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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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Perú cuenta con miles de megavatios renovables a la espera de la definición del proyecto legislativo denominado “Ley que Modifica la Ley N°28832, para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, la cual busca garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico. 

Con esta iniciativa, se propone incrementar la competencia, promover inversión en nuevas fuentes de generación eléctrica, conseguir menores costos de generación y menos contaminantes, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas que pagan millones de usuarios.

Se trata de las mismas modificaciones que se plantearon en el proyecto de Ley 4565 que fue enviado en marzo del 2023 al Congreso de la República pero que no han logrado pasar a pleno.

En conversaciones con este medio, Licy Benzaquén socia en OLAECHEA, estudio jurídico con 145 años de experiencia y una reconocida trayectoria cross-border, hizo hincapié en la necesidad de aprobar esta ley y propuso una serie de medidas adicionales que ayudarían a diversificar la matriz peruana.

“Se viene reclamando desde hace mucho tiempo un cambio importante en el pago de potencia a las renovables que en los hechos depende de la tecnología en cuestión. Si bien actualmente la potencia sólo es reconocida en la hora de punta del sistema, las solares, por ejemplo, no están presentes en dicho intervalo. Por ello, nunca acceden a este pago por garantía del sistema y no pueden garantizar sus contratos”, explica. 

Y agrega: “Ello imposibilita suscribir contratos a los titulares de proyectos puramente solares. Sólo los mixtos pueden suplir esta circunstancias con otras tecnologías con lo cual no se generan los incentivos adecuados y la energía solar se vuelve menos competitiva”.

Según la experta, la comercialización en bloques horarios al estilo chileno permitiría flexibilidad a los usuarios y promovería la comercialización. Esto generará un mercado más ágil y menos rígido que impulsará la competencia y el desarrollo de nuevos emprendimientos al brindar las señales adecuadas.

“Definitivamente es fundamental que se apruebe el proyecto de ley. La energía y la potencia, desde un punto de vista comercial, son conceptos separados que pueden ser comercializados de manera independiente. Esto inyectaría mucha más versatilidad a un mercado que sigue operando sobre las bases establecidas hace 30 años y que no ha sido integralmente reformado en muchos años”, insiste.

Paralelamente, teniendo en cuenta los racionamientos de energía provocados por los efectos del fenómeno de El Niño, sugiere a las autoridades establecer un marco para la remuneración en la instalación de las baterías, ya que está iniciativa redundaría en un sistema más seguro y robusto.

De esta forma, las baterías vienen a solucionar los problemas de las intermitencias de la energía solar y se convierten en su mejor complemento al garantizar un suministro continuo y confiable de energía.

También brindó su opinión sobre la nueva ley de fomento al hidrógeno de bajas emisiones, aprobada en marzo del presente año que tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

“Esta ley representa un hito importantísimo en el camino para la transición y el cambio en la matriz energética de cara a los objetivos del Plan Energético Nacional. Sin embargo, la iniciativa por sí sola no logrará crear el contexto para que las inversiones se produzcan si el sector no funciona como debe”, concluye.

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Enrique de Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES Andes, estuvo presente en el mega evento FES Iberia, organizado por Future Energy Summit, donde analizó el rol del almacenamiento de energía en Chile y cuáles son los próximos pasos de la compañía en el país. 

“El sector privado está por delante de la regulación del almacenamiento y la reacción ha sido casi reactiva para responder lo que están haciendo los privados. Por lo que el esquema que hay en Chile hace muy viable los proyectos”, sostuvo. 

Tal es así que, durante el panel de debate denominado “Panorama internacional: Transición energética en Iberoamérica”, reveló que “AES Andes tendrá en operación 600 MW de almacenamiento a finales de año en Chile”. 

Cabe recordar que la multinacional energética y posee y opera alrededor de 3740 MW en Chile, compuesto por 1.921 MW termoeléctricos, 771 MW hidroeléctricos, 370 MW eólicos, 442 MW solares fotovoltaicos, y 236 MW de sistemas de almacenamiento de energía en baterías, además de plantas desalinizadoras de agua de mar y líneas de transmisión.

En el período 2022-2023, AES dio un salto en energía limpia al entrar en servicio o adquirir 1,1 GW de capacidad de generación y 162 MW de capacidad de almacenamiento en baterías, a la par que todavía mantiene el plan reemplazar sus centrales a carbón en el país por más de 3 GW renovables. 

Además, la compañía recientemente anunció la obtención del permiso ambiental su proyecto fotovoltaico Cristales, ubicado en Antofagasta, que tendrá hasta 340 MW de capacidad solar y un sistema de almacenamiento de energía (BESS) de hasta 542 MW por 5 horas. Y se estima que la construcción comience en el cuarto trimestre de 2024, en tanto que el inicio de su operación comercial está previsto para 2028.

La apuesta de la empresa por la acumulación energética llegaría como respuesta a la problemática del curtailment, la dependencia a combustibles fósiles y la limitación de capacidad de transmisión, considerando que en muchas horas del año el precio es cero, principalmente en la zona norte del país. 

Incluso, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES Andes planteó que el sur de Chile también empieza a tener curtailments de energía con la entrada de las centrales hidroeléctricas y eólicas, por lo que insistió en la importancia resolver el cuello de botella de la transmisión como eje clave para la transición y descarbonización. 

“El almacenamiento ayudará a aplanar los precios. Y es tan viable, principalmente por el reglamento de transferencias de potencia y el valor del arbitraje que puede se dé otro caso de burbuja como el que ya hubo en solar”, manifestó Enrique de Ramón. 

“El peligro es que se dispare como pasó con la fotovoltaica hace algunos años. Todo apunta que será así y la batería podría perjudicar su propio negocio, pero es muy prometedora la visión del almacenamiento, corregirá una situación de transmisión específica de Chile y al año 2025 veremos varios gigavatios en operación”, subrayó. 

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Seraphim, fabricante líder de la industria fotovoltaica global, continúa fijando metas de crecimiento en todos los mercados. De allí, que ya están evaluando ampliar su producción de módulos para llegar a cubrir más demanda.

“Contamos con más de 20 GW de capacidad anual y planeamos superarlo a 33 GW antes de que finalice el año”, aseguró Itzel Rojas, gerente de ventas para Seraphim en Chile y México.

En su estrategia de negocios, plazas estratégicas de la región como Brasil y Chile jugaron un rol importantísimo en el último lustro. Ahora bien, en sus planes de expansión también incluyen aumentar su participación en otros mercados con gran potencial como el mexicano.

