El lanzamiento de la licitación PEG-5 mantiene expectante a todo el sector energético de Guatemala. Y las energías renovables buscarán demostrar su competitividad en esta convocatoria que se prevé que será la más grande de la historia del mercado guatemalteco con un requerimiento en el orden de los 1200 MW.

En la antesala de este proceso, Energía Estratégica contactó a Sergio Herrarte, analista financiero especializado en mercado de capitales y energía, para conocer su lectura sobre los riesgos y desafíos que enfrentan los proponentes que se preparan para ofertar con proyectos fotovoltaicos.

“Va a haber una sobreoferta de proyectos solares en Guatemala y esto significa que habrá una guerra de precios. Si quieres competir y ganar la licitación vas a tener que competir en precio, entonces cada centavo cuenta porque vas a competir con muchísima más gente”, introdujo el analista consultado.

Aquello no sería nuevo. El año pasado se observó una sobreoferta de equipos solares a nivel mundial, incluida una disminución significativa en el precio del polisilicio, que ha llevado a una reducción de hasta el 50% en los costos de los productos solares. Sin embargo, Sergio Herrarte advirtió que esta reducción en el CAPEX de los proyectos debe ser interpretada con cautela debido a los costos adicionales que se presentan al momento de implementar los proyectos en Guatemala.

«Esta sobreoferta definitivamente va a ir acompañada de una sobredemanda y eso lo vamos a ver reflejado en la PEG-5», comentó Herrarte.

Siguiendo con su análisis, aunque los productos solares pueden ser adquiridos a precios reducidos, la competencia en el mercado nacional se torna cada vez más intensa, y la capacidad de transmisión de energía es limitada. Esto significa que los desarrolladores deben ser extremadamente precisos al seleccionar las ubicaciones para sus proyectos, considerando no solo la disponibilidad del recurso solar, sino también los costos de arrendamiento de tierras y conexión al sistema nacional de transmisión.

Los costos hundidos, aquellos que no se consideran inicialmente, como el arrendamiento de tierras, han adquirido mayor relevancia. «El costo de arrendamiento creo que va a subir muchísimo para proyectos solares y eólicos», afirmó Herrarte.

En un mercado mayorista tan maduro como el guatemalteco, los márgenes de beneficio se podrían reducir aún más en estas tecnologías variables debido a la necesidad de competir no solo en precios de energía, sino también en la capacidad de ofrecer potencia firme. No obstante, la reciente aprobación de la regulación de almacenamiento añadiría más certeza a los proyectos renovables de cómo competir.

«La regulación de baterías logró que eso se desenmarañara», comentó el analista y explicó que, aunque implicará costos iniciales más altos, aquellos que quieran ofertar potencia firme además de la energía de las fuentes solares y eólicas variables podrán hacerlo mediante la subcontratación de potencia o la instalación de baterías de respaldo.

Impacto en los PPA y la competencia de precios

La competencia de precios está a la orden del día. La tendencia global hacia PPAs más económicos podría aplicar en el escenario guatemalteco. Al respecto, Herrarte advierte sobre la «canibalización» de precios que podría darse y que algunos proyectos solares oferten precios extremadamente bajos, posiblemente insostenibles a largo plazo.

Algo de esto ya se vio en la PEG-4. Desde la óptica del analista consultado, “puede ser que la PEG 4 haya sido una un preámbulo de algo que puede suceder ahora del mediano plazo en la PEG 5, donde haya proponentes que lleguen a ofertar hasta 100% menos el precio del kilovatio hora que oferta la media”. Este fenómeno generaría preocupación sobre la viabilidad de los proyectos y la capacidad de los oferentes para cumplir con sus compromisos financieros y operativos.

Un dato no menor es que aquella competencia agresiva en precios, impulsada por la sobreoferta de proyectos solares, podría llevar a una reducción significativa en los márgenes de beneficio, haciendo que cada centavo cuente en las proyecciones financieras. «Hay buenas noticias a nivel internacional para proyectos solares, pero tenemos que traerle a la realidad nacional», subrayó Herrarte, enfatizando la necesidad de considerar los riesgos específicos del ecosistema guatemalteco.

Para evitar que la PEG-5 se convierta en un escenario de especulación y grandes fracasos, Herrarte sugirió que la capacidad de transmisión de energía se incremente urgentemente. «El sistema debe ser capaz de absorber proyectos», sostuvo, destacando la importancia de una acción pública que mejore la infraestructura de transmisión en el país.

Si bien Herrarte mencionó que las políticas públicas actuales en Guatemala han sido efectivas para mantener una oferta energética constante durante la reciente crisis energética en la región, se refirió a mejorar la planificación y capacidad de respuesta ante las nuevas necesidades del mercado.

“Creo que tenemos que idear una forma en la que la transmisión se mueva al mismo ritmo de la demanda como lo ha hecho la generación. Creo que eso puede ser una solución para ir mitigando los riesgos que puede traer este aumento en la demanda que también es importante”, argumentó.

Un sistema de transmisión más amplio permitiría una mayor cantidad de oferentes con capacidad de maniobra, reduciendo la especulación y promoviendo una competencia más saludable basada en la capacidad real de los proyectos.

“Si abrís más la capacidad de recepción de energía, va a haber más oferentes y los especuladores van a entender que no tienen que especular para ganar, sino que va a ganar la oferta con el proyecto sostenible más competitivo”, concluyó Sergio Herrarte, analista financiero especializado en mercado de capitales y energía.

De esta manera, la licitación PEG-5 en Guatemala presenta un escenario desafiante pero con grandes oportunidades para los desarrolladores de proyectos. En el caso de la energía solar, la sobreoferta de tecnología, la competencia agresiva en precios, los costos hundidos a considerar y aquellos retos relacionados con la transmisión y el almacenamiento, configuran un panorama complejo que requerirá ser más minuciosos y creativos en las proyecciones financieras para mitigar los riesgos.

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México se encuentra en una etapa de transición de gobierno que generaría mucha expectativa al inversionista. Más aún considerando que en el último año, empresas internacionales habrían volteado a ver al país para relocalizar parte de sus actividades productivas.

Durante una reciente entrevista en el marco del Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Armando Muñoz Gil LaMadrid, director general para México, Centroamérica y el Caribe de Canadian Solar, se refirió a estos temas compartiendo su lectura del momento que atraviesa el mercado y las oportunidades que se abrirían para la energía solar fotovoltaica.

“Al famoso nearshoring no lo detiene nadie”, aseguró Muñoz, en relación a que ni el gobierno actual ni los próximos podrían anteponerse a la ola de relocalización de empresas.

Desde la óptica del director para el norte de Latinoamérica de Canadian Solar, los nuevos actores llegarían con un mandato de sus casas matrices y “una presión internacional muy fuerte” para cumplir con metas de sostenibilidad frente al cambio climático y eso podría requerir de una rápida respuesta del sector fotovoltaico para asegurar un suministro eléctrico limpio renovable a las nuevas industrias.

“Hay un fuerte impulso del nearshoring que está viniendo a México y eso lo tenemos que aprovechar porque esas oportunidades se dan una vez cada 10 años. Hay que aprovecharlo, hay que capitalizarlo”, expresó Armando Muñoz indicando que este sería un primer driver para el mercado fotovoltaico mexicano.

Un segundo driver estaría dado por la conveniencia económica de optar por alternativas de generación sostenibles: “los precios bajos definitivamente van a impulsar mucho los nuevos desarrollos”, consideró Muñoz.

Y añadió: “yo creo que unos precios bajos deja más que claro que la energía solar es la energía más rentable o más viable al día de hoy”.

