Y en particular, que el presidente de Brasil, Luiz Inácio “Lula” da Silva, tenga una iniciativa específica de cara a la 30° Conferencia de las Partes (COP 30 por sus siglas en inglés), la cual está prevista que Brasil sea anfitriona en 2025, que significará la vuelta a la región tras más de diez años desde la COP20 realizada en la ciudad de Lima, Perú.

“Al igual que para la UE, para América Latina, la energía renovable ofrece una enorme oportunidad de desarrollo que puede brindar seguridad energética, energía asequible, fortalecer las economías locales, crear empleos de alta calidad y aumentar la competitividad de la región”, señalaron desde el GSC.

“Todos los líderes latinoamericanos deberían abrazar este objetivo, especialmente el presidente de Brasil, Lula, como jefe de la mayor economía de la región, actual presidente del Mercosur, jefe del G20, de los BRICS y esperado anfitrión de la COP 30 en 2025”, subrayaron.

Bajo ese contexto, Energía Estratégica conversó con Marcelo Álvarez, secretario del board del Global Solar Council y co-coordinador del Task Force Latam (junto a Rodrigo Sauaia), para conocer más detalles sobre la declaración y cómo se espera avanzar.

Tal es así que esta iniciativa busca “mover el avispero” en Latinoamérica en cuanto a tener y alcanzar metas ambientales cuantificables en cada uno de los países y saber qué harán de aquí al año 2030 y cómo se ponen en ruta hacia el cumplimiento del Acuerdo de París y ser Net-Zero al 2050.

“La meta es latinoamericana, pero lo lógico es que sea distributiva a cada país. Brasil hará el trabajo propio y el de otros, porque seguramente vaya más allá del triple de la capacidad renovable, pero no debemos descansar en ello, sino que cada país debe realizar su propia transición energética”, afirmó Álvarez.

Justamente Brasil es el mercado renovable más grande de la región ya que cuenta con más de 34 GW solares instalados (23,83 GW de generación distribuida y 10,38 GW de centralizada), casi 27 GW eólicos y otros 16,87 GW operativos provenientes de centrales bioenergéticas.

A lo que se debe añadir que el gobierno de Brasil destinará más de R$ 73 mil millones en inversiones de nuevos parques renovables a través dela través el Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC), siendo los proyectos fotovoltaicos, eólicos e hidroeléctricos los más beneficiados, en tanto que también se contemplan otros R$ 89 mil millones para obras de transmisión.

Mientras que en otros países del Cono Sur, como por ejemplo Argentina y Chile, la capacidad renovable instalada actualmente es de 5,68 GW y 15,25 GW, respectivamente.

Aunque, a pesar de las dificultades en el sistema de transmisión se espera que ambos países tengan un crecimiento en la materia tras los más de 100 proyectos renovables en construcción en Argentina tras las últimas adjudicaciones de la licitación RenMDI y del Mercado a Término (MATER); en tanto que recientemente la Comisión Nacional de Energía de Chile reconoció casi 400 proyectos renovables en construcción en el país.

“Las energías renovables en Argentina podrían ir mucho más rápido y dejar el gas para complementar lo que no se pueda hacer con renovables, ya sea por limitaciones de financiamiento o de construcción, o bien usarlo como carbono barato para combinarlo con el hidrógeno verde y venderlo como combustible sintético de exportación”, apuntó , secretario del board del Global Solar Council y co-coordinador del Task Force Latam

“Pero el orden debería ser que la hoja de ruta privilegie las renovables y sólo no se hacen renovables cuando no alcanza el capital o el trabajo para hacer las obras al mismo tiempo. Pero renovables es más barato, genera más empleos y baja más las emisiones y, por consecuencia, debería tener prioridad”, agregó quien también es miembro de la Comisión Directiva de CADER.

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Puntualmente, se sustituyó el artículo 25 del Anexo I del Decreto N° 986/2018, permitiendo que los beneficios promocionales no sólo estén disponibles para los usuarios – generadores de las jurisdicciones adheridas íntegramente al régimen de la ley y su modificatoria, sino también a aquellas que lo hagan de forma parcial.