“Estamos con todas las expectativas puestas en el desarrollo de México”, subrayó la referente empresaria.

En el marco de su participación en el panel inaugural de la primera edición de Future Energy Summit (FES) en México, Itzel Rojas reconoció que si bien la dinámica del mercado había desacelerado en gran escala, el segmento de generación distribuida había logrado un crecimiento sostenido en los últimos años.

Ahora bien, reconoció puntos de mejora para poder asegurar una mayor penetración de la energía solar como de pronto sucede en Brasil y Chile. De allí, consideró que, tras la propuesta del regulador de incorporar almacenamiento en las redes como sucede en el mercado chileno, se estaría abriendo una ventana de revisión regulatoria tomando lecciones aprendidas de otros países, que podría permitir retomar aquel viejo debate de ampliar el tope de generación distribuida en México.

“Me llamó la atención que tomaran como modelo a Chile y justamente porque he estado muy cerca de este mercado. Entonces me parece una muy buena oportunidad para, por ejemplo, voltear a ver la capacidad de generación distribuida”, observó Rojas, considerando que desde el sector privado las condiciones ya estarían dadas para avanzar con más energía solar.

“Los fabricantes estamos haciendo la tarea de mejorar los precios, abaratar la energía solar para que esté al alcance de todos. Creo que hemos sido bastante competitivos en cuanto a eso. Entonces, las condiciones desde el sector privado ya están dadas”, concluyó Itzel Rojas, gerente de ventas para Seraphim en Chile y México.

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S-5!, la autoridad líder en soluciones de fijación solar para techos metálicos, anuncia con orgullo una asociación estratégica con los fabricantes Solis y Trina Solar para para la organización su próximo evento el “Smart Solar Tour” programado del 8 al 11 de julio en Guatemala, Honduras y Panamá.

Esta colaboración marca un paso significativo para satisfacer las necesidades de capacitación en el sector de la energía solar en Centroamérica. Con la experiencia conjunta de S-5!, Solis y Trina Solar, esta iniciativa busca impulsar la adopción de soluciones integrales de tecnología solar fotovoltaica (FV) en los mercados emergentes de la región, a través de la formación directa de fabricantes a instaladores, promoviendo las mejores prácticas de instalación FV.

Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales para LatAm y Europa de S-5!, enfatiza el impacto potencial del partnership y afirma: «Esta colaboración entre tres importantes empresas manufactureras tiene como objetivo dinamizar la industria solar centroamericana, empoderar a nuestros socios y clientes, y establecer nuevos puntos de referencia para instalaciones de energía solar al tiempo que apoya la transición de la región hacia un futuro energético más limpio y sustentable».

Juntos, los tres fabricantes ofrecerán capacitaciones en sitio y talleres prácticos, asegurando que los asistentes obtengan tanto el conocimiento como las habilidades prácticas necesarias para implementar la última tecnología fotovoltaica de manera efectiva y mantenerse actualizados sobre las últimas regulaciones que afectan a la industria. Para fomentar la comunidad y la colaboración, cada evento concluirá con un cóctel de networking, brindando a los asistentes la oportunidad de conectar, compartir ideas y conversar con los fabricantes expertos. Este enfoque integral garantiza que los participantes obtengan una experiencia calificada y una red profesional fortalecida para impulsar el crecimiento y el éxito de la industria.

«Esperamos que este partnership mejore las capacidades de la industria, asegurando que nuestros clientes y socios en Centroamérica tengan acceso a los más altos estándares de tecnología y técnicas de instalación de energía solar», continúa Fuentes. «Nuestro objetivo es impulsar la innovación, apoyar los mercados locales y elevar la calidad general de las instalaciones solares en la región».

Desde la perspectiva del fabricante de módulos Trina Solar, Harold Steinvorth, Director de Generación Distribuida para Latinoamérica, añade: «Nuestro objetivo es demostrar a los instaladores cómo pueden lograr ahorros, seguridad, calidad y mayor eficiencia en sus instalaciones seleccionando productos de alta calidad. Esta asociación se alinea estrechamente con nuestros valores y estamos seguros de que producirá resultados positivos casi de inmediato».

Sergio Rodríguez, CTO de Solis LatAm, fabricante líder de inversores, subraya la importancia de mantenerse al tanto de los desarrollos en la industria solar y dice: » Marcado por el cambio y la innovación constantes, el sector solar requiere un aprendizaje continuo, desde conocer los productos y regulaciones que afectan a las instalaciones hasta la evolución de las expectativas de los clientes. Es esencial que tanto los fabricantes como los instaladores permanezcan a la vanguardia de la tecnología y la innovación». Eventos como el Smart Solar Tour fomentan el intercambio de conocimientos entre los líderes de la industria, ofreciendo educación y soluciones completas para los instaladores al tiempo que promueven las mejores prácticas de la industria».

Para participar en los eventos de formación, regístrese en los siguientes enlaces:

Evento Guatemala: https://bit.ly/SmartSolarTourGUAT2024
Evento Honduras: https://bit.ly/SmartSolarTourHND2024
Evento Panamá: https://bit.ly/SmartSolarTourPAN2024

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El primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento de Puerto Rico transita etapas finales tras meses de aplazamiento desde que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE o PREPA, por sus siglas en inglés) haya realizado su lanzamiento en el año 2021.

“Al momento, los proyectos de Tranche 1 suman 9 proyectos de generación con +700MW de energía solar y 5 proyectos de almacenamiento en baterías con +350MW – 4hrs”, puntualizó Francisco Berríos Portela, secretario auxiliar de la Gobernación en Asuntos Energéticos y presidente de la Junta de Gobierno de la PREPA.

En detalle, aquellas cifras merecen a 435 MW de almacenamiento equivalente de cuatro horas de duración y 603,7 MW de capacidad solar adjudicados en el RFP Tranche 1. Además, se suman al total dos proyectos solares previos al lanzamiento de los RFP que adicionarían entre 120 MW y 200 MW.