De allí, consideró que a los desarrolladores les hace todo el sentido apostar por nuevos proyectos de generación fotovoltaica. Ahora bien, también puso sobre la mesa de debate que los fabricantes enfrentan presiones para ser competitivos, a la vez de obtener volumen y profitability, complejizando el escenario para los tecnólogos.

Canadian Solar, empresa que desde el año 2013 está operativa en México apostando a un equipo local, ha desplegado una estrategia de negocios contemplando aquellas variables del mercado para atender a los tres segmentos de mercado residencial, comercial-industrial y utility. Y en la actualidad, vistas las oportunidades de desplegar nuevas instalaciones en industrias, están destinando más esfuerzos al mercado de generación distribuida con una oferta diversa que incluye además de módulos fotovoltaicos, inversores y baterías, posicionándose como un aliado clave para nuevas instalaciones fotovoltaicas en México.

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El sector político y energético de Bolivia propone elaborar un nuevo marco normativo para promover la transición energética y la adopción de nuevas tecnologías y servicios, tras la implementación de varios decretos en la materia a lo largo de los últimos años. 

Tal es así que desde el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) brindaron una serie de recomendaciones al sector político y energético de Bolivia sobre los elementos claves a tener en cuenta de la normativa para que se promueva el cambio de la matriz de generación.

“La nueva normativa debería ser flexible a la incorporación de nuevas tecnologías (…) A la par de ser flexible en cuanto aceptar y corregir errores, porque estamos en una etapa de desarrollo en la cual pueden suceder elementos que no resulten lo esperado”, apuntó Juan Ríos, especialista de la Comunidad Andina de Fomento y ejecutivo principal en la dirección de transporte y energías del CAF.

“Por otro lado, debe estar abierta a que participen todos los sectores involucrados y que, desde el punto de vista tarifario, debe permitir revisiones y adecuaciones; como también consideraciones impositivas para facilitar la entrada e integración de nuevas tecnologías y el desarrollo de aquellos vectores que se consideren importantes”, agregó durante un foro. 

Cabe recordar que el país no posee una ley meramente de impulso a las energías verdes, sino que en su ley N°300 (Marco de la Madre Tierra y Desarrollo Integral para Vivir Bien) en la cual se establece el cambio paulatino de combustibles líquidos por gas natural y el “incremento gradual” de las renovables.

Mientras que, entre el 2021 y 2022, la actual gestión de gobierno lanzó los Decretos Supremo N°4539 y N°4794, a fin de brindar incentivos tributarios para soluciones vinculadas a las energías limpias y la movilidad eléctrica; y para permitirle al sector industrial cambiar la fuente de alimentación eléctrica y migrar al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Además, Juan Ríos apuntó a la importancia de implementar mecanismos como subastas abiertas que no sean discriminatorias en cuanto a tecnologías para garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico, la seguridad del suministro, tarifas equitativas y la reducción del consumo de combustibles fósiles.

Herramienta que podría tomar mayor forma si realmente el país avanza con el plan de expansión del SIN para lograr una mayor participación de energías verdes que recientemente dio a conocer la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE Corporación) y que plantea la suma de aproximadamente 4670 MW renovables hacia el 2050. 

“Debe ser una normativa realista, con la consideración de temas ambientales desde todas las ópticas, que esté ajustada a alcances medibles que no afecten el desarrollo productivo. Y en el corto y mediano plazo, el país debería enfocarse en que la normativa contenga la parte reglamentaria respecto al almacenamiento de energía, en cuanto a operatividad, tarifas, cómo funcionarán las baterías y esquemas de bombeo”, subrayó. 

“También se requiere una hoja de ruta de transición energética que implique una definición clara de las metas a conseguir, un consenso entre los actores participantes del sector, de la necesidad de proceder con la transformación y asegurar recursos económicos, tanto para el financiamiento de proyectos y para apoyar el desarrollo de los elementos de política pública y apoyo especializado”, añadió el ejecutivo principal del CAF.

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Con la presencia autoridades nacionales, regionales y locales, Generadora Metropolitana, empresa propiedad de AME y el grupo francés EDF, inauguró el proyecto CEME1, el parque fotovoltaico más grande de Chile.

Este parque, ubicado a siete kilómetros de María Elena, en la Región de Antofagasta, cuenta con 480 MW de capacidad instalada, más de 882 mil paneles solares fotovoltaicos y generará energía para más de 500 mil hogares.

“Hoy estamos orgullosos de inaugurar el parque fotovoltaico más grande de Chile, el cual inyectará energía limpia y eficiente al Sistema Eléctrico Nacional. CEME1 es un proyecto ambicioso y visionario, ya que no sólo se impone por su capacidad, sino también por su tecnología y eficiencia”, dijo Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana.

En esa línea, el ejecutivo explicó que CEME1 se distingue por su innovador uso del suelo, logrando una mayor potencia por hectárea gracias a su estructura fija con módulos orientados al este y al oeste. Dicha característica no solo maximiza la eficiencia, sino que también representa un uso más sostenible y responsable del espacio.

En cuanto a eficiencia en el uso del agua, Hollweck detalló que, gracias a la robotización de los procesos de limpieza de los paneles, “hemos logrado reducir el consumo de agua hasta un 90% en comparación con proyectos similares. Esta innovación no solo es un avance tecnológico, sino también un compromiso con la preservación de nuestros recursos naturales”.

El ministro de Energía, Diego Pardow, destacó que “en Chile hemos sido capaces de construir políticas de Estado que entregan certezas a los inversionistas para que este tipo de proyectos siga concretándose. La inauguración del proyecto fotovoltaico CEME1 es un paso más para que nuestro sistema eléctrico deje de depender de los combustibles fósiles y avancemos hacia la descarbonización de nuestra matriz energética”.

En tanto, el CEO de EDF Chile, Joan Leal, afirmó que “CEME1 es un hito para Chile y el Grupo EDF, al consolidar un portafolio de proyectos que apoyan la transición energética, en línea con los objetivos globales de carbono neutralidad del país y de la compañía. Este proyecto representa un logro no sólo para EDF, sino para Generadora Metropolitana, cuyo equipo hizo un gran trabajo en términos de planificación y ejecución”.

“Con este proyecto Generadora Metropolitana ha logrado consolidarse como un actor relevante en el mercado chileno lo que, junto a la diversificación de sus proyectos, permitirán que la empresa afronte los desafíos de la transición energética de una manera segura y sostenible en el tiempo”, dijo el presidente de AME, César Norton.

Generadora Metropolitana iniciará próximamente la instalación de más de 1,7GWh de baterías, lo que permitirá almacenar la energía producida. Esto incrementará la eficiencia del parque, proporcionando un suministro más constante y fiable de energía renovable.

Generadora Metropolitana

Generadora Metropolitana, propiedad de la francesa EDF y la chilena AME, es una de las empresas de generación de energía eléctrica más grande de Chile. Cuenta con tres centrales de generación ubicadas en puntos estratégicos del Sistema Eléctrico Nacional y dos proyectos solares aprobados.

Generadora Metropolitana provee soluciones energéticas para mejorar la calidad de vida de las personas, con un fuerte foco en la responsabilidad ambiental, la seguridad, la innovación, el compromiso social y en sus colaboradores.

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De acuerdo a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (Proinversión), las inversiones proyectadas para la generación de energías limpias en Arequipa superan los 5 billones de dólares, más del 60% del monto total de inversiones adjudicadas en el Perú para el 2024.

Teniendo en cuenta que la matriz energética peruana es principalmente hidroeléctrica, y que los periodos de estiaje son cada vez son más severos por el cambio climático, muchos expertos esperan que compañías tanto nacionales como internacionales comiencen a invertir en proyectos solares y eólicos para cumplir con la demanda energética nacional en esa región, una de las zonas con mayor radiación solar en Perú.

