos. Si no fuera un negocio, no los hubieran renegociado. Pasaron de 15 centavos los solares a 11 centavos y eso directamente va a repercutir favorablemente en las tarifas. Todavía no hemos recibido los memorandos. Cuando lleguen a la CREE, vamos a aplicarlo y esto va a tender a que la tarifa baje más. Ahora la reducción fue del 5% en enero

¿Qué proyecciones hace para la eólica y solar en la convocatoria que se avecina?   

Existe la oportunidad de que proyectos de generación renovable puedan participar, siempre y cuando nos proporcionen potencia firme.

No podemos tener 450 MW del sol porque desde el punto de vista operativo podría generar problemas de huecos de tensión y hasta arrastrar al resto de Centroamérica al colapso de la red. 

Esa inestabilidad se puede resolver con potencia firme. Entonces, andamos buscando dentro de estos 450 MW tecnología que nos pueda proporcionar esa potencia firme. 

Como miembro de la coalición Powering Past Coal Alliance (PPCA) Honduras no podría seguir incorporando carbón en la matriz eléctrica para el 2050, ¿qué alternativas de generación evaluaron? 

Para poder redactar los términos de referencia hicimos varias simulaciones, sobre todo simulaciones financieras. Dentro del análisis que pudimos hacer, encontramos que uno de los escenarios viables es energía solar fotovoltaica con baterías que proporciona energía de potencia firme, también el gas y hasta la generación geotérmica. 

De las 204 fuentes termales identificadas en Honduras, ¿es posible concretar un próximo proyecto de generación geotérmico? 

 Por lo pronto, tenemos una planta en el país de 39 MW con un potencial de ampliarse a 45 MW en ciclo binario. El resto de los proyectos, que algunos ya están avanzados desde el punto de vista de prefactibilidad, en su mayoría están en sitios de baja entalpía, lo que los hacen más oportunos para otra finalidad por sobre una generación de electricidad. Tal vez un sólo proyecto que pueda concretarse para generación de electricidad tendría prefactibilidad avanzada.

En el marco de la mesa de diálogo público-privada, que analizó el estado actual del Mercado de Corto Plazo, la Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó un informe en que se incluyen quince propuestas, y sus plazos de implementación, en los ámbitos de la cadena de pagos en el Mercado de Corto Plazo; licitaciones de suministro eléctrico para clientes regulados; y en el segmento generación-almacenamiento y operación del sistema eléctrico.

El documento consideró las ideas presentadas por 12 de los 17 participantes de la mesa de diálogo público-privada, que analizó el estado actual del Mercado de Corto Plazo, a partir de la situación en que empresas suministradoras han declarado la imposibilidad de cumplir con sus obligaciones de pago de dicho mercado.

En este contexto, además, el Ministerio de Energía y la CNE trabajarán en conjunto para seguir analizando otras medidas en el contexto del Mercado de Corto Plazo, especialmente aquellas que requieran modificaciones legales.

Durante los próximos días, la CNE también publicará un documento con respuestas a todas las observaciones realizadas por los integrantes de la Mesa de Dialogo.

Principales Propuestas

Cadena de pagos en el Mercado de Corto Plazo

-Se presentará una propuesta al Ministerio de Energía para modificar el Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional.

-Solicitar al Coordinador Eléctrico Nacional un reporte trimestral de análisis razonado de las disconformidades relacionadas con los pagos en el Mercado de Corto Plazo.

-Implementar un nuevo Portal de Pagos.

Licitaciones de suministro para clientes regulados

Se propone una revisión de las bases del proceso de licitación para evaluar la conveniencia de los siguientes puntos:

-Incorporación de incentivos al almacenamiento en el mecanismo de adjudicación de los procesos de licitación.

-Incorporación de señales de localización en el mecanismo de adjudicación de los procesos de licitación.

-Modificación de garantías o multas ante incumplimiento de contratos.

Segmento de generación-almacenamiento y la operación del sistema eléctrico

-Incorporar una metodología para remunerar el aporte de los Sistemas de Almacenamiento puro a la suficiencia. Para esto, se presentará una propuesta al Ministerio de Energía en el contexto del nuevo reglamento de transferencia de potencia, en discusión en las Mesas correspondientes, para incorporar un mecanismo de remuneración para dichos sistemas en el régimen transitorio.

-Modificar el proceso iterativo de la programación de la operación de sistemas de almacenamiento. Para esto, se presentará una propuesta al Ministerio de Energía para modificar el Reglamento de Coordinación y Operación.

-Habilitar a las centrales renovables con sistemas de almacenamiento para que puedan efectuar retiros en el sistema. Para esto, se presentará una propuesta al Ministerio de Energía para modificar el Reglamento de Coordinación y Operación.

-Permitir que la programación de la operación sea más cercana a la operación en tiempo real. Esto se concretará mediante la dictación del capítulo de Programación de la Operación de la Norma Técnica de Coordinación y Operación, por parte de la Comisión.

Otras acciones

Adicionalmente, el informe señala que, en los temas relacionados con pagos laterales y costos sistémicos, el Coordinador Eléctrico Nacional ha comprometido la publicación de un reporte consolidado de los balances de transferencias económicas, incluyendo los montos asociados a estos cargos.

Respecto a modificaciones al proceso de planificación y tarificación de la transmisión, el informe indica que se requieren cambios a la Ley General de Servicios Eléctricos, por lo que esta y otras medidas ya están siendo analizadas en el contexto del Proyecto de Ley de Promoción de la Transición Energética.

El Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, destacó la colaboración público-privada para avanzar en este tema, señalando la importancia de recoger los aportes con sentido constructivo que realizó la industria para disponer de buenas políticas públicas en el sector energético: “Sin duda se presentaron propuestas que excedían el alcance del trabajo de la mesa, varias de ellas relativas a modificaciones de fondo al esquema regulatorio vigente, las que de todos modos seguirán siendo evaluadas técnicamente por esta Comisión para oportunamente hacer propuestas a la autoridad ministerial”.

“Con todo, creemos que la batería de 15 medidas de corto y mediano plazo que este organismo se compromete a impulsar son una primera señal de que, al margen de casos particulares y de factores exógenos al mercado chileno como el alza de costos de combustibles, los organismos del Estado están conscientes y ocupados en que el mercado eléctrico funcione adecuadamente en el marco de una regulación que resguarde adecuadamente el interés público”, añadió la autoridad.

El Consejo Nacional de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) publicó los resultados de su encuesta nacional* sobre la industria fotovoltaica en el segmento de generación distribuida.

El denominado “Monitor Solar CPEF 2022” midió el posicionamiento Top of Mind y Share of Mind de marcas en tres divisiones. En el caso de la primera medición, fueron mencionadas por los encuestados: 19 marcas de paneles, 14 marcas de inversores y 28 distribuidoras activos en el mercado mexicano. En el caso de la segunda, fueron: 53 de paneles solares, 37 de inversores y 42 distribuidoras.

Entre los principales hallazgos del Top of Mind, se destaca que 6 fabricantes de paneles se llevan el 90% de posicionamiento de marca en la industria de generación distribuida en México; el 58% de la industria prefiere trabajar con un inversor central que con microinversores; y son 3 los distribuidores que tienen un posicionamiento de marca fortalecido por encima de la suma de otros distribuidores nombrados.

Antes de compartir el detalle, como aclaración preliminar, desde el CPEF explican que el ranking demuestra las marcas que están “en el tope de la mente del público”, demostrando su presencia cotidiana en el mercado, y que no necesariamente implica ser líder en la industria.

¿Cuál considera que es la mejor marca de paneles solares en México? El 36% de los encuestados señaló a Canadian Solar como la mejor marca de paneles solares en México, teniendo una gran ventaja con el segundo y tercer lugar ocupados por Jinko Solar (15.1%) y Longi Solar (14.7%), respectivamente.

Luego ocuparon un gran lugar para la industria, las marcas de paneles: JA Solar (14%), Trina Solar (6.2%), SunPower (4.3%) y cerraron el porcentaje mínimo otras empresas con el 9.7%.

¿Cuál considera que es la mejor marca de inversores en México? Fronius se llevó el 24% de las respuestas a favor, compitiendo de cerca con SMA (15.8%), Enphase (11.8%) y Growatt (11.8%) en la categoría de generación distribuida.

Ahora bien, otras marcas líderes en distintos segmentos del mercado también estuvieron presentes: Otras (10.5%), HoyMiles (10.1%), Huawei (7.5%), AP System (4.8%) y Goodwe (3.9%).

“¿Cuál considera que es el mejor mayorista/distribuidor de productos para la industria solar en generación distribuida en México? Las distribuidoras señaladas como la mejor en México fueron 28 empresas en total, lo que muestra -según la CPEF- «un mercado altamente pulverizado en la distribución, poco valor agregado percibido y una fidelidad limitada».

No obstante, Exel Solar (25.2%), Grupo Soles (19.7%) y Bayware (18.9%) serían 3 las distribuidoras en México con un posicionamiento de marca fortalecido por encima de la suma de otros distribuidores.

Durante el “Monitor Solar CPEF 2022” para el mercado mexicano el posicionamiento Share of Mind señaló que entre las 15 primeras marcas de paneles solares se encuentran: Canadian Solar, Jinko Solar, Trina Solar, Longi Solar, Ja Solar, Risen, Seraphim, First Solar, Suntech, Solarever, ET Solar, Sharp, Qcell, ZnShine y Sunpower. Luego, el restante corresponde a Renesola, AstroEnergy2, LG, Talesun, Kyocera, Phono Solar, Solar, Recom, Rec Group, HT-SAAE, Jolywood, Connera, Jinergy, Axitec, Iusasol, entre otras.

El TOP 10 de inversores correspondería a Fronius, Growatt, Enphase, Huawei, SMA, HoyMiles, Solis, ApSystems, Goodwe, Solarever y SunGrow. Seguidas de CPS, Solar Edge, OutBack, Kaco, Fimer, Canadian Solar, KStar, Power Electronic, SAJ, Kostal, Solax Power, entre otras.

Los mayoristas/distribuidores que entrarían al TOP10 de su división serían: Exel Solar, Bayware, Solar Power Group, Corporativo Soles, Mayorista Solar, Nos Mueve el Sol, Solarama, Corey Solar, Refacsol y Bodega Solar. Seguidos por Sices, Amara, WTS, Solar Center, Tresel, Technosun, Enerpoint, Dimasol y otras.

*La muestra corresponde al análisis estadístico con un Nivel de Confianza del 95% y un margen de error del 5% obtenido de 276 personas de la industria fotovoltaica en en México en generación distribuida encuestadas del 01 de septiembre al 30 de noviembre de 2022.

El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile aprobó, durante los últimos dos meses del 2022, el estudio de impacto ambiental de nueve parques solares y uno eólico que suman un total de 835,89 MW de capacidad. 

Las solicitudes correspondían a las propias centrales de base, su ampliación u optimización de la operación, por un monto de inversión que supera los USD 648.000.000, repartidos entre las comunas de San Antonio, Melipilla, Arica, Colina, Rancagua, Pozo Almonte – María Elena, Coyhaique y Quilicura. 

De la lista aprobada en el último bimestre del año pasado, la petición de certificación ambiental más antigua pertenecía a la planta fotovoltaica Hugo Lorenzo (40,2 MW de potencia), de la firma Inmobiliaria Cañadilla SpA, ya que recibió aceptación de la SEA tras más de dos años y medio de (inició el trámite en mayo 2020).

Dicho parque prevé una inversión de USD 46.000.000 y se pretende instalar en el Cerro San Ignacio de Quilicura, que es considerado como Área de Preservación Ecológica por el Plan Regulador Metropolitano de Santiago, e impactaría en 114 hectáreas de la zona. 

Otro proyecto que debió esperar más de dos años para recibir la certificación ambiental fue el parque eólico Kosten Aike (36 MW), presentado por el Grupo AQM, que no sólo contempla la construcción de la propia central renovable, sino también el levantamiento de una línea de transmisión de 23 kV de 289 m, que conectará la subestación con la línea de media tensión existente denominada “Mañihuales – El Alférez”, propiedad de EdelAysen. 

Mientras que el del 2021, el Servicio de Evaluación Ambiental admitió el estudio de impacto ambiental de la optimización del P.S. Faro de Santa Elena (10,69 MW) y la optimización de la planta fotovoltaica Sol del Loa (640 MWac), que se ubicarán en las comunas de Rancagua y Pozo Almonte – María Elena y representarán inversiones de USD 8.000.000 y USD 480.000.000, respectivamente.  

Por otra parte, el organismo también aprobó la ampliación del parque solar Los Tauretes, de 2,99 MW a 3,36 MW de capacidad operativa, perteneciente a CVE Chile que invertirá USD 3.000.000; como también del P.S. San Marcos, de la firma Solarpack. 

En este último caso, la empresa prevé la expansión de 2,99 MWp a 9,64 MWp. Hecho que significará mayor cantidad de hectáreas ocupadas (5,93 a 14,66 ha), como también un monto de inversión cercano a USD 10.000.000. 

A ello se debe agregar que durante el 2022 también se presentó el estudio de impacto ambiental de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) fotovoltaicos Rivazzurra Solar (9 MW) y El Trigal (9 MW), ambos conectados en líneas de media tensión. 

El primero de los proyectos mencionados también contará con un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías de iones de litio del tipo BESS (Battery Energy System Storage), lo que permitirá inyectar parte de la energía producida durante el día en horarios de mayor demanda eléctrica, que normalmente corresponden a periodos nocturnos. Y por ello, la suma a invertir asciende a USD 25.000.000. 

En tanto que el SEA detalla que la segunda central mencionada demandará USD 10.000.000 y estará constituida aproximadamente por 21.392 paneles de silicio monocristalino, instalados con tecnología de seguidores de un eje y considera la construcción de una línea de tendido eléctrico de 13,2 kV de tensión. 

Por último, el emprendimiento de la corriente lista que menos tiempo debió esperar para lograr la aceptación refiere a la modificación del parque fotovoltaico Leyda (96 MW), de la compañía Solek, dado que inició el trámite en mayo del 2022 y los primeros días de diciembre recibió la autorización del organismo. 

Dicho proyecto considera una serie de modificaciones a la obra original, las cuales ocurren dentro del área de intervención ya declarada y evaluada ambientalmente, tales como incorporación de una S/E de 110/23 KV, modificación del trazado de línea de evacuación eléctrica, redistribución del área de paneles solares al interior del área de intervención declarada, la incorporación de una sala de control como obra permanente, el aumento de la mano de obra requerida para las fases de construcción y cierre, y la modificación de las instalaciones temporales.

Con base en las disposiciones del capítulo VII de la Resolución CREG 075 de 2021, la CREG publica los formatos que deberán ser utilizados por los operadores de red (OR) y los usuarios interesados en conectarse o modificar su conexión a los Sistemas de Distribución Local del Sistema Interconectado Nacional.

Los OR podrán realizar adaptaciones de forma a estos formatos, pero no de contenido. Estos formatos podrán ser implementados a través de los diferentes medios que ofrezca el OR para la realización del trámite.

Tanto los formatos como el documento “Guía sobre formatos de solicitudes conexión de proyectos clase 2” –VER-que se publicaron junto a esta circular deberán encontrarse disponibles para consulta general y permanente en el sistema de información digital que debe tener dispuesto el OR, de que trata el artículo 41 de la Resolución CREG 075 de 2021.

Los OR tendrán un plazo de seis meses a partir de la publicación de la presente circular para realizar las acciones necesarias para la implementación de estos formatos –VER FORMATOS DE SOLICITUD DE CONEXIÓN-.

Cabe recordar que la entidad recibió 115 comentarios sobre la Circular CREG 076 de 2022, a las que se le dio respuestas –VER-.

Guía sobre formatos de solicitudes de conexión de proyectos clase 2:

Se trata de la conexión de nuevos proyectos o modificación de conexiones existentes en sistemas de distribución de energía eléctrica inferiores a 57,5 kV.

La regulación para la conexión de nuevos proyectos de usuarios finales o la modificación de instalaciones eléctricas existentes, en sistemas que operan a voltajes inferiores a los 57,5 kV, se establece en la Resolución CREG 075 de 2021. Estos proyectos se denominan en la regulación como “Proyectos Clase 2” y el término “asignación de capacidad de transporte” se refiere a la aprobación de la conexión de una cantidad específica de carga en determinado punto.

En cumplimiento de lo establecido en el capítulo VII de la Resolución CREG 075 de 2021 la CREG define los requisitos y formatos que deben utilizar a nivel nacional los Operadores de Red, OR, para el análisis y aprobación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte en los Sistemas de Distribución Local.

Para el proceso de conexión o de modificación de proyectos clase 2 tanto los OR como los usuarios finales deben cumplir las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 075 de 2021. Con respecto a exigencias técnicas debe observarse lo establecido en la Resolución CREG 070 de 1998, o la que la modifique o sustituya, las normas técnicas establecidas mediante el Reglamento de Instalaciones Eléctricas, RETIE, y las reglas y especificaciones técnicas exigidas por el respectivo OR.

Adicional a las reglas y normas antes mencionadas, debe tenerse en cuenta la regulación establecida en las resoluciones CREG 225 de 1995, 108 de 1997, 038 de 2014, 015 de 2018, entre otras.

Los formatos e información definida para el proceso de conexión son resultado del análisis hecho por la Comisión considerando la información solicitada mediante las circulares CREG 059 de 2020 y 046 de 2021, la propuesta elaborada por el Consejo Nacional de Operación, el informe publicado mediante la Circular CREG 073 de 2021, el taller virtual realizado el día 5 de noviembre de 2021 y los comentarios a la Circular CREG 076 de 2022.

Chile atraviesa un momento complejo en el ámbito renovable luego de que algunas empresas suministradoras hayan declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones derivadas del Mercado de Corto Plazo. Hecho que llevó a que la Comisión Nacional de Energía (CNE) presentara propuestas preliminares para hacer frente a la insolvencia de las compañías. 

Desde el sector energético creen que durante 2023 todavía se pueden presentar nuevos casos de insolvencia por empresas que se encuentren en una posición deficitaria en términos de suministro de contrato y producción propia, pero consideraron que la apertura de la Mesa de Diálogo Público-Privada de Mercado de Corto Plazo y la reconfiguración del mercado podría fortalecer varios sectores en el camino hacia la descarbonización. 

“Más allá de la coyuntura, esto robustecerá el proceso de transición energética. Porque en Chile ese avance hacia una matriz descarbonizada se produjo con mucha voluntad”, sostuvo Andrés Guzmán, socio de la consultora Austral, en conversación con Energía Estratégica. 

“Sin embargo se dejaron de lado elementos que le daban robustez al proceso de transformación, como por ejemplo el desarrollo de la transmisión, ya que se desatendió su desarrollo a la velocidad que requería la transición energética”, aclaró. 

Es decir que, bajo la opinión de especialista, la situación actual permitiría poner la mirada en aspectos que fueron alertados por participantes del Mercado Mayorista Eléctrico y la inserción de nuevas tecnologías que ayuden a fortalecer la red, tales como el almacenamiento de energía y elementos que permiten el control de frecuencia y de voltaje. 

Asimismo, Andrés Guzmán planteó que ello traerá mayor profundidad y detalle en los estudios y análisis que desarrollen las empresas que deseen llevar a cabo proyectos de generación renovable en el país; como también que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) podría aplicar herramientas para mejorar el proceso de programación de la operación del sistema. 

“Dentro de la planificación de la transmisión, la Comisión Nacional de Energía utiliza un indicador que refleja la existencia de un mercado eléctrico común. Y por lo tanto, incorpora un indicador para ver que los costos marginales no varíen mucho entre los nodos del sistema”, explicó. 

“Por lo que el CEN podría levantar un indicador de mercado eléctrico común y verificar si la operación del día siguiente significará algún riesgo de desacoples marginales y, por ende, de alguna eventual insolvencia (o inicio) de algún agente. Y así se recogen las señales de largo plazo en el mercado de corto plazo”, sugirió. 

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) recibió doce solicitudes de proyectos renovables que buscan obtener prioridad de despacho en la última ronda del 2022 del Mercado a Término (MATER). 

Los doce emprendimientos suman 732,73 MW de capacidad, pero la potencia máxima solicitada ante CAMMESA para suministrar de energía eléctrica a grandes usuarios consumidores del sólo fue de 243,98 MW.

Y del total de centrales de generación renovable, diez son fotovoltaicas y las restantes dos son eólicas. Las plantas solares se reparten entre los corredores Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (8) y el Noreste Argentino (2) y acumulan 191,98 MW de potencia máxima solicitada. 

Mientras que los proyectos con aerogeneradores son el P.E. San Luis Norte y el P.E. Levalle, de Petroquímica Comodoro Rivadavia e YPF Luz, respectivamente, los cuales se ubican solicitaron 52 MW de potencia máxima a adjudicar en esta oportunidad (35 MW y 17 MW) en la región del Centro – Cuyo – NOA. 

Esto significa que casi todos los parques que pidieron prioridad de despacho en este último corredor seguramente irán a mecanismo de desempate, ya que, sólo existen 35 MW disponibles, de acuerdo al último Anexo III compartido por CAMMESA. 

En tanto que para el NEA, la cantidad de megavatios adjudicables es más amplia (225 MW) y la potencia máxima requerida por parte de empresas es de 55 MW, ambos en la provincia de Chaco. 

MSU Energy solicitó 25 MW para el P.S. Pampa del Infierno (130 MW total) y, de lograr la asignación, repetirá lo hecho en el tercer llamado del MATER del 2022; mientras que AgroIndustrias Baires hizo lo propio para 30 MW de la central Villa Ángela (100 MW total). 

¿Cómo continúa el cronograma? El 17 de enero 2023, CAMMESA informará los proyectos que deban realizar un desempate por capacidad de transporte insuficiente, y poco más de una semana más tarde, el 25 de dicho mes, se realizará el acto de presentación de información requerida para desempate. 

Por lo que finalmente la adjudicación de esa convocatoria recién se conocerá el 27 enero, y a partir de allí, los titulares de las centrales renovables ganadores efectuar un pago en concepto de asignación de la prioridad de despacho para dejar firme la decisión de CAMMESA, para lo cual tendrán tiempo hasta el jueves 17 de febrero del 2023.

¿Por qué no se presentaron proyectos en el sur del país?  Una de las principales dificultades es la falta de capacidad de transporte y de nuevas redes de transmisión. Y el corredor Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires no fue la excepción ya que no posee nada de potencia que se pueda adjudicar. 

Hecho que afectó la cantidad de parques renovables que no se presentaron o de aquellos a adjudicado a lo largo del año pasado en todas las regiones, ya que durante 2022, CAMMESA dio prioridad de despacho a 910,4 MW de más de 5,5 GW que se presentaron. 