A continuación, el nombre y capacidad de cada cual:

Proyectos solares fotovoltaicos RFP Tranche 1

Salinas Solar de Clean Flexible o AES (120 MW)
Jobos Solar de Clean Flexible o AES (80 MW)
Coamo Solar de Convergent (100 MW)
Pattern Barceloneta de Pattern Energy (70 MW)
Ciro Two Salinas de Ciro Group y Putnam Bridge (68 MW)
Guayama Solar de Ciro Group y Putnam Bridge (50 MW)
Tetris Power Arecibo de Interenergy y Yarotek (45 MW)
Yabucoa Solar de Sonnedix – Infinigen – Arclight (32.1 MW)
Go Green USA America Corp (38.7 MW)

Sistemas de almacenamiento RFP Tranche 1

Salinas BESS de Clean Flexible o AES (110 MW)
Jobos BESS de Clean Flexible o AES (175 MW)
Convergent ESSA – Peñuelas (100 MW)
Convergent ESSA – Caguas (25 MW)
Convergent ESSA– Ponce (25 MW)

Proyectos solares fotovoltaicos previos al RFP Tranche 1

Ciro One – 90 MW ampliable a 140 MW
Xerta Tech – 30 MW ampliable a 60 MW

Según anticipó Energía Estratégica a finales del año 2023 la Autoridad para las Alianzas Público Privadas de Puerto Rico (AAPP o P3) y el  Loan Program Office del Departmento de Energía de los Estados Unidos (LPO DOE) estaban interesados en facilitar el acceso a fondos para los proyectos renovables (ver más). Esto fue confirmado por Francisco Berríos Portela, quien aseguró:

“A pesar de que las contrataciones se completaron, al momento se están trabajando en enmiendas a contratos para hacer los mismos elegibles al financiamiento preferencial del Loan Program Office del DOE”.

Según amplió Berríos Portela, el financiamiento a través del DOE no sólo permitirá viabilizar el desarrollo de los proyectos sino que también impactará en la reducción de sus costos y, a la vez, en reducciones a las tarifas contratadas.

De esta manera, se espera que varios proyectos estén completando el cierre financiero muy próximamente e iniciando construcción antes de culminar el año. De hecho, según anticipó el presidente de la Junta de Gobierno de la PREPA  “los permisos para la construcción de los proyectos están muy avanzados y ya varios proyectos completaron los trámites”.

Siguientes convocatorias para renovables

El Plan Integrado de Recursos y Plan de Acción Modificado expuso la necesidad de realizar una serie de llamados a Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) o mecanismos similares, con la intención de garantizar un desarrollo sostenible del sistema de energía eléctrica en Puerto Rico.

En la actualidad, además del RFP tranche 1, están en marcha en paralelo el tranche 2 y el tranche 3. Al respecto, Francisco Berríos Portela, secretario auxiliar de la Gobernación en Asuntos Energéticos y presidente de la Junta de Gobierno de la PREPA informó:

“Sobre el tranche 2 la Junta de AEE acogió el reporte que vino del Comité de Selección, ahora el Negociado de Energía está evaluando. El proceso no a culminado todavía. Por su parte, el tranche 3 está aún en el Comité de Selección”.

Al respecto es preciso indicar que si bien, adicional a los primeros tres tramos mencionados, se preveía el lanzamiento de otras tres convocatorias, la situación podría cambiar en este segundo semestre del año ya que está en plena elaboración un nuevo Plan Integrado de Recursos que incluiría un renovado Plan de Acción para la política energética puertorriqueña de los próximos años.

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El gobierno de Argentina abre las puertas a una nueva normativa que permita resolver los contratos truncados del Programa RenovAr, a fin de brindar mayor certeza al sector energético privado del país.  

A fines del año pasado, la Secretaría de Energía de la Nación (en ese entonces a cargo de Flavia Royon) lanzó la Resolución SE 883/2023, la cual permitía compensar penalidades a los proyectos con incumplimientos de la fecha programada de habilitación comercial, deficiencia de abastecimiento de energía comprometida y/o en el cumplimiento del componente nacional declarado, mediante inversiones destinadas a la efectiva incorporación de nueva potencia renovable.

Sin embargo, esa medida no se llegó a implementar ya que nunca se formalizó la suscripción del instrumento para el acuerdo con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), que se mencionaba en el artículo N°2 de la normativa. 

Por lo que, antes que eliminar la propia Res SE 883/2023, el Poder Ejecutivo dará lugar a que se presente una propuesta alternativa para paliar la situación y que la misma abarque no sólo abarque a proyectos con ciertas particularidades, según pudo averiguar Energía Estratégica.

Por tal motivo es que, al menos, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) abrirá una mesa de trabajo a fin de brindar aportes que derivará a la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación, en pos de articular y consensuar una iniciativa entre el ámbito público y privado que beneficie a todo el sector. 

Cabe recordar que en septiembre del 2022, la Secretaría de Energía dio a conocer que 30 parques (total de 778 MW) optaron por la baja voluntaria mediante la mediante la Res. SE 1260/2021, la cual estableció multas que oscilaban entre USD 12500 y 17500 por cada megavatio de potencia contratada

En aquel entonces fueron 16 centrales fotovoltaicas, 4 eólicas, 6 de biomasa y 4 de biogás, y la mayoría de dichas plantas de generación habían obtenido su contrato de abastecimiento en la Ronda 2 del RenovAr (19 proyectos por 402,29 MW), seguido por aquellos  la Ronda 1.5 (9 – 372,6 MW); sumado a un emprendimiento de la Ronda 1 (1,2 MW) y otro de la Ronda 3/MiniRen (2 MW). 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023, la autoridad nacional publicó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. 

Mientras que en abril del 2023 se habilitó un nuevo mecanismo de salida, por la que redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

Los parques que decidieran asumir la baja por esa vía debían abonar USD 35.000 por cada MW de potencia contratada, además renunciar a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

Es decir que, a pesar de que no se haya implementado la Res. 883/23, no será la primera vez que el gobierno tome una medida para destrabar contratos truncados (ya sea del Programa RenovAr o del Mercado a Término), en este caso mediante la interacción con el sector privado y la propuesta que éste le presente. 

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CH4 Group, organización de empresas dedicadas a la Ingeniería, Procura y Construcción (EPC), gerencia de proyectos, operación y mantenimiento, con amplia experiencia en las áreas del sector eléctrico, petróleo, gas, petroquímica, minería e infraestructura, tuvo una participación destacada en el evento Future Energy Summit Iberia (FES Iberia).

Allí, Luz Elena Maldonado, gerente Comercial para Latinoamérica y el Caribe de CH4 Group,  formó parte del panel de debate «Panorama internacional: Transición energética en Iberoamérica» en el que destacó el valor de las fuentes renovables principalmente para mercados aislados como los del Caribe que persiguen fortalecer su resiliencia y autonomía energética.