No obstante, estos desarrollos deben ser acompañados por inversiones en infraestructura de transmisión y distribución cuya planificación debe ser aprobada previamente por los altos mandos.

En este contexto, en los últimos días se dio una buena noticia para el sector renovable: mediante la resolución ministerial Nº 261-2024-MINEM/DM, publicada en el diario oficial El Peruano, Acciona Energía Perú SAC, el mayor operador mundial en energías 100% limpias, recibió la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en el proyecto “Línea de Transmisión en 220 kV S.E. América – S.E. San José (Ampliación)”, ubicado en el distrito de La Joya, provincia y departamento de Arequipa.

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En el artículo 2 de la resolución ministerial, firmada por Julio Demartini, ministro de Desarrollo e Inclusión Social, y encargado del despacho del Ministerio de Energía y Minas, se detallan las características principales de los bienes indispensables para operar la concesión.

El proyecto entero tendrá una longitud de 9,8 km y se compone de 2 subestaciones S.E América y S.E San José (ampliación).

1) SE América: tendrá un patio de 33/220 kV de tipo intemperie y estará conformado por un un paño combinado de línea y transformación, el cual estará dedicado a lo siguiente:

Conexión del circuito de línea para evacuar la potencia recibida del parque fotovoltaico
Conexión del transformador elevador de 33/220 kV
El detalle del equipamiento electromecánico obra en el Expediente.

2) SE San José (ampliación): se proyecta la construcción de una nueva bahía, en la cual se implementará, entre otros, tres pararrayos de óxido de zinc, nueve transformadores de tensión monofásico capacitivo, dos trampas de onda 245 kV, un seccionador horizontal CPAT 245 KV, tres transformadores de corriente 245 kV, un interruptor de potencia unipolares con accionamiento uni-tripolar, seis transformadores de tensión cargables para servicios auxiliares 245 kV/0,38 KV y caseta de control. El detalle del equipamiento electromecánico obra en el Expediente.

Según trascendió, en junio, un consorcio liderado por Acciona Energía se adjudicó tres nuevos proyectos de concesión de transmisión de energía en el Perú, los cuales incluirán más de 400 kilómetros de líneas de transmisión, seis nuevas subestaciones y la modernización de seis subestaciones existentes, con una inversión estimada de US$337 millones (€315 millones).

Los proyectos beneficiarán a más de un millón de habitantes de las regiones de Ica y Arequipa, al sur del país, y facilitarán el desarrollo de más de 10GW de energía renovable en la zona.

Cabe destacar que días atrás, a través de la Resolución Nº 204-2024-MINEM/DM, el Ministerio de Energía y Minas también otorgó a favor de Majes Sol de Verano SAC la concesión definitiva para desarrollar una línea de transmisión de energía solar, en el distrito de Majes, provincia de Caylloma y departamento de Arequipa.

El proyecto consiste en la construcción de la «Línea de Transmisión en 138 kV S.E. Sol de Verano I – S.E. Majes», la cual transportará la energía eléctrica generada por la futura “Central Solar Fotovoltaica Sol de Verano I” hacia el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SIN).

De esta forma, se están otorgando los permisos correspondientes para que las inversiones en Arquipa crezcan a pasos agigantados.  Esto no solo es una oportunidad para diversificar la matriz energética del Perú, sino también una estrategia clave para generar empleo, impulsar la economía local y mejorar la calidad de vida de las comunidades.

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Sunwise Software Inc., líder en soluciones de software para la industria solar y de almacenamiento, se complace en anunciar el lanzamiento de LISA Energy, un innovador producto impulsado por la tecnología de Sunwise. LISA Energy representa un cambio significativo en la forma en que los consumidores y empresas gestionan sus recibos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), ofreciendo una solución digital avanzada que simplifica y optimiza el acceso a la información energética.

Sobre LISA Energy

LISA Energy es una innovadora plataforma digital que facilita la gestión y descarga de recibos de CFE, centralizando información energética y proporcionando herramientas avanzadas para la optimización del consumo eléctrico. Impulsada por la tecnología de Sunwise, LISA Energy busca transformar la forma en que los usuarios acceden y gestionan su información energética.

LISA Energy permite a los usuarios obtener su historial de recibos y organizar toda la información sobre su consumo eléctrico de manera clara y accesible.

 Mejora en proyectos de energía solar y almacenamiento con datos rápidos y confiables.
 Ahorro de costos mediante una gestión automatizada.
 Centralización de las múltiples propiedades en un solo lugar.
 Conexión a través de un portal intuitivo o APIs fáciles de usar.
 Programación de descarga automática de recibos para un servicio posventa eficiente.

Innovación y Calidad

«Nuestro equipo está comprometido con la creación de soluciones innovadoras que redefinen el panorama energético en México y LATAM,» comenta Arturo Duhart, CEO de Sunwise Software Inc.

Invitamos a todos los interesados a conocer más sobre LISA Energy y descubrir cómo esta herramienta puede transformar la gestión de su energía. Para obtener más detalles sobre LISA Energy y sus beneficios, visita https://www.lisaenergy.com

Acerca de Sunwise Software Inc.

Sunwise Software Inc. es una empresa líder en soluciones de software para energía solar y almacenamiento. Con un enfoque en la innovación y la calidad, Sunwise proporciona herramientas avanzadas para optimizar y profesionalizar las actividades de los integradores solares.

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Elecnor se ha adjudicado recientemente en México un contrato para la ingeniería, suministro y construcción del parque eólico Cimarrón de cerca de 320 MW, ubicado en La Rumorosa y en el municipio de Tecate, Baja California.

El proyecto, que actualmente se encuentra en proceso de construcción, está promovido por Sempra Infraestructrura, empresa líder de infraestructuras energéticas en Norteamérica que opera más de 1.500 MW de energías limpias en México. El parque eólico Cimarrón cuenta ya con un acuerdo de compra de energía por 20 años con Silicon Valley Power para suministrar energía renovable a largo plazo a la ciudad de Santa Clara, California.

El parque eólico, con 64 aerogeneradores de tecnología Vestas será uno de los proyectos eólicos más grandes de todo México, el cual consta además de 70 Km de viales, 45 Km de redes de Media Tensión, 30 Km de línea de transmisión en 230 kV y una subestación elevadora.

El proyecto suministrará energía limpia equivalente al consumo de más de 84.000 hogares de California, y contribuirá a la reducción de las emisiones de C02 en más de 200.000 toneladas por año. Se espera que la construcción de este nuevo parque genere más de 2.000 empleos directos e indirectos.

Está previsto que el parque eólico Cimarrón comience a generar energía a finales de 2025.

Este parque eólico sería el tercero que Elecnor construye en el país, posicionándose así como empresa de referencia en este tipo de proyectos.

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Desde Ovejas, Sucre, municipio PDET ubicado en los Montes de María, el ministro de Minas y Energía inauguró las Comunidades Energéticas número 27 y 28, en el marco de las acciones que lidera para impulsar la Transición Energética Justa en el país.

Se trata de la Comunidad Energética del Corregimiento de Canutal y la Comunidad Energética de la vereda El Palmar.

Comunidad Energética Canutal

Desde el Ministerio de Minas y Energía, en articulación con Hocol, del grupo Ecopetrol, se impulsó la consolidación de la primera Comunidad Energética en el corregimiento de Canutal en Ovejas, Sucre. En esta comunidad existen 4 soluciones fotovoltaicas activas y funcionando, ubicadas en el colegio, el puesto de salud, el salón comunal y el acueducto.