Prysmian S.p.A. es una empresa italiana con sede en Milán, especializada en la producción de cable eléctrico para uso en los sectores de energía y telecomunicaciones y para fibras ópticas. Está presente en Norteamérica con 23 plantas, 48 ​​en Europa y 13 en Latinoamérica.

Pedro Osses, Gerente Comercial de la firma para Colombia y Ecuador, destacó: “Se vienen retos muy fuertes para el próximo año (hablando del 2023) pero sabemos que va a ser mucho mejor que el 2022. A pesar de las circunstancias globales que podamos estar viendo, tenemos un compromiso fijo para el tema de renovables y poner en marcha nuestros proyectos”.

Durante el evento físico Andean Renewable Summit, desarrollado por Latam Future Energy (ahora Future Energy Summit –FES-) el pasado 25 y 26 de octubre en Bogotá, Colombia, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables, el directivo de Prysmian aseguró que el año pasado la compañía experimentó un cierre de ventas “de doble digito” a comparación del 2021.

“El 2022 ha sido un año muy bueno para los nosotros. Hemos capitalizado parte de todo el potencial que se está viviendo en la industria de las renovables, tanto eólico, como solar y en biomasa”, enfatizó.

Y resumió: “Latinoamérica está atravesando un boom en renovables y no podemos desconocer los desarrollos de Oil&Gas que se están dando en países como México y Ecuador, y la minería en Chile”.

“Somos la compañía fabricante de cables más grande del mundo. Eso nos da un Know How muy grande para poder dar soluciones en todos los aspectos de lo que un proyecto requiere”, subrayó el ejecutivo.

Cables eólico marino

Por otra parte, la eólica offshore está ganando terreno en distintos países de Latinoamérica. Brasil lleva la delantera con una legislación más desarrollada que la región y 70 proyectos que suman 176,8 GW de potencia identificados en aguas brasileras. Pero también quiere avanzar en esta materia Colombia.

“Si hablamos de proyectos eólicos offshore, en estos momentos tenemos cuatro buques con capacidad de tender cables submarinos, no sólo tendidos de potencia sino de fibra óptica para telecomunicaciones”, resaltó Osses.

Fotovoltaica

Del mismo modo, para parques fotovoltaicos, el directivo de Prysmian agregó: “Podemos hacer proyectos sobre el agua porque hemos desarrollado productos de un alto potencial rendimiento en condiciones extremas”.

Aseguró que Colombia es uno de los mercados estrella de la compañía: “Nuestra expectativa para la fotovoltaicas muy grande: En la UPME tenemos una cantidad de proyectos registrados que esperamos se puede ejecutar y que las velocidades de ejecución se incrementen”.

Si bien advirtió que en el país existen desafíos, como “ser más dinámicos en la ley 1715”, al igual que avanzar en negociaciones con las comunidades para el montaje de proyectos, resaltó que esperan un 2023 de crecimiento.

Del mismo modo, puntualizó sobre Ecuador, donde, según Osses, la empresa cuenta con cuatro proyectos de 50 MW. Además, destacó los desarrollos en  generación distribuida.

“Lo que Colombia vivió hace cuatro o cinco años, lo está viviendo Ecuador en este momento. Entonces creo que Ecuador va a tener alto potencial, sobre todo por el nivel de radiación, que es espectacular”, enfatizó.

Y cerró: “Estamos muy enfocados a energizar la región, en ser un facilitador para la transición energética en la región y así trabajamos todos los días con nuestras capacidades”.

La provincia de Buenos Aires está muy cerca de lanzar la reglamentación de su adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424) tras poco más de diez meses desde su aprobación en el Poder Legislativo bonaerense.

“La reglamentación ya está firmada y se notificó al fiscal. Sólo estamos a la espera de que el Boletín Oficial la publique”, aseguró Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

Y una vez publicada, PBA finalmente será la jurisdicción N° 14 de Argentina donde los usuarios pueden generar su propia energía eléctrica e inyectarla a la red bajo la Ley N° 27424, marco normativo donde ya se encuentran 1051 U/G por un total de 17745 kW, de acuerdo al último reporte de avance compartido por la Secretaría de Energía de la Nación. 

“Es parte del futuro y debemos ir hacia allí, porque da un beneficio en términos ambientales y mejora el sistema, porque una de las cuestiones más críticas que tiene la infraestructura en la provincia es el sistema de transporte. Y con esto, una vez desarrollado, se suplirá en cierta medida”. 

Entre los principales ejes de lo que se determinó como Ley Provincial 15.325 se encuentra la creación del Registro de Usuarios-Generadores de Energía Renovable de la provincia de Buenos Aires (RUGER), en el ámbito del OCEBA, donde constarán los usuarios – generadores dados de alta por las distribuidoras, aunque la normativa no abarcará a los grandes usuarios o autogeneradores del mercado eléctrico mayorista.

Mientras que los U/G de EDENOR y EDESUR (entidades que ya adhirieron a la ley nacional) que deseen acceder a los beneficios provinciales, deberán darse de alta en el RUGER por tales distribuidoras de energía eléctrica. Es decir, que cerca de 270 usuarios – generadores (3.827 kW) podrán contar con 

A ello se debe agregar que la adhesión de PBA contempla exenciones impositivas por doce años a contar desde la reglamentación (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.

“Esta adhesión es el puntapié inicial. Dependerá de los costos de la tecnología, pero a medida que baje su precio, la ecuación pasará a ser beneficiosa. Y con la segmentación de tarifas, donde un sector de la población empezará a pagar tarifa plena, cada vez será más interesante instalar paneles solares”, sostuvo Ghioni. 

“De todos modos, un punto clave serán las líneas de financiamiento existentes, para que el retorno de la inversión del equipamiento sea lo antes posible”, aclaró. 

En un hito histórico para Chile, por primera vez, solo la energía eólica y solar generaron más electricidad que el carbón entre agosto de 2021 y septiembre de 2022, según datos recopilados por el Coordinador Eléctrico Nacional y la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Pero esto no es azaroso, si no, es el resultado de una planificación seria y pensada a mediano y largo plazo, ya que en 2014 Chile fijó como objetivo que el 20% de su generación eléctrica proceda de energías renovables, poniendo como meta el año 2025, sin embargo, su estrategia ha sido tan exitosa que lo logró mucho antes de lo previsto.

Actualmente, según cifras de las Generadoras de Chile, el país tiene un 57,8% de capacidad instalada correspondiente a fuentes renovables, mientras que el 42,2% corresponde a fuentes térmicas.

Esto obedece a que, entre otras cosas, existe un programa de descarbonización que busca eliminar progresivamente las centrales termoeléctricas para 2040 y, a ello se suma que, una vez más, Chile se ubica en los primeros lugares del ranking Climatescope elaborado por Bloomberg, y es reconocido como el mejor país para invertir en energías renovables entre los mercados emergentes del mundo, y el noveno a nivel global, consolidando su liderazgo en materia de energía limpia.

Y aunque Chile bajó tres posiciones en el ranking de EY de países más atractivos para la inversión, quedando en el lugar 17, mantiene su fortaleza de la disponibilidad de sus recursos naturales, su exitoso historial y una sólida cartera de proyectos que destacan en la innovación de tecnologías renovables.

Es así como los diversos indicadores confirman que Chile se ha transformado en un imán para las inversiones de energías renovables, entre ellas, el hidrógeno verde, donde avanza a pie firme, ya que posee todo el potencial para ser líderes a nivel global, y para ello, se están implementando planes estratégicos con visión de futuro.

El país está sentando las bases para lograr sus ambiciosos objetivos climáticos y el Estado ha dispuesto de una variedad de mecanismos para atraer la inversión que está encabezando el sector privado, y es ahí, donde el hidrógeno verde juega un rol clave, para generar un combustible limpio por medio de la electrólisis del agua, con energías renovables, y bajas emisiones.

En Air Liquide, estamos orgullosos de participar activamente alineados a la Estrategia Nacional del Hidrógeno de Chile, y sabemos que nuestro proyecto AMER (Antofagasta Energía Minería Renovable), será fundamental para el despegue del país en la industria.

Esto porque nuestro grupo construirá su mayor electrolizador en América de una capacidad de 80 MW, produciendo 30 toneladas por día de hidrógeno verde. También formamos parte del Plan del Aeropuerto de Santiago, Arturo Merino Benítez, lo que le permitirá convertirse en el primero de América Latina en operar con hidrógeno renovable.

Señales claras del mundo público y privado que está generando altas expectativas, lo que implica una serie de desafíos ya que el país podría producir hidrógeno verde a bajo costo, incrementando su competitividad a nivel mundial.

Cabe señalar que en el marco de la COP 27, el Gobierno firmó acuerdos con el BID y el Banco Mundial para impulsar proyectos de hidrógeno verde, lo que permitirá a Chile acceder a préstamos por US$700 millones, que contribuirán al desarrollo de la industria y todo ello con incentivos donde se funde la inversión público-privada.

Estoy convencido que el hidrógeno verde es una de las claves para una transición energética exitosa en Chile y el mundo, y nuestra misión es seguir desarrollando soluciones que impulsen el desarrollo a través de una economía productiva que sea sostenible y responsable con el medioambiente.

El Presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), Jaime Toledo, y su Directora Ejecutiva, Ana Lía Rojas, se reunieron con la Ministra del Medio Ambiente, Maisa Rojas, para presentar la agenda de trabajo del 2023 del gremio renovable.

En la ocasión, se revisaron los desafíos de la industria ERNC y del almacenamiento, haciendo hincapié en que 2022 fue un año con cifras récord de generación renovable, del 32%[1]  de participación, con una reducción de emisiones del sector eléctrico nacional del -21,2%[2], y un importante aporte de la generación hidroeléctrica.

“Para mantener estas buenas cifras, es necesario continuar con una agenda de reformas sectoriales que sean coherentes con la descarbonización. En particular, ACERA A.G. realizó una cuenta de los avances y resultados de las  distintas mesas de trabajo que se instalaron en el 2022, como la Mesa de Seguridad Energética, la Mesa de Potencia de Suficiencia y la Mesa de Mercado de Costo Plazo, enfatizando en la necesidad de mantener el diálogo entre el sector renovable no convencional con el Ejecutivo a través de estas iniciativas u otros espacios de diálogo”, detalló Jaime Toledo, Presidente de ACERA, sobre esta primera audiencia que sostiene con la autoridad ambiental.

Por su parte, la Directora Ejecutiva de la Asociación, Ana Lía Rojas, recalcó la importancia del sector energía y del eléctrico para el cumplimiento de la Ley Marco de Cambio Climático y los compromisos vinculantes que hoy existen gracias a la promulgación de esta reciente Ley en junio de 2022.

ACERA planteó además, la importancia de revisar el DS13 a fin de flexibilizar la operación de ciclos combinados y turbinas a ciclo abierto a gas natural, para desplazar emisiones de generación a carbón. Esto debido a que las unidades generadoras a gas natural presentan un menor impacto que las unidades a carbón en términos de emisiones CO2, NOx, SO2 y MP.

Sin embargo, se observa que estas unidades se encuentran actualmente limitadas en su flexibilidad operacional debido al criterio de emisiones de máximo de 50 ppm de NOx. Al retirarse centrales carboneras, y por un período de transición será conveniente poder contar con centrales a gas natural que puedan operar en modo base (CCGT) y flexible (OCGT), aprovechando de forma óptima el parque ya instalado.

Al finalizar, ACERA expuso los avances del Estudio de Gestión Territorial que comprometió a realizar, como un aporte a la discusión y al valor que tienen el territorio y las comunidades para el desarrollo, construcción y operación armonioso de plantas renovables y de almacenamiento.

En este sentido, se comunicó al Ministerio que el Estudio se encuentra en etapa de Manifestaciones de Interés, reafirmando nuestra convicción de que sus resultados, que deberán presentarse este año 2023, podrán mejorar la gestión de los múltiples instrumentos de Ordenamiento Territorial con foco en la infraestructura requerida por la transición energética.

Gamesa Electric es líder mundial en el diseño y fabricación de equipos eléctricos, con una amplia experiencia en aplicaciones fotovoltaicas, hidroeléctricas, de propulsión marina, eólica y de almacenamiento de energía, entre otras.

En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica España, Enrique de la Cruz, Gerente de Ventas de Energía Solar y Almacenamiento de Gamesa Electric, analiza el mercado iberoamericano y revela los próximos planes de la compañía.

¿Qué balance de año hacen desde Gamesa Electric para este 2022 respecto a ventas, tanto en Latinoamérica como en Europa, y España en particular?

Este año ha sido extraordinariamente importante para nosotros, consolidando nuestra trayectoria ascendente en la venta de productos para fotovoltaica, donde hemos obtenido el mejor resultado hasta ahora, y donde hemos conseguido cerrar acuerdos comerciales muy importantes como el de suministro preferente a Siemens AG.

España ha sido un mercado de especial relevancia donde hemos alcanzado los 1,1 GW de potencia instalada, y aumentado significativamente nuestra base de clientes.

Además, hemos entrado con fuerza en Colombia en el mayor proyecto en el país de 115 MW, reforzado nuestra presencia en Chile con 250 MW de potencia instalada hasta la fecha y entrado en nuevos mercados con un primer proyecto de 30 MW en Bosnia & Herzegovina.

¿Qué productos han sido los más vendidos en cada región?

En general se busca maximizar la potencia suministrada en cada estación de conversión, ya que esto supone ahorrar en la construcción y gestión de las instalaciones.

Las Proteus Stations de 9 MW (las de mayor densidad de potencia en el mercado) son las más demandadas en general, con la excepción de Norte América, donde se solicitan estaciones de 4,5 MW.

Esta diferencia se debe esencialmente a que las normativas que se aplican en esta región favorecen configuraciones con esta capacidad.

¿Qué esperar para el 2023 en Latinoamérica?

Latinoamérica lleva varios años apostando por la energía solar, y continuaremos suministrando equipos para proyectos a gran escala, especialmente en mercados consolidados como Chile, Colombia o Perú.

¿Y en España?

En España, se espera que 2023 sea un año decisivo en la estrategia de despliegue de renovables el país, con cientos de proyectos completamente definidos y que empezarán a desarrollarse en los próximos meses.

¿Esperan lanzar novedades para el 2023?

Vamos a lanzar un inversor enfocado completamente a sistemas de baterías de 1500V, que es el standard que se está adoptando.

También anunciaremos muchas novedades en las prestaciones que estamos incorporando a nuestra plataforma Gamesa Electric Proteus, especialmente las relacionadas con servicios avanzados de red, tal y como están exigiendo los operadores en los principales mercados como Australia, Reino Unido y EE.UU.

Vemos que a nivel europeo se está discutiendo la necesidad de proteger más a los fabricantes de componentes y equipos de energías renovables. ¿Cuál es la opinión de la compañía al respecto?

Realmente no se trata de proteger a unos fabricantes frente a otros, más bien se trata de asegurar que todos competimos en las mismas condiciones.

La industria europea ha estado trabajando desde una perspectiva liberal, donde la competitividad se consigue principalmente desde la optimización de procesos para reducir costes y mejorar prestaciones.

Este esquema se distorsiona cuando conviven otras empresas que vienen amparadas por políticas de incentivos externos que les permiten reducir el precio o tener más facilidades para vender.

Es un debate necesario, no solo en la producción de tecnología para energía, también para preservar el equilibrio y asegurar nuestra capacidad industrial.

Vestas, la compañía global líder en diseño, fabricación, venta, instalación y mantenimiento de aerogeneradores, que cuenta con 13 GW de capacidad instalada de energía eólica en Latinoamérica y tiene 1.6 GW de capacidad instalada en Argentina, cierra el año con un balance positivo en su división de servicio y mantenimiento.

Vestas presta soluciones de servicios de mantenimiento y reparación de aerogeneradores propios y de otros fabricantes, para impulsar la optimización y rendimiento de las turbinas eólicas en pos de mantener los parques eólicos en las mejores condiciones de funcionamiento para que cumplan con sus objetivos de capacidad instalada de energía.

Para atender las principales necesidades de los parques eólicos, la compañía danesa instaló su centro de capacitación y warehouse en el parque industrial de Bahía Blanca, el cual está en activo desde el 2019.

La estructura cuenta con 4750 mts2 de predio, 1275 mts2 destinados al depósito y más de 1605 mts2 en los que se encuentran las oficinas.

Desde ese entonces, se han entrenado a más de 300 técnicos de toda Sudamérica y albergado 3000 SKU (entre herramientas y spare parts), con el objetivo de brindar servicios de mantenimiento a los proyectos eólicos erigidos en la ciudad y la zona, así como en la región patagónica y países como Uruguay, Chile, Bolivia, Paraguay y Perú.

“Dada la cantidad de proyectos que se empezaron a planificar en la zona de Bahía Blanca y alrededores, con la consideración de un puerto de aguas profundas, que a nivel de proyecto de construcción podría llegar a concentrar grandes tipos de descarga, inicialmente se plantearon como puntos estratégicos tanto Bahía Blanca como Buenos Aires, pero se terminó optando por la primera opción teniendo en cuenta que es una gran puerta de acceso a la Ruta 3 del Sur”, explica Luciano Moyano, Team Leader del warehouse Argentina y Uruguay de Vestas.

Servicios a medida

Las áreas que operan en el warehouse y training center están enfocadas en logística, service, seguridad, ingeniería y master data.

Además del safety stock, el almacenamiento incluye piezas sobredimensionadas que van desde los main components hasta materiales de pegamento para palas, motores, convertidores, materiales inflamables o eléctricos, uniformes, equipos de seguridad, entre otros.

Los servicios que se prestan para mantenimiento y servicio de las turbinas son integrales y es clave conocer los 5 principales o main components de un aerogenerador, a saber:

Palas
Gearbox o caja multiplicadora
Generador
Transformador
Main shaft

Al ser la seguridad parte fundamental de cada operación, los servicios se hacen de manera organizada y están dentro del plan de mantenimiento y reparación de los equipos de los parques eólicos.

Se destinan recursos técnicos, materiales, equipos (desde grúas en adelante), todo ello enmarcado en una calendarización para optimizar tiempos y mantener la productividad de las turbinas al máximo.

En lo que respecta a capacitaciones, algunas de ellas con certificaciones internacionales como la GWO[1], los trabajos de pala son uno de los más específicos y desafiantes tanto por la altura en la que se llevan a cabo como por los materiales especiales que deben emplearse en procesos de mantenimiento y reparación.

Por ello, es fundamental reducir la posibilidad de error al mínimo. Sin embargo, cada pieza de una turbina es fundamental, por lo que se cuenta con técnicos especializados que pueden atender de manera general o aquellos que se han especializado en componentes.

Paraque eólico Mataco-San Jorge

El parque eólico Mataco-San Jorge de la empresa PCR está ubicado en la localidad de Tornquist, provincia de Buenos Aires, y se despliega a lo largo de 7.000 hectáreas que cuentan con un excelente recurso eólico y factores de carga que superan el 56%.

Posee una capacidad instalada de 203,4 MW, generados a través de 51 aerogeneradores VESTAS V136, con 136 metros de diámetro de rotor.

Por su lado, San Jorge cuenta con 24 aerogeneradores con una potencia de 4,2 MW, mientras que El Mataco está conformado por 27 aerogeneradores, con una potencia de 3,8 MW.

El parque obtuvo la habilitación comercial el 9 de julio de 2020, fecha a partir de la cual se iniciaron las ventas de energía bajo el Contrato de Abastecimiento de Energía Eléctrica de fuente renovable firmado con CAMMESA.

En ese contexto, se firmaron contratos de operación y mantenimiento con Vestas, por un plazo de 20 años. Se trata de un desarrollo que contribuye en la generación de energía limpia y renovable para más de 200.000 hogares.

Alessio Pedicone, Senior Sales Argentina & Uruguay de Vestas, destaca: “En Vestas, estamos convencidos de que la energía eólica puede transformar los sistemas energéticos de todo el mundo. Para ello, resulta fundamental aunar esfuerzos, y la alianza estratégica que tenemos con PCR es clave para dinamizar el cambio de la matriz energética argentina hacia fuentes renovables y potenciar la región de Bahía Blanca como un clúster de energía eólica”.

Por su parte, Estanislao Cavallo, Chief of Staff y responsable de control de gestión de los proyectos renovables de PCR, agrega: “PCR tiene como objetivo ser un facilitador de soluciones sustentables para las empresas a través de su provisión de energía renovable en Bahía Blanca y todo el país”.

Y destaca: “Para eso, nuestros parques de energía eólica tienen que contar con la mayor confiabilidad en el suministro. En ese sentido, nuestro partnership con Vestas es determinante dado que nos aporta la tecnología y un servicio de excelencia para cumplir con ese propósito”.

La región que representa Bahía Blanca es una zona estratégica debido a que cuenta con un excelente recurso eólico con altos niveles de factores de capacidad, y dispone de un gran potencial de desarrollo.

El Centro Nacional de Control de Energía (CENCE) registró un 100% de participación de energías renovables en la generación de electricidad en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Costa Rica.

La hidroeléctrica fue la tecnología que más energía aportó al sistema con más del 50% en los tres primeros días del año. El complejo ArDeSa fue el proyecto que más energía hidroeléctrica brindó al SEN, seguido de las plantas de embalse estacional Cachí, Angostura, Pirrís y Reventazón.

Por su parte, la eólica tuvo una contribución del 13.0% el día 1 (con una potencia máxima de 195.29 MW a las 14:45 horas), 15.8% el día 2 (con una potencia máxima de 259.96 MW a las 19:30 horas), 18.3% el día 3 (con una potencia máxima de 273.00 MW a las 21:15 horas).

Luego se destacó el suministro eléctrico proveniente de la geotérmica, con el 11.6% de la producción total del sistema el día 1, 11.7% el día 2 y 11.2% el día 3. Y finalmente cerraron el porcentaje restante otras fuentes de generación como hidro al filo de agua de ICE.

¿Es frecuente que Costa Rica inicie el año con 100% de energías renovables? Por octavo año consecutivo ocurre esto en los primeros 3 días del año, al menos.

A modo de ejemplo, previamente se requirió 225.43 MW de capacidad térmica operativa para cubrir el 18% de la generación necesaria en el inicio del 2014 y el 24% en el inicio del 2013.

Durante 2022 el 100% tampoco se mantuvo los 365 días del año. Si bien en los últimos días del año pasado sí se cumplió la condición del 100% de energías renovables en la matriz de generación, entre los meses de enero y noviembre del 2022 la termoeléctrica tuvo una participación de 91.283,4 MWh, una cifra superior a la biomasa y solar, que en conjunto representaron 55.530,1 MWh de producción de energía en ese periodo.

