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La Secretaría Nacional de Energía ha suspendido el Acto de Licitación para la compra de Energía y Potencia, puesto en marcha durante la Administración anterior, al concluir que no cumplía con los requisitos mínimos para garantizar transparencia a los inversionistas ni mejoras en los precios para los panameños.

Esta acción busca promover procesos equitativos y favorables a la inclusión de fuentes renovables, en aras de beneficiar a los ciudadanos con tarifas más competitivas y avanzar hacia un desarrollo sostenible en el sector energético del país.

El Secretario de Energía, Juan M. Urriola, destacó la importancia de esta revisión, señalando que es vital para asegurar un suministro eléctrico eficiente. “Esta decisión responde a la necesidad de disponer de Pliegos de Licitación que sean lo suficientemente claros para asegurar una competencia justa y efectiva”, agregó.

La Secretaría Nacional de Energía emitió las Resoluciones N.° 01 y N.° 02 (ver al pie), dejando sin efecto todas las Resoluciones previas relacionadas con la Contratación de Potencia y Energía a corto y largo plazo.

Tras una exhaustiva revisión del Esquema de Contratación, se determinó que los parámetros presentados por la pasada Administración no garantizaban la claridad y transparencia necesarias para una competencia efectiva. Sumado, al numeroso volumen de comentarios y aclaraciones recibidos durante el período de consultas, recalcaron la necesidad de realizar sustanciales ajustes en los requerimientos de la Licitación.

La Resolución N.° MIPRE-2024-0001384, emitida el 15 de enero de 2024, había recomendado a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) presentar los pliegos necesarios para llevar a cabo una licitación pública que asegurase el suministro eléctrico para los clientes finales de las empresas distribuidoras de electricidad. Esta directriz fue posteriormente modificada por la Resolución N.° MIPRE-2024-0013955 el 23 de abril de 2024, la cual incluía nuevas disposiciones dirigidas a la contratación de energía renovable.

Por las contradicciones expuestas, la Secretaría Nacional de Energía recomienda la cancelación del Acto, e inicia una revisión del esquema de Contratación de Energía, “sobre la base de la normativa vigente”, recalcando “que si posterior a esta revisión se requieren ajustes a la legislación vigente, se realizarán luego de una amplia consulta con el sector eléctrico”.

Se prevén modificaciones que garanticen la transparencia y competitividad de los contratos, protegiendo así a los usuarios de posibles incrementos en sus facturas mensuales y promoviendo la incorporación de nuevas capacidades de generación renovable.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, en febrero del presente año, se publicaron los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028.

En total, se asignaron 33 plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW nuevos, de los cuales 4.441 MW son solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una central existente.

Si bien la participación de energías renovables en la subasta fue muy buena en comparación a la anterior realizada en 2019 donde se asignaron 1.398 MW eólicos y solares, expertos señalan que muchos proyectos han quedado fuera y que los adjudicados no alcanzan para cubrir la demanda entrante.

Uno de ellos es Roberto Lares, Colombia’s Managing director de Wärtsilä, líder global en soluciones innovadoras de energía, quien en conversaciones con Energía Estratégica señala: “Colombia debe desarrollar una nueva subasta de expansión de generación por cargo de confiabilidad y preparar un marco regulatorio que promueva sistemas de almacenamiento para dar firmeza a los proyectos de energía renovable”.

Y agrega: “También hace falta lanzar otras subastas de contratos de largo plazo por la cantidad de energía solar adjudicada en la Subasta de Cargo por Confiabilidad, ya que el ingreso que tendrán por capacidad es bastante pequeño, equivale a un 9% de energía firme de la capacidad instalada”.

Según el ejecutivo, de lo adjudicado históricamente en Colombia en las últimas 5 subastas de cargo de confiabilidad entre el 30 y 33% no logran construirse por diversas razones como falta de otorgamiento de licencias ambientales, dificultades en los cierres financieros y ejecución de garantías por retrasos. En efecto, se trata de un porcentaje que hay que tomar en consideración a la hora de calcular cuánta energía hay que adjudicar.