«La idea es tratar de impulsar todo lo que son las energías renovables en estos países y otros en los que la parte petrolera está muy en auge, tratando de acompañar a nuestros clientes hacia la transición energética», expresó.

En tal sentido, CH4 Group concibe a Puerto Rico como la puerta del Caribe a partir de la cual impulsar negocios locales y en el resto de la región. Aquello no es menor, ya que este mercado fijó la meta de lograr una cobertura 100% con energías renovables al 2050. De hecho, ya existe una fuerte apuesta del gobierno local y federal a destinar recursos para recuperar las redes eléctricas luego del paso del huracán María y por impulsar una serie de licitaciones mediante tramos de Solicitudes de Propuestas (RFP) para contratar energías renovables, almacenamiento y hasta Virtual Power Plant (VPP).

En este mercado Maldonado subrayó el rol que adquiere el almacenamiento energético en baterías, principalmente por sus bondades de acompañar la modernización de la red mediante la estabilización de la red que permita una mayor integración de fuentes renovables de manera «óptima y eficiente».

De allí es que el Grupo, mediante su filial CH4 Puerto Rico, trabaja en el desarrollo de proyectos e infraestructura en todo el archipiélago con un fuerte compromiso con sus clientes y aliados locales, apoyando un mayor desarrollo de energías renovables en distintos segmentos del mercado.

«No dejamos de apostar en lo que es el área residencial, porque también hay que tratar de fomentar a nivel de comunidades la aceptación local», aseguró Luz Elena Maldonado. 

Ahora bien, en estas instancias de la transición energética en mercados de Latinoamérica y el Caribe reconoció como necesario una estrategia de negocios que incluya hibridación entre proyectos de envergadura para el segmento utility, inclusive sin dejar de lado al gas natural como combustible de transición.

Es así que la gerente Comercial para Latinoamérica y el Caribe de CH4 Group reconoció el gran valor de prever proyectos de hidrógeno que en instancias iniciales puedan ser concebidos con gas y posteriormente transicionar a renovables.

«En Puerto Rico ya hay varios proyectos que son de ciclo combinado. La idea es tratar de ingresar por etapas el hidrógeno verde. Nosotros estamos efectivamente desarrollando una propuesta que es por etapas, inicia con la planta con gas natural y a los 5 años poder incursionar con hidrógeno y así sucesivamente.

Estas turbinas que estamos seleccionando son básicamente para que puedan operar con hidrógeno también pero en un porcentaje menor, ya que llegar a poder lograr 300 MW en hidrógeno es bastante alto y bastante costoso para arrancar. Entonces, la idea es poder ingresar poco a poco con esta fuente y poder diversificar la materia energética», explicó Luz Elena Maldonado, gerente Comercial para Latinoamérica y el Caribe de CH4 Group.

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Se llevó a cabo con éxito Future Energy Summit Iberia, el mega evento donde más de 400 empresarios, académicos, y funcionarios del sector de energías renovables debatieron sobre los principales temas de la agenda energética española y del mundo. 

Uno de ellos fue Juan Majada, Director General de Red Eléctrica Internacional quien identificó 6 desafíos en la transmisión que se deben superar para avanzar en la transición energética en Iberoamérica.

El marco regulatorio en la transmisión: según el experto, aunque en términos generales, la regulación es muy buena y tiene que seguir en su base, debe flexibilizarse sin deformarse. La propia rigidez regulatoria impide buscar soluciones de corto plazo más inmediatas para que se conecten energías renovables.
Planificación en la red de transporte: de acuerdo a Majada, desde el inicio hasta la ejecución del proyecto pasan 10 o 15 años y esos plazos no son asumibles en una planta de energía renovable. Se necesita más agilidad ya que “sin transmisión no hay transición”.
Falta de inversiones: se requiere una “ labor importante” para impulsar la inversión.
Fallas en la cadena de suministros: en palabras del especialista, si bien hay oferta de fabricantes, existen serios problemas en cumplir con los requerimientos y la mano de obra es cada vez más complicada.
Exceso de administraciones: Majada advierte que son muchos trámites y existen muchos reguladores que ralentizan el proceso. “Un eólico se quiere conectar a una línea de transmisión  y el ministerio le ha dado sus autorizaciones pero nuestro órgano ambiental es otro. Son muchos trámites que complican la ejecución de proyectos renovables”, afirmó.
La visión regional: al estar aislados energéticamente, muchos países en Iberoamérica tienen interconexiones muy débiles. Solucionar esto permitirá una mayor integración de energías renovables.

Mercados más atractivos

Además de España, el experto destacó que tiene fuerte presencia en Argentina, Brasil, Chile y Perú y analizó la realidad de cada mercado. 

“En Perú se puede ingresar con proyectos renovables interesantes pero tienes que jugar con PPAs en la mano. Sin estos mecanismos, no tienes nada que hacer. Aunque vemos más lejanas las soluciones de almacenamiento hay mercado para entrar con el resto de las tecnologías perfectamente”, señaló.

En el caso de Argentina, enfatizó en la necesidad de inversión en infraestructura. Se necesitan más kilómetros de red de infraestructura de transmisión para materializar inversiones. 

“Los 4 países ofrecen un marco regulatorio muy bueno. En España podríamos aprender de cada uno y recoger lo mejor. Perú tiene leyes que dan estabilidad a largo plazo, en Brasil a 30 años y en Chile para toda la vida. Tienen agencias regulatorias y coordinadores eléctricos muy buenos”, afirmó. 

No obstante, reconoció que todos los programas que promuevan a las renovables en dichos países deben ir acompañadas con planificación mucho más ágil. “La planificación eléctrica en muchos países está desacompasada de las inversiones lo cual trae otros problemas”, concluyó.

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Por la demanda energética que atraviesa el país, Perú emerge como una región estratégica para que importantes actores a nivel nacional e internacional inviertan en el desarrollo de proyectos de energías renovables.

En este marco, ORYGEN, la empresa que se hará cargo del portafolio adquirido por el fondo global de inversión Actis, tras la reciente compra de Enel Generación Perú, inicia operaciones con el mayor portafolio de energía renovable del país.

Con un fuerte compromiso por avanzar en la transición energética, la empresa liderará la generación de energía renovable del país con una sólida y diversificada matriz energética conformada por cuatro tecnologías: solar, eólica, hídrica y térmica a gas, cuya capacidad instalada asciende a más de 2.2 gigavatios (GW).

En este marco, el CEO de Orygen, Marco Fragale, compartió a RPP los planes de inversión de la compañía en el sector energético y el potencial del Perú para la expansión de la tecnologías.