Trina Solar ha mantenido su categoría AAA por tercer trimestre consecutivo en las clasificaciones de bancabilidad PV ModuleTech publicadas por PV Tech para el cuarto trimestre de 2022.

La presencia continua de la compañía dentro de la categoría más alta valida su gran nivel de rendimiento continuo en capacidad de fabricación, innovación tecnológica, envíos de productos y estado financiero, y subraya su posición como líder de la industria en cada una de estas áreas.

Trina Solar fue uno de los primeros proveedores de módulos líderes en tecnología de tipo N y se espera que añada más capacidad este 2023.

Uno de los primeros impulsores de la tecnología de tipo N

Trina Solar está comprometida con la innovación técnica y sigue liderando el sector con la tecnología de tipo N. Basándose en la tecnología líder de 210 mm, la compañía ha lanzado soluciones completas de tipo N de 210 mm, que reducen los costes BOS y LCOE y ofrecen un mayor valor a los clientes.

Se prevé que el volumen de envíos de módulos de 210 mm y tecnología tipo N de Trina Solar alcance los 30 GW en 2030, lo que contribuirá a introducir la industria fotovoltaica en la era tipo N.

La elección de los clientes globales: un aumento evidente de los envíos de módulos de 210 mm

Trina Solar declaró que a finales del tercer trimestre sus envíos de módulos para el año habían totalizado 28,79 GW, lo que convierte a la empresa en líder en número de módulos de células de 210 mm enviados.

Según la empresa externa TrendForce, el sector suministró 50 GW de módulos de 210 mm en los nueve primeros meses del año. Desde que los módulos celulares de 210 mm comenzaron a producirse en masa, los envíos alcanzaron un total de 76 GW en el tercer trimestre de 2022.

Mainstream Renewable Power, compañía que actualmente desarrolla, construye y opera 10 parques de energía limpias en Chile, anunció la energización de su parque eólico Llanos del Viento, ubicado en la comuna Antofagasta.

Llanos del Viento cuenta con 32 aerogeneradores y una capacidad instalada de 160 MW. Está emplazado en una superficie de aproximadamente 1.677,61 hectáreas y cuenta con una línea de transmisión de cerca de 23 km, la cual se conecta al Sistema Eléctrico Nacional a través de la subestación O’Higgins.

Una vez en operación, el parque eólico entregará energía limpia y libre de CO2 suficiente para iluminar al equivalente de 175 mil hogares y evitará la emisión de 170 mil toneladas de CO2 al año.

“Con la energización de Llanos del Viento, la compañía da un nuevo paso en su aporte a la descarbonización de la matriz energética del país. Ahora nos encontramos en la etapa de comisionamiento del parque, fase previa a la entrada en operación”, explica Rubén Sánchez, senior construction manager Latam de Mainstream Renewable Power.

El parque eólico es uno de los proyectos de energía renovable que conforman el portafolio Huemul que Mainstream construye en Chile. Llanos del Viento será el sexto parque de la compañía que entrará en operación, los que sumados tendrán una capacidad instalada de 854,35 MW.

Con este hito, Mainstream reafirma su compromiso de aportar a la lucha contra el cambio climático, mediante la generación de energía limpia y libre de emisiones de CO2.

Iniciativas

Huemul es el segundo portafolio de la compañía en Chile, que junto a Cóndor y Copihue conforman la plataforma “Andes Renovables”. Esta abarca un total de 10 proyectos eólicos y solares con una capacidad instalada de más de 1.3 GW de energía limpia, representando una inversión de aproximadamente USD$1.800 millones.

Los cuatro parques del portafolio Cóndor que se están operando son los parques eólicos Tchamma (157,5 MW), Cerro Tigre (184,8 MW) y Alena (86,4), así como el parque fotovoltaico Río Escondido (156,75 MW).

Por su parte, el portafolio Huemul cuenta con otros cinco proyectos, de los cuales el parque fotovoltaico Pampa Tigre (108,9 MW) fue el primero en entrar en operación. A este se sumará el parque eólico Llanos del Viento (160 MW), mientras que el proyecto fotovoltaico Valle Escondido (111,74 MW) y los eólicos Puelche Sur (160 MW) y Ckhúri (ex Ckani, con 109,2 MW) se encuentran en fase de construcción.

El portafolio Copihue completa la plataforma Andes Renovables. Este cuenta con un proyecto eólico, llamado Caman (148,5 MW), también en etapa de construcción.

El grupo Iberdrola tiene previsto instalar en Brasil, a través de su filial Neoenergia, la primera planta fotovoltaica flotante de la compañía en el mundo. El proyecto se construirá sobre la lámina de agua de la presa de Xaréu, en la isla de Fernando de Noronha, reconocida por la UNESCO como Patrimonio Mundial Natural, donde Iberdrola está desarrollando distintas soluciones energéticas sostenibles.

Esta iniciativa se lleva a cabo junto con la Companhia Pernambucana de Saneamiento (Compesa), que opera la red de distribución de agua y alcantarillado en toda la isla, y con el apoyo del Programa de Eficiencia Energética regulado por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (Aneel).

Con una potencia de 630 kilovatios (kW), la planta flotante generará unos 1.240 megavatios hora (MWh) anuales de energía verde, suficiente para cubrir, con suministro eléctrico de kilómetro cero, más del 50% del consumo energético de Compesa en la isla. La instalación contará con cerca de 940 paneles que evitarán la emisión a la atmósfera de más de 1.660 toneladas de CO2 al año. La construcción de este proyecto, que está previsto que se inicie antes de fin de año, supondrá una inversión de dos millones de euros.

El desarrollo de su primera central solar flotante permitirá al grupo Iberdrola probar esta nueva tecnología y analizar su posible expansión.

Innovaciones energéticas al servicio de la comunidad

Esta planta se suma a otros proyectos sostenibles desarrollados por la compañía para proporcionar soluciones renovables y fomentar la preservación del ecosistema de la isla, la única habitada del archipiélago volcánico situado en el nordeste de Brasil, en aguas del océano Atlántico.

Entre estas iniciativas se encuentra la planta solar Vacaria, recién inaugurada. Este es el primero de los dos parques, de 50 kW cada uno, concebidos para abastecer exclusivamente a vehículos eléctricos. En caso de excedente, la energía sobrante se verterá a la red de distribución.

La construcción de estas instalaciones forma parte del proyecto ‘Senda Verde’ desarrollado por el grupo Iberdrola dentro del Programa de I+D de Aneel, en el que cuenta con socios como Renault y el Centro de Investigación y Desarrollo de las Telecomunicaciones (CPqD), entre otros. Gracias a esta iniciativa, la isla cuenta ya con diez vehículos eléctricos destinados a usos turísticos y de la administración del distrito. Además, está prevista la instalación de 12 nuevos puntos de recarga en ubicaciones estratégicas.

La compañía pretende fomentar también el uso de bicicletas eléctricas entre los turistas y los residentes de Fernando de Noronha, cuya superficie aproximada es de 17 kilómetros cuadrados. Para ello, ha comenzado la instalación de 24 puntos de carga, en cuatro estaciones. La energía consumida por estos equipos – que serán donados al Gobierno del Estado de Pernambuco – se generará mediante palcas solares instaladas en el techo de las estructuras, lo que permitirá su uso de forma gratuita.

El grupo ha impulsado así mismo el desarrollo de pequeñas fuentes renovables que permitan desplazar la utilización de generadores de diésel, responsables del 80% de la energía consumida en la isla. Con este objetivo, la compañía ha implantado nueve sistemas fotovoltaicos de autoconsumo en viviendas, comercios, organismos públicos y organizaciones no gubernamentales.

Adicionalmente, cuenta con las plantas solares de Noronha I y II que, con una generación de 100 MWh al mes, cubren cerca del 10% de las necesidades energéticas de la isla. Estos parques cuentan con un sistema de almacenamiento con dos baterías de iones de litio que permite guardar la energía solar no consumida para ser utilizada en los picos de demanda.

El territorio de Fernando de Noronha ha sido, además, el primero del noreste de Brasil en contar con redes eléctricas inteligentes y desde hace un año disfruta de un parque de contadores totalmente renovado. Los nuevos equipos permiten el acceso remoto, un mejor servicio en caso de incidencias y la posibilidad de conexión de equipos verdes de autoconsumo.

A estas medidas se suman otras iniciativas como la sustitución de frigoríficos antiguos por modelos más eficientes y la donación de bombillas de bajo consumo a los residentes del archipiélago.

Este conjunto de acciones de movilidad sostenible, innovación tecnológica y expansión de las fuentes de energía limpia constituyen una demostración de la viabilidad de un modelo de negocio limpio y fiable que contribuye a la descarbonización y a la autosuficiencia energética, en un ecosistema aislado como el de Noronha.

EnfraGen, LLC («EnfraGen»), desarrolladora, propietaria y operadora de activos sostenibles especializados en energía renovable y estabilidad de la red en América Latina, propiedad de Glenfarne Energy Transition, LLC, una empresa global de transición energética que proporciona soluciones críticas para reducir la huella de carbono del mundo abordando la transición energética «aquí y ahora», y la firma líder de mercados privados globales, Partners Group, en nombre de sus clientes, anuncia la adquisición de cuatro activos hidroeléctricos de pasada en el sur de Chile, por un total de 13. 6 MW, de Invercap S.A.

Los activos adquiridos son propiedad de EnfraGen fuera del grupo de crédito senior existente, que se estableció tras una refinanciación de 2020. Las cuatro plantas serán operadas por Prime Energía SpA, una filial de EnfraGen, e incluyen La Arena, una planta de 6,8 MW ubicada cerca de Puerto Montt; Tranquil, una planta de 3,0 MW ubicada cerca de Panguipulli; San Víctor, una planta de 3,0 MW ubicada cerca de Puerto Aysén; y Cuchildeo, una planta de 0,8 MW ubicada cerca de Hualaihue.

«La incorporación de estas centrales hidroeléctricas a la diversificada cartera de activos de energía y potencia de EnfraGen demuestra las transacciones que seguiremos realizando para convertir a EnfraGen en la empresa líder en transición energética de América Latina», dijo Brendan Duval, CEO y Fundador de EnfraGen y CEO y Fundador de Glenfarne Energy Transition, LLC.

«Al igual que los activos hidroeléctricos existentes de EnfraGen en Panamá, el sur de Chile se encuentra dentro de un mercado emergente de alto crecimiento con amplias oportunidades para utilizar sus fuentes de energía naturales y renovables para reducir las emisiones de carbono y promover la transición energética de Chile y América Latina».

Ed Diffendal, Managing Director, Private Infrastructure Americas de Partners Group, y miembro del directorio de EnfraGen, añadió: «Partners Group se complace en apoyar la adquisición de estos activos hidroeléctricos renovables en Chile. Estos activos son coherentes con el modelo de negocio de renovables y estabilidad de red de EnfraGen y con el compromiso de Partners Group de invertir en infraestructuras de nueva generación.»

«Con esta adquisición, EnfraGen no sólo reafirma su compromiso con Chile en su estrategia para lograr una transición energética sostenible, sino que también confirma su intención de seguir invirtiendo y creciendo en el país, contribuyendo a la estabilidad de la red y al desarrollo de más energía renovable», dijo José Arosa, CEO de Prime Energía SpA, la principal filial chilena de EnfraGen.

EnfraGen tiene activos operativos y en construcción que suman casi 1,9 GW de capacidad en Chile, Panamá y Colombia, con oficinas corporativas ubicadas en Houston y Nueva York, en Estados Unidos.

Están disponibles para consulta los Términos de Referencia para la Elaboración de las Bases de Licitación para la compra de Capacidad Firme y Energía para los usuarios de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), que corresponde al proceso de licitación LPI N° 100-010-2021 que busca la contratación de 450 MW.

En la Reunión Extraordinaria CREE-Ex-35-2022 del 29 de diciembre del 2022, el Directorio de Comisionados de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) acordó por unanimidad de votos emitir la resolución vinculada a los pliegos de referencia y finalmente esta primera semana de enero fueron publicados abiertamente.

En detalle, se adelanta que los 450 MW a adjudicarse deberán estar en operación comercial dentro del primer trimestre del 2026 como fecha máxima, pudiendo iniciar el suministro a partir del 2023, inclusive de manera parcial. Por lo cual, proyectos renovables de rápido montaje, como la solar fotovoltaica, podrían encontrar su lugar este mismo año.

Ahora bien, desde la ENEE también identifican una necesidad de incorporar otras tecnologías no variables para cubrir sus requerimientos, ya que entre 2020 y 2022 habrían finalizado los contratos de alrededor de 170 MW de capacidad firme.

Entre los objetivos de la licitación abierta que está en puerta se destaca la promoción de la mayor participación de oferentes en el proceso, a fines de garantizar los requerimientos de la ENEE con las ofertas más competitivas del mercado.

Podrán enviar sus propuestas, empresas nacionales o extranjeras que cumplan los requisitos de los Términos de Referencia y próximas Bases de Licitación. 

La modalidad de la Licitación será «subasta de hasta cuatro rondas a sobre cerrado». Al respecto, se aclara que las especificaciones técnicas de las ofertas presentadas en la primera ronda no podrán cambiarse en las siguientes. Lo que sí podrá variar son los precios de energía y/o precios de potencia.

¿Cómo es la metodología de rondas sucesivas? Luego de ofertar, en la primera ronda los oferentes recibirán una notificación que podrá calificarlos como «seleccionado» o «no seleccionado», esta denominación será importante ya que en cada categoría se asignará un «porcentaje obligatorio de mejora» para continuar en marcha sin otra información adicional para la confección de las nuevas ofertas siguientes. En la segunda ronda, se evaluarán las ofertas por un «Porcentaje de Mejora de Costo Total» y se continuarán evaluando en nuevas rondas si así es necesario hasta la adjudicación de los más competitivos.

La empresa pública Energía Argentina SA (ENARSA) lanzó una convocatoria pública para la presentación de expresiones de interés (EDI) para el desarrollo del primer proyecto de hidrógeno verde ubicado en el sur de la provincia de Buenos Aires.

El llamado se da a partir del contexto global en el que se ve al H2 producido a partir de fuentes de energía de bajas emisiones como un elemento fundamental para alcanzar emisiones netas cero para el año 2050 y en el que ENARSA busca desarrollar y abastecer de energía, de manera eficiente, en todas sus formas, en cumplimiento con las políticas públicas establecidas por el gobierno nacional y contribuir al crecimiento sostenible. 

La convocatoria ya publicada en Boletín Oficial de la Nación está orientada a personas jurídicas públicas y/o privadas, sean o no Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, interesadas en la venta del desarrollo de un proyecto eólico o en la venta de energía eléctrica para el hub de hidrógeno.

En la primera alternativa, se deberá contar con, por lo menos, un año de medición del recurso eólico y acreditar disponibilidad del inmueble para la construcción de un parque eólico de 200 MW de potencia. Y el trazado de energía eléctrica tendrá que vincular el desarrollo eólico con las cercanías de Bahía Blanca, sin exceder los 100 kilómetros. 

Mientras que la segunda alternativa corresponde a la venta de 1 TWh/año de energía eléctrica proveniente de una fuente de generación eólica, incluyendo la línea de transporte sin utilizar la infraestructura existente del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) hasta dicho punto. 

En ambos casos, los interesados deberán indicar antecedentes en proyectos similares (en caso de poseer), una descripción conceptual del anteproyecto propuesto, ubicación de la central eólica, dimensiones del terreno, antigüedad de las mediciones, factor de carga/velocidad media en sitio, según corresponda, entre otras cuestiones.

El llamado a presentar expresiones de interés para este proyecto de hidrógeno verde estará abierto hasta las 17 horas del viernes 10 de febrero del corriente año, día en que también se hará la apertura de las propuestas. 

Aunque antes, precisamente el viernes 20 de enero, Energía Argentina SA realizará una charla informativa bajo modalidad virtual para esclarecer las consultas y dudas recibidas hasta entonces. 

ENARSA ya gestionó lazos comerciales

En mayo del 2022, la empresa pública creada a finales del 2004 firmó un acuerdo para proveer de hidrógeno verde al Puerto de Rotterdam – el más importante de Europa – a partir de la producción de un proyecto ubicado en la zona de Bahía Blanca. 

De ese modo, Energía Argentina SA dio un paso muy importante para afianzar la relación comercial con el lugar donde se está construyendo un centro de abastecimiento a gran escala que suministrará a Europa con 4,6 millones de toneladas de H2V por año hacia el 2030. 

La Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen) cuenta con 15 empresas asociadas que representan el 85% de la capacidad instalada de Colombia. Durante el año pasado, se reunieron con la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, para brindarles apoyo sobre el sector eléctrico, y puntualmente el avance de proyectos de energías renovables.

¿Qué deparará este 2023? En una entrevista para Energía Estratégica, Natalia Gutiérrez Jaramillo, presidenta de Acolgen, adelanta que presentarán un documento para promover el almacenamiento en el país y aclara: “no solamente el que viene de las baterías”, sino también otras tecnologías como podría ser la hidroeléctrica de bombeo.

¿Qué balance del 2022 hacen desde Acolgen?

El 2022 fue un año en el que desde el sector eléctrico trabajamos, en conjunto con el Gobierno nacional, en el desarrollo de iniciativas y proyectos para su desarrollo y para el bienestar de la población.

En primer lugar, destaco justamente este trabajo articulado con el Gobierno, en el que obtuvimos importantes logros, por ejemplo, en la coyuntura tarifaria. Este fue un trabajo juicioso y retador, enfocado en un propósito común: generar alivios a los ciudadanos.

Asimismo, avanzamos en la construcción de los proyectos renovables, claves para el proceso de transición energética. Aunque en este sentido tenemos varios retos como sector, entre los cuales predomina el avance de las consultas previas para que entre esta energía al sistema, pudimos seguir consolidando estos proyectos.

Adicionalmente, pudimos seguir evolucionando como uno de los sectores más avanzados y que, además, es referente a nivel mundial por ser mayoritariamente renovable, eficiente y confiable. Lo anterior, con discusiones de ajustes regulatorios como el de la Resolución 143 de 2021, la cual busca la modernización del mercado de energía mayorista.

¿Qué esperan del 2023 en materia de crecimiento de renovables?

En el 2023 esperamos que se puedan desarrollar todas las condiciones para que entren en operación los proyectos de energía renovable, teniendo en cuenta que son fundamentales para la seguridad energética y para seguir contribuyendo como sector a los objetivos ambientales que nos hemos trazado como país.

Para esto, es clave que sigamos trabajando de manera articulada entre los sectores público y privado, para avanzar en temas como las consultas previas que han generado retrasos de más de dos años en el ingreso de nueva energía al sistema.

Lo cierto, es que señales como las sobre tasa, incluida en la reforma tributaria junto con las modificaciones a los beneficios tributarios que tenían el desarrollo de proyectos renovables, además de las presiones de devaluación e inflación, van a impactar el desarrollo de nuevos proyectos, al igual que en muchos otros sectores económicos.

¿Y en cuanto regulaciones, cuáles creen que serán las más importantes para los generadores?

Definitivamente, en el segundo semestre del 2022, pudimos estudiar la propuesta que nos trajo la CREG con el borrador de Resolución 143 de 2021, la cual busca modernizar el mercado de energía mayorista, permitiendo la remuneración de servicios complementarios, una participación más activa de la demanda y una formación de precios más eficiente.

No podemos olvidar que el 2022 fue un año de cambio de Gobierno, lo cual implica una operatividad normativa diferente, mientras se ajustan procesos para poder cumplir con el plan del nuevo gobierno.

¿Qué esperar del almacenamiento a partir de baterías para el 2023?

En Acolgen estamos trabajando en un documento que muy pronto vamos a compartir con el gobierno, en el cual trabajamos de manera integral la incorporación de almacenamiento en nuestro sistema, no solamente el que viene de las baterías.

Colombia, a diferencia de muchos otros mercados cuenta con baterías naturales gigantes: los grandes embalses de agua, y por lo tanto, no tenemos una presión por incorporar este tipo de tecnología dentro de nuestro sistema.

Dicho lo anterior, creemos que tienen un potencial muy grande para aliviar congestiones en las redes (alivio de restricciones en puntos críticos) y algún grado de confiabilidad a la generación renovable.

En otro orden de cosas, ¿sería oportuno que el Gobierno lance una subasta de energías renovables el próximo año?

Desde Acolgen consideramos fundamental que el Gobierno dé las señales de expansión adecuadas para que sigamos contando con un sistema confiable, es decir, en el que se garantice la prestación del servicio de energía eléctrica 24 horas al día, 7 días a la semana.

El análisis de los balances de energía es una tarea que debe realizar periódicamente el gobierno, en cabeza de la CREG, con información actualizada de demanda de la UPME y de oferta del sistema (XM).

Con esto reiteramos el llamado que le hemos hecho al gobierno, y es revisar con cuidado los balances y dar las señales que considere adecuadas para que los inversionistas puedan desarrollar los proyectos de manera adecuada y eficiente.

Finalmente, es clave tener en cuenta que con los precios actuales de insumos y proveeduría para los proyectos de renovables (los cuales se pueden incrementar con algunos beneficios que se eliminaron en la última reforma tributaria) la energía que se va a transar en el mediano plazo será menos competitiva.

Más que plantear subastas para tecnologías específicas, lo ideal es elegir mecanismos de expansión que tengan en cuenta el balance energético del país, considerando el aporte que todas las tecnologías, en un marco de pluralidad, nos puedan proveer.

¿Qué evaluación hace de Hidroituango y la posibilidad de que en 2023 ingresen otras dos turbinas, poniendo en funcionamiento el 50% de la obra: 1.200 MW?

Lo primero es que estamos muy contentos con la entrada de Hidroituango, pues junto con los demás proyectos de generación de energía eléctrica que se desarrollan en Colombia, son fundamentales para el país y necesarios, teniendo en cuenta las proyecciones de demanda de energía que hace la UPME.

El cronograma y su cumplimiento es responsabilidad directamente de la empresa, y desde Acolgen siempre estamos trabajando junto con todos nuestros afiliados para que los proyectos cuenten con todas las herramientas necesarias para que puedan ser construidos y entreguen la energía a tiempo.

Las ambiciosas metas de descarbonización para 2050, establecidas a nivel global, llevan a la necesidad de impulsar cambios acelerados y significativos, tanto respecto a las fuentes de energía utilizadas como al uso de materias primas consumidas en distintos procesos industriales.

En el marco de la recuperación de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y con el objetivo de brindar estabilidad al sector eléctrico, Honduras se compromete a saldar deudas históricas con generadores privados. La cifra no es menor y se iría a hacer en tiempo récord.

De acuerdo con el comunicado de la ENEE, la actual administración habría heredado, de administraciones pasadas, una deuda histórica acumulada con empresas generadoras privadas que suma L 10,000 millones.