“Siempre y cuando los interesados den cumplimiento a todos los requisitos generales, técnicos y de seguridad allí establecidos”, aclara el Decreto 471/2023 publicado en el Boletín Oficial.

“Con esto se dio una respuesta a ciertas provincias que tenían dudas, de tratar que se incorporen todas las provincias y tomar todas las inquietudes, sobre todo respecto a salvaguardar la jurisdicción provincial de las redes de distribución”, aseguró Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Secretaría de Energía de la Nación, en conversación con Energía Estratégica.

“De ahora en más, el procedimiento de la parte operativa de las solicitudes de beneficios para los U/G de las distintas zonas se mantiene, pero fue un guiño a las provincias que no querían adherir por inquietudes respecto al avance dentro de la jurisdicción de distribución”, añadió.

Y entre los beneficios se encuentra el acceso al Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS), que tiene por objeto el otorgamiento de préstamos, incentivos, garantías, aportes de capital y la adquisición de otros instrumentos financieros para sistemas de GD.

O mismo el Certificado de Crédito Fiscal de $120.000 por kW instalado, hasta un máximo de $8.500.000 por instalación, que se otorga en forma de bono electrónico a favor del usuario y se verá reflejado en su cuenta de AFIP, pudiendo ser utilizado para el pago de impuestos nacionales como el impuesto a las ganancias y el impuesto al valor agregado (IVA), entre otros, en el momento que lo desee, durante los 5 años posteriores a la obtención.

Agustín Siboldi, abogado y socio de O’Farrell Abogados y miembro de la Comisión Directiva de CADER, conversó con este portal de noticias y señaló que la nueva condición implementada por el gobierno “debió haber estado desde un principio en la ley”.

“Sino cada provincia establece su propio régimen y, en definitiva, termina habiendo un híbrido en diferentes puntos del país. Es decir que esta resolución busca más uniformidad, cosa que se perdió”, manifestó Siboldi.

“Pero debe haber una política de diálogo para que la generación distribuida se empiece a mover seriamente y no seguir con una ley poco ambiciosa a comparación de otros países como Brasil (límite de 5 MW) Chile (tope de 9 MW en proyectos PMGD)”, agregó.

Para ser precisos, desde que salió el decreto reglamentario de la Ley N° 27424, sólo trece jurisdicciones adhirieron y reglamentaron su adhesión a la normativa nacional; mientras que la capacidad operativa bajo el modelo de generación distribuida sólo creció en 24,88 MW, repartidos en 1335 proyectos que completaron la instalación y se convirtieron en usuarios – generadores.

Y si bien hay 12,67 MW de potencia reservada (3,1 MW a la espera de la conexión del medidor) entre 538 U/G con reserva de Potencia aprobada (149 ya solicitaron el cambio de medidor), la evolución de la GD aún es baja a comparación de los 23.705 U/G estimados en el Plan de Acción Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017.

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Paneles solares que transforman ventanas en generadores de energía

Pero a ello se suma que el presidente de la Nación, Alberto Fernández, priorizó a los hidrocarburos y al gas natural por sobre las renovables e hidrógeno verde, durante su discurso de apertura de las sesiones ordinarias del Congreso, a tal punto que no mencionó a estas últimas dos fuentes de generación.

“El gobierno en su último año se encuentra con una situación de poco poder político, poco financiamiento y una restricción externa por la falta de dólares. En ese contexto, es difícil impulsar políticas de largo plazo de descarbonización y de transición energética hacia fuentes renovables”, sostuvo Marcelo Álvarez, secretario del board del Global Solar Council y co-coordinador del Task Force Latam (junto a Rodrigo Sauaia)

Por ello, explicó que el fomento a los sistemas agrovoltaicos y equipos de bombeo solar de agua pueden resultar dos alternativas ante la falta de infraestructura eléctrica y en pos de alcanzar la meta de carbono neutralidad en el futuro y de reducir el uso de combustibles fósiles. 