El prototipo de solución energética fotovoltaico pudo ponerse en marcha gracias a la inversión de $730 millones por parte de Hocol.

Desde el Ministerio se implementó durante mayo y junio la Escuela de la Transición Energética Justa (TEJ) para fortalecer las capacidades de las comunidades y darles gobernanza sobre el proyecto, con participación participaron alrededor de 100 personas de la comunidad.

Es así como los activos son propiedad de la Junta de Acción Comunal (JAC) de Canutal. La capacidad instalada sumada de las 4 soluciones es de 47.25 KW y su inversión $729.920.507, beneficiando a 700 personas, las cuales componen 400 hogares del corregimiento, que ahora podrán resolver necesidades de refrigeración, www.minenergia.gov.co iluminación y energía, entre otras, activando la vida económica, social, educativa y cotidiana en el municipio.

Comunidad Energética Educativa del colegio público

El Palmar de la vereda El Palmar: El colegio El Palmar se ha convertido en Comunidad Energética Educativa, con la implementación de un proyecto de biococción que consiste en la sustitución de estufas de leña por estufas de biogás.

El objetivo es que la comunidad aproveche los residuos orgánicos de la cocción de alimentos y las aguas residuales de los baños para la producción de gas que necesitan para cocinar. La solución tecnológica instalada fue biogás, con una potencia de 0,34 metros cúbicos y una inversión aproximada de $ 58 millones, con recursos provenientes del FENOGE.

Esta Comunidad Energética Educativa beneficia a 262 personas. “Destacamos la participación de las empresas estatales como Hocol y Ecopetrol en esta estrategia, que marca un hito para la Transición Energética Justa”, concluyó el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, durante la inauguración, e insistió en que las comunidades energéticas son un mecanismo sostenible, seguro y eficaz de cara a la transición.

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El Global Solar Council (GSC) estuvo presente en la XVII edición del SNEC PV Photovoltaic Power Conference & Exhibition, el congreso más grande del mundo sobre energía solar fotovoltaica llevado a cabo en China semanas atrás. 

Bajo ese contexto, Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del Global Solar Council, analizó las tendencias, retos y oportunidades que se avecinan para el crecimiento fotovoltaico. 

Por lo que uno de los principales puntos que remarcó en conversación con Energía Estratégica está vinculado a las series de aranceles impositivos que establecieron ciertos países por productos y soluciones fabricadas en otros territorios del planeta. 

“Por ejemplo, Joe Biden (presidente de Estados Unidos) aumentó el arancel de los módulos solares de otros países al 50% y se espera una suerte de repaliación en exportaciones, sumado a que la Unión Europea también puso barreras comerciales a la movilidad eléctrica de China. Hecho que genera que nazcan proyectos de fábricas en otros lugares del mundo que no sean en Asia en general”, sostuvo. 

“Ahora comienzan proyectos de plantas significativas de producción en otros países por la vulnerabilidad que se ve desde occidente de un eventual conflicto en el suministro de componentes, principalmente módulos e inversores fotovoltaicos”, agregó. 

Este hecho podría desencadenar la alza en el precio de ese tipo de soluciones en el mediano plazo, debido al establecimiento de barreras arancelarias y paraarancelarias entre los países enfrentados comercialmente. 

Por lo que desde el Global Solar Council buscan generar diálogos para evitar barreras entre mercados y potenciar producciones locales con incentivos. Es decir, evitar que se rompa la colaboración internacional y no existan conflictos para el avance del sector solar.

“El rol del Global Solar Council es catalizar el proceso de adopción solar para hacerlo más barato, rápido y eficiente. Y las discusiones pasan por cómo establecer mecanismos de incentivos que sean eficientes y no barreras por procedencia, ya que siempre terminan con restricciones de un lado y contra restricciones del otro que llevan el precio a la alza”, subrayó Marcelo Álvarez, quien fue reconocido en SNEC por su vasta trayectoria en el sector solar. 

¿Qué otras tendencias se observan?

Más allá del aumento de eficiencia de los módulos, en general con tecnología N-Type y de más de 600 W de potencia, el integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC destacó que hay más oferta para el segmento agrovoltaico y de sistemas de almacenamiento de energía. 

“La discusión es tecnológica y de precios, quién provee la tecnología y la electrónica de control, considerando que muchos proveedores ofrecen soluciones integradas. En fase comercial aún se venden baterías de litio, pero avanza significativamente sodio para baterías estacionarias grandes proyectos; aunque no habrá un ganador único o una tecnología reemplazará a la otra”, aludió en cuanto al storage.

“Mientras que en agrovoltaica cada vez se tiende más a cultivos caros, que la separación de los módulos permita optimizar la arquitectura solar y sea repagada por la actividad del suelo. Por ejemplo, en Argentina puede ser para frutos rojos, vid, legumbres, hortalizas y más productos que se pueden producir con agrovoltaica periurbana, con puntos de conexión muy cercanos”, añadió. 

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El pasado 15 de noviembre, el Gobierno Nacional posesionó a Ómar Prías como comisionado experto de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) ante el actual ministro de Energía y Minas, Andrés Camacho. Sin embargo, el viernes pasado, en el marco de la crisis institucional que atraviesa el gobierno,  la Sección Quinta del Consejo de Estado anuló su nombramiento como director ejecutivo por no cumplir con los requisitos.

En efecto, el Consejo presentó una demanda determinando que Prías no cuenta con la experiencia requerida para el cargo de comisionado de la CREG por lo que la institución queda con un solo integrante en propiedad.

En concreto, declaró que el funcionario “no cumple con el criterio reputacional, así como tampoco con las condiciones de experiencia en cargos de responsabilidad o consultoría y asesoría”.

Y agregó: “Es claro que pese a que el señor Omar Prías ostenta varios años de experiencia profesional en el sector público y privado, su hoja de vida no es lo suficientemente acreditada”.

En síntesis, en la demanda presentada por Germán Lozano Villegas, se detalló que los expertos comisionados deben «contar con una reconocida preparación y experiencia técnica, en el área energética y haber desempeñado cargos de responsabilidad en entidades públicas o privadas del sector energético, nacional o internacional, por un periodo superior a seis años; o haberse desempeñado como consultor o asesor por un periodo igual o superior».

Perfil de Omar Prías

Ingeniero eléctrico recibido en la Universidad Nacional de Colombia, cuenta con una especialización en gerencia de Tecnología de la Escuela de Administración de Negocios (EAN) y con una maestría en eficiencia energética de la Universidad de La Habana.

Fue asesor y consultor de gestión Organización de las Naciones Unidas para el desarrollo industrial (2014 a 2018).

Previamente, trabajó en el Ministerio de Minas; en la Cámara de Comercio, el Centro Internacional de Física; en el Acueducto, Agua y Alcantarillado de Bogotá y Colciencias y en la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) como asesor. Además,se desempeñó como docente de posgrado en ingeniería, arquitectura y urbanismo.

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De acuerdo al ranking 2023 de EY, Perú se ha consolidado como el quinto país más atractivo de América Latina para invertir en energías renovables.

En este marco, Amara Net Zero, proveedor integral para proyectos relacionados con la transición energética, desembarcó en el país en pos de convertirse en un aliado estratégico  en la distribución de equipos solares, ofreciendo las mejores marcas de la industria y un servicio de calidad.

En exclusiva con Energía Estratégica, Rolando Garay, Country Manager Perú en Amara Net Zero habló de cómo viene creciendo la compañía y reveló ambiciosos objetivos por delante.