“Con la nueva Subasta de Cargo de Confiabilidad tenemos menos energía firme adjudicada que la del febrero de 2019. Teniendo en cuenta estos números y la proyección de demanda de la UPME, vemos que en el tercer trimestre del 2026 va a haber un cruce entre la energía firme disponible y la demanda. La preocupación es que se construya un déficit”, advierte. 

Por ello, Lares insiste en la necesidad de lanzar también subastas de largo plazo para que entren proyectos híbridos con almacenamiento que ayuden a hacer frente a los próximos periodos de estiaje. 

En este sentido, el experto enfatiza que los desarrolladores de proyectos no podrán financiarse solamente con los contratos de cargo, sino que además necesitarán contar con PPAS.

No obstante, alerta barreras que desaceleran la ejecución de proyectos de energía limpia en el país: “Si bien la banca local colombiana está bien preparada para ofrecer project finance, hoy en día las tasas de interés no son atractivas para ejecutar proyectos. Los inversionistas están a la espera de que bajen las tasas de interés”.

Y concluye:“Hay financiamiento y buenas oportunidades para las renovables en Colombia, solo hace falta sentar las bases para que las condiciones se vuelvan más favorables para los inversionistas”.

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Future Energy Summit (FES), la plataforma de eventos organizada por Energía Estratégica e Invest in Latam, convocó a destacadas figuras del sector energético para participar de la cuarta edición en Colombia.

Más de 500 profesionales asistirán a esta cita que se llevará a cabo en el salón de conferencias del Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia), el martes 29 y el miércoles 30 de octubre de este año.

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Una de ellos es Javier Campillo, viceministro de Energía del país quien brindará su visión sobre la apuesta renovable en la región Andina durante la jornada del miércoles 30 de octubre.

Los aportes de este funcionario resultan de gran interés para el sector energético ya que antes de asumir el cargo de Viceministro en noviembre del 2023, Campillo ocupó el puesto de director del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para Zonas No Interconectadas (IPSE).  Allí, lideró numerosos proyectos de energía, incluida la generación de más del 50% de la energía eléctrica en el campus de la Universidad Tecnológica de Bolívar a través de una planta solar fotovoltaica.

A su vez, fue responsable del desarrollo del programa de manejo integral de canales, lagos y lagunas, ciénagas y caños de Cartagena y diseñó la primera embarcación libre de emisiones en Colombia, con propulsión eléctrica y recarga solar a bordo, promoviendo una alternativa sostenible para la gestión de los cuerpos de agua en la ciudad.

Además, dirán presente líderes del sector como Adrián Correa, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME); Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen; Mónica Gasca, presidenta de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia) .

Con la participación de estos destacados oradores, FES Colombia ofrece el escenario ideal para que importantes players del sector puedan intercambiar posiciones y explorar sinergias  en torno a la industria renovable.

Durante estos dos días, habrá una amplia variedad de oportunidades de networking y se realizarán entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales que abordarán los temas más apremiantes que atraviesa la industria de las energías limpias.

Teniendo en cuenta el éxito de las ediciones anteriores, stakeholders manifestaron su interés por volver a participar del evento. En efecto, se puede revivir el summit del año pasado que contó con la asistencia de la ex ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, haciendo click aquí. En dicho encuentro, se abordó en  profundidad las oportunidades de negocios en torno a una “transición energética justa”, en más de 10 paneles de Future Energy Summit (ver agenda) .

De esta forma, tal como sucedió el año pasado, en el próximo evento de FES Colombia también se disertará sobre el panorama de inversiones y financiamiento para tecnologías de generación como fotovoltaica y eólica, como así también almacenamiento en baterías e hidrógeno verde.

Cabe destacar que esta primera preventa de entradas con precio promocional estará presente hasta el 15 de julio. ¡No te quedes sin tu lugar!

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El avance de las energías renovables variables en el Sistema Nacional Interconectado de Guatemala es prometedor. El progreso en la capacidad instalada especialmente las fuentes solares y eólicas en Guatemala ha sido destacable en los últimos años. Y hoy significa tener en operación aproximadamente 150 MW en estas tecnologías variables, lo que favorece y significa un enorme avance hacía la transición y diversificación de una matriz energética más sostenible.