“El gobierno deja pasar la oportunidad, tanto en GD como nichos intermedios como los mencionados anteriormente, por lo que podría impulsar políticas que arranquen ahora mismo y se potencien con la próxima gestión de gobierno”, agregó.

Ambas alternativas sólo requerirían modificaciones de los decretos reglamentarios ya que la Ley N° 27424 le permiten a la autoridad de aplicación establecer los mecanismos de incentivo que considere adecuados sin la necesidad modificar la propia ley.

Y su implementación no sólo podría desplazar combustibles fósiles de alto costo, sino que también tendría un impacto favorable en términos de divisas netas, emisiones y generación de empleo a nivel nacional.

“El tema es que como parte de la cadena de valor es importada (sólo del 68% al 55% son elementos locales) salen más dólares de lo que entran por lo que ata al gobierno de manos en cuanto a autorización de SIRA. Aunque dependiendo qué desplace y en qué región, es la cuenta de dólares que se evitará salir en el primer año y son alternativas para sortear la necesidad de grandes inversiones en la infraestructura eléctrica”, detalló Álvarez.

¿Qué otra alternativa se presenta?

Desde el sector energético se presentaron propuestas para replicar el modelo chileno de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), de hasta 9 MW de potencia, y así impulsar las renovables bajo proyectos de baja y mediana escala.

“Podríamos aprender de ahí ya que se generan dos mercados: uno de primer piso donde se generan PyMES locales y otro de empresas locales o extranjeras que compran varios proyectos juntos y hacen economías de escala entre utility scale y GD tradicional en la compra de los componentes principales”, concluyó el  secretario del board del Global Solar Council y co-coordinador del Task Force Latam.

Autor: Matías Medinilla

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Argentina incorpora al usuario–generador comunitario en marco de generación distribuida

Esto significa que, de acuerdo a su composición, los sujetos que opten por esta alternativa renovable podrán ser “Usuarios Generadores Individuales” (U/G), “Usuarios Generadores Comunitarios” (U/G C) o “Usuarios Generadores Comunitarios Virtuales” (U/G CV).

De este modo, y tras diversas reuniones del Consejo Federal de Energía sobre el tema, el gobierno finalmente abrió las puertas a un modelo que ya tenía el visto bueno del subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Santiago Yanotti (ver nota), y que ya se implementa en las provincias como Córdoba, Mendoza y Santa Fe.

“Da un marco general, principalmente para aquellas que ya habían reglamentado esta opción. Esperamos que apalanque la GD, desde instalaciones que cambien el paradigma de U/G individual y vaya más hacia el agrupamiento de usuarios. El potencial existe y puede ser la punta de lanza de la generación distribuida en el futuro”, aseguró Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Secretaría de Energía de la Nación, en diálogo exclusivo con Energía Estratégica.

“Resta implementarlo en la plataforma digital de acceso público para el intercambio de formularios entre usuarios, distribuidoras e instaladores calificados. Además, a futuro, la idea es poder otorgar algún beneficio más enfocado en los U/G comunitario, tanto en Certificados de Crédito Fiscal o la línea de crédito con el dinero del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS)”, agregó.

Los sujetos que opten por esta alternativa renovable deberán incluir el porcentaje de participación de cada uno dentro del contrato de generación eléctrica bajo modalidad distribuida comunitaria, a fin de repartir los créditos asociados a la inyección de energía entre los participantes, como por ejemplo el Certificado de Crédito Fiscal, el cual tuvo actualización de montos a principios de año.

¿Cuáles son las diferencias entre usuarios ? El U/G C refiere a la conformación de un grupo de dos o más usuarios de la red con puntos de suministro diferente cuyas demandas sean abastecidas por el mismo distribuidor y que declaren la administración en conjunto de un sistema de generación distribuida renovable.

Mientras que el U/G CV es muy similar, con la particularidad que se considerará así a aquellos usuarios – generadores cuya demanda e inyección total esté monitoreada en tiempo real por medidores inteligentes.