“A pesar de que la firma es actor nuevo en el mercado peruano, lleva 67 años de existencia a nivel global y en 2023 logró una facturación anual superior a mil millones de dólares. De esta forma, se convierte en un partner potente en el suministro de equipamiento fotovoltaico en 18 países. Con toda esa energía venimos a Perú, a consolidar nuestra presencia con un despliegue comercial y logístico en la zona norte, centro y sur del país”, explica.

Y agrega: “Debido a la considerable baja de los costos de paneles solares el último año, el mercado solar de generación distribuida viene creciendo exponencialmente. Estimamos que se implementarán unos 60 MW este 2024 donde Amara espera tener una participación de al menos un 30% de market share”.

Por su parte, el ejecutivo asegura que el mercado de utility también está creciendo de la mano de más proyectos solares de cientos de MW en el sur del país.

A su vez, señala que el mercado de las instalaciones fotovoltaicas aisladas, principalmente en la selva, resulta muy atractivo para la compañía debido a que se están implementando microrredes fotovoltaicas, a través de inversión del gobierno, de 50, 100, 200 y hasta 500 KW.

En línea con su estrategia de venta, Amara NZero busca cambiar el mindset del integrador local al ofrecer una oferta complementaria y ágil hacia el cliente final. Según Garay, el integrador ya no tendrá que esperar los tiempos que demora una importación típica (2-3 meses) sino que tendrá el suministro de forma inmediata, acelerando considerablemente los tiempos que toma implementar un proyecto fotovoltaico.

Además, cuenta con acuerdos globales con los mayores fabricantes del mundo donde se establece una máxima competitividad en los costos y volúmenes de compra de paneles solares, inversores de red y otros, lo cual los convierte en una alternativa muy atractiva en los clientes integradores.

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El equipo de profesionales de Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ha estado realizando un análisis profundo sobre la configuración de una tarifa de excedentes para usuarios autoproductores durante todo este año.

Según comunicó la CREE a Energía Estratégica, han tenido un intercambio fluido con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para poder compensar la inyección de excedentes de la generación distribuida renovable en Honduras, que hasta el momento no tiene retribución alguna.

El sector privado está siguiendo este proceso de cerca. De hecho, el Directorio de Comisionados y el departamento de Tarifas, recibieron a la Alianza de Autoproducción con Energía Solar en Honduras (APROSOL) -antes Asociación de Proveedores de Energía Renovable Distribuida de Honduras (APRODERDH)– el 1 de febrero del 2024, para discutir sobre el avance en la aprobación de la tarifa de remuneración de excedentes a los autoproductores.

En atención al interés de la empresa privada y la ciudadanía en que se logren definiciones consensuadas, Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, anticipó: “Se está evaluando una audiencia pública y su posterior aprobación para que en este tercer trimestre del año tengamos ya una tarifa de autoproductores monómica”.

De acuerdo al artículo 29 de la tarifa de usuarios autoproductores esta debe ser binómica. Sin embargo, tras reuniones con la ENEE se dio forma a un esquema con tarifa provisional monómica.

Esta es una cuestión que se podrá discutir en el marco de la audiencia pública donde se prevé recabar todas las opiniones de las empresas privadas, que si bien no son necesariamente vinculantes, sí pueden contribuir desde el punto de vista técnico económico a la iniciativa.

Desde el organismo regulador proyectan que con esta medida se avecine un boom de instalaciones en el segmento de generación distribuida residencial, comercial e industrial.

“Este pago de las inversiones vía tarifa, les va a repercutir en el apalancamiento de sus proyectos, obviamente. Ahora, no se está pagando esa inyección de los autoproductores al sistema de distribución pero sí ya con tarifas se va a dar crédito y, de esa manera, con los créditos van a apalancar sus inversiones”, confió el comisionado Flores.

Y auguró: “Nosotros esperamos que aparte de lo que ya está instalado en el sector residencial y comercial así como en el industrial, se va a venir un boom de instalaciones”.

Según reporta la CNEE tras un reciente proceso de fiscalización, a la fecha existen 503 usuarios autoproductores registrados ante la ENEE y el total de energía inyectada al sistema interconectado nacional por parte de dichos usuarios equivale a 105.40 GWh.

Ahora bien, no se cuenta con una base de datos de usuarios autoproductores con el nivel de detalle que exige la normativa aplicable; por lo que se advierte que la empresa distribuidora deberá aplicar mejoras a los procedimientos para la gestión de usuarios autoproductores próximamente para dar lugar a la implementación de una nueva tarifa monómica provisional por excedentes.

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Santander Chile y Solarity, anunciaron una nueva línea de financiamiento de USD 50.000.000 para la construcción de nuevas plantas solares por parte de la empresa chilena que tiene diez años de experiencia en generación distribuida. 

“El financiamiento va 100% para inversión de Solarity en fotovoltaica para nuestros clientes. Es un apalancamiento para seguir invirtiendo y creciendo, siendo Santander Chile el socio estratégico que ayuda a financiar el crecimiento en activos, en la construcción de más plantas solares”, explicó Horacio Melo, gerente general y cofundador de Solarity, en conversación con Energía Estratégica.

“Es una gran noticia porque mantiene el impulso y velocidad en plantas solares, sumado a que acompañado el financiamiento y la alianza con Santander es un compromiso mayor de querer contribuir a descarbonizar la matriz y tener un planeta más sostenible”, agregó. 

Cabe recordar que la empresa chilena de generación distribuida, adquirida en 2021 por la firma canadiense Brookfield Renewable, ofrece soluciones a medida de generación distribuida para el sector comercial, industrial y agrícola, en pos de reducir las facturas energéticas y las emisiones de gases de efecto invernadero de la matriz. 

Soluciones que van desde instalaciones en techos, suelo, estacionamientos (carports) e incluso sobre el agua, como es el caso de la ubicada en Quilamuta, Región de O’Higgins, siendo la planta solar fotovoltaica flotante más grande del cono sur.

Tal es así que Solarity cuenta con más de 170 plantas en funcionamiento en todo Chile, que totalizan alrededor de 90000 paneles solares instalados, los cuales ya generaron más de 100 GWh y evitaron más de 80000 toneladas de CO2. 

A lo que se debe agregar que esta no es la primera vez que ambas instituciones cerraron un acuerdo de colaboración, ya que a principios del 2023 lanzaron una colaboración por USD 25.000.000; por lo que, bajo la mirada de su gerente general y cofundador de Solarity, este nuevo convenio con Santander “marca un hito dentro de las etapas de crecimiento

“Para que el crecimiento ocurra, es sano que existan instituciones financieras de la talla de Santander interesados en apoyar este tipo de iniciativas y proyectos. Incluso nuestra empresa crece a una tasa muy atractiva, de aproximadamente 50% al año, por lo que la expectativa es invertir rápidamente el financiamiento dado”, afirmó Horacio Melo.

“Además, tenemos abiertas las conversaciones con Santander para seguir creciendo y buscando nuevas formas de financiamiento para ello”, manifestó dejando entrever posibilidades de más líneas para el futuro próximo en el país. 

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El segundo semestre del año 2024 inicia con buenas noticias para el sector energético renovable. En la primera semana del mes de julio, la Superintendencia de Electricidad (SIE) publicó nuevas resoluciones recomendando a la Comisión Nacional de Energía (CNE) la concesión definitiva de tres proyectos fotovoltaicos.

Se trata del Parque Solar Fotovoltaico El Güincho (75 MWp y 65 MWn) de SOCIEDAD AKUOPOWERSOL S.A.S., el Parque Solar Eco Sur (25.3 MWp y 20.125 MWn) de RAAS SOLAR S.R.L., y el Parque Fotovoltaico Integra Solar (13.7 MWp y 9.9 MWn) de Integra Power S.A.S.