«Somos la generadora que tiene más capacidad renovable instalada tanto en fuentes eólicas como solar. Ya instalamos 600 MW en cuatro plantas: dos solares y dos eólicas. Además de ello, tenemos una cartera de proyectos en diferente estado de desarrollo. Contamos con más de 12 mil MW de proyectos eólicos, solares e híbridos ubicados en dos nodos: el sur y el norte», explicó.

«Bajo el concepto de que la energía origina todo: nuevos negocios, crecimiento y prosperidad, queremos invertir más de 1.000 millones de dólares en plantas renovables en los próximos 4 o 5 años. Estamos hablando de más de 900 MW en nuevas plantas de energías no convencionales. El objetivo es incrementar nuestra posición en Perú y entregar el producto que nuestros clientes quieren: energía confiable, sostenible y competitiva», agregó.

De acuerdo a Fragale, los nuevos proyectos que buscan desarrollar están en 7 regiones del norte y sur del país: Arequipa, Moquegua, La Libertad, Lambayeque, Cajamarca, Piura e Ica. Según su testimonio, cuentan con proyectos en etapas muy avanzadas de desarrollo, por lo que esperan tener novedades en los próximos meses.

«Nuestro principal stakeholder es el Ministerio de Energía y Minas. Con un amplio portafolio de 13 plantas de generación, tenemos una estrategia de desarrollo de proyectos muy local enfocado en mejorar la calidad de vida de las comunidades cercanas a nuestras centrales. Es indispensable tener muy buena relación con nuestros vecinos porque cuando ellos crecen nosotros nos desarrollamos también. Por eso tenemos proyectos de valor compartido y electrificamos a las comunidades», señaló.

Y añadió: «El diálogo a nivel regional es importantísimo porque evita la reautorización de proyectos y da tranquilidad tanto al inversor como a la comunidad de que el proyecto se va a desarrollar en tiempo y forma, con el presupuesto acordado».

A su vez, previo a su lanzamiento, Fragale también reveló en un comunicado de prensa emitido por la compañía: «Nos entusiasma comenzar este nuevo capítulo de nuestra historia con la posibilidad de seguir entregando la energía renovable que el Perú necesita para reducir su huella de carbono e impulsar el bienestar las personas (…) Más de 5GW de nuestro pipeline está en un estado de desarrollo avanzado, incluyendo más de un proyecto que llegará pronto al estatus Ready-to-Build. De esta forma, Orygen seguirá liderando el crecimiento renovable del país”.

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En una era marcada por la transición hacia fuentes de energía más sostenibles, el hidrógeno verde emerge como un actor protagonista en la ecuación energética global

Si bien Ecuador aún no cuenta con una Estratégia Nacional de Hidrógeno, crece el interés de numerosas empresas e instituciones por invertir en este tipo de proyectos en el país.

En efecto,  Nepos Energy, , empresa especializada en generación distribuida, ingeniería eléctrica, automatización y control industrial, ha anunciado planes ambiciosos para desarrollar su primer proyecto de hidrógeno verde en Ecuador para el año 2025. 

En conversaciones con Energía Estratégica,  Daniel Carrillo Nieto, líder de proyectos de la compañía destaca: “La guerra entre Ucrania y Rusia dejó al descubierto la necesidad de reducir la dependencia de fuentes de energía convencionales y el hidrógeno verde se perfila como uno de los vectores energéticos más prometedores para lograr este objetivo”. 

Y agrega: «Por ello, queremos invertir en una planta de hidrógeno de pequeñas dimensiones para la actividad agropecuaria y lograr nuestro primer proyecto piloto para el 2025 en Ecuador”.

De esta forma, si bien la compañía está actualmente en las etapas iniciales de planificación y evaluación para su proyecto de hidrógeno verde, está trabajando con organismos internacionales para llevar a cabo un estudio de prefactibilidad este año, con la esperanza de tener una evaluación de factibilidad concreta para el próximo año. 

«Una vez que contemos con las características de ingeniería y con las condiciones para el diseño del producto y la inversión, vamos a darle curso», afirma.

No obstante, Carrillo Nieto revela que uno de los mayores desafíos para el desarrollo del hidrógeno verde en Ecuador es la necesidad de inversión y un marco regulatorio favorable. 

“Para hacer del hidrógeno verde una realidad en Ecuador, se necesita inversión y un marco regulatorio estable. Aunque la ley de emergencia energética actual no contempla en profundidad al hidrógeno, se están haciendo esfuerzos para introducir una regulación que lo favorezca”, comenta.

De hecho, señala que la Asociación Ecuatoriana de Hidrógeno (H2 Ecuador)  junto con la embajada alemana tienen un fuerte peso e interés en promover este vector y están en constante diálogo con los altos mandos para impulsar una hoja de ruta.

Mientras tanto, la estrategia de Nepos Energy se centra en comenzar con proyectos pequeños para demostrar la viabilidad de esta tecnología antes de embarcarse en proyectos de mayor escala.

 «La idea es arrancar con proyectos chicos que vayan demostrando la factibilidad de este tipo de energía y no pensar tan rápido en grandes proyectos de gran escala. Estos se darán más adelante. Primero hay que sentar las bases», explica Carrillo Nieto.

Para materializar este ambicioso proyecto, Nepos Energy está en busca de socios y partes interesadas: «Estamos buscando los stakeholders necesarios para montar este proyecto. Estamos en pre charlas para arrancar con bases sólidas».

El desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en Ecuador representa un paso significativo hacia la diversificación de la matriz energética del país y la reducción de la dependencia de combustibles fósiles. 

Con el respaldo de organismos internacionales y la posible implementación de regulaciones favorables, Nepos Energy está bien posicionado para contribuir al impulso de este vector en el país.

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Hasta marzo de 2020, se contabilizaban 12,5 millones de paneles solares instalados en Chile, mientras la proyección indica que al 2046 la cantidad de desechos fotovoltaicos alcancen las 120 mil toneladas. Para esa fecha, se prevé el primer peak de este tipo de residuos, debido al fin de su vida útil, que fluctúa entre los 25 y 30 años.

En este contexto, Solek, compañía pionera de energías renovables de origen checo, generó una alianza con Degraf, uno de los principales gestores de residuos de aparatos eléctricos y electrónicos (RAEE), con el objetivo de aumentar los porcentajes de reciclabilidad de la industria, despachando durante este año 8,6 toneladas de módulos fotovoltaicos para ser valorizados ambientalmente, recuperando equipos, partes y materiales que lo componen, como el aluminio y los cables de cobre.