Sería intención del gobierno socialista democrático de la presidenta Xiomara Castro cancelar el total de la deuda con generadores privados en un plazo de 90 días hábiles, una vez firmado el memorando de entendimiento, mostrando su voluntad y compromiso para el saneamiento del subsector eléctrico.

¿Qué opina el sector privado? En exclusiva para Energía Estratégica, desde la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) señalaron:

“Como representantes del sector al que la ENEE adeuda, expresamos nuestra confianza en que el pago de las deudas generadas a lo largo del 2022 no solamente sea para aquellas empresas que firmaron acuerdos de entendimiento”.

“Tanto las empresas que no llegaron a acuerdos como aquellas que no fueron llamadas a renegociar, han seguido abasteciendo a la ENEE con energía eléctrica a pesar de su falta de pago de más de 12 meses”, argumentaron.

Al respecto desde la ENEE remarcan que, en cumplimiento de la Ley Especial de Energía y mediante la renegociación de contratos, la administración del gerente general de la ENEE y secretario de Energía, Erick Tejeda, se hizo una colocación de deuda bancaria que hasta ahora ha permitido a la ENEE pagar L 5,985 millones, lo que se traduce en un cumplimiento de pago del 60% de la mora corriente por parte de la nueva administración a 13 empresas generadoras privadas, que representan 14 de los 18 contratos ya renegociados.

Ahora bien, ¿esas medidas salvarán la situación financiera de la ENEE? De acuerdo con el análisis de Génesis Rodezno, directora ejecutiva de AHPEE, no sería lo único ni lo principal por hacer.

“Es importante mantener en cuenta la realidad de que mientras la ENEE no reduzca las pérdidas técnicas y no técnicas, tendrá que recurrir a endeudamientos cada vez más caros para cumplir con los compromisos financieros no solo con los generadores si no también con el resto de los proveedores”.

Y subrayó: “La única manera de que la ENEE no recurra al endeudamiento es que implemente de lleno el plan aprobado de reducción de pérdidas”.

“Happy New Year, folks”. Así, Joe Biden, presidente de Los Estados Unidos de América, dio inicio al anuncio donde enumeró las políticas aprobadas durante 2022 que empezarán a implementarse este año vinculadas a la Ley de Reducción de la Inflación (IRA), Ley Pública 117-169, 136 Stat. 1818 (16 de agosto de 2022).

Entre ellas, Biden dio la bienvenida al programa “Clean Energy For All” que persigue disminuir los costos de energía, inicialmente; crear empleos bien remunerados a medida que crecen la economía de energía limpia y la manufactura local; así como, otorgar incentivos para acceder a soluciones sostenibles.

“A partir de ahora, puede obtener créditos fiscales para instalar electrodomésticos de mayor eficiencia energética en su hogar. Hornos eléctricos, paneles solares, bombas de calor: lo que sea.

Ahorre dinero mientras lucha contra el cambio climático”, animó Biden.

La medida incluye créditos fiscales o reembolsos por para actualizaciones de instalaciones eléctricas, sistemas fotovoltaicos, baterías o vehículos eléctricos.

Para vehículos eléctricos nuevos ensamblados en norteamérica se deja en claro que se podrá acceder a incentivos por $7,500 siempre y cuando el cero km tenga “un precio minorista sugerido por el fabricante de $80,000 o menos para camionetas y vehículos utilitarios deportivos (SUV) y $55,000 o menos para otros vehículos, incluidos los sedanes”.

Mientras que para vehículos eléctricos usados, el beneficio se podrá solicitar hasta $4,000 exclusivamente cuando estos tengan más de dos años de fabricación y cuesten $25,000 o menos.

En lo que respecta a electrodomésticos, los beneficios que se otorgan pueden cubrir, dependiendo de la elegibilidad del hogar, hasta el 100% de los costos de bombas de calor, estufas y hornos eléctricos.

Para sistemas de generación renovable, los créditos fiscales que están disponibles ahora permiten cubrir hasta el 30% de los costos de instalación, con la posibilidad de combinarse con incentivos adicionales disponibles en muchos estados.

Y, distinto a lo que ocurría el año pasado, este beneficio durante el 2023 también se extenderá a baterías: “este crédito se aplica a los sistemas solares que se combinan con almacenamiento en baterías, así como al almacenamiento en baterías independiente instalado sin energía solar”, se subraya.

¿Qué alcance tendrá en Puerto Rico? 

Desde la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) advirtieron que, salvo algunas excepciones, sólo serían elegibles para usar los créditos aquellos usuarios que sean contribuyentes federales.

“Dada su naturaleza de crédito al impuesto sobre la renta federal, el ITC no puede ser desplegado directamente por los ciudadanos territoriales (de Puerto Rico)”, indican desde SESA.

De esa manera, empresas como Sunrun o Sunnova, que son contribuyentes federales, podrán gozar de esos beneficios y ser usados en Puerto Rico. No así, ciudadanos que quieran instalar sistemas solares en techos y baterías; al menos, por el momento.

“El Tesoro de los EE. UU. debe establecer reglas específicas para aclarar la usabilidad directa por parte de los puertorriqueños”, indicaron desde SESA en una carta enviada a la Casa Blanca.

Indirectamente sí podrían ser usados; ya que, según advirtieron desde SESA, existen algunas excepciones que la IRA realiza, así como incluir, por primera vez, un ITC directamente utilizable como subvención en efectivo por entidades exentas de impuestos federales, como estados, gobiernos locales, tribus indígenas y organizaciones sin fines de lucro.

“Tenga en cuenta que organizaciones sin fines de lucro como HF, RMI, EDF y otras, han sido de vital importancia para el despliegue de sistemas de almacenamiento y energía solar en la isla después del flagelo de María. Y los gobiernos locales, como los municipios y los consorcios de municipios, también se han movido de maneras muy interesantes para ayudar a implementar microrredes renovables y hay nuevos proyectos en etapas de planificación”.

Con lo cual, si bien “Los puertorriqueños normalmente no son contribuyentes federales”, lo que anularía localmente el incentivo, sí se podría acceder a vehículos eléctricos o instalar algunos sistemas fotovoltaicos, inclusive de hasta 5 MW en el archipiélago puertorriqueño, haciendo uso de este beneficio pero transfiriendo el crédito fiscal a una «entidad elegible» o como subvención para entidades exentas.

La Secretaría de Energía de la Nación publicó una serie de lineamientos para el “desarrollo integral y sostenible del sector eléctrico al corto y mediano plazo”, vinculado a las propuestas de trabajo expuestas en el encuentro del Consejo Federal de Energía, realizado el pasado 21 de diciembre del 2022. 

El documento pretende establecer procesos de consulta con los diferentes actores del sector eléctrico, tanto a nivel nacional como provincial, para empujar la transición hacia una matriz energética “inclusiva, estable, soberana, dinámica, federal y sostenible” en todo el país.

Y si bien se menciona que se promoverá el desarrollo de nueva infraestructura eléctrica (a través del Ejecución del Plan Federal de Transporte Eléctrico), la modernización y descarbonización del parque generador, con la incorporación de nueva potencia limpia de emisiones, y la creación de nuevos programas de incorporación renovable, el archivo elaborado por el gobierno no detalla objetivos concretos para el crecimiento de las renovables, como sí ocurre con otras fuentes de generación, tales como el gas natural, las grandes hidroeléctricas o centrales nucleares. 

Puntualmente, se remarca que una políticas en el sector de generación eléctrica será el reemplazo de la generación térmica ineficiente, pero los lineamientos sobresaltan la culminación del gasoducto Presidente Néstor Kirchner y el lanzamiento del Plan Gas en lugar de nuevas iniciativas para lograr más participación de la energía solar, la eólica, las bioenergías y las PAH. 

Lo único que se detalla que más líneas de transmisión permitirán el ingreso de nueva capacidad renovable en el mercado y los resultados de la pasada convocatoria a Manifestaciones de Interés (MDI) – donde se presentaron 491 proyectos por un total de 14418 MW de potencia -; pero no se hace referencia a la futura licitación en la cual el gobierno trabaja a raíz de tales resultados, tal como adelantó Energía Estratégica. 

Licitación que tendrá el propósito de reemplazar cerca de 400/450 MW de generación forzada por nodos o provincias a partir de emprendimientos de 5 a 20 MW (con o sin almacenamiento), y que estaría lista “en la primera quincena de enero 2023”, según aseguraron fuentes de la Secretaría de Energía de la Nación.

De todos modos, los lineamientos para el desarrollo integral y sostenible del sector eléctrico al corto y mediano plazo sí destacan que “la generación renovable muestra un costo de largo plazo muy inferior, en estas condiciones, a la expansión térmica, e incluso menor al promedio del monómico o actual costo medio”.

El documento detalla cuánto se ha pagado desde 2008 hasta la fecha, por expandir la oferta energética, cuando se introdujeron los contratos: 

USD 61 a 67 USD/MWh para la oferta renovable 
USD 86 a 183 USD/MWh para los distintos contratos térmicos (costo marginal de largo plazo de 141 USD/MWh a 244 USD/MWh).

A lo que se debe agregar que, en la incorporación de nueva potencia limpia, no sólo se deben considerar los costos de instalación y el factor de capacidad, sino también el costo o ahorro en la inversión en la infraestructura de transporte y necesidad y tipo de respaldo. 

Pero nuevamente sin darse a conocer la forma en que se fomentará ni metas específicas que determinen hacia dónde se orientará el mercado y crecimiento de las energías renovables en Argentina. 

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil lanzó una plataforma donde se da a conocer el potencial eólico offshore del país, los puntos de interconexión con la red eléctrica y la infraestructura portuaria existente en las costas brasileñas. 

Entre las principales novedades se destaca que nuevamente hubo un aumento en la cantidad de usinas eólicas offshore en proceso de licenciamiento ambiental, precisamente a 70 proyectos que suman 176851 MW de potencia. 

Es decir que desde la Conferencia de las Partes de Glasgow (COP 26) a la actualidad, se cuadruplicó la capacidad marina en desarrollo, y cerca 76 GW se incorporaron a lista desde marzo de 2022. 

De acuerdo a los datos aportados por EPE y el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA), más de la mitad de los proyectos se los reparten entre los estados de Ceará (22) y Río Grande do Sul (21).

El primero de ellos se ubica al noreste del país y suma prácticamente 53585 MW de potencia eólica offshore en desarrollo. Mientras que Río Grande do Sul limita con Uruguay y es la entidad federativa con mayor capacidad en proceso de licenciamiento ambiental, con 56719 MW. 

Además, los estados de Río de Janeiro (9 proyectos – 27,49 GW ), Río Grande do Norte (9 – 17.81 GW ), Espírito Santo (4 – 5,69 GW), Piauí (4 – 6,91 GW), Maranhão (1 emprendimiento por 2,64 GW) y Santa Catalina (1 central de 5,7 GW) completan el listado. 

Ranking que podría cambiar si se concretan los futuros avances de los gobiernos estatales, ya que desde las unidades federativas de Brasil ya analizan el potencial eólico en aguas jurisdiccionales del país, como por ejemplo el reciente análisis del gobierno de Río Grande do Norte, que pronosticó una potencialidad de 20 veces mayor a la ya identificada. 

Potencial de generación futura en alta mar a partir de aerogeneradores que podría alcanzar 54,5 GW y sería suficiente para suministrar cerca de un tercio de toda la electricidad brasileña en 2020 (aproximadamente 651 TWh).

Asimismo, la Empresa de Pesquisa Energética ya contempla a la eólica offshore como parte de su planificación de generación al 2023 (ver nota) factores de carga estimativos y su posible contribución para el futuro de Brasil. 

Mientras que del lado de los privados, a finales de noviembre, desde la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) confiaron en que este año se puedan llevar a cabo licitaciones para proyectos eólicos offshore ya que estarían dadas las condiciones para realizar una subasta de uso de la sesión del mar,  con la cual los inversores estarán aptos para profundizar sus estudios para conseguir el licenciamiento ambiental.

Un conjunto de instalaciones de transmisión zonal pasó a ser de transmisión dedicada como resultado del Informe Técnico Definitivo de Calificación de Instalaciones de los Sistemas de Transmisión para el Cuadrienio 2020 – 2023.

Lo anterior trajo como consecuencia que algunos clientes libres en distribución recibieran propuestas de peaje por parte de empresas de transmisión, cuyas instalaciones fueron recalificadas como dedicadas, con montos absolutamente desproporcionados. Este problema fue expuesto en el webinar “El dilema de los pagos de peajes dedicados y la igualdad ante la ley eléctrica”, organizado por ACEN, que tuvo como expositor a Marco Peirano, Gerente de Mercado Eléctrico de E-Fern Consulting, quien propuso, como una medida de largo plazo, que se debería “realizar una modificación legal que permita determinar el pago que deben realizar los usuarios del sistema de distribución en conjunto, en función del uso que realizan todos los clientes conectados en dichas redes”.

La ley 20.936 de 2016 buscó fortalecer el régimen de acceso abierto e igualitario de todos al sistema de transmisión bajo ciertas condiciones, sin embargo, según Javiera Méndez, abogada asociada en Larraín y Asociados Abogados, no se pensó en aquellos clientes libres que están en zonas de distribución que no pidieron acceso abierto al sistema dedicado y que, por lo tanto, tienen una condición distinta a los otros clientes libres.

Además, a lo anterior se suma el análisis permanente de la calificación de las instalaciones de transmisión que produce naturalmente una incerteza a las empresas transmisoras. De este modo, “se generó un impacto que no se previó y que está generando evidentemente una situación compleja en esos clientes que además no tienen otra alternativa para recibir su suministro que hacer uso de esos sistemas dedicados”, comentó.

Méndez coincidió con Peirano respecto a que “lo que ha mostrado la práctica y la experiencia de estos años es que se requiere un cambio regulatorio porque existe una categoría distinta de cliente libre que son estos clientes libres en zonas de distribución que merecen un tratamiento diferente”.

Al respecto, Deninson Fuentes, jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía, señaló que “cuando hay cambios relevantes es imposible que no haya que ajustar pronto algunos elementos.

Efectivamente la ley eléctrica 20.936 no vino a hacer distinciones entre categorías de clientes. Eso es un paradigma de la ley, es un fundamento y, en tanto ese fundamento existe, los clientes libres en distribución tienen las mismas cargas legales que las que tienen los clientes libres como las empresas mineras. Pareciera ser que la evidencia empírica demuestra que hay algunas diferencias”.

Respecto a si hubo discriminación entre clientes libres y regulados o cobros desproporcionados a propósito de este informe, Fuentes indicó que “pareció muy extraño que algunas compañías transmisoras cobraran el 100% del VATT de su instalación, es un poco de sentido común, de una línea de 100 megawatts cuando el cliente tiene 5 megawatts como máximo de conexión, no parece que flote”

Agregó que tenemos una ley donde el proceso clasificatorio de instalaciones de transmisión se realiza cada 4 años, “eso genera una presión de riesgo sobre los agentes que puede no ser buena. Creo que la estabilidad de la calificación debería ser un valor. Lo que ocurre es que puede haber ciertas instalaciones específicas en que efectivamente tenga cierta lógica que cambien de calificación. Debieran ser más bien pocas las instalaciones en donde pudiera haber un cambio de esa magnitud”.

Coincidió también con los otros panelistas en que se “podría estudiar en el futuro no muy lejano algunos ajustes en la regulación de tal manera de darle mayor continuidad a la calificación de instalaciones.

Dictamen del Panel de Expertos

Esta problemática llegó al Panel de Expertos que, de acuerdo con Méndez, su dictamen “es muy importante en asentar y clarificar algo que para muchos era obvio en la legislación de que los cobros por peajes de transmisión dedicada deben ser por el uso efectivo que hagan los clientes. Los clientes libres en distribución sí se ven desprotegidos y en la práctica no tienen la capacidad de negociación ni de entendimiento para poder acordar las condiciones de estos peajes de transmisión dedicada y eso claramente la regulación debe considerar teniendo a la luz la futura reforma a la distribución que es tan necesaria”.

Aquellos clientes libres en distribución, añadió Méndez, “que no contaron con el asesoramiento de empresas comercializadoras en este proceso de negociación finalmente celebraron contratos con peajes que son bastante abusivos porque no supieron que tenían este derecho de exigir que al menos el peaje fuera por un uso efectivo y que no tenían que hacerse cargo de todas las holguras o sobredimensionamiento de instalaciones de transmisión respecto a las cuales no tuvieron ninguna injerencia, ni en su diseño ni tampoco en las inversiones asociadas a esas instalaciones”.

En ese contexto, Fuentes señaló que “el Panel lo bueno que hizo fue indicar que no. Hay que pagar por el uso. Cualquier otro concepto sobre ese uso, holguras, capacidad ociosa, la carga del pago de esa diferencia no tiene que estar en los clientes libres”.

Méndez compartió también que tienen una propuesta que es similar a la expresada por Peirano para estos clientes en distribución que es considerar una categoría diferente ya que “tenemos que recoger esta característica distinta que es básicamente que hacen un uso forzoso de una infraestructura porque no tienen otra alternativa. Asimilarlo mucho al peaje de distribución de clientes libres que lo que asegura en la práctica es que paguen un valor similar a los clientes regulados por el VATT porque reciben básicamente el mismo servicio. En materia de transmisión dedicada pasa un poco lo mismo”.

“Deberíamos ir pensando que este tipo de clientes deberían pagar un cargo como lo pagan los clientes regulados respecto a estas instalaciones que son de uso mixto. Es una alternativa bastante razonable que es armónica con los principios regulatorios y con la protección que la normativa debe dar a este tipo de clientes”, indicó.

El segundo tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables y almacenamiento cerró finalmente el período de recepción de ofertas en diciembre pasado.

Si bien el proceso originariamente tenía previsto como fecha límite el 14 de noviembre y se dio lugar a una prórroga para el 5 de diciembre, distintos actores habían solicitado una nueva ampliación de los plazos.

Como contestación a aquellos pedidos, Accion Group, coordinador independiente del proceso, escribió en la plataforma oficial del “RFP tranche 2” que no iba a haber una extensión adicional de la fecha de vencimiento. Sin embargo, invitó, a aquellos que no llegaron a enviar sus propuestas, a que las presenten en una próxima convocatoria.

“Si el Proponente no está preparado para completar las propuestas antes de la fecha límite existente, le sugerimos que participe en el Tranche 3, que el NEPR pretende abrir en un futuro cercano, incluida la participación en el período de comentarios y las sesiones de partes interesadas para explorar sus inquietudes”, fue el mensaje publicado.

¿Cuándo se convocará al Tranche 3? Si bien no hay una fecha firme, durante el último webinar brindado a stakeholders, el pasado viernes 12 de agosto- se indicó que el «tranche 3» estará «en los talones» del «tranche 2».

Como argumento de la decisión de empalmar los procesos y no combinarlos, en aquel entonces, Sheri Vincent-Crisp, consultor de Accion Group, aclaró: “Al tramo dos (…) lo estamos moviendo en una vía más rápida. Si lo ampliamos, tomará más tiempo y estamos tratando de que los proyectos entren en servicio y sirvan a la gente de Puerto Rico”.

Al respecto es preciso recordar que para el Tranche 2, que persigue contratar 1000 MW renovables y 500 MW de almacenamiento, Accion Group planteó un proceso de 12 meses comprendidos de enero a diciembre contemplando desde el primer webinar informativo hasta la recepción de ofertas.

Si se busca cumplir con los compromisos fijados por Ley para elevar la participación de las energías renovables en la matriz eléctrica, un “tranche 3” podría tener su reunión aclaratoria inicial durante 2023, lo que le permitiría -con la ejecución de proyectos de los tres primeros RFP- lograr el 40% de energías renovables al 2025 y encaminarse al 60 % en 2040 y 100% en 2050.

Celsia es sin dudas una de las empresas más importantes de Colombia en materia energética. Es una de las lideresas en el avance de centrales renovables, habiendo inaugurado plantas solares y adjudicando parques eólicos en una zona de recursos tan envidiable a nivel mundial como compleja en su desarrollo: La Guajira.

En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica, voceros de la compañía destacan cómo está avanzando la estrategia de Celsia y cuál es su punto de vista sobre temas clave que se avecinan para este año en materia de energías limpias.

¿Qué balance hacen desde Celsia del 2022 en materia de renovables?

Hace 5 años (septiembre de 2017) Celsia, empresa de energía de Grupo Argos, construyó la primera granja solar en Colombia, de 9,8 MW y 35 mil paneles, ubicada en Yumbo; para lo cual se requirió de pilotos y proyectos a menor escala, durante 4 años, para que ese gran hito de país fuera una realidad; es decir, que la compañía lleva 9 años impulsando la generación fotovoltaica.

Hoy tenemos en operación 210 MW solares en Colombia, Panamá y Honduras, y en diferentes niveles de construcción 11 granjas solares en Colombia, que suman 159 MW, y que muy pronto brindarán energía renovable, tanto para el Sistema Interconectado Nacional como para clientes industriales que tendrán una producción más limpia y económica.

Las inversiones en estos proyectos son cercanas al $1,0 billón, con los cuales se generarán más de 3.500 empleos durante su etapa de construcción.

Estos proyectos se desarrollan a través la plataforma de inversión C2 Energía en alianza con Cubico Sustainable Investments, fondo de inversión internacional.

Este año pusimos en operación dos proyectos solares a gran escala: Celsia Solar Tuluá, de 9,9 MW y Celsia Solar Sincé de 19,9 MW, este última es la más grande y moderna granja que hemos construido, que cuenta con tracker o seguidores solares, lo cual permite tener un mayor nivel de eficiencia en la generación de energía.

¿Qué proyecciones hacen sobre el 2023?

Frente a la meta que nos habíamos trazado para los próximos años, la estamos revaluando, teniendo en cuenta la situación económica mundial, especialmente el precio del dólar, que nos afecta la importación de equipos y material, y la inflación, aspectos que impactan directamente los costos de los proyectos que teníamos presupuestados.

Igualmente, tenemos unos impactos derivados de la reforma tributaria debido -por ejemplo- a la sobre tasa adicional del 3% a las empresas con generación hidroeléctrica, y la tasa efectiva mínima de tributación que puede llegar a limitar a futuro el uso de los beneficios tributarios como los establecidos en la ley 1715 que promueve el desarrollo de proyectos renovables convencionales, entre otros.

Por ahora, nuestra prioridad es culminar los que están en construcción y mantener la sostenibilidad de la empresa en este entorno retador de alta volatilidad.

¿Y en cuanto a proyectos eólicos?

Estamos llevando a cabo una revisión a fondo de la viabilidad de los proyectos eólicos que tenemos en La Guajira y que suman 330 MW.

Por un lado, hay un gran desafío que tiene que ver con lograr las sinergias y acuerdos con las comunidades para el desarrollo eficiente de estos grandes proyectos, de otra parte están los tiempos que se toman los trámites para lograr su construcción.