El primero de estos, a ubicarse en el municipio San Antonio de Guerra (provincia de Santo Domingo) incluye un sistema de almacenamiento por baterías de hasta de 20.7 MW con capacidad de operar hasta cuatro horas, llegando a una energía de 82.8 MWh.

El segundo, que se ubicará en el Distrito municipal la Victoria, dentro del municipio Santo Domingo Norte, provincia Santo Domingo, se trata de una nueva iniciativa impulsada por la peticionaria RAAS SOLAR, que ya acumula más expertise tras la concesión obtenida en su parque solar Eco Norte de 7.5 MWp el año pasado.

Y la tercera, contará con obras a localizarse en la sección El Toro, distrito municipal Hato Viejo, municipio Santo Antonio de Guerra, provincia Santo Domingo.

En total, estos proyectos sumarían una capacidad instalada de 114 MWp y 95,02 MWn, con una vida útil a concesionar de 25 años, de acuerdo con las resoluciones emitidas por la SIE. De obtener también el visto bueno de la CNE, podrían sumarse al grupo de proyectos que obtengan contratos durante este año.

De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas de República Dominicana al cierre del 2023 se registraban 1,126.25 MW de capacidad renovable instalada, que representaría un crecimiento de más del 103 % en los últimos tres años.

Aquello no sería todo. Actualmente, se estarían construyendo más de 1,300 MW en proyectos fotovoltaicos para ser interconectados en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), demostrando una voluntad de actores públicos y privados para viabilizar nuevos proyectos en República Dominicana.

En buena parte, estas cifras favorables para el sector energético renovable  merecen al ritmo de aprobación de concesiones para proyectos energéticos de los últimos años. Sin ir demasiado lejos, en el primer semestre del año, fueron 30 los proyectos con trámite favorable en la CNE; de los cuales, 8 obtuvieron concesiones definitivas y 22 avanzan con provisionales. Y entre aquellos con concesiones definitivas, 6 fueron proyectos fotovoltaicos a los que se les recomendó la suscripción de contratos a 25 años para un total de 647,48 MW.

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Telener 360, empresa de ingeniería para el sector eléctrico y de telecomunicaciones, se destaca en el ámbito de las energías renovables por su especialización en la proyección de torres de recurso eólico y de torres meteorológicas, así como la distribución de equipos LiDAR y monitoreo de aerogeneradores a través de esos sistemas.

De allí que su equipo de profesionales, que trabajaron en proyectos desde Estados Unidos hasta Chile, sean reconocidos como expertos en medición del recurso y optimización de la producción eólica en todo el continente.

En la región del Caribe en especial, la empresa acumula experiencia y participación activa en mercados como el dominicano y puertorriqueño, llegando a reflexiones muy importantes sobre el potencial no explorado en las islas por algunos riesgos climáticos y topográficos que se anteponen a la factibilidad de los proyectos, y porqué Telener 360 sí ha podido hacerlo.

«Al colocar una torre meteorológica en la cresta de una montaña, se generan esfuerzos considerablemente mayores debido al factor topográfico. Por ejemplo, una torre ordinaria de 120 a 140 metros requiere una masa un 30-35% más pesada en comparación con torres en terreno plano, y los esfuerzos en las riendas y retenidas son hasta un 200% mayores», introdujo Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener 360.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Rafael Ordóñez insistió en que la turbulencia en las zonas montañosas de las islas presenta un desafío importante que hace que algunas inversiones tambaleen si es que no se cuenta con aliados en medición como Telener 360.

«Si bien hay vientos muy positivos y favorables, los costos asociados a desarrollar en esas zonas representan un factor de riesgo alto. Entonces sí, sí hay un equilibrio que hay que buscar, pero al final del camino hemos logrado implantar ya algunas torres en esas condiciones y creo que los proyectos van avanzando y seguramente habrá parques eólicos ahí», mencionó Ordóñez.

Otro reto clave aparecería en el monitoreo y la calidad de la data recolectada. En respuesta a aquello, Telener 360 tiene como objetivo un monitoreo que se enfoque en la disponibilidad, evitando la degradación de las mediciones y asegurando una correlación precisa. «Nuestro objetivo es proporcionar data de alta calidad para que empresas como UL puedan procesarla con mínimas incertidumbres», explicó Ordóñez durante el panel de debate de FES Caribe denominado “Las oportunidades de la energía eólica en la región”, del que también participaron referentes de UL, AES, Marsh y EGE Haina.

Para lograr esto, Ordóñez explicó que Telener 360 ha integrado diferentes Data Loggers y generan alertas cuando la correlación de los anemómetros a cierta altura sale de lo que es el parámetro que marca la norma, cuando el gradiente de la estabilidad atmosférica por la temperatura también se está viendo muy afectada, dando un indicador de que alguno de los dos está fallando mediante las herramientas que ya se usan vía Python.

Telener 360 también está innovando en la evaluación del recurso eólico marino y busca trasladar los principales hallazgos que tuvieron en la práctica en mar hacia las montañas. Por ejemplo, mencionó que  «en el mar, el LiDAR está en constante movimiento y a pesar de que tiene unas pendientes muy pronunciadas por el comportamiento propio del agua, la velocidad que está midiendo es muy correlacionada con una torre fija. Por ende ese algoritmo que estamos calculando para compensar y entender cómo se mueve el mar, si lo movemos como quien dice en tierra puedes modelar de una manera más ágil lo que es la montaña».

Visto aquello, a pesar de los numerosos desafíos, Telener 360 continúa avanzando en sus proyectos, destacando la importancia de la innovación y la adaptación a condiciones difíciles «De esa manera, podemos llegar a un punto donde el LiDAR por sí solo pueda ser una solución disruptiva que baje el costo significativamente en las campañas eólicas y sea un reto menos», concluyó Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener 360.

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El mundo financiero está al pendiente de las definiciones a las que llegue la tan esperada Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo de Honduras. Aquella, que se convocaría este año 2024 para contratar en el orden de 1500 MW, de acuerdo con declaraciones de Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

“Esta nueva licitación creo que ofrece una oportunidad para la ENEE de llamar y atraer al mercado nuevas tecnologías y una diversificación de matriz que es necesaria para nuestro sistema. Pero la ENEE tiene que estar consciente de las condiciones esperadas en el mercado para satisfacer con suficiente confort a la banca y a los inversores”, observó Alberto Dumas, socio fundador de Central American Capital Partners y director financiero de ESCO Honduras. 

En conversación con Energía Estratégica, este experto financiero con enfoque particular en proyectos de generación eléctrica advirtió que sería necesario que para próximos contratos se ofrezcan garantías de más alta calidad de las que se han ofrecido últimamente. 

“El mundo financiero estaría esperando una garantía más líquida para poder hacerle frente a los pagos del PPA si la ENEE se atrasa”, expresó el referente consultado que ha participado en la estructuración financiera de unos 500 MW en proyectos de diferentes tecnologías.

Es preciso recordar que en la última ola de inversión en nueva capacidad de generación que sucedió entre 2009 al 2016, las finanzas de la ENEE, ya se estaban deteriorando y la estatal eléctrica tuvo que gestionar con el Estado una garantía soberana para poder darle suficiente confort a los inversionistas y a los lenders que participaron en la mayoría de estas transacciones de poder cubrir con las obligaciones si la ENEE fallaba. Eso fue mediante un mecanismo llamado «Acuerdo de apoyo» y ese acuerdo de apoyo lo emitió la Secretaría de Finanzas (SEFIN). 

¿Qué otras alternativas se podrían impulsar? ¿Qué es lo que espera el sector privado? Desde la perspectiva de Dumas, se está a la expectativa del anuncio de un mecanismo de pago confiable y de calidad. 