“Nos estamos adelantando a la norma, aplicando la tecnología disponible para reutilizar la mayor cantidad de materias primas que  se disponen como basura en rellenos sanitarios, y que actualmente revalorizamos para fabricar nuevos productos”, sostiene Stephanie Crichton, Chief Commercial Officer (CCO) de Solek Chile.

Además, están desarrollando un proyecto piloto para aumentar los porcentajes de reciclabilidad, concentrado especialmente en el vidrio de los paneles solares, que constituye una gran parte de la estructura de estos módulos.

“Dado el aumento en la generación de paneles fotovoltaicos fuera de uso, estamos avanzando en la instalación de capacidades que permitan reciclarlos cumpliendo con los más altos estándares internacionales. Por lo mismo, el trabajo que estamos haciendo con Solek es tan importante, porque nos permite ir desarrollando la experiencia y la tecnología necesaria para enfrentar el futuro de una industria tan estratégica y relevante como esta”, analiza Gabriela Pérez, gerente general de Degraf. 

De esta manera, se busca descomprimir la problemática de la acumulación de residuos fotovoltaicos, que actualmente están siendo desechados principalmente por fallas técnicas. Dado que el primer panel solar instalado en Chile data de 2012, por lo que recién debiese estar en desuso en 2037 aproximadamente.

La entrada Solek reutiliza aluminio y cobre de sus paneles solares e impulsa proyecto piloto para recuperar el vidrio se publicó primero en Energía Estratégica.

En la actualidad, la capacidad instalada eólica y solar en Guatemala es menor al 5% de la matriz de generación. No obstante, existiría un gran potencial de incremento a partir de la licitación PEG 5 que se prevé que sea lanzada durante este año 2024. Más aún en atención a la nueva regulación para sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas propuesta por el Administrador del Mercado Mayorista de Guatemala (AMM) y aprobada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

“La capacidad instalada hasta el mes de abril del 2024 no tenía la posibilidad de poder almacenar energía eléctrica y, por lo tanto, no podía acceder a contar con potencia para vender a sus clientes, solo podía vender energía eléctrica, no podían optimizar o regular ese recurso y esa limitación provocaba desperdicio”, introdujo el Ing. Rafael Larios, asociado de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

Con la nueva regulación, explicó que el almacenamiento se vuelve una opción en el mercado, con beneficios palpables para generación renovable variable eólica y solar, en una primera instancia con baterías.

“En las licitaciones, las distribuidoras van a tener la posibilidad de solicitar las tecnologías fotovoltaicas y eólicas, sobre todo la PEG-5 que viene, para participar no solamente para proporcionar energía generada sino para que puedan proponer un esquema de energía garantizada asociada también a la potencia que ellos requieren contratar”, consideró el especialista del mercado.

En una reciente capacitación dirigida a periodistas, el Ing. Larios señaló que existe un interés por parte de las distribuidoras de dar un espacio a ofertas de este tipo y amplió cuáles serían aquellas oportunidades que se abren:

“La resolución hoy por hoy permite que dentro del lado de la potencia las generadoras eólicas y solares fotovoltaicas puedan tener oferta firme, por lo tanto puedan tener oferta firme eficiente para poder ofertar en contratos de suministro a los consumidores.

Actualmente, el generador fotovoltaico y eólico únicamente podían vender energía, hoy por hoy el generador fotovoltaico y eólico que instale almacenamiento podrá acceder, como lo tienen las otras tecnologías térmicas e hidroeléctricas con embalse, a promocionar su venta de potencia para cubrir la demanda firme de grandes usuarios y de las distribuidoras en los procesos de licitación, y además podrá proveer energía las 24 horas del día si así se requiere.

Adicionalmente a eso, las centrales eólicas y solares con sistemas de almacenamiento podrán aportar a la calidad del suministro cumpliendo primero sus obligaciones como generadores y luego como oferentes dentro de un mercado de reservas operativas que hoy está incentivado en el mercado mayorista”, detalló el Ing. Larios.

De esa manera, el asociado de AGER identificó una oportunidad de participación ampliada en el mercado mayorista para proyectos eólicos y solares con baterías que permitiría nivelación de carga, control de rampa, reserva rodante operativa sincronizada y rápida no-sincronizada, estabilización, entre otros.

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Trina Solar, fabricante líder de la industria fotovoltaica con más de 10 años en el top 3 global, ahora mismo ocupa el puesto número dos mundial con una participación activa en América Latina y el Caribe.

Álvaro García-Maltrás, director general para América Latina y el Caribe de Trina Solar, observó el gran potencial de la energía solar en la región y cómo están contribuyendo al crecimiento de esta tecnología en las matrices energéticas, ofreciendo soluciones competitivas para los distintos segmentos del mercado.

«Estimamos un crecimiento del mercado solar este año para América Latina entre el 15 y el 20%», expresó el referente empresario.

Durante una entrevista exclusiva realizada en el marco de la primera edición de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), García-Maltrás subrayó que el ritmo de incorporación de nuevos proyectos de energía solar en América Latina podría estar equilibrado entre los segmentos de generación distribuida y el de gran escala.

Ahora bien, identificó que en gran medida la curva de crecimiento dependerá de la dinámica que presente el gigante brasileño en el segundo semestre del año, ya que en el último tiempo ha dado un salto en instalaciones fotovoltaicas en redes de distribución que han determinado la alta penetración de la energía solar en su matriz energética.

Siguiendo su análisis, Brasil podría registrar un volumen de envíos de módulos desde China a sus puertos de más de 20 GW, de los cuales dos tercios corresponderían a generación distribuida, incluyendo proyectos residenciales y pequeños proyectos que, en Brasil, pueden ser de hasta 5 MW. Esta capacidad instalada máxima para el segmento de generación distribuida sería un gran diferencial que el referente de Trina Solar reconoce como necesario de implementar en otros mercados de la región.

En contraste, el mercado mexicano enfrentaría retos políticos y regulatorios que limitarían su crecimiento. Y, si bien García-Maltrás reconoció un avance sostenido de generación distribuida en los últimos años, advirtió que el potencial sería aún mayor: «En México el limite de GD es de 500 kW, en Brasil es 10 veces más y eso lo habilita a alcanzar unas escalas y unos volúmenes completamente distintos. Eso es lo que a nuestro modo de ver le falla a México».