A esto se suma los efectos que tiene el incremento del dólar en la rentabilidad de los mismos, así como algunas señales que viene dando el Gobierno Nacional en cuanto a la estabilidad regulatoria que requiere el sector privado para continuar promoviendo el desarrollo de este tipo de energías de manera decidida; como lo veníamos haciendo, como por ejemplo, los posibles cambios en relación con la implementación de los proyectos y su relación con las comunidades étnicas.

Como compañía seguimos entusiasmados con el desarrollo de los proyectos solares y eólicos, pero debemos actuar con mucha prudencia, para garantizar la sostenibilidad de la empresa.

Lo que sí es cierto, es que el país necesita crecer su matriz energética para responder al crecimiento de la demanda y variables como un cercano fenómeno de El Niño, por lo tanto, es importante tener señales claras por parte del Gobierno Nacional y la regulación para mantener la inversión tanto propia como extranjera para el desarrollo de estos proyectos.

¿Sería oportuno que en 2023 el Gobierno lance una subasta de renovables?

En cuanto a subastas de energía, para Colombia la mayor prioridad es realizar una subasta de energía firme, como parte del esquema del cargo por confiabilidad, dado que los balances que sean realizado de oferta-demanda muestran que, en unos cuatro años aproximadamente, podría haber déficit de energía firme en condiciones críticas, por lo que es necesario realizar la subasta para que los proyectos que aporten energía firme adicional al sistema, se puedan construir y entrar en operación oportunamente. Respecto a subasta de renovables, consideramos que la prioridad debe estar en lograr que las condiciones requeridas para que los proyectos adjudicados en la primera y segunda subasta se puedan construir, y en avanzar en generar el entorno para que el mercado, de manera natural, transe contratos a largo plazo, sin depender de subastas convocadas por el Gobierno.

¿Incorporarán almacenamiento en sus proyectos? ¿Qué tipo de regulaciones o incentivos falta para que el almacenamiento a partir de baterías se comience a dar en Colombia?

En Colombia ya existe una regulación inicial respecto al almacenamiento que posibilita su uso en varios ámbitos del sector, no obstante, es necesario y se espera que la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) continúe avanzando para posibilitar una mayor participación y aporte del almacenamiento al sector.

Celsia ha venido probando diversas tecnologías y analizando las posibilidades de incorporar almacenamiento en diversos proyectos, en particular de autogeneración o generación solar, para estar listos para cuando las condiciones técnicas y económicas sean las apropiadas para implementar soluciones de almacenamiento dentro de estos proyectos.

¿Qué expectativa tienen sobre la eólica marina y las normativas que se están trabajando?

A Celsia le interesa la posibilidad de llevar a cabo proyectos eólicos costa afuera y por ello ha venido siguiendo y participando en la construcción por parte del Gobierno de la hoja de ruta para este tipo de proyectos; nuestra expectativa es que se continúe avanzando y se posibilite su desarrollo cuando sea pertinente, considerando variables económicas, sociales y ambientales, sin forzar su entrada antes de ello, considerando especialmente que Colombia tiene una capacidad significativa en energía eólica y otras tecnologías renovables costa adentro.

Adicionalmente, es importante que la tecnología continúe una senda de desarrollo que permita alcanzar mayores eficiencias y se requiere un marco regulatorio que permita una estabilidad.

Respecto a hidrógeno, ¿qué planes está desarrollando Celsia?

Desde Celsia hemos seguido de cerca todo el desarrollo tecnológico asociado al hidrógeno, en particular el hidrógeno verde, que conecta muy bien con los planes de crecimiento que nos hemos trazado en la compañía en energías renovables no convencionales.

Tenemos un equipo de trabajo dedicado al tema y estamos evaluando varias aplicaciones y segmentos de negocio donde vemos un potencial relevante para la descarbonización de sectores como el de los fertilizantes, transporte, procesos térmicos, entre otros. Esperamos contar avances concretos en algunos proyectos muy pronto.

Genneia está a pocos pasos de alcanzar un verdadero hito en el sector energético de Argentina: tener más de 1000 MW (1 GW) de capacidad instalada renovable a lo largo y ancho del país. Hecho que se aguarda para los próximos meses.

“El objetivo para 2024, o antes, es superar 1 GW de potencia renovable, hito que no se alcanzó en Argentina y al que llegaremos y sobrepasaremos una vez que entre en operación todos los parques que tenemos en construcción”, sostuvo Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia, en conversación con Energía Estratégica.

Actualmente, la empresa que nació en 2012 está por entrar en la fase final del parque solar Sierras de Ullum en San Juan, puntualmente en aquella etapa de energización y procesos previos a la entrada en operación comercial, a la par que avanzan en la construcción del P.S. Tocota III (60 MW) y los eólicos La Elbita I y II (cerca de 140 MW). 

“Esperamos que Sierras de Ullum entre en operación dentro del primer trimestre de 2023. Es muy importante ponerlo en marcha, ya que con ello nuevo duplicaremos nuestra potencia instalada en San Juan”, aseguró Castagnino. 

De todos modos aclaró que siempre puede surgir alguna demora o cambio de plazos  – como por ejemplo la dificultad para importar equipos -, pero que suelen intentar ganarse al momento de iniciar la obra del parque. 

¿Qué otras oportunidades analizan en Genneia? Uno de los principales focos está puesto en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde fue logró prioridad de despacho para 114 MW a lo largo de convocatorias de los últimos dos años, y en la posibilidad de ampliar sus centrales ya operativas. 

Sin embargo, la magra capacidad de transporte disponible en ciertas regiones (sólo 35 MW en en el corredor Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino y nada Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires) y la falta de redes de transmisión limitan el avance de grandes proyectos, por lo que las compañías miran hacia otro tipo de mercados, como por ejemplo la licitación a partir de las manifestaciones de interés.

“Estamos analizando proyectos de las MDI, en zonas no tan atractivas desde el punto de vista de los recursos (solar y eólico), pero sí que tienen cosas interesantes e incluso se construyen parques en lugares donde antes no se cruzaba la idea de invertir”, declaró Castagnino.

“Por otro lado, queremos mantener el liderazgo en el sector que es nuestra guía y por eso seguimos invirtiendo. Fuimos muy activos en emisión de bonos verdes y pensamos continuar en esa senda”, agregó. 

Mientras que en materia de hidrógeno verde y storage, el director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia no cerró las puertas a futuros proyectos, ya sea a través de los propios parques ya construidos (y aquellos en obra) como también emprendimientos off-grid. 

“Uno ya mira proyectos, como una parte de la generación de energía renovable. No nos vemos como operadores, productores o vendedores de H2, pero sí como una pata importante para brindar la energía”, afirmó. 

“También trabajamos en el análisis del almacenamiento de energía, que será un cambio fuerte para las renovables cuando se encuentre la tecnología eficiente a un menor costo”, concluyó.

El Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) de Chile rechazó una medida precautoria que frenó la evaluación de ofertas económicas de la Licitación Pública Internacional de Obras Nuevas fijadas por Decreto Exento N°229/2021 y de las Obras de Ampliación Condicionadas fijadas por Decreto Exento N°185/2021.

Medida que surgió ante 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.

En aquel entonces, Ferrovial fue una de las nueve compañías que competían en el proceso, pero dentro de sus propuestas económicas hubo ofertas con un valor de USD 1 respecto Grupo de Obras G1 (Aumento de capacidad línea 2×220 kV Tarapacá – Lagunas – Tramo Nueva Lagunas – Laguna), las cuales fueron desestimadas automáticamente por no cumplir determinados requisitos / precios mínimos.

Ante ello, Ferrovial presentó una demanda contra el CEN, alegando que la descalificación inflingían o no eran consideradas, pese al libre comercio que rige en Chile. Hecho que puso un parate al proceso de evaluación y adjudicación.

Pero a raíz de la decisión del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia de rechazar la medida cautelar, el proceso podrá continuar tal como estaba previsto, según explicaron desde especialistas del sector. 

“La licitación en cuestión terminó. Se adjudicaron los ganadores y debe estar en trámite el Decreto del Ministerio de Energía que oficializa la adjudicación ya realizada por el Coordinador Eléctrico Nacional”, explicó Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal.

Este acontecimiento resultó muy particular para el sector energético de Chile, tanto por la oferta de USD 1 para el aumento de capacidad de las líneas de 220 kV Tarapacá – Lagunas, tramo Nueva Lagunas – Laguna, como por la demanda interpuesta contra el CEN. 

Por lo que Daniela González no descartó que en las futuras rondas licitatorias sí se empiecen a solicitar precios mínimos para llevar a cabo las nuevas obras de transporte y de ampliación del sistema, con tal de que no se repita el mismo conflicto. 

Cabe recordar que la cuestión judicial demoró todo el proceso por más de lo debido, ya que la adjudicación estaba estipulada para el miércoles 14 de septiembre, es decir, hace más de tres meses. 

Y aún se espera el decreto ministerial, el cual dará inicio al plazo de las empresas para asumir la construcción de las líneas, montaje que podrá ser de 30, 36 y hasta 48 meses, dependiendo el grupo de obras correspondiente. 

El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) de Guatemala emitió un comunicado que llamó la atención de empresas del sector energético renovable. El documento que fue publicado el pasado jueves 29 de diciembre del 2022 inicia con el texto:

“El Administrador del Mercado Mayorista informa, a todos los interesados en desarrollar proyectos de generación solar y eólica en el Sistema Nacional Interconectado de Guatemala, que el AMM tiene personal especializado que le puede brindar atención y seguimiento a este tipo de proyectos”.

Aquello va en línea con el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 que adelanta un escenario prometedor para la promoción de nuevas inversiones de recursos limpios y renovables.

En dos décadas se buscaría incrementar el parque de generación actual un 77%. Es decir, llevarlo de los 3,379.3 MW de capacidad instalada actualmente hasta los 5,981.6 MW en 2052. De aquel total, solo en energías renovables se estima la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás, para que más del 60% provenga de fuentes renovables no convencionales (ver más).

Durante el 2022 se avanzó con convocatorias clave para llevar a cabo su expansión en el sector eléctrico; por lo que, el país ya cuenta con mecanismos en marcha. En la web oficial de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) se repasa una a una las licitaciones de corto y largo plazo; entre ellas, se destaca Licitación Abierta PEG-4-2022 para acceder a contratos potencia y energía para el suministro durante el 2026 al 2041, y sus pliegos se pueden adquirir hasta el 30 de mayo del 2023.

Listo el cronograma para la licitación a largo plazo de Guatemala

La CNEE ya estudia otra licitación de largo plazo por hasta 1200 MW para dar lugar a nuevos proyectos, entre los que se contemplan aquellos de tecnologías renovables.

Durante una entrevista exclusiva a Energía Estratégica, Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la CNEE y exministro de Energía y Minas de Guatemala, adelantó que la Licitación Abierta PEG 5 servirá no solamente para hacer el cubrimiento de la demanda creciente, sino que también lo será para sustituir los contratos que fueron firmados en el año 2010 hasta el año 2015, que comenzarán a terminar en el año 2030/31 hasta el año 2033.

Aquellos interesados en recibir atención personalizada y seguimiento del Administrador del Mercado Mayorista para desarrollar proyectos de generación solar y eólica a interconectarse en el SIN, pueden comunicarse directamente con el Grupo de Trabajo sobre Nuevas Tecnologías de Generación (NTG) al correo: atencion@amm.org.gt

Las Manifestaciones De Interés (MDI) para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía que fueron presentadas durante el año 2022 superan los 14 GW y dan cuenta del interés que existe para realizar inversiones sostenibles en el sector eléctrico de Argentina.

Los anuncios de la actual administración pública nacional respecto al inminente lanzamiento de una licitación a partir de aquellas MDI, reactivaron a muchas empresas dispuestas a ejecutar nuevos proyectos en el país. El momento de invertir es hoy.

Goesgreen, proveedor líder de soluciones para proyectos energéticos con presencia en mercados tan dinámicos como el europeo y latinoamericano, se posiciona como aliado para apoyar a empresas oferentes desde la concepción de la idea hasta la gestión de los activos de generación renovable y/o almacenamiento.

“En un marco de oportunidad como el actual resulta importante tener una visión integral que permita diseñar y optimizar los proyectos desde una perspectiva tecnológica, económica y regulatoria a fines de lograr el desarrollo de un activo renovable confiable y exitoso desde su concepción”, señaló Nicolás Rossi, CEO de Goesgreen.

A partir de la experiencia con la gestión de 650 MW solares y haber desarrollado múltiples proyectos para el RenovAr y el MATER, la empresa se propone transformar la ambición de nuevos clientes en un proyecto concreto de generación y/o almacenamiento para ser presentado en la convocatoria que está en puerta.

“La incorporación del almacenamiento permitirá una mayor integración de energías renovables en el sistema, ocupando una menor cuota de capacidad de distribución y transmisión eléctrica. Eso, sumado a que se estará comercializando energía renovable a un menor precio que la generación forzada en el punto de consumo, generará un esquema virtuoso para ampliar la cantidad de proyectos distribuidos y aumentar la sostenibilidad del sistema eléctrico”, agregó Nicolás Rossi.

De allí que, la convocatoria a partir de los MDI se perfile como el mecanismo ideal para ejecutar próximos proyectos de hasta 90 MW de capacidad, en puntos estratégicos de la red para disminuir o eliminar restricciones de abastecimiento, mientras permiten reducir generación forzada proveniente de combustibles de alto costo, importados y no renovables.

Para asegurar el éxito de esta convocatoria, será importante considerar las lecciones aprendidas de licitaciones previas para generar el ambiente propicio a la presentación de proyectos competitivos y el ingreso de nuevos actores locales o extranjeros.

“Si Argentina quiere una mayor participación de energías renovables, deberá incorporar elementos en el proceso licitatorio que permita una diversificación del sector no sólo con múltiples tecnologías renovables no convencionales sino también con variedad de actores en el mercado”, advirtió Gustavo Gil, presidente de Goesgreen.

Esta será una gran oportunidad para realizar una licitación superadora, tras tres años sin convocatorias públicas para acceder a contratos de abastecimiento de energía eléctrica (PPA) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

Por lo pronto, Argentina cuenta con 5149 MW de capacidad instalada a partir de fuentes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Al día de hoy, esto representa el 12% de la matriz energética nacional; pero es una cifra que podría duplicarse durante esta década, si se dan los impulsos necesarios.

Los Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030, aprobados mediante la Resolución N°1036/2021, proponen un escalamiento de la participación de las energías renovables hasta alcanzar al menos un 20%. En un escenario que contempla las capacidades nacionales actuales, lograr ese porcentaje implicaría incorporar un total de 8.700 MW. Si se plantea incorporarlas a un ritmo más acelerado, las renovables podrían llegar hasta el 30%, adicionando 11.875 MW al año 2030.

“Independientemente del volumen que se adjudique en la nueva licitación, es un gran paso dar lugar a las renovables para sustituir potencia y energía que aportan desde hace varios años importantes costos para el sistema. Esta senda permitiría desplegar proyectos con variedad tecnológica, cerca de la demanda y distribuida en todo el territorio nacional”, concluyó Gustavo Gil.

Al respecto, es de destacar que licitación que se avecina no sólo permitirá instalar nueva capacidad de generación y almacenamiento aprovechando la disponibilidad de redes de transmisión en todo el territorio nacional, también tendrá externalidades positivas hacia el medio ambiente y la sociedad, como brindar seguridad y sustentabilidad en el abastecimiento de las demandas a nivel federal, fomentar el desarrollo productivo en las provincias y promover la creación de empleo local.

El presidente electo, Luiz Inácio Lula da Silva, asumió este domingo (1/1) y deberá lidiar, de inmediato, con el inminente fin de las exenciones de combustibles , además de las perspectivas de un aumento en la factura eléctrica también en 2023 .

El petista asume el gobierno con un sector energético diferente al que abordó en los 2000, en sus primeros mandatos: un mercado más abierto; una Petrobras más rentable, pero con un programa de inversiones más reducido y con menos activos en cartera; una menor presencia estatal en el sector eléctrico, luego de la privatización de Eletrobras; y la realidad de la transición energética.

A continuación, la agencia epbr presenta las principales promesas de Lula y su equipo para el sector energético y cómo dialogan con este nuevo diseño de mercado:

‘Abrasileirar’ los precios de los combustibles

Los precios son un tema políticamente delicado para el nuevo gobierno. La exención de impuestos federales sobre derivados, implementada por Bolsonaro en 2022, en un intento por contener la inflación de los combustibles en un año electoral, triunfó en el cambio de año.

Y los precios internacionales deberían permanecer altos en 2023, aunque en niveles por debajo de 2022.

La Administración de Información de Energía de EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés) pronostica, por ejemplo, el Brent en US$ 92 en 2023, en promedio, frente a US$ 101 en 2022.

El equipo de Lula está preparando un MP para extender la exención de combustible a principios de 2023. Fernando Haddad, postulado para el Ministerio de Hacienda, quiere limitar el alcance de la extensión. [ Hoja ]

Pero este es un problema temporal. La principal promesa de Lula en materia de precios es revisar la alineación de Petrobras con el precio de paridad de importación (IPP), adoptado desde 2016 en el gobierno de Michel Temer.

Durante la campaña, Lula manifestó en ocasiones su intención de “brasilizar el precio de la gasolina” .

Ya electo, Lula dijo el jueves (29/12) que el tema de los precios será tratado por los nuevos directores de Petrobras. 

“Basta que la misma mano que firmó la subida también firmó la bajada. Eso va a pasar desde el momento en que montemos el directorio de Petrobras – porque todavía lleva algún tiempo, porque hay toda una legislación que rige las empresas estatales – y entonces vamos a [firmar la disminución]”, dijo.

El viernes, Prates reforzó que el IPP es una “abstracción” que ignora aspectos regionales de precios. Defendió que la política de precios de los combustibles es un asunto del gobierno y que se va a cambiar la política de precios de la empresa porque va a cambiar la política de precios del país.

Dijo que eso no lo hará de manera inmediata, en sus primeros días al frente de la empresa estatal. Afirmó que la nueva política de precios se implementará sin “traumatizar necesariamente a los inversores y el retorno de la inversión” y señaló que Petrobras no pretende “desviarse completamente” del mercado internacional.

“Cuando hablamos de extinguir el PPI, o dejar de usar el PPI como referencia, no es que vayamos a arrancar por completo los precios de los combustibles del mercado internacional. El país no está loco, no vamos a crear una economía paralela en Brasil”, dijo.

Sin entrar en mayores detalles sobre cómo se implementará la nueva tarificación, Prates defendió la creación de referencias regionales, que tomen en cuenta las particularidades locales.

“Lo que significa es que vamos a dejar de delimitar el precio de puerta de refinería con el precio de un producto producido en lugares del mundo completamente al azar, distantes, más flete y más gastos por colocarlo en el punto A […] Y la refinería, al estar del lado y poder producir a un menor costo y con un margen muy cómodo, equiparable a cualquier empresa similar, que eso no se puede practicar y ser considerado dumping”, comentó.

Un nuevo mercado

En su nuevo gobierno, Lula tendrá que lidiar con una estructura de mercado diferente.

Existen ventanas legales , en la legislación vigente, que afectan el gobierno de la empresa. Además, Petrobras tiene un término firmado en 2019 con el Consejo Administrativo de Defensa Económica (Cade) en el que se compromete no solo a la venta de refinerías, sino a prácticas que mantengan abierto el mercado.

En el momento en que Petrobras controlaba los precios, en el gobierno de Dilma, por ejemplo, la empresa estatal era de hecho un monopolio en el suministro, situación que ya no es la realidad actual, ya que la empresa estatal pasó a vivir en últimos años con la presencia de importadores privados y, más recientemente, con la competencia de Acelen, que compró RLAM (BA), y con Atem, el nuevo propietario de Reman (AM). Actualmente, Petrobras es responsable por el suministro de alrededor del 80% del diésel en el mercado brasileño.

Prates también dijo que la protección al consumidor se ampliaría con la creación de la cuenta de control de volatilidades. Este año, bajo la relatoría de Prates, el Senado aprobó un proyecto que creaba este tipo de fondo.

Liderado por Prates,  el subgrupo de petróleo y gas del gabinete de transición recomendó volver a abordar la creación de un fondo de protección al consumidor.

Poner un límite a las privatizaciones

En el poco espacio reservado a las políticas del Ministerio de Minas y Energía, el informe final sobre la transición de gobierno enumera la cancelación de estudios para la privatización de Petrobras y para la liquidación anticipada de la petrolera compartida , bajo la gestión de Pré- Sal Petróleo SA (PPSA).

Son dos medidas que no avanzaron en el actual gobierno —fueron formalizadas este año, con sesgo de promesa electoral— y ya era seguro con la victoria de Lula que se interrumpirían las privatizaciones.

Lula también ha mostrado su oposición a la venta de las refinerías de Petrobras. Además de posicionar a la petrolera como una herramienta para inducir el desarrollo económico, el informe final de transición critica a Abastece Brasil y las políticas de desregulación en el sector de combustibles.

En el caso de Eletrobras , el subgrupo de Minas y Energía, del gabinete de transición, sugirió que el nuevo gobierno analice la “viabilidad económica, jurídica y política” de medidas que permitan al Sindicato tener derechos de voto proporcionales al número de acciones ordinarias. en el anterior -de propiedad estatal. [ El Globo ].

El objetivo es eliminar la limitación al poder de voto del Sindicato, que, según las normas vigentes, tiene un máximo del 10% de los votos en las asambleas de accionistas, aunque alrededor del 40% de las acciones de la empresa, incluida la participación indirecta de BNDES y BNDESPar.

La iniciativa propuesta, sin embargo, es poco probable. Los estatutos de la compañía contienen una cláusula de “píldora venenosa”, una regla que funciona como protección contra intentos hostiles de adquisición. Así, el Estado tendría que asumir cientos de miles de millones de reales para retomar el control de Eletrobras .

Mantener el sistema de intercambio

La victoria de Lula en las elecciones de 2022 también representa un obstáculo para el fin de la producción compartida, una propuesta planteada en los gobiernos de Temer y Bolsonaro.

“Es necesario preservar el régimen de coparticipación, y el fondo social del presal debe estar, una vez más, al servicio del futuro”, cita el programa de gobierno de Lula.

Utilizar a Petrobras como motor de desarrollo

La empresa estatal se colocó en la campaña del PT como una palanca importante para el desarrollo económico.

Lula quiere que Petrobras invierta más en refinerías, para reducir la dependencia del mercado interno de las importaciones, especialmente del diésel.

El informe elaborado por el subgrupo de petróleo y gas de transición propone la creación, en 60 días, de un  plan nacional de expansión de la refinación [Estadão] .