“Hay muchas opciones de mecanismos que se pudieran utilizar, ya sea un fideicomiso, ya sea algún tipo de carta de crédito o algún tipo de mecanismo creado apoyado por la banca internacional, las SIFI o el Banco Central. Aún no se tiene claridad sobre cuál será ese mecanismo, pero ese es el nivel de confort que se está esperando. No se sabe si es una decisión ya tomada, pero es lo que está esperando el mundo financiero”, insistió. 

Respecto a lo que es la bancabilidad de los proyectos, el offtaker que en este caso sería la ENEE continúa atravesando un momento complicado debido a las pérdidas técnicas y no técnicas que repercute en sus finanzas. 

En tal sentido, además de estos mecanismos que dicen que esperan, desde la banca también esperan que se minimice el riesgo de la contraparte para tener una mayor certeza para financiar los nuevos proyectos de generación que puedan presentarse en este eventual convocatoria. 

“Todavía sí hay apetito de la banca, tanto de la banca local como regional, para poder participar en este tipo de proyectos. Pero generalmente lo que se espera es que entren mecanismos de financiamiento con recursos limitados o recursos fuera de proyecto por la calidad del offtaker”, planteó Dumas, y ejemplificó: 

“El tema es el siguiente, si la ENEE y los promotores que piensan participar en esta licitación esperan poder financiar estos proyectos por medio de project finance sin recurso, la calidad del offtaker deja mucho que desear (…) Y cuando menciono project finance sin recursos, me refiero a garantías fuera del proyecto, pero el equity siempre te lo va a exigir la banca, ya sea banca comercial o banca multilateral”. 

De esa manera, no está 100% descartada la posibilidad de que proyectos que eventualmente participen de la licitación por venir puedan acceder a project finance. Siguiendo con el análisis del especialista, además del offtaker también dependerá de la calidad del sponsor del proyecto con “suficiente experiencia y músculo financiero para poder financiar bajo las condiciones actuales de la ENEE”.

Respecto a las posibilidades de que ingrese financiamiento externo al país, Dumas indicó que bancas de desarrollo y Export Credit Agency de otros países sí han participado en operaciones recientes, pero subrayó que de cara a una posible licitación de 1500 MW se requeriría movilizar una mayor cantidad de recursos que se estima que pudiera llegar alrededor de 2.000 millones de dólares o más en inversiones. 

De allí, valoró como urgente enviar señales claras de cómo será la próxima licitación. Transparentar cuanto antes los Términos de Referencia sería una clave.

“Hoy en día estamos en una etapa en donde hay muchas cosas por en el aire, no se tiene todavía claridad de qué es lo que estaría pidiendo la ENEE. No se tiene claridad sobre las tecnologías permitidas, tamaños de proyectos, sitios de interconexión. Todo va a depender de los requerimientos técnicos de la ENEE, así como de los plazos y tecnologías que sean permitidas para esta licitación. 

Una vez clarificado eso. Debe haber una mayor coherencia y ofrecer una solución holística para poder darle confort a todo el universo de opciones de financiamiento desde las SIFI, Export Credit Agency y banca comercial, porque con 1500 MW estamos hablando de una cantidad sustancial para el tamaño de la economía de nuestro país”, cerró Alberto Dumas, socio fundador de Central American Capital Partners y director financiero de ESCO Honduras.  

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De acuerdo a las estimaciones de la Asociación de Energías Renovables (SER COLOMBIA), se esperan 35 nuevos proyectos entregando energía a diciembre del 2024 en comparación al 2023 y existen otros 44 en desarrollo que iniciarán construcción entre el segundo semestre 2024 y 2025.

Esa ola de inversiones refleja el interés del sector por diversificar la matriz en Colombia. No obstante, si el país quiere cumplir con los compromisos asumidos de avanzar en una transición energética justa, este no solo debe abordar los desafíos técnicos y económicos, sino que también considerar los aspectos sociales, laborales y ambientales, asegurando que el proceso sea inclusivo y equitativo para todos.

Bajo esta premisa, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó un informe (ver documento) sobre la transición energética justa desde un enfoque de género con perspectiva territorial e interseccional en el que aborda una serie de acciones cruciales para comprender las desigualdades de género en el contexto de los proyectos minero-energéticos y cómo estas pueden contribuir a subsanarlas.

De esta forma, a través de los siguientes 7 puntos, la UPME busca sentar las bases para lograr mayor inclusión de género en su misión institucional de descarbonizar la economía colombiana. Estos son:

1.Reconocimiento de las desigualdades de género y sus implicaciones territoriales:

A través de un enfoque transversal, es fundamental comprender cómo estas desigualdades se manifiestan en diferentes contextos territoriales. Esto implica realizar estudios detallados sobre las necesidades y capacidades de las comunidades en cada región, considerando factores como el acceso a recursos, la distribución del trabajo remunerado y no remunerado, y las dinámicas socioeconómicas locales.

2.Generación de oportunidades económicas y laborales para las mujeres:

De acuerdo al reporte, los proyectos de transición energética deben contar con medidas específicas para promover la participación económica y laboral de las mujeres en el sector minero-energético. Esto puede incluir programas de capacitación y formación profesional dirigidos a mujeres, políticas de igualdad salarial y oportunidades de ascenso, así como medidas para eliminar barreras de acceso al empleo.

«Dichas medidas son unos primeros pasos en un marco de acciones que deben apuntar a la creación de comunidades energéticas y distritos mineros que viabilicen la materialización de iniciativas económicas comunitarias y populares que contribuyan a la eliminación de las desigualdades de género generando empleos formales con salarios dignos que ayuden a las mujeres a obtener independencia económica en sus territorios», explica.

3.Promoción de la equidad de género en las comunidades:

Es crucial integrar la equidad de género en todas las etapas de los proyectos minero-energéticos, desde la planificación hasta la implementación y el monitoreo. Esto implica garantizar la participación activa y significativa de las mujeres en la toma de decisiones, así como la incorporación de criterios de género en la evaluación del impacto social y ambiental de los proyectos.

4.Abordaje de la interseccionalidad y las relaciones de dominación:

Según UPME, la perspectiva interseccional es fundamental para comprender las interacciones entre diferentes formas de discriminación y opresión, como el patriarcado, el racismo y el colonialismo. Los proyectos de transición energética deben tener en cuenta estas relaciones de dominación y trabajar activamente para mitigar sus impactos en las comunidades más vulnerables, incluyendo a las mujeres afrodescendientes, indígenas, LGBTIQ+ y otras minorías.

5.Investigación y recolección de datos desagregados por género

«Es necesario recopilar datos desagregados por género en todas las etapas de los proyectos minero-energéticos, con el fin de identificar las necesidades específicas de las mujeres y evaluar el impacto de las intervenciones en la equidad de género. Esto requiere la colaboración entre instituciones gubernamentales, organizaciones de la sociedad civil y el sector privado para garantizar la disponibilidad y accesibilidad de datos confiables y actualizados», señala el informe.

6.Promoción de políticas públicas con enfoque de género:

Se deben desarrollar e implementar políticas públicas con un enfoque de género en el sector minero-energético, en concordancia con los lineamientos establecidos por el Ministerio de Minas y Energía. Estas políticas deben abordar de manera integral las necesidades y derechos de las mujeres en el ámbito laboral, económico, social y ambiental, y contar con mecanismos efectivos de monitoreo y evaluación.

7.Participación activa de las mujeres en la construcción de un futuro energético sostenible:

Finalmente, UPME reconoce la importancia de garantizar la participación activa y significativa de las mujeres en la construcción de un futuro energético sostenible y equitativo.