Aquello no sería todo, García-Maltrás recordó que, cuando comenzó a prospectar el mercado en América Latina en 2016-2017, «México era el número uno con diferencia, con grandes proyectos utility que se conseguían a precios competitivos». Sin embargo, la falta de apoyo de la última administración habría frenado el progreso en este segmento:

«México tiene un recurso solar excelente y costes competitivos, pero lleva un déficit de instalación de energía solar en los últimos cinco años que necesita recuperar», afirmó el director general para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

A pesar de los desafíos, Álvaro García-Maltrás se mostró optimista sobre el futuro de la energía solar en América Latina. Señaló que es crucial no perder tiempo en debates regulatorios, ya que la oportunidad podría pasar.

«Es momento de arrancar», concluyó, enfatizando la necesidad de acciones concretas para aprovechar el potencial solar de la región y valorar los beneficios que pueden aportar la incorporación de trackers y almacenamiento, que además de los módulos fotovoltaicos también forman parte de la cartera de soluciones disponibles de Trina Solar para la región.

La entrada Trina Solar pronostica un 20% de crecimiento del mercado solar en América Latina este año se publicó primero en Energía Estratégica.

Con el objetivo de beneficiar al país con más energía renovable y acelerar la transición energética, la central eólica Wayra Extensión, ubicada en la ciudad de Marcona, provincia de Nasca, en la región sureña de Ica, inició su operación comercial luego de recibir la aprobación del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).

Esto representa el primer hito para Orygen, la empresa líder en generación de energía renovable a cargo del portafolio adquirido por el fondo global de inversión Actis, tras la reciente compra de Enel Generación Perú.

Las centrales eólicas Wayra I y Wayra Extensión se posicionan como el parque eólico más grande del Perú, con una capacidad de 310MW que refuerzan el suministro de energía sostenible, confiable y competitiva que el país.

De acuerdo a los datos aportados por la compañía, el proyecto eólico Wayra Extensión, contó con una inversión de US$ 188.5 millones y está emplazado en un área de aproximadamente 2.443 hectáreas. Se trata de un sistema de energía eólica con 30 aerogeneradores de 5,9 MW cada uno que generarán 177 MW de potencia instalada, con capacidad de amplificación. Esta energía renovable se entregará al sistema peruano a través de la subestación Poroma.

Se considera que sus aerogeneradores están entre los más grandes y potentes de Latinoamérica lo cual permite que el parque tenga una mayor capacidad instalada pese a tener menor cantidad de turbinas que Wayra I, proyecto que entró en funcionamiento en 2018.

Tras el tan esperado logro, Marco Fragale, CEO de Orygen, destacó: «Este logro es una muestra del gran potencial del Perú para el desarrollo de energías renovables. Asimismo, refuerza nuestro liderazgo en la generación eólica y solar con casi 600MW de capacidad puestos al servicio de las industrias peruanas y el bienestar de la sociedad».

Y agregó: «Con este hito promovemos la conformación de un nodo energético renovable en el sur del país, con Ica como protagonista de la transición energética. Además, gracias a Wayra Extensión evitamos la emisión de 385,000 toneladas de CO2 a la atmósfera, contribuyendo así con el objetivo país de reducción de huella de carbono”.

Además, desde Orygen revelaron que durante el periodo de construcción de la central eólica, se crearon más de 500 puestos de trabajo, tanto en el proyecto como en las actividades alrededor del mismo, de los cuales más de 200 fueron desempeñados por iqueños. Esto denotan el compromiso de la firma por priorizar la contratación de mano de obra y la adquisición de productos y servicios locales.

Asimismo, se desarrollaron proyectos de economía circular, electrificación, saneamiento y agua potable, talleres educativos, entre otros.

Tal como explicó la compañía, este logro confirma suposición en el mercado como la generadora renovable líder en el Perú al reunir alrededor de 600MW de capacidad solar y eólica, que representan el 40% de la capacidad renovable no convencional del país. 

La entrada Inicia la operación comercial el parque eólico más grande del Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

La Empresa Nacional de Electricidad (ENDE Corporación) de Bolivia actualizó el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para lograr una mayor participación de energías verdes mediante la suma de alrededor de 4670 MW renovables hacia el 2050. 

El objetivo es alcanzar una participación renovable de, al menos, 75% de la capacidad instalada para ampliar la cobertura del servicio energético de la población y avanzar en la transición energética durante las próximas décadas. 

De acuerdo a información compartida por el presidente ejecutivo de ENDE, Manuel Valle, el “ambicioso plan” implica prácticamente duplicar la oferta actual de potencia operativa en Bolivia, de 3641 MW a 6773 MW en 2033, y llegar a más de 8200 MW hacia el año 2050. 

Cabe recordar que los 3641 MW actuales de la matriz energética del país se reparte de la siguiente manera:

735 MW hidroeléctrica (31% de toda la capacidad instalada)
168 MW solares (3%)
135 MW eólica (4%)
135 MW biomasa (4%)
2468 MW termoeléctricas (58%)

“Mirando a futuro, a 2050 prevemos llegar a 2755 MW de instalaciones hidroeléctricas, 1726 MW solares, 1027 MW eólicos, 100 MW en geotermia, casi 200 MW en biomasa y 2468 MW termoeléctricos”, sostuvo Manuel Valle durante un foro. 

“La transición energética va de la mano con la disminución del consumo de combustibles fósiles, que ya inició con los nuevos proyectos de ciclos combinados para reducir y optimizar el uso de gas natural”, agregó. 

Mientras que, a partir del ingreso de nuevas fuentes de generación, el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional proyecta que a 2030 se dará la universalización del acceso al servicio básico de electricidad.

Además, el presidente ejecutivo de la Empresa Nacional de Electricidad de Bolivia aseguró que también se expandirá el sistema de transporte eléctrico del país; pasando de 73688 kilómetros en el corriente año a 10020 km en 2033 y 11229 km para el año 2050.

Tensión
2024 (km)
2033 (km)
2050 (km)

115 kV
2453
2683
2683

230 kV
4679
6236
7097

500 kV
235
1102
1450

Total km
7368
10020
11229

“Tenemos muy claro que no pueden haber transición sin transmisión. Si no construimos las líneas de evacuación de energía y la transportamos a los lugares donde se consumirá, no tendrá sentido”, subrayó Valle. 

“Esto está vinculado con los nuevos proyectos que se ejecutarán de generación fotovoltaica, eólica e hidroeléctricas, adicionalmente de las nuevas líneas que se construirán para interconectar Bolivia con el país vecino de Brasil”, complementó. 