El petista también hizo guiños a la industria naval , al prometer recuperar inversiones en el sector, aunque el programa de gobierno y el informe del gabinete de transición no apuntaban a propuestas concretas.

Fomentar la industria de la construcción naval fue una marca registrada de Petrobras durante las pasadas administraciones de Lula. El sector, sin embargo, entró en crisis con la implicación de los astilleros en los delitos investigados en Lava Jato.

Con retrasos en las entregas y flexibilización de la política de contenido local, la construcción de plataformas migró, sobre todo, a Asia, y la industria naval brasileña perdió más de 60.000 puestos de trabajo desde 2014, cuando empleaba a 82.000 personas, según Sinaval .

Reducir las emisiones en la sede

Sin más control sobre Eletrobras, Lula también quiere hacer de Petrobras un importante inversor en nuevas energías, con la vista puesta en la transición energética. Las inversiones en energía eólica marina e hidrógeno son posibilidades que está evaluando la compañía.

“Es fundamental garantizar la soberanía y la seguridad energética del país, con una ampliación de la oferta energética, profundizando la diversificación de la matriz, con la expansión de fuentes limpias y renovables a precios compatibles con la realidad brasileña”, dice el PT programa.

El programa de gobierno establece que la estatal debe ser una empresa energética integrada, retomando inversiones en fertilizantes, biocombustibles y energías renovables, áreas en las que la empresa vendió sus activos en los últimos cinco años.

En el gobierno de Bolsonaro, Petrobras se convirtió en un importante pagador de inversiones, con ganancias impulsadas por el enfoque en activos de alto rendimiento en la capa presalina.

La necesidad de la compañía de petróleo y gas de diversificar su cartera fue un tema recurrente de discusión en el subgrupo de petróleo y gas del gabinete de transición.

El viernes, al anunciar la nominación de Petrobras, Prates reforzó que la estatal necesita posicionarse de cara a la transición energética y que se hará cargo de la petrolera, teniendo como principal demanda «la mirada hacia el futuro».

“Veo a Petrobras como una empresa que necesita mirar hacia el futuro e invertir en la transición energética para atender las necesidades del país, del planeta y de la sociedad, además de los intereses de largo plazo de sus accionistas”, escribió, en sus redes sociales.

El programa de Lula también habló de alinear la transición energética con las «metas de reducción de emisiones de gases de carbono que el país asumió en la Conferencia de 2015».

Con la designación de Marina Silva (Rede) al Ministerio del Medio Ambiente, aún queda la expectativa de cómo se sumarán sus aportes. Durante la campaña, Marina sugirió, entre otros puntos, la inclusión de objetivos de reducción de emisiones de carbono en la política de contratación de nuevas plantas de generación centralizada de energía centralizada.

Búsqueda de tarifas energéticas razonables

El programa de gobierno de Lula también critica la oposición a la privatización de Eletrobras. Promete la continuidad del programa Luiz para Todos y una “política sostenible de tarifas bajas”.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) estima que la tarifa eléctrica subirá un 5,6% , en promedio, en 2023.

En las discusiones del grupo de energía del gabinete de transición, Maurício Tolmasquim defendió varias veces que es necesario revisar la contratación obligatoria de termoeléctricas prevista en la ley de privatización de Eletrobras, que tiende a aumentar la tarifa, en la visión de los grandes consumidores.

Recientemente, Tolmasquim afirmó que  las centrales térmicas flexibles  juegan un papel en la expansión de la matriz energética, pero reforzó las críticas a la contratación de centrales en la base: Tolmasquim defiende las centrales térmicas flexibles y ve las renovables como soft power brasileño

Durante los debates de gabinete se hizo una defensa por dictar una  medida provisional revocando la obligación con las térmicas inflexibles . Esta información fue anticipada en noviembre por el  político epbr .

“En electricidad, la principal preocupación se refiere a la mitigación de las consecuencias negativas de la privatización de Eletrobras sobre las tarifas en el sector eléctrico, debido al proceso de ‘decoting’ y la concentración del poder de mercado en una empresa privada”, dice el informe de. el grupo de transición.

Fuente: EPBR / André Ramalho

La Comisión Técnica que determina los Factores de Emisión de gases de efecto invernadero (CTFE), concluyó que, en el sector eléctrico del país en el año 2021, se redujo a 1.204 kilotoneladas de dióxido de carbono emitidas al ambiente, comparado con las 5.922 kilotoneladas que se generaron en el 2014. Este logro alcanzado se produjo por la implementación de energías renovables y el óptimo funcionamiento del Sistema Nacional Interconectado (SNI).

Cuatro Instituciones conforman la CTFE; los Ministerios de Energía y Minas (MEM), de Ambiente, Agua y Transición Ecológica (MAATE), el Operador Nacional de Electricidad (CENACE) y la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables (ARCERNNR); las cuales utilizaron la herramienta metodológica provista por Naciones Unidas, para el cálculo del factor de emisión de CO2 de un sistema eléctrico versión v7.0. El Factor de emisión del SNI, permite certificar la reducción de emisiones para proyectos que se impulsen en el ámbito de la energía renovable y de la eficiencia energética.

Cabe destacar, que en 2021, la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) validó la correcta aplicación del método para calcular el Factor de Emisión de CO2 del Sistema Nacional Interconectado; el cálculo y el informe fue elaborado por el CENACE, para lo cual el MAATE y la ARCERNNR, proporcionaron la información relevante para el análisis.

El informe de Factor de Emisión evidencia el progreso del Ecuador en el cumplimiento de sus compromisos ambientales y definidos a través de la Política Pública del Gobierno Nacional, celebrada en el “Pacto para la Transición Hacia la Descarbonización”, con el cual se prevé transitar hacia un nuevo modelo de desarrollo bajo en emisiones y resiliente a los efectos del cambio climático. Esto permitirá alcanzar un desarrollo sostenible con acciones alineadas al “Programa Ecuador Carbono Cero”, dispuesto con Acuerdo Ministerial No. MAAE-2021-018.

Además, con esta publicación, el Ecuador afianza su compromiso en cuanto a realizar acciones encaminadas al cumplimiento de compromisos internacionales y es consecuente con los ejes del Decreto Ejecutivo No 238-2021, cuyo fundamento principal se instaura en fomentar la eficiencia, la sostenibilidad y responsabilidad ambiental del sector eléctrico.

El Gobierno del Encuentro, corrobora su responsabilidad y compromiso de trabajo para enfrentar con acciones concretas el cambio climático, y para ello, labora de forma permanente en políticas, diseño de proyectos y obras enfocadas a generar mayor seguridad energética, sostenibilidad ambiental, acceso y equidad social.

Para acceder al informe completo ingresar a: https://bit.ly/3VsoCBb 

La Superintendencia de Electricidad (SIE) publicó en el cierre de este año una serie de resoluciones que podrían dar lugar a la construcción de nuevos proyectos de energías renovables.

En concreto, recomendó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) otorgar la Concesión Definitiva de 325 MW solares y aprobar la modificación de la concesión de unos 50 MW eólicos.

De obtener también el visto bueno de la CNE, los 325 MW iniciales se podrían sumar al listado final de concesiones definitivas y obtener contratos en el inicio del año 2023.

¿Cuáles son los nuevos proyectos? Los proyectos solares fotovoltaicos que recibieron luz verde de la SIE son Pedro Corto, Sajoma, Sunfarming Food & Energy y Cotoperí Solar (fase I, II y III).

Sin ir demasiado lejos, esta semana se publicaron tres resoluciones a favor de los proyectos de la empresa Cotoperí Solar FV, S.R.L. estos son: 

Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar III, capacidad instalada de hasta 54.20 MWp y 48.06 MWn, Guaymate, La Romana. (ver resolución)
Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar II, capacidad instalada de hasta 54.20 MWp y 48.06 MWn, municipio Guaymate, La Romana. (ver resolución)
Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar I, de 54.2 MWp y 48.06 MWn, Municipio Guaymate, La Romana. Empresa  (ver resolución)

En tanto que, en el mes de noviembre fueron publicadas las resoluciones correspondientes a los proyectos de las empresas Sunfarming Dom Rep Invest, EGEHAINA e Irradiasol Dominicana.

Complejo Agroenergético e Innovador para la Generación de Energía Fotovoltaica y Producción Agrícola Sunfarming Food & Energy de 50 MW -Baní, provincia Peravia. Empresa Sunfarming Dom Rep Invest, S.R.L. (ver resolución)
Parque Solar Sajoma, con capacidad instalada de hasta 80 MWp y 68.4 MWn – Santiago. Empresa Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A.  (ver resolución)
Proyecto Parque Solar Pedro Corto, con capacidad instalada de hasta 82.69 MWp y 63.35 MWn – San Juan de la Maguana, Sección Pedro Corto. Empresa Irradiasol Dominicana, S.R.L. (ver resolución)

Por otro lado, a mediado de este mes, también se publicó una Resolución favorable para la modificación del Contrato de Concesión Definitiva de la empresa Agua Clara, S.A.S., para la instalación y explotación del «Parque Eólico Agua Clara» de hasta 50MW, en las provincias Puerto Plata, Montecristi y Valverde. (ver resolución)

Al respecto, restará que el poder ejecutivo autorice la modificación y que la concesionaria inicie el proceso de modificación de licencia ambiental antes de avanzar en su construcción.

Ayer, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó la versión final de la Agenda Regulatoria 2023 –DESCARGAR-, donde se fijan 12 puntos a tratar durante el año entrante.

De estos temas, cuatro tienen que ver directamente con el sector de las energías renovables en Colombia. Uno de ellos, con el avance de ‘proyectos urgentes’ de redes eléctricas.

De acuerdo a este ejercicio de la UPME, a partir del 31 de enero próximo se publicarán dos resoluciones a consulta pública.

Una de ellas apunta al procedimiento para el trámite de solicitudes de conexión al sistema interconectado nacional (SIN), donde se establecen disposiciones sobre la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1 por parte de la UPME y se definen los parámetros generales de la ventanilla única, en el marco de la Resolución 075.

En la otra, se fijarán las tarifas a cobrar por la prestación de servicios de planeación y asesoría para la emisión de conceptos sobre conexiones en el SIN por parte de la UPME.

Se trata de “tarifas por el trámite de solicitudes de asignación, modificación o conservación de capacidad de transporte de proyectos clase 1 al sistema interconectado nacional (SIN) en energía eléctrica”, aclara la entidad en la Agenda Regulatoria 2023.

A partir del 15 de febrero próximo, se publicará una resolución a consulta pública para establecer el “Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica con el cual deben ser registrados los proyectos de generación, generación centralizada, generación distribuida, cogeneración y autogeneración de energía eléctrica a operar en el Territorio Nacional”.

Y a partir de septiembre del 2023, se lanzará una nueva resolución en borrador “por la cual se establece el procedimiento y los requisitos para solicitar la evaluación y certificación de inversiones en Tecnología de captura, utilización y almacenamiento de carbono CCUS para acceder a los beneficios tributarios establecidos en el artículo 22 de la Ley 2099 de 2021”

Por otra parte, la Agenda Regulatoria del año entrante introducirá una “declaratoria de proyecto urgente STN-STR”, donde “identificar proyectos urgentes de transmisión de energía a nivel del sistema de transmisión nacional (STN) o del sistema de transmisión regional (STR)”, aclara la UPME pero advierte que no hay fecha determinada para una resolución de este tipo.

Panamá avanza en la ejecución de los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética 2030 y para eliminar barreras que impidan su implementación, desde el gobierno plantean la necesidad de facilitar el acceso al financiamiento para nuevos proyectos.

“Estamos desarrollando un mecanismo operativo para crear un Fondo de Transición Energética”, indicó Jorge Rivera Staff, secretario de Energía de Panamá.

En conversación con la prensa, Rivera Staff adelantó que, hasta el momento, tiene dos líneas de trabajo específicas: su formalización legal y trabajo operativo.

Por lo pronto, se registran avances para tener su formalización legal, ya que se encuentra incluido dentro del Proyecto de Ley del Marco Normativo de Cambio Climático que fue aprobado por el Consejo de Gabinete y se va a presentar a la Asamblea.

Por el lado operativo, en colaboración con el Ministerio de Economía y Finanzas, aún se están identificando las fuentes de las cuales provengan los recursos económicos necesarios para el nuevo mecanismo.

“Estamos en el proceso de prefactibilidad de análisis operativo, pero esperamos -en los próximos tres o cuatro meses- tener claro cuáles serían los primeros fondos que pudiéramos aplicar para esto”, precisó el secretario de Energía.

Durante la Semana de la Energía, trascendió que los recursos podrían provenir del Fondo Verde del Clima, Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y otros multilaterales; al respecto, Rivera Staff aclaró:

“Hay una posibilidad de una línea de financiamiento desde el Fondo Verde del Clima que ya ha asignado algunos fondos para Panamá, sobre todo de eficiencia energética, energías renovables, autoconsumo solar. Y servirían de capital semilla para implementar recursos para el fondo”.

¿Qué otros proyectos podrían aplicar? En líneas generales, la Agenda 2030 apunta a ampliar el parque de generación con energías renovables en distintas escalas, infraestructura de recarga para movilidad eléctrica, pilotos de hidrógeno verde y más.

Flexibilidad y almacenamiento: Nuevo eje del gobierno para potenciar renovables en Panamá

El Congreso de la Nación ya recibió varios proyectos de ley vinculados al desarrollo del hidrógeno, pero todavía se aguarda que las autoridades del Poder Ejecutivo de Argentina presenten su propia propuesta y que las iniciativas se debatan a nivel legislativo.

Iniciativa que, bajo indicios dados por el ministro de Economía, Sergio Massa, y la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, tendría más guiños a la promoción del gas natural licuado y el H2 azul que aquel vector energético producido a partir de fuentes renovables. 

Sin embargo, al ya haber concluído las sesiones ordinarias del Congreso, parece poco probable que ingrese antes de marzo del 2023 porque, de lo contrario, perdería un año de estado parlamentario de los dos que posee un proyecto de ley (NdR: los años parlamentarios se computan a partir de que el presidente abre la Asamblea Legislativa). 

Es decir que el proyecto de ley de economía del hidrógeno del poder ejecutivo podría demorar, al menos, un par de meses más hasta llegar oficialmente al Palacio del Congreso de la Nación Argentina. 

Héctor Pagani, presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE), dialogó con Energía Estratégica donde se refirió a la necesidad de tener una ley del H2 lo antes posible y apuntó a la importancia de fomentar el hidrógeno producido a partir de energías renovables en lugar de aquel generado con gas natural. 

«La ley de hidrógeno es fundamental, pero debe ser consensuada con todos los partidos políticos y servir para todo el país como lo hizo la Ley N° 27191, pero que principalmente premie al hidrógeno verde. No puede prohibir el H2 azul pero no se le debe dar las facilidades que sí debería tener el H2V porque los países del mundo apuestan a ello», criticó Pagani.

«Es cierto que el hidrógeno verde recién estará para 2028/2030 en Argentina, porque los precios de los electrolizadores aún son elevados, pero sí se puede empezar promoviendo la industria local, cómo asociarse con aquellas compañías con experiencia y solucionar la compra de materiales en el exterior”, agregó. 

Y para alcanzar los bajos valores internacionales del costo nivelado de la energía (y por ende del hidrógeno), el presidente de la AAEE remarcó que se requiere promover mediante mecanismos que abran el mercado y el juego. 

“Se debe empezar con licitaciones de energía eólica, tratar de bajar el costo de capital y dar seguridad jurídica de largo plazo. Y cuanto mayor sea el plazo, más se pueden achicar los costos», argumentó.

Asimismo, la Asociación Argentina de Energía Eólica forma parte de la PlataformaH2 Argentina, entidad que ya presentó su proyecto a través de Pamela Verasay, diputada nacional por Mendoza de la UCR. 

Y si bien dicha entidad sigue trabajando por tener un mejor normativo, y que hay otras iniciativas en el Poder Legislativo Nacional, Pagani planteó que se deberá discutir cuál es será mejor proyecto o qué mezcla se podría gestionar para que lograr la mejor opción para el país.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) dio a conocer un nuevo informe de la industria energética de Chile, en el que destaca que se confirma que la cantidad de instalaciones de generación distribuida lleva un año récord. 

Y si bien el número fue más bajo durante el período octubre – noviembre (451 y 530) a comparación de lo acontecido en agosto (648) y septiembre (950), de acuerdo al organismo, durante 2022 (hasta noviembre) existen 5507 proyectos inscritos, por un total de 49.635 kW de capacidad. 

Es decir que el país ya superó la cantidad de instalaciones inscritas en cualquier otro año (3168 en 2021, 1541 en 2020 y 1977 en 2019) y se espera que la tendencia se mantenga a la alza durante el 2023. 

“Una de las razones de esta evolución en el sector residencial corresponde al Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, miles de casas que se instalaron sistemas fotovoltaicos. Y la mayoría de proyectos que se colocaron durante el año pasado, se certificaron en el 2023”, explicó David Rau, director de Flux Solar, en conversación con Energía Estratégica.

“Sin embargo, uno de los problemas de ese tipo de proyectos es que, generalmente, son tan estrictos o tienen presupuestos bajos, que muchas veces generan que haya empresas que no se presenten. Por lo que si bien se mueve el sector, no es sostenible en el tiempo y, por ende, necesitaría algunos ajustes”, agregó. 

Mientras que por el lado de los emprendimientos comerciales e industriales, se puede mencionar que se espera el aumento de capacidad de Netbilling, pasando del máximo actual de 300 kW a 500 kW, lo que genera interés en varios de los protagonistas del mercado chileno.

¿Cómo impactaría este cambio normativo? De implementarse correctamente y con ciertas modificaciones y aclaraciones de la regulación, para el especialista se podría lograr un aumento cercano al 40% anual en capacidad instalada. 

“Esta discusión por ampliar el límite no es algo raro. Incluso en otros países se permite más potencia para la generación distribuida (Brasil hasta 5 MW y Argentina hasta 2 MW en ciertos casos industriales). Y la GD es capaz de ser el principal driver en proyectos solares y evitar los problemas del norte, con las líneas de transmisión y costes cero”, manifestó Rau. 

“Si se dan las condiciones, el próximo año nuevamente tendremos un crecimiento muy potente entre 60% y 70%, por lo que, sólo en residencial se alcanzarían 95 MW; mientras que a nivel comercial – industrial es un poco más complejo por lo mencionado previamente, pero siendo optimista, esperaría una suba de 70 a 100 MW de capacidad”, concluyó el director de Flux Solar. 

La provincia de Jujuy inició la construcción de un parque solar de 6 MW en El Pongo, en el marco de la primera etapa del Proyecto Solar Distribuido, el cual fue relanzado a principios de septiembre del 2022. 

La particularidad de esta central de producción producción y abastecimiento de energía eléctrica a partir de fuentes renovables estará situada en “Cannava”, la única planta industrial de procesamiento de cannabis medicinal habilitada por la Administración Nacional de Medicamentos, Alimentos y Tecnología Médica (ANMAT). 

El parque fotovoltaico contará con 10800 módulos bifaciales, con tecnología de celda PERC Half-cut, y 22 inversores, distribuidos a lo largo de 11,8 hectáreas de superficie, que abastecerán de energía a todo el proceso industrial de Cannava, la cual tiene una capacidad productiva anual de 80 toneladas de inflorescencias medicinales y cerca de 4.000 kg de ingredientes farmacéuticos activos. 

“No es casual que empecemos en Cannava porque es para darle toda la sustentabilidad. Y de este modo, los productos producidos en la planta, calificarán mejor en el mundo”, aseguró Gerardo Morales, gobernador de la provincia de Jujuy. 

“Tiene un sentido especial, porque simboliza la conjugación de dos proyectos importantes para la provincia que implicaron desafíos mayúsculos que asumió el gobernador para cambiar la matriz productiva de la mano de las energías renovables y del cannabis medicinal”, complementó Gastón Morales, presidente de la empresa estatal que ya lleva más de cuatro años de existencia. 

A raíz de este proyecto, el costo de la tarifa energética estará aproximadamente un 30% más económica, pero se espera que con las siguiente etapa se pueda alcanzar una tarifa de hasta un 50% más barata. 

“Seguramente eso lo podremos trasladar hacia el sector comercial e industrial de acá a un año. Las provincias pueden generar este tipo de proyectos para que baje el costo de la energía”, sostuvo el gobernador provincial durante el acto de puesta en marcha de la construcción del parque fotovoltaico de 6 MW. 

Cabe recordar que el Proyecto Solar Distribuido de la Provincia de Jujuy prevé la construcción de 8 parques solares estratégicamente ubicados dentro del territorio provincial, totalizando en una primera etapa, una capacidad de 48 MW solares, destinados al Sistema Interconectado Provincial, con una inversión de aproximadamente USD 55.000.000.

En tanto que ya se analiza la segunda etapa del proyecto, también por 48 MW, para completar una capacidad instalada de 96 MW, que se conectará a través de la red de distribución EJESA

“Los jujeños debemos acostumbrarnos porque veremos muchas pequeñas plantas fotovoltaicas, bajo lo que llamamos el proyecto de generación distribuida y es para que ya consumamos en Jujuy”, concluyó Gerardo Morales. 

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.

Allí Oriol Brunet, Gerente de Desarrollo de Negocios para América Latina de Ingeteam, reconoció: “Este año está yendo francamente bien, lo que pasa es que estamos viendo una coyuntura que es la inversa, el polo opuesto que hemos visto los años anteriores”.

“Estábamos acostumbrados a una dinámica de precios de bajada, con optimizaciones de costes, de procesos, logística. Los ‘developers’ -promotores-, cuando había subastas, lanzaban unos precios que podían parecer disparatados pero luego eran correctos con la bajada de precios. Ahora es al revés”, explicó.

Y agregó: “Ahora el ‘developer’ requiere una velocidad y una prisa porque sabe si no cierra la orden de compra a un mes, sabe que al siguiente mes los precios van a estar más altos, en lugar de más bajos”.

“Esta es una situación que en 10 años no hemos visto nunca”, remató el directivo de Ingeteam, empresa con 50 años en el sector.

Brunet indicó que esta inflación se ve acompañada con una alta demanda y que “para el 2023 esperamos lo mismo. No esperamos una bajada” en los precios.

Consultado sobre los principales mercados en Latinoamérica, el ejecutivo declaró: “Estamos trabajando sorpresivamente bien en México, por un proyecto importante que ha surgido allí; también estamos trabajando bien en Dominicana, en Colombia, en Brasil, Chile y algunas cosas en Argentina y Ecuador”.

“Al final, en todos los países donde hay proyectos, hemos estado suministrando los servicios y equipos para esos emprendimientos, lo cual nos hace estar muy contentos”, destacó.