“Esto posibilitará hacer un balance entre las energías demandadas e inyectadas del sistema comunitario, distinguir la inyección del autoconsumo total del conjunto de usuarios y valorizar la energía autoconsumida, demandada e inyectada de manera independiente”, señala la normativa.

A ello se debe añadir que también habrá una subdivisión conforme a la potencia instalada, considerando que la capacidad del equipo de GD será la suma de los acoples a la red de tales instalaciones (no puede superar los 2 MW):

• Usuarios – Generadores pequeños (UGpe): con equipos menores a los 3 kW.
• Usuarios – Generadores medianos (UGme): De 3 kW a 300 kW
• Usuarios – Generadores mayores (UGma): De 300 kW y hasta 2 MW de capacidad.

Y cabe aclarar que U/G C y los U/G CV podrán conectar sus equipos a la red de distribución hasta una potencia equivalente a la suma de las contratadas por cada uno de los usuarios que conformen el grupo.

Mientras que a los usuarios que no posean una potencia contratada definida, se les considerará la capacidad límite máxima de la categoría a la que pertenezcan. En tanto que aquellos sujetos que contraten distintas potencias, en función de bandas horarias podrán conectar los sistemas renovables hasta el máximo valor de las contratadas.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Con su tecnología líder i-TOPCon de tipo N, su completa cartera de productos Vertex de tipo N para todos los escenarios, su alta fiabilidad, su baja huella de carbono, su completo sistema de cero emisiones netas, su capacidad de producción integrada de tipo N y la convergencia de un ecosistema líder en el sector, Trina Solar ha alcanzado una posición de liderazgo de 360 grados, encabezando la era de la tecnología de tipo N.

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Genneia lidera la generación de energías renovables en el país

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Y si bien está lejos de lo contemplado dentro del Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017 – más de diez mil U/G para 2020 y catorce mil para 2021-, desde una parte del sector hay cierto optimismo para su desarrollo a futuro.

Evelin Goldstein, presidenta de la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables de Argentina (AMES) detalló un estimativo que han realizado e hizo la relación con la participación de proveedores nacionales en la generación distribuida.

“En un escenario de transición energética a 2030, con la meta del 30% que provean las energías renovables en la matriz energética eléctrica, y considerando la meta de los 1000 MW de GD para el año mencionado, aproximadamente la generación distribuida participaría con el 30% de la potencia instalada total solar”.

“Eso implicaría aproximadamente una inversión de USD 1.400.000.000 y, si el 40% podría ser provisto por proveedores nacionales, motivaría una inversión vinculada con empresas locales de USD 560.000.000”, explicó

Cabe señalar que la especialista afirmó que, en el segmento de alta potencia y en el desarrollo de ese tipo de parques, “predominan empresas extranjeras y la utilización de componentes importados”.

Mientras que en parques de mediana y baja escala, además de los sistemas de generación distribuida para industrias y comercios, “las empresas que realizan estas instalaciones y desarrollos, suelen ser PyMEs nacionales y están más abiertas a la provisión de componentes nacionales”.

Y en base a su experiencia en el sector, estimó que las estructuras, el sistema eléctrico y la obra civil mecánica y eléctrica para la instalación de sistemas fotovoltaicos de GD suman “aproximadamente el 43% del costo total de un sistema de generación distribuida para industrias y comercios, y puede ser provisto por la industria nacional”.

Además, Goldstein fue un poco más esperanzada y vaticinó que, “en el mejor de los escenarios”, la generación distribuida podría participar con la mitad de la potencia solar instalada a 2030 en el país. En ese horizonte, “la instalación de este tipo de sistemas podría alcanzar 1750 MW y motivar una inversión de USD 2.450.000.000”, según sus palabras.

En este sentido, será fundamental el desarrollo y promoción de soluciones que faciliten la instalación y puesta en marcha de proyectos de generación distribuida.

“Y si consideramos que haya iniciativas para la producción de paneles solares y, en algunos casos, que participen proveedores de inversores, tal vez se podría llegar a una participación más alta de proveedores nacionales y motivar una inversión mayor de aproximadamente USD 1.225.000.000”, continuó.

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