Y concluye: «Esto implica reconocer a las mujeres como agentes de cambio en sus comunidades, fomentar su liderazgo y capacidad de toma de decisiones, y valorar su contribución a la transformación de los sistemas energéticos».

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El 1 de octubre de 2024, asumirán nuevas autoridades de gobierno en los Estados Unidos Mexicanos. Claudia Sheinbaum, presidente electa de México, anticipó que en su gestión impulsaría el “Segundo Piso de la Cuarta Transformación” y, entre las personas de su gabinete que contribuirían a lograrlo estaría Luz Elena González Escobar, anunciada como próxima Secretaria Nacional de Energía.

¿Qué medidas de política pública energética ejecutarán? ¿Qué mecanismos y programas de fomento promoverán para las energías renovables? Son algunas de las preguntas que resuenan en los meses previos al inicio del nuevo sexenio.

“Hay mucha expectativa por el tema del cambio de gobierno. México seguirá siendo un mercado principal para el tema de energía. Hay mucha inversión llegando aquí y, obviamente, todos estamos interesados en saber qué va a pasar”, expresó Sergio Rodríguez Moncada, CTO de Solis para América Latina.

En una reciente entrevista en el marco de la primera edición de Future Energy Summit (FES) en México, el portavoz de Solis compartió su visión como fabricante líder de inversores del momento que atraviesa el mercado y de la oportunidad que se abre para recuperar el ritmo de incorporación de energía solar en el nuevo sexenio.

“Espero que podamos superar los 850 MW de capacidad instalada aquí en México en generación distribuida y que, con el cambio de gobierno, se den señales positivas de que los cambios regulatorios sean para mejor”, consideró.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) informó que en 2023 la capacidad total instalada en sistemas de generación de hasta 0.5 MW escaló a 3,361.69 MW; de los cuales, 3,339.31 MW corresponden a tecnología solar fotovoltaica y 731,91 MW se incorporaron durante el año 2023, registrando la mayor adición anual de su historia (ver más).

Visto aquello, la proyección del portavoz de Solis demuestra una vez más el ánimo de la iniciativa privada por sostener una curva de crecimiento que permita superar récords de años precedentes en pos de contribuir a la maduración y competitividad del mercado.

No obstante desde el gobierno actual, mediante la Secretaría de Energía de México (SENER) se tendría una mirada más conservadora. De acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN) para el periodo 2024-2038, la SENER pronostica una capacidad instalada de 3,963 MW para la generación distribuida fotovoltaica este año 2024; es decir, un crecimiento de 624 MW.

Volviendo a la óptica del empresario fotovoltaico para que la curva siga en alza no solo este 2024 sino que se sostenga en el tiempo, sería preciso señales claras de que la política y regulación no impedirán su crecimiento durante este sexenio y que podrá evaluar alternativas que permitan una mayor penetración.

En tal sentido, Sergio Rodríguez trajo a colación la necesidad de volver a discutir sobre ampliar el límite de la generación distribuida como lo hacen otros mercados de la región.

“Cada año estamos creciendo un 20-30%, lo cual está muy bien. Creo que el mercado ya está bastante consolidado. A pesar de que tenemos una regulación un poco desactualizada con el límite de 499 kW, creo que es una regulación bastante noble porque permite la inyección a la red. O sea, tú tienes tu casa o tu negocio y puedes inyectar durante el día y recuperar de la noche el neteo. Es una política que ha ayudado a que el mercado crezca.

Sin embargo, creo que ya estamos en una etapa en la que 499 kW no representan ni el 1% del consumo de una empresa o de una industria. Ya es momento de poner sobre la mesa y analizar cómo en otros mercados, como el caso de Brasil y Chile, el límite de la generación distribuida ya está por arriba de los 3-5 MW. Si tuviéramos esto en México, el panorama sería completamente distinto, tendríamos bastante trabajo y, sobre todo, creo que nos ayudaría a acercarnos más a las metas del cambio climático y mitigar emisiones”, declaró en diálogo con Guido Gubinelli, director periodístico de Energía Estratégica.

Y añadió: “En total, en México a nivel global de capacidad instalada, son 3.3 GW de generación distribuida gracias a la regulación actual. Ahora, imaginémonos que el límite de 499 kW se sube a 3-5 MW. El boom sería enorme”.

Por otro lado, en utility se refirió a la ola de inversiones solares fotovoltaicas motivadas por las tres primeras subastas y la conveniencia de los precios logrados para la competitividad del mercado. Lo cual, refleja -desde la perspectiva del fabricante- la conveniencia de regresar a esos mecanismos y «quitar el freno de mano» con nuevos proyectos de energías renovables privados.

“Fueron mecanismos del sexenio anterior originados de la reforma energética que hubo, en la que se atrajo mucha inversión. Realmente, todo el mundo estaba pensando en México. Llegamos a la tercera subasta con un costo de US$20 MWh en 2018. Sin embargo, cambió el sexenio y todo se puso en la congeladora. Desconocemos las razones, pero esperemos que en el cambio de sexenio, con las necesidades y la gran demanda de energía que hay, los proyectos de utility puedan despegar o volver.

Sobre todo, creo que es necesario continuar esa trayectoria que había antes, porque no es necesario inventar el hilo negro. Realmente, ya está toda la regulación, ya están todos los players aquí, simplemente es que nos dejen trabajar”, concluyó Sergio Rodríguez Moncada, CTO de Solis para América Latina.

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Según el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), la creciente complejidad del sistema eléctrico genera mayores necesidades de confiabilidad y seguridad. A pesar de las inversiones en sistemas de software y hardware con estándares internacionales, como el lanzamiento de la base de datos en la nube con la plataforma ORACLE, aún existen desafíos en sistemas y ciberseguridad.

Para llevar más transparencia y superar esas barreras, a partir de ayer, el Comité lanzó la versión beta del Dashboard de Monitoreo del SEIN, uno de los proyectos ganadores de la HackaCOES, una iniciativa dirigida a colaboradores del COES y sus agentes integrantes que busca impulsar el desarrollo de soluciones para fortalecer el sistema eléctrico peruano.

El dashboard fue desarrollado por el equipo compuesto por Alfredo Montalva, Ronaldinho Vargas Cano, Joshua Rojas, Leslie Jennifer Espinoza Quispe y Pedro Alexander Ancajima Arróspide.

Esta herramienta innovadora consolida información operativa clave del sitio web del COES y facilita una toma de decisiones más informada y eficiente para los agentes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

Presenta información de forma detallada en tiempo real y se divide en 4 segmentos: Generación (MW), Producción de Energía (GWh), Ubicación Centrales y Parques Generación SEIN. De esta forma, en la plataforma se pueden encontrar datos relacionados al Plan de Transmisión, Nuevos Proyectos, Programa de Operación, Demanda de los Agentes, Mercado Mayorista y mucho más.

También se pueden consultar información importante como los costos marginales, producción de energía, estadísticas de fallas, entre otros.

De esta forma, esta nueva versión consiste en el diseño de interfaz para consulta masiva de datos dinámicos que permita un análisis ágil y efectivo para los agentes. El objetivo es ofrecer datos útiles a los agentes, mediante un dashboard Power BI que impacte de forma medible en sus operaciones.

Esta versión virtual es el resultado de la co creación entre actores relevantes del sector eléctrico peruano para el bien común del país. Tiene como objetivo fidelizar el rol que cumple el COES y  lograr la mejor eficiencia en la operación mediante el otorgamiento de datos en tiempo real del sistema eléctrico.

En este marco, COES invita a sus Agentes a probarla y compartir sus comentarios. Las opiniones serán tomadas en cuenta de manera especial de cara al perfeccionamiento y lanzamiento oficial del Dashboard.

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