“Socio tecnológico” y almacenamiento

Al respecto, Brunet enfatizó sobre el acompañamiento que Ingeteam le brinda a sus clientes, como diferencial: “Además de fabricar equipos muy buenos, somos un socio tecnológico”.

“Es decir, no solo entregamos un equipo sino que estamos en la preventa, ayudando en el modelaje de la planta, ayudamos en el diseño, dando un soporte cuando el proyecto está en sus inicio, en el mantenimiento y operación, si es necesario”, indicó.

Y acerca de almacenamiento a través de baterías, resaltó: “Estamos detectando una subida de demanda absolutamente bestial en ‘storage’”. Y puntualizó que este crecimiento no sólo se da como complemento de las renovables variables, sea en plantas ya en funcionamiento y nuevas, sino para conectarse directamente a red.

“Muchas legislaciones ya están pidiendo por regulación que incorporen storage, y en otras no se está pidiendo pero financieramente tiene un sentido absoluto, como en Chile, donde en el norte, por los vertimientos, es necesario”, observó el ejecutivo.

Destacó que otros mercados atractivos en almacenamiento a partir de baterías son República Dominicana, Colombia, países de El Caribe, México.

Félix Canales, jefe del Subdepartamento de Normativa de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile, pasó por los micrófonos de “Protagonistas”, el ciclo de entrevistas de Energía Estratégica, y dio a conocer cuáles son los ejes en materia de energías renovables Plan Normativo Anual 2023 de la CNE. 

El especialista nombró a con los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), netbilling y el almacenamiento de energía como los principales hitos de la estrategia para el próximo año, destacándose las normas técnicas de conexión y operación y las modificaciones que se hagan en materia de proyectos de baja y mediana escala. 

“Estarán la norma de conexión y operación de los PMGD en media tensión, el desarrollo y finalización la modificación de la calidad de servicio para sistemas de distribución y se iniciará el procedimiento que modifica la norma técnica de conexión y operación en baja tensión (netbilling)”, explicó. 

“Además, esperamos que durante el primer semestre podamos dictar el capítulo de programación de la operación, que es bastante importante para las centrales convencionales como las no convencionales. Y que también incluye algunos aspectos a los sistemas de almacenamiento”, agregó. 

Asimismo, se exigirá que haya más información disponible tanto en los sistemas de las distribuidoras como en las plataformas dentro de la Superintendencia, y se determinará una serie de plazos a cumplir por parte de las empresas PMGD, reconociendo las distintas realidades de las obras. 

Y de igual manera, desde la Comisión Nacional de Energía de Chile considerarán los criterios y estudios necesarios para aquellos Pequeños Medios de Generación Distribuida que incorporen almacenamiento de energía, tanto para los nuevos emprendimientos como para aquellos ya existentes. 

“Es una tendencia creciente y el 2023 tendrá un boom de ese tipo de proyectos, ya que muchos estarán en construcción e ingresarán al sistema, lo que será un cambio fuerte en las redes de distribución y en el sistema eléctrico nacional completo”, manifestó.

Mientras que por el lado del netbilling, Félix Canales confirmó durante el ciclo de entrevistas Protagonistas que se iniciarán trabajos con el objetivo de recoger los elementos que incorpora el Decreto Supremo 57/2020, mediante sesiones de comité en las que se buscará mejorar el proceso de conexión y que los pipelines puedan ingresar al sistema. 

“Es un tema que está a nivel legal, por lo que debemos esperar esa modificación para aumentar esta capacidad y establecer ciertas condiciones especiales. Lo principal son los períodos de conexión. Deberemos establecer exigencias adicionales para estos proyectos de mayor escala en cuanto a seguridad y operación”, sostuvo el jefe del Subdepartamento de Normativa de la CNE. 

Es decir que se pretenderá avanzar hacia una regulación que trate a la alternativa PMGD, autoconsumo y netbilling, con tal equiparar las exigencias de seguridad y operación, ya que bajo la mirada del especialista, “cada vez las separaciones originales ya no son tan distintas”. 

República Dominicana avanza con nuevas concesiones para proyectos de energías renovables. Durante este año 2022, la Comisión Nacional de Energía (CNE) reportó 14 proyectos renovables calificables para su construcción.

Por ello, mediante una serie de Resoluciones, la CNE recomendó al poder ejecutivo otorgar contratos de concesión definitiva para aquellas generadoras eléctricas.

En esta ocasión, obtuvieron en su mayoría contratos a 25 años para proyectos solares fotovoltaicos. Aunque hubo algunas excepciones como ser para un proyecto solar se otorgó concesión a 30 años y para el proyecto biomasa a partir de bagazo de caña se ofreció concesión a 10 años (ver detalle al pie de la nota).

Se trata de 14 proyectos que totalizan 645,3 MWn de capacidad a instalar. La mayoría (638,3 MWn) corresponde a tecnología solar fotovoltaica, mientras que solo un proyecto de 7 MW sería de biomasa a partir de bagazo de caña.

Aquella cifra total supera lo logrado durante el 2021, donde los proyectos para generación eléctrica con concesión definitiva fueron 10 y sumaron 563,6 MW.

De entrar en operación en menos de dos años la mayoría de los proyectos del 2021 y 2022, se podría esperar que República Dominicana duplique antes del 2025 la capacidad instalada renovable que tiene actualmente en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), que según registros del mes de noviembre 2022 fue de 852.53 MW en las centrales renovables.

EMPRESA
PROYECTO
CAPACIDAD
UBICACIÓN

WCGF SOLAR II
WASHINGTON CAPITAL SOLAR PARK 2
67 MWp

50 MWn

Mata de Palma, municipio San Antonio de Guerra, provincia de

Santo Domingo

ENERGIA RENOVABLE BAS
WASHINGTON CAPITAL SOLAR PARK 3
73. 16 MWp

50 MWn

Mata de Palma, municipio San Antonio de Guerra, provincia de Santo Domingo

EFD

ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA

PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO CUMAYASA 1
60. 04 MWp

50 MWn

municipio Villa Hermosa, section Cumayasa, provincia La Romana

LOS

JOVILLOS SOLAR FV

PARQUE FOTOVOLTAICO LOS JOVILLOS

SOLAR

14. 97 MWp

13. 8 MWn

municipio de

Azua, provincia de Azua de Compostela

EGE HAINA
PARQUE

SOLAR ESPERANZA

90 MWp

76 MWn

municipio Esperanza, provincia Valverde

ZONAXOL S. A.
PARQUE SOLAR ZONAXOL
60 MWp

44 MWn

Techos de la Corporacion Zona Franca Santiago, provincia Santiago

I.E. DR PROJECTS I
PERAVIA SOLAR I
70 MWp

70 MWn

municipio Bani, provincia Peravia

LOS JOVILLOS SOLAR FV
PARQUE FOTOVOLTAICO LAS BARIAS SOLAR
10.44 MWp

9.2 MWn

municipio de Azua, provincia Azua

EMERALD SOLAR ENERGY
PARQUE SOLAR CANOA II 
32.6 MWp

25 MWn

provincia de Barahona

CONSORCIO AZUCARERO CENTRAL
ENERGÍA RENOVABLE INGENIO BARAHONA*
7 MW
municipio Santa Cruz de Barahona, provincia de Barahona

ETERRA GRUPO ECOENERGETICO DEL CARIBE
PARQUE SOLAR LUCILA 
11.4 MWp

10.3 MWn

municipio de Nizao, provincia Peravia

EFD

ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA

PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO CUMAYASA 2
36. 007 MWp

30 MWn

municipio de Villa Hermosa, sección Cumayasa, provincia La Romana

AES

DOMINICANA RENEWABLE ENERGY

PARQUE SOLAR MIRASOL
127 MWp

100 MWn

municipio San Antonio de Guerra, provincia

Santo Domingo

COASTAL PETROLEUM DOMINICANA
COASTAL SOLAR
131 MWp

110 MWn

municipio San Pedro de Macorís, provincia San Pedro de Macorís

*El proyecto Energía Renovable Ingenio Barahona, que sería de biomasa a partir de bagazo de caña, obtuvo contrato a 10 años.

*El proyecto Peravia Solar I, con tecnología solar fotovoltaica, obtuvo contrato a 30 años

La provincia de Chaco prepara el lanzamiento de su Plan de Energía Renovable 2023 para febrero del próximo año, en el que prevé nuevos créditos para seguir fomentando la instalación de sistemas de generación distribuida, tanto en el sector residencial como comercial e industrial. 

Gabriel Boczar, jefe del Departamento de Energías Renovables de Chaco, conversó con Energía Estratégica y reconoció que existen varios proyectos en curso en materia de GD y que el plan que se presentará en los primeros meses del 2023 se dividirá en dos etapas. 

“La primera fase estará destinada a financiar al rubro comercial y pequeñas y medianas empresas (PyMEs), que suelen ser instalaciones entre 30 y 60 kW de potencia. La línea será de hasta $30.000.000 y, además de equipos de generación de energía eléctrica, incluirá termotanques solares con financiamiento a tasas de interés muy bajas”, aseguró. 

“Mientras que la segunda etapa incluirá a los usuarios residenciales, con instalaciones de 1,5 kW a 2,5 kW, con el objetivo de potenciar la generación distribuida y que esté al alcance de todos”, agregó. 

Asimismo, desde el gobierno provincial llevan a cabo la instalación de sistemas renovables en organismos y edificios públicos, como por ejemplo hospitales, centros de salud, instituciones educativas y centros deportivos, mediante financiamiento propio. 

Esquema con el cual tendrán cerca de 3 MW operativos bajo la modalidad de GD y con la que, en el caso de las instalaciones en escuelas y universidad, no sólo se aproveche el propio equipamiento, sino también fomentar la generación de técnicos y futuros ingenieros vinculados al sector. 

“A ello se debe sumar que tenemos otros proyectos que incluyen generación de energía fotovoltaica en pequeñas centrales de hasta 500 kW”, amplió Boczar, haciendo alusión que el Plan de Energías Renovables 2023 de Chaco contemplará varios frentes.

“Y también trabajamos en la resolución que reglamente la generación comunitaria, que es muy lineal al caso de la provincia de Córdoba”, complementó. 

¿Cuáles son las perspectivas para el próximo año? Chaco espera lograr una “buena” diversificación en la matriz energética y hacer aportes que permitan aliviar las cargas, logrando así una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. 

“Queremos que la población se acerque a trabajar en el desarrollo de las energías renovables, porque debemos considerar que hay mucha quita de subsidios. Y creemos que durante 2023 duplicaremos todo el esfuerzo realizado este año, porque contamos con ese objetivo general y habrá más detalles en el Plan”, concluyó el jefe del Departamento de Energías Renovables de la provincia. 

Y cabe recordar que Chaco cuenta con requerimientos de 1050 kW de reserva de potencia, de los cuales 260 kW ya están aprobados y en funcionamiento con medidores bidireccionales, de acuerdo a lo que detalló el entrevistado. 

Aún no se encuentran disponibles públicamente las cifras de crecimiento total de la generación distribuida en México durante el año 2022. Sin embargo, los datos publicados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) referidos al primer trimestre de este año, dan cuenta del crecimiento acelerado que se está dando en este segmento del mercado.

En los primeros seis meses del año, México sumó 276.17 MW de capacidad instalada en 30118 contratos de interconexión para proyectos de hasta 500 kW, más del 50% de la capacidad instalada en años precedentes.

“Teníamos instalados 2031.24 MW al cierre del 2021 y cerramos con 2.307.41 MW el primer trimestre. Esto equivale a un crecimiento del 11%”, destacó Carlos Aurelio Hernández González, CEO de SUJIO.

En este segmento del mercado, la solar fotovoltaica sigue siendo la tecnología que lidera. Siguiendo con las cifras del primer trimestre del 2022, la fotovoltaica representó el 99.27%, mientras que el biogás un 0,55 % (12.73 MW) y la biomasa con 0.08% (1.96 MW).

En conversación con Energía Estratégica, Carlos Aurelio Hernández González agregó que la cifra de nuevos proyectos no es menor y que, traduciéndose en dinero, significa una gran aportación económica importante para el crecimiento de estas alternativas de generación.

Al respecto, la CRE estima una inversión promedio de 1.73 millones de dólares por cada megavatio de capacidad instalada lo que lleva a que en el primer semestre del 2022 se hayan invertido aproximadamente 477.77 millones de dólares sólo en generación distribuida.

Las entidades donde está predominando la mayor cantidad de de inversiones en cuanto a generación distribuida serían Jalisco seguido de Nuevo León, Chihuahua, Estado de México y Guanajuato.

En estas entidades federativas es donde, el CEO de Suijo identifica que continuaría evolucionando a paso firme la Generación Distribuida como una forma de ahorro eléctrico a largo plazo, alternativa de inversión para ser sustentables con el medio ambiente y tener un consumo de energía sostenible en el tiempo.

“Cada vez más empresas empiezan a ver la oportunidad de invertir en la generación distribuida en sus distintas modalidades. Apenas está empezando el boom. Por lo que desde Sujio traemos pipeline muy interesantes de terceros, de clientes y propios, con bastante con bastante miras al crecimiento”.

Por eso, desde Sujio están enfocados en avanzar en nuevos contratos de venta total y en generación distribuida en consumo de centro de carga y venta de excedentes, que son dos modalidades en las que ya cuentan con cargas y generación en la actualidad. 

El gobernador de la provincia de Catamarca, Raúl Jalil y los presidentes de YPF, Pablo González, y de Y – TEC, Roberto Salvarezza, firmaron un convenio marco de colaboración para crear en la provincia una planta de fabricación de celdas, baterías de ion-litio y material activo.

“Este acuerdo permite potenciar el trabajo que venimos desarrollando desde Y-TEC que tiene como objetivo principal generar el conocimiento para que las provincias productoras puedan utilizar esa tecnología para agregarle valor al litio en sus propios territorios” afirmó el presidente de YPF, González.

Por su parte, el gobernador destacó que “hoy es un día histórico en el que Catamarca acompaña con el litio la transformación de la matriz energética. Y esto también tiene que servir para cambiar la matriz productiva de Catamarca y generar más actividad y empleo”.

Además, recordó que “antes, hubo una política de vaciar YPF. Hoy nosotros reafirmamos que Catamarca tiene una empresa provincial que pudo asociarse con YPF para desarrollar proyectos productivos».

En tanto, el presidente de Y-TEC, Salvarezza, destacó que “Catamarca ha estado muy presente en materia de litio. Aquí tenemos nuestro primer proyecto exploratorio de litio junto a CAMYEN”.

Así mismo, resaltó la importancia del agregado de valor a la producción minera, al señalar que “somos dueños del recurso y debemos darle valor al carbonato catamarqueño. La planta emplea insumos nacionales como este carbonato, con el que podemos producir 3 mil baterías. Vamos a tener dos proyectos muy importantes en Catamarca», concluyó.

En este sentido, el ministro de Minería, Marcelo Murua, explicó que la firma del convenio marco establece crear dos plantas donde Catamarca comience a desarrollar el material activo para las baterías y empezar a producir celdas para la generación de energía estacionaria, que cuenta con una alta demanda actual y permanente en la provincia.

El funcionario comentó que desde Catamarca viene trabajando junto a Y-TEC. aportando la materia prima de carbonato de litio para el funcionamiento de la planta piloto ubicada en el partido de Berisso, provincia de Buenos Aires.

“Ahora, a través de la transferencia tecnológica realizada por Y-TEC, Catamarca podrá desarrollar su propia fábrica para producir el material activo (LFP: Litio, Hierro y Fosfato) y celdas de baterías necesarias para la generación de energía estacionaria”, sostuvo.

Del acto también participaron el vicegobernador, Rubén Dusso; la senadora nacional, Lucía Corpacci, el Intendente de la capital, Gustavo Saadi, el vicepresidente de YPF Litio, Hernán Letcher y la presidenta de CAMYEN, Susana Peralta, entre otros funcionarios y funcionarias.

Rio Grande do Norte tiene un potencial eólico terrestre (onshore) dos veces superior al estimado hace 20 años y la capacidad de ampliar la generación de esta fuente de energía en al menos 93 Gigavatios (GW) a una altura de 200 metros, el equivalente a 15 veces lo que actualmente está en funcionamiento en su territorio. El estado es el mayor productor brasileño de energía eólica.

El potencial de generación futura en alta mar – con parques eólicos marinos – alcanza, a su vez, 54,5 GW y sería suficiente para suministrar cerca de ⅓ de toda la electricidad brasileña en 2020 (aproximadamente 651 TWh).

Las áreas más prometedoras están en la costa norte. Sin embargo, la uniformidad de colores que llama la atención en los mapas que indican los recursos eólicos del estado no deja lugar a dudas: todo Potiguar en alta mar es un oasis. El estado también tiene mucha energía solar.

Los datos y análisis fueron divulgados este martes (20), en la Casa da Indústria, en Natal, durante la presentación del nuevo Atlas Eólico y Solar del Estado. El documento es resultado de un Término de Colaboración firmado entre el gobierno, a través de la Secretaría de Estado de Desarrollo Económico (Sedec), y la Federación de Industrias (FIERN), ejecutado por el SENAI-RN, a través del Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables ( ISI-ER).

Atlas

El Atlas Eólico y Solar de RN señala dónde están las mejores zonas del estado para la energía eólica y solar. Trae textos, mapas y otras imágenes con información inédita sobre el potencial del estado y las regiones más prometedoras para inversiones en tierra, mar y, en el caso de la energía solar, también en lagos, embalses y represas monitoreados por la Agencia Nacional de Agua y Saneamiento Básico (A-N-A). Es el primer levantamiento con datos disponibles al público en alta mar en Rio Grande do Norte. Y también el primer Atlas de energía solar en el estado.

En el caso de la energía eólica terrestre, el documento señala un potencial eólico, es decir, capacidad instalable en tierra, de 56 Gigavatios (GW), con vientos superiores a los 7 metros por segundo (m/s) y considerando una altura de 100 metros – compatible con la media de aerogeneradores existentes en los parques eólicos actuales. El parámetro es el mismo que se utilizó en el primer Atlas Eólico de Potiguar, publicado hace dos décadas, en 2003. Pero no fue el único utilizado.

“Los análisis presentados en este trabajo consideran alturas de hasta 200 metros y mediciones realizadas por un conjunto de estaciones que instalamos en el campo, incluyendo una torre de 170 metros, la más grande de Brasil, seis estaciones solarimétricas y una torre costa afuera (en el mar), en Porto-Isla de Areia Branca. El resultado son datos inéditos posibilitados por la evolución de la tecnología utilizada y por técnicas de análisis más avanzadas que las disponibles al inicio de los estudios sobre el sector”, dice el director del SENAI-RN y del Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables, Rodrigo Mello.

El Atlas Eólico y Solar, destaca, es parte de un proyecto más amplio, que también incluyó el lanzamiento de la plataforma http://atlaseolisolarn.com.br/ , que está en línea desde marzo , con un suministro continuo de información recopilada por torres y estaciones, datos meteorológicos instalados en campo, además de otros puestos a disposición por bases de datos oficiales y públicas. La inversión total del gobierno en el proyecto fue de R$ 2,6 millones.

“El nivel de precisión para tomar decisiones de inversión será diferente a partir de ahora. Es una evolución del 100% y con una ventaja más: Los datos se actualizan permanentemente y están disponibles en línea para la sociedad”, dice Mello.

El documento difundido este martes comprende aproximadamente 200 páginas, divididas en ocho capítulos con un panorama contextualizado de las principales fuentes de energía renovable en el estado. La población podrá consultar la versión impresa en la Sedec y descargarla en línea, de forma gratuita, en el sitio web de la Secretaría – haga clic aquí para descargar el atlas. También se distribuirán copias a universidades y bibliotecas públicas.

Promoción

En el análisis de la gobernadora Fátima Bezerra, “el Atlas Eólico y Solar de Rio Grande do Norte es ciertamente el instrumento de planificación más importante para incentivar políticas dirigidas a las energías renovables”.

“Lleva a nuestro estado a un nivel aún más alto en la agenda global de energía renovable y brinda a los inversionistas y centros de investigación acceso a los parámetros necesarios para la toma de decisiones. Es una promesa que cumplimos con mucho orgullo y trabajo. Algo construido por varias manos e ideas, llevado adelante gracias a las alianzas. Es la unión de esfuerzos lo que, hoy, permite una mayor disponibilidad de datos para los inversionistas, lo que seguramente se revertirá en el desarrollo económico y social”, dijo Fátima.

El presidente del Sistema FIERN, Amaro Sales de Araújo, destaca que la energía renovable es una de las principales actividades económicas de Rio Grande do Norte, con potencial para ser uno de los motores del desarrollo de Rio Grande do Norte y garantizar, para la El Estado, un papel estratégico en el desempeño del país en la producción de energía.

“FIERN es un gran partidario del crecimiento de las energías renovables y ha estado participando efectivamente en este esfuerzo. El Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables es prueba de ello, siendo un Instituto de referencia en el desarrollo de soluciones para los diversos actores de la cadena de la industria renovable. Por eso, con mucho orgullo, desarrollamos el Atlas Eólico y Solar del Estado de Rio Grande do Norte”, dijo el presidente,

Jaime Calado, Secretario de Desarrollo Económico, Ciencia, Tecnología e Innovación definió el Atlas como “un hito para Rio Grande do Norte y para Brasil”. “Tanto es así que otros estados están buscando a FIERN e ISI para hacer Atlas similares a los nuestros. Así que pueden llamarlo un nuevo “mapa de minas” o “camino de piedras” para que inversionistas de todo el mundo vengan a invertir aquí en nuestro estado”, agregó.

El Proyecto fue desarrollado con la participación de Camargo Schubert Wind Engineering, empresa responsable de la elaboración del primer Atlas Eólico de RN, publicado en 2003.

“Traemos mediciones y estamos poniendo los datos a disposición de inversionistas, de la comunidad científico-académica y de la sociedad en su conjunto, con herramientas que subsidian la prospección de nuevas áreas para la instalación de proyectos eólicos y solares”, dice la investigadora Mariana Torres, del ISI -ER, coordinador del Atlas Eólico y Solar.

Energía eólica terrestre

El potencial de generación eólica en Rio Grande do Norte, en tierra, es considerado en el Atlas a partir de velocidades de viento de 7 metros por segundo – el mínimo requerido para posibilitar la instalación de proyectos – e incluso de 7,5 y 8 metros por segundo (m /s).

También hay cuatro alturas evaluadas: 100, 120, 140 y 200 metros, números que recogen la altura media registrada actualmente en los aerogeneradores (120 metros) y la evolución tecnológica prevista en el sector para los próximos años.

Según los datos, el potencial eólico, o capacidad instalable, aumenta con la altura y alcanza unos 94 GW a 200 metros de altura.