La entrada ENDE de Bolivia proyecta la suma de más de 4600 MW renovables hacia el 2050 se publicó primero en Energía Estratégica.

Marsh, corredor de seguros y consultor de riesgos líder en el mundo, tuvo una participación destacada en el último evento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe. Allí, David Peña, líder de desarrollo de negocios en Energía para América Latina y el Caribe de la empresa, subrayó la importancia de que proyectos energéticos, principalmente aquellos que incorporan nuevas tecnologías, cuenten desde etapas tempranas con un aliado como Marsh.

«Acompañar a las diferentes empresas desde que nacen los proyectos, en la etapa greenfield, pasando por la financiación, construcción, operación y eventual desmantelamiento, es clave para mitigar riesgos», introdujo el referente de Marsh.

De allí que, su vinculación con proyectos energéticos va más allá que solo entregar pólizas de seguro. “Lo que buscamos es anticiparnos y entender el proyecto desde su concepción para mitigar cualquier posible incertidumbre,» aclaró David Peña. Esta anticipación es crucial, especialmente cuando se trata de tecnologías nuevas o proyectos innovadores que pueden generar incertidumbre tanto para los aseguradores como para los reaseguradores.

Durante su intervención, Peña ilustró con varios ejemplos la relevancia de involucrar a Marsh desde las etapas tempranas de los proyectos por su compromiso por obtener los mejores resultados posibles para cada proyecto, contemplando la visión de la banca y la tecnología involucrada para evitar desafíos futuros y asegurar un desarrollo sin contratiempos.

La gestión de riesgos en proyectos con nuevas tecnologías

Durante panel de debate de FES Caribe denominado “Las oportunidades de la energía eólica en la región”, el líder de desarrollo de negocios en energía de Marsh reconoció riesgos particulares a los que se enfrentan con esta tecnología que continúa evolucionando en potencia de turbinas:

«Yo trabajé en Brasil varios años y había proyectos eólicos de 1 MW, hoy eso es historia. Siempre vamos a apoyar nuevos proyectos con mayores aerogeneradores, ojalá más grandes y a menores costos, pero es importante que el mercado asegurador y reasegurador entiendan bien cómo funciona la tecnología».

En tal sentido, mencionó un caso en el que un fabricante de primer nivel tenía un modelo considerado prototipo porque no tenía las horas de rodamiento requeridas considerándose de mayor riesgo. «El proyecto entró en operación y la exigencia de los bancos era tener una póliza con un deducible de 90 días, pero el mercado asegurador sólo pudo ofrecerla con 180 días, lo que no sirvió de mucho,» explicó.

Siguiendo con las tecnologías emergentes, Peña destacó el caso de las baterías, que aunque relativamente nuevas, están ganando tracción rápidamente. «Las baterías están teniendo una atracción enorme, especialmente en Chile, que es pionero en este ámbito», comentó. Sin embargo, la experiencia con baterías aún sería incipiente a nivel mundial, lo que introduce un grado de incertidumbre considerable para la bancabilidad de proyectos con estas soluciones de acumulación.

Marsh trabaja estrechamente con los desarrolladores de proyectos para mitigar este tipo de riesgos, obtener las pólizas y acercarse del mejor modo al cierre financiero. «Nos sentamos anticipadamente con los proyectos y les decimos, desde la óptica del mercado asegurador, qué se sugiere en la implementación», explicó David Peña, líder de desarrollo de negocios en Energía para América Latina y el Caribe de Marsh.

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Teniendo en cuenta que la matriz energética en Ecuador es fundamentalmente hidroeléctrica, la crisis que afrontó el país debido a los efectos del fenómeno de El Niño y sus consecuentes racionamientos de energía, hace que se incremente el interés por invertir en proyectos renovables para hacer frente a la demanda energética del país.

En este contexto, empresas de diversos rubros están invirtiendo en generar su propia energía para diversificar la matriz ecuatoriana, garantizar el servicio y generar ahorros en sus tarifas de luz.

Bajo esta premisa, la cadena de comida rápida KFC Ecuador inauguró la segunda fase de su planta fotovoltaica de autoconsumo en Inga Alto, Quito, consolidándose como el proyecto más grande en su tipo del país.

Con una inversión de más de 2 millones de dólares, la nueva fase añade 1.1 MW de capacidad, sumando 2.5 MW en total, suficiente para cubrir el 95 % de la demanda de 26 restaurantes y suministrar energía renovable a la Empresa Eléctrica Quito.

Estos locales están ubicados en zonas estratégicas tales como Recreo, C. C. I., San Luis, Quicentro, Santa María Tumbaco, San Luis PB, Carapungo, El Bosque, Sangolquí, Villaflora Santa María, Super Akí Labrador, San Antonio de Pichincha.

Según informó la compañía, esta planta desde su inicio en operación en 2022 evitó la emisión de 690 toneladas de CO2 el primer año, el equivalente a plantar 1.620 árboles, generando 2.79 GWh de energía renovable.

Pero esto no sería todo, la cadena gastronómica también proyecta una tercera fase en la costa para ampliar los beneficios de la energía solar, reafirmando sus prácticas sostenibles y su compromiso con una matriz energética diversa y responsable.

Durante la ceremonia de inauguración, Javier Cruz, gerente de gestión humana de KFC: «El objetivo es reducir nuestras emisiones de carbono a través de la energía más limpia pura e inagotable como es la solar. Buscamos minimizar lo máximo posible el daño que le hacemos al medio ambiente mediante nuestros procesos productivos».

Cabe destacar que el inicio y ampliación de dicho complejo fotovoltaico fue diseñada en conjunto con la empresa especializada en energía fotovoltaica Solar Team.

En el marco de este nuevo hito, Daniel Rosero, gerente técnico de Solar Team explicó: «Hemos instalado esta planta fotovoltaica en tiempo récord: aproximadamente 2 meses. El complejo fotovoltaico tiene más de 5 mil paneles solares, los cuales aportan mensualmente entre 200 y 250 MW/hora al país”.

Y agregó: “Nos sentimos orgullosos de lo que podemos lograr con iniciativa privada, sin ningún costo al estado ecuatoriano. Queremos invitar a más empresas a replicar estos proyectos y aprovechar los beneficios de la energía solar”.

De acuerdo a información de KFC, en la implementación de esta segunda fase se crearon alrededor de 40 puestos de trabajo y el funcionamiento de esta es mediante monitoreo remoto a través de una app.

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