Los datos del Atlas consideran solo áreas aptas, es decir, excluyen áreas que ya están en producción y áreas con restricciones para la implementación de proyectos, como las de conservación ambiental.

Producción

En zonas con velocidades de viento superiores a 8 m/s, a 200 metros, más del 26% del territorio del Estado se indica con condiciones óptimas para la generación eólica.

Medidas por encima de los 140 metros, a la misma velocidad, indican una capacidad instalable de 24,4 GW, el doble de la actual capacidad instalada y contratada de la RN, de 12,2 GW.

La producción anual de energía en estas condiciones se estima en 104 TWh/año, lo que representa más del 70% de toda la energía eléctrica generada en la región Nordeste en 2021 (147 TWh) y más de 4 veces la energía eólica generada actualmente en el estado (24 TWh ). Si se eleva la altura a 200 metros, este valor sube a 286 TWh/año.

En el análisis de los investigadores, este potencial “debe incentivar la implementación de nuevas líneas de transmisión e incentivar la instalación de proyectos orientados al libre mercado que puedan generar energía a un costo competitivo, capaces de incentivar la instalación de nuevas industrias en el estado y fomentar la creación de nuevos puestos de trabajo”.

Áreas de expansión

El estudio muestra que “el Estado tiene muchas áreas aptas para expandir el potencial eólico. Se destacan las regiones inmediatas – definidas por el Instituto Brasileño de Geografía y Estadística (IBGE) – de Açu y Mossoró, Currais Novos, João Câmara y Natal, identificadas como aquellas con las mayores áreas aptas para el desarrollo de nuevos proyectos”.

La región inmediata de Natal se presenta como la más promisoria. La zona, según el Atlas, “tiene un gran potencial de desarrollo eólico a una altura de 200 metros, siendo más de la mitad de estas áreas potencialmente viables para la instalación de parques eólicos en el futuro”.

En la llamada área intermedia de Natal, que comprende 75 municipios, que suman más del 24% del territorio del estado, la capacidad instalable para proyectos de energía eólica oscila entre 35 GW y 51 GW, la mayor del estado. Además de la región inmediata de Natal, también se destaca João Câmara.

Energía eólica marina

El potencial de Rio Grande do Norte para energía eólica marina (en el mar), considerando solo áreas aptas, alcanza los 54,5 GW y sería suficiente para generar aproximadamente ⅓ de toda la electricidad brasileña en 2020 (aproximadamente 651 TWh, según la Empresa de Investigación de Energía – EPE , en 2021).

Las áreas con mayor potencial eólico se encuentran en la Costa Norte, donde la capacidad instalable se estima en 32,8 GW, lo que representa el doble de la estimación oficial del gobierno brasileño en el Plan Nacional de Energía, documento que brinda proyecciones hasta el año 2050.

Precisamente en esa región costera se concentran los primeros complejos offshore registrados en el Ibama para licenciamiento en el estado, observa Mariana Torres, investigadora del ISI-ER.

Atlas destaca que Rio Grande do Norte tiene las mejores ubicaciones para la generación de energía eólica marina, la nueva frontera por explorar en el sector de la energía eólica. También destaca que el estado se destaca por su ubicación privilegiada, combinada con una extensa plataforma continental, con profundidades adecuadas para la instalación de aerogeneradores.

La evaluación se realizó considerando diferentes niveles de batimetría (profundidad), totalizando 24 millas náuticas en un rango de 2 km a 45 km de la línea de costa. Los resultados también fueron separados considerando la parte del mar al norte del estado (costa norte) y la parte del mar al este.

“Abordamos el punto de vista offshore con mucha más profundidad, con alturas y parámetros que no están contemplados en otros Atlas de Brasil. Aportamos desde aspectos infraestructurales hasta aspectos medioambientales. Es el primer Atlas en el que también se abordan aspectos oceanográficos que marcarán la diferencia para los proyectos offshore. Ya tenemos una perspectiva, aunque sea preliminar, sobre el tema del sustrato marino, que marcará la diferencia para la prospección, para que el emprendedor ubique las mejores áreas y haga todos los trámites necesarios”, observa el coordinador del proyecto.

Energía solar

Rio Grande do Norte tiene una potencia instalable de 82 Giga Watt pico (Gwp) para generación centralizada de energía solar –  generación que incluye proyectos por encima de 5 Megawatts (MW),

como grandes centrales eléctricas . El valor de la potencia estimada es más de 2,5 veces el consumo eléctrico de todo el Nordeste de Brasil en 2019. La cifra asciende a 57 GWp de capacidad instalable si se consideran solo los terrenos llanos, lo que correspondería a aproximadamente 25 veces el consumo total de energía en el estado en 2019.

En general, todas las áreas de RN son muy prometedoras para la generación centralizada de energía, según el Atlas. La comarca intermedia de Mossoró aparece, no obstante, como destaque, con más del 50% de la capacidad total instalable.

El Atlas también destaca que las condiciones favorables en el estado pueden viabilizar proyectos híbridos eólico-solar en municipios que ya tienen muchos parques eólicos en operación, como regiones como João Câmara y Mossoró.

Los investigadores también evaluaron la integración en represas y lagos monitoreados. Los estudios consideraron el 10% del área útil en un conjunto de embalses e identificaron una capacidad instalable de 5,4 GWp, lo que equivale al 80% del consumo residencial, comercial, rural e industrial en 2019.

Para la generación distribuida -el frente del sector que engloba los sistemas de generación de energía para micro, pequeños y medianos hogares y establecimientos comerciales e industriales- el potiguar potencial también se presenta como “abundante”. El potencial de capacidad instalable es de más de 718 megavatios pico (MWp), el doble de lo que, en 2022, se instale en el estado. “En este escenario”, estima el Atlas, es posible generar entre 1 y 1,3 TWh de energía, lo que representa casi el 20% de la energía consumida en el estado en 2019”.

El documento también proporciona proyecciones sobre el uso de energía solar en propiedades públicas.

El atlas del gobierno y FIERN muestra la abundancia de fuentes solares y oasis en alta mar.

El primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento de Puerto Rico aún no llegó a su fin.

De acuerdo con la Resolución y Orden donde se aprobó el Acuerdo de Servicios de Red (GSA) correspondiente a la primera Virtual Power Plant (VPP) que tendrá el archipiélago, hay grandes pendientes para Sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).

Si bien ya se adjudicaron 844.82MW de capacidad solar, 200 MW de BESS y 17 MW del proyecto de VPP, se está a la espera de aprobación final de 290 MW de proyectos BESS adicionales.

“A la fecha de publicación de esta Resolución y Orden, siete (7) proyectos BESS aprobados por el Negociado de Energía en su Resolución del 13 de junio para negociación final, aún no se han presentado al Negociado de Energía para dicha aprobación final”, advierte el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR).

Al respecto, es preciso aclarar que en aquel 13 de junio, el Negociado de Energía ordenó a la AEE que finalizara las negociaciones con los nueve (9) proyectos BESS por un total de 490 MW. Dos de esos nueve proyectos (200 MW en total) han sido finalizados y aprobados por el NEPR en su Resolución del 1 de septiembre (ver detalle).

Sin embargo, el Negociado de Energía indica que aún no ha recibido una presentación de la AEE sobre los siete proyectos restantes que suman 290 MW. De esos proyectos, uno (AZ 1-E) se incluyó en el proceso de estudio de interconexión inicial de LUMA. Pero los seis proyectos restantes presumiblemente habrían estado bajo estudio de interconexión durante las últimas veinte semanas.

Haciéndose eco de aquello, el NEPR ordenó por un lado a LUMA, operador independiente, que le presente, antes de fin de año, una actualización del estado de los estudios de interconexión que incluyen los seis proyectos BESS. Y por otro, ordenó a la AEE a presentar una actualización del estado del proceso de negociación de contratos para los siete proyectos del BESS, que también deberá realizarse antes de fin de año.

¿Podrán haber nuevas adjudicaciones antes de fin de año? Todo parece indicar que si los estudios de interconexión y negociaciones avanzan durante esta semana, sí se sumaría nueva capacidad para almacenamiento en el marco del “tranche 1”, en pos de brindar mayor flexibilidad a un sistema que tiene como meta ser resiliente y lograr un 100% de participación de energías renovables en el parque de generación.

Días atrás, Latam Future Energy, productora de eventos integrada por Energía Estratégica e Invest In Latam, llevó a cabo un nuevo webinar denominado “El futuro de las energías renovables en Chile, tendencias de un mercado en expansión”. 

Durante el evento, Marisol Neira, Central Latin America’s Head of Sales de Astronergy, vaticinó que la empresa se enfoca en aumentar la producción de módulos fotovoltaicos a nivel global y, en particular, en la tecnología N-Type, ya sea para el segmento de utility scale como para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). 

“Tenemos una capacidad de fabricación de 17 GW y estamos con una proyección de 45 GW en ese tipo de tecnología, la cual creemos que reemplazará a todo lo que es media celda mono PERC normal”, sostuvo. 

Las ventajas de los módulos N-Type es que disminuye la degradación, que en el caso particular de Astronergy, pasa de un 2% a 1% de degradación en el primer año y un 0,4% anual, según lo que explicó la especialista.

“Hecho que permite ofrecer mejores cierres financieros ya que son más efectivos y una inversión más atractiva a todos los inversionistas que llegan a la región”, manifestó Marisol Neira durante en el evento de LFE. 

“Y cuando hablamos de una explosión de PMGD, definitivamente unos PPA se hacen más atractivos a 15-25-30 o incluso 35 años que pueden llegar a tener la vida útil de esta nueva tecnología de módulos”, amplió. 

Cabe recordar que alguno de los objetivos de la empresa que integra el holding de la tecnológica china Chint Group es llegar a ser uno de los 10 fabricantes más importantes del mundo. E incluso ya se encuentran entregando órdenes de hasta 100 MW por mes, a la par del proceso de crecimiento de 45 GW que ya está en marcha. 

Y una de las estrategias para continuar con dicho plan es la incorporación de un nuevo especialista en el país trasandino, mercado al que ven con grandes expectativas y donde ya entregaron 300 MW de equipos fotovoltaicos durante el transcurso del último año. 

“Chile es uno de los países en los que más nos enfocamos y en los que más tenemos presencia. La persona nueva de la empresa trabajará de la mano con distribuidores y EPCistas que empezaron como pequeños instaladores y hoy ya abarcan PMGD de 3,5,9 MW. Y si se logra el incentivo a los PMGD, lograremos muy buenos resultados el próximo año”, concluyó la Central Latin America’s Head of Sales de Astronergy. 

En la zona de Yucatán habría una gran cantidad de proyectos de energías renovables de gran envergadura que están detenidos a causa de demoras o falta de aprobación de trámites necesarios para iniciar con la construcción.

Según relevan desde la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A. C. (AMERMAAC) serían “alrededor de 20 proyectos” que desde que inició la actual administración del gobierno federal no han avanzado en su construcción.

Cada proyecto tendría un nivel de avance particular y permanecen en “stand by” a la espera de autorizaciones y/o permisos de la CRE, CFE, SENER o SEMARNAT.

Raúl Asís Monforte González, presidente de la AMERMAAC, señaló que existen esfuerzos de distintos actores para poder destrabar estos proyectos dentro de Yucatán.

“El gobierno estatal está llevando a cabo gestiones muy discretas para tratar de destrabarlos pero no sé de ningún proyecto, cuya información sea pública, que se haya destrabado y esté cerca de ser instalado”, señaló el referente empresario.

Donde sí habría señales de avance para nuevas inversiones sería en el sector de movilidad eléctrica y, en el marco de un proyecto estatal, epecistas de energías renovables podrían encontrar su lugar.

Raúl Asís Monforte González, advirtió esta ventana de oportunidad desde su rol en la presidencia de otro gremio, la Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción de Yucatán (CMIC Yucatán), desde donde llevan registro de las próximas licitaciones de obras dentro del estado.

«El gobierno estatal de Yucatán a través del proyecto IE-TRAM acaba de lanzar una convocatoria para retirar vías del ferrocarril y construir allí calles por donde van a pasar autobuses eléctricos”, introdujo Raúl Asís Monforte González.

“Alineado con ese proyecto, precisamente para la energía que van a consumir estos autobuses al recargarse, la CFE anunció que va a hacer un parque de 10 MW en el mismo terreno donde tienen la Central Termoeléctrica Nachi Cocom”.

Por lo pronto, sería solo un anuncio sobre el que se esperan mayores precisiones, ya que aún no habría convocatoria oficial ni es de público conocimiento que se estén realizando trabajos preliminares en torno al nuevo proyecto de 10 MW para el suministro eléctrico de autobuses en Yucatán.

La Comisión Nacional de Energía emitió el viernes 23 de diciembre el Informe Técnico del Cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente al cuatrienio noviembre 2020 – noviembre 2024, de acuerdo con lo que establece el artículo 183 bis de la Ley General de Servicios Eléctricos y conforme a las reglas establecidas en el artículo sexto transitorio de la Ley 21.194 (“Ley Corta de Distribución”, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica).

Este es un hito clave en el proceso de determinación del VAD, el cual corresponde al primero bajo las reglas de la Ley Corta de Distribución de 2019, y que consideró una instancia participativa en la cual las empresas concesionarias de distribución y otros interesados pudieron presentar observaciones al estudio de costos elaborado por la empresa consultora encargada de dicho estudio. 

Los resultados del Informe Técnico se presentan en moneda a la fecha de referencia del estudio (31 de diciembre de 2019), y para su aplicación deberán ser actualizados conforme a las fórmulas de indexación que allí se establecen.

Colombia, gracias a su localización geográfica y significativas fuentes hidrológicas, cuenta desde hace décadas con una matriz energética mayoritariamente limpia y renovable gracias a la generación de energía hidráulica (que no es considerada FNCER en Colombia), lo que ha facilitado la expedición de un marco normativo y condiciones económicas óptimas para el ingreso de nuevas fuentes de generación de energía a partir de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER).

Es de elogiar que según información de Enerdata, Colombia durante el 2021 ocupó la cuarta posición a nivel mundial de generación de energía renovable con un promedio anual de 74,5%.

La política pública de promoción de las FNCER inicia con la expedición de la Ley 1715 de 2014, una norma que promueve la diversificación de la oferta a través de la incorporación de energías renovables, con el fin de complementar la matriz colombiana (dada su vulnerabilidad actual ante eventos de hidrología crítica), y en general, lograr una mayor oferta de energía en pro de la competencia del mercado y lograr una tarifa cada vez más eficiente trasladable al usuario final.

Con la promoción de la inversión en el sector renovable, mediante la incorporación de incentivos tributarios en renta, IVA y arancelarios, y una reglamentación asociada a los permisos, licencias, autorizaciones, etc., necesarios para el desarrollo, construcción y puesta en operación de las plantas de energía renovable, hoy Colombia cuenta con un estimado de 250 MW de energía solar en operación comercial, unos 17.857 MW en etapa de desarrollo y más de 59.000 MW en solicitudes de punto de conexión ante la UPME en el marco de la Resolución CREG 075 de 2021.

En este contexto, a continuación exponemos de manera ilustrativa, no exhaustiva, los principales aspectos a considerar en el desarrollo, construcción y operación comercial de un proyecto de generación FNCER:

La obtención de los permisos, autorizaciones y licencias de carácter ambiental ante la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) o las Corporaciones autónomas Regionales cuando apliquen, dependiendo si el proyecto es menor a 10 MW o siendo mayor a 10MW de capacidad instalada supera los 100 MW.
La obtención de otro tipo de permisos y autorizaciones relacionados con la construcción y el tránsito desde y hacia el proyecto cuando éstos se requieran por la naturaleza del proyecto y la infraestructura relacionada, ejemplo licencia de construcción, ocupación espacio público, permisos de obstáculos, Acuerdos de Coexistencia, entre otros.
Registro del proyecto ante la UPME, el cual es meramente informativo en principio, pero necesario para la obtención de incentivos tributarios reconocidos en las normas.
El trámite y obtención de los incentivos tributarios dispuestos en la Ley 1715 de 2014, Ley 2099 de 2021 y reglamentación concordante.
La obtención del Plan de Manejo Arqueológico y demás permisos relaciones ante el ICANH cuando la regulación lo indique.
La realización de consulta previa cuando haya a lugar.
La radicación a satisfacción de la UPME y obtención del Concepto de Asignación de Capacidad de Transporte expedido por la UPME, así como la constitución de garantías ante XM, la elaboración de la Curva S, envío de Informes de Seguimiento y cumplimiento de demás obligaciones dentro del término definido en la normatividad aplicable, so pena de que la UPME inicie Proceso de Liberación de Capacidad de Transporte.
La suscripción del correspondiente Contrato de Conexión con el Operador de Red o Transmisor.
El aseguramiento de los predios necesarios para el desarrollo y construcción del proyecto, incluyendo tanto la planta como la línea de conexión del proyecto a la red, para cuya bancabilidad es imprescindible un estudio jurídico y diagnóstico predial exhaustivo, en materia de superposiciones, uso del suelo, áreas protegidas, restitución de tierras, presencia de comunidades, baldíos, reputacional de contrapartes, entre otras.
Suscripción de contratos para la construcción del proyecto (EPC) y posterior suministro de la energía generada (PPA).

La diversificación de la matriz energética colombiana, se complementará con la incorporación de nuevos combustibles y tecnologías, tales como el hidrógeno azul o verde, la captura y el almacenamiento de carbono, la energía eólica marina, el almacenamiento de energía, incluso aumentando la participación de nuevos actores en el mercado como los autogeneradores, cogeneradores y generadores distribuidos con FNCER.

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) abrió expresiones de interés para servicios de consultoría destinados a la elaboración del Plan Georreferenciado de Acceso Universal a la Energía en Panamá. 

Esta convocatoria –RG-T4133– está enmarcada en el proyecto de Cooperación Técnica de la Plataforma Regional para aumentar la inversión en Electrificación Rural.

Tal como lo adelanta el título del llamado a expresiones de interés para Panamá, el objetivo de la consultoría es apoyar al gobierno en el desarrollo de un plan nacional de electrificación rural como base para alcanzar la meta de acceso universal a la energía al año 2030.

No obstante, mediante el proyecto se prevé identificar la mejor combinación de soluciones de extensión de red, minirredes o sistemas individuales en general, y crear un conjunto de herramientas para respaldar trabajos analíticos, así como apoyar los diálogos sectoriales y políticas.

Para brindar mayores precisiones sobre los requerimientos, se enumera que los servicios de consultoría incluirán:

Elaboración de un plan nacional de electrificación rural georreferenciado, optimizado al menor costo, que identifique tanto las soluciones energéticas a implementar en todo el país, como las inversiones asociadas que permitan alcanzar el acceso universal a la energía para el año 2030.
Desarrollo de una base de datos georreferenciada en formato GIS con información relevante para el desarrollo y monitoreo del plan.
Propuesta de especificaciones técnicas mínimas para los proyectos resultantes del plan nacional de electrificación.
Elaboración de una metodología para la actualización y monitoreo del plan nacional de Electrificación rural.
Identificación y presentación de los riesgos y medidas de mitigación identificados para la implementación del plan nacional de electrificación rural.

El plazo estimado para llevar adelante el servicio de consultoría antes descrito es de seis meses y el valor total a facturar será de aproximadamente US$ 120.000.

Aún hay tiempo de participar. Para las consultoras que se perfilan como proponentes se aclara que este proceso incluye solo las expresiones de interés donde se demuestre que la firma es apta para este servicio, no se exige en esta instancia enviar propuestas técnicas completas ni propuestas de precios. 

“Buscamos firmas con experiencia específica en planificación y optimización geo-referenciada, en particular de electrificación rural”, expresó en una publicación Arturo Alarcón, Especialista Senior en Energía de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo.

Se encuentra disponible el borrador del resumen de los Términos de Referencia para comprobar cuáles son los datos necesarios para que las firmas consultoras sean calificadas como elegibles dentro de esta convocatoria.

Aquellas que cumplan con los requisitos iniciales, podrán enviar sus expresiones de interés usando el Portal del BID para las Operaciones Ejecutadas por el Banco http://beo-procurement.iadb.org/home antes del 15 de enero del 2023. Ahora bien, de acuerdo con la última actualización se podría extender la fecha límite para el 17 de enero.

La Asociación de Transmisoras de Chile analiza el uso y las oportunidad que brinda el storage como herramienta de mayor optimización de las nuevas redes y las existentes, tras la promulgación de la nueva Ley de Almacenamiento y Electromovilidad.

Claudia Carrasco, miembro del Comité de Regulación de la entidad, sostuvo que, durante el 2023, el país debería avanzar en materializar el cambio legal en los distintos sectores, y puso la mirada en el mercado de la potencia. 

“Desde Transmisoras de Chile ponemos foco a ese mercado, con el objetivo de que este tipo de tecnología reciba una remuneración justa y lo más pronto posible. Se las debe considerar en el desarrollo de las redes, para darle más previsibilidad al sistema, ya que es un complemento a las obras de plan de expansión del transporte o de infraestructura de largo plazo”, manifestó durante el reciente evento Latam Future Energy.  

“Debemos verlo como una herramienta o vehículo que se puedan ocupar en distintas formas para flexibilidad, ocupar mejor los corredores existentes de transmisión. Es una tecnología que tiene muchas capacidades, pero necesitamos buenas señales y también certezas para que los inversionistas generen ese tipo de implementación”, agregó. 

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

Asimismo, otro foco de trabajo para la entidad es el proceso de planificación de las líneas de transporte, considerando algunas dificultades por las que atraviesa el país para seguir desarrollando y construyendo centrales renovables en el futuro, como por ejemplo los desacoples de precios, vertimientos de energía y los costos marginales cero. 

Puntualmente, Carrasco planteó la importancia de revisar plazos de las construcciones, como también la metodología y herramientas para aquellos momentos donde exista la necesidad de una obra urgente con tal de que ésta sea realizada de manera rápida y dando las certezas a los inversionistas. 

“Levantamos observaciones respecto del proceso de planificación, creemos que puede ser realizado y optimizado sus plazos, tanto aquellos involucrados con las empresas, la Comisión Nacional de Energía (CNE), como con el coordinador”, explicó. 

Con ello se pretende tener líneas de transmisión o una organización estratégica que se haga cargo a tiempo de las necesidades futuras, a la par de contar con un sistema que sea seguro y capaz de darle una calidad de servicio a medida que los clientes necesiten. 

“Para eso, se debe revisar la metodología de la planificación. Y no sólo hablamos de holgura para recibir o conectar rápidamente inyecciones o demanda nueva, sino también con márgenes de seguridad que permitan poder hacer una correcta operación y mantenimiento de las redes”, apuntó la integrante del Comité de Regulación de la Asociación de Transmisoras de Chile.