Sin embargo, para maximizar los beneficios y asegurar una transición energética sostenible, es esencial abordar los desafíos existentes mediante una planificación estratégica, inversión continua y políticas favorables, como bien se ha venido realizando en el país.

En tal sentido, el Plan de expansión de generación 2024-2054 publicado a inicios de este año, traza escenarios de crecimiento para el mercado que debieran empezar a impulsarse prontamente. Al respecto, Edgar Guillermo Navarro, consultor energético del mercado guatemalteco, aseguró sin duda alguna que la principal prioridad que se desprende de aquella planificación es la creación y publicación de las Bases de Licitación de la PEG-5, la cual adjudicará nuevas plantas de generación de energía para garantizar la demanda futura, sustituyendo así contratos de generación de energía que se encuentran próximos a vencer.

Así, la implementación de la PEG-5 es esencial para garantizar un suministro energético confiable, sostenible y asequible para todos los guatemaltecos, así como, para cumplir con los objetivos de desarrollo a largo plazo del país.

¿Qué tecnologías podrán competir? Aún no se sabe pero existen indicios que ante una necesidad en el orden de los 1200 MW, podría haber lugar para energías renovables variables con o sin almacenamiento. Esto se terminará por definir con los términos de referencia y posteriores pliegos de la licitación. 

Hasta tanto aquello se defina. Desde el sector privado impulsan una serie de investigaciones de mercado con el fin de acercar recomendaciones a las nuevas autoridades de gobierno, reguladores y juntas de licitación. 

Es el caso de la “Estrategia para la transición energética en Guatemala: Agenda para la transformación eléctrica sostenible” de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) que fue entregada al Presidente de la República de Guatemala, Dr. Bernardo Arévalo, y al Ministro de Energía y Minas, Ing. Hugo Ventura (ver más). 

Y en este punto es importante mencionar que, también el Consejo de la Industria Eléctrica (CIE) está realizando un estudio de manera independiente a través de la firma consultora Deloitte, que busca establecer las necesidades de satisfacción de la demanda eléctrica en el país y la forma más eficiente, económica y segura de satisfacerla. El resultado de éste se tiene previsto que se conozca a principios del mes de agosto y debiera servir como una guía o herramienta para integrar con certeza el tipo de generación necesaria que ha de cubrir la demanda nacional durante los próximos años.

En la antesala de estas definiciones de qué tecnologías competirán de la PEG-5, Edgar Guillermo Navarro, valoró que las energías renovables variables han comenzado a jugar un rol crucial en el cubrimiento de la demanda energética en el país y que, a pesar de la intermitencia inherente a estas fuentes de energía, el rol que han ido asumiendo coadyuva a reducir la dependencia de combustibles fósiles y mejora la sostenibilidad del sistema eléctrico.

“En términos estadísticos, para el año 2023, las energías renovables variables contribuyeron aproximadamente con un 10% de la demanda total de energía en el país y sin duda al terminar este 2024, irá en incremento, teniendo un impacto positivo en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, contribuyendo así a los objetivos de Guatemala en términos de sostenibilidad y mitigación del cambio climático”, observó Navarro.

Otro factor determinante en el crecimiento de estas alternativas de generación sostenible en el mercado guatemalteco estaría dado por la reciente aprobación de regulación para sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas (ver más). 

“La aprobación de la nueva regulación de almacenamiento en Guatemala abre varias alternativas adicionales para las centrales de energías renovables variables para participar en el mercado mayorista de manera más eficiente y competitiva”, consideró.

Ahora bien, también puso en análisis el incremento en el costo de capital al incorporar baterías a nuevos proyectos de generación, lo que podría complicar la competitividad para participar en igualdad de condiciones con otras tecnologías. 

“Es importante mencionar que, con todo el beneficio que pueden llegar a tener los proyectos de almacenamiento de energía para las centrales renovables variables, éstos son bastante onerosos, al punto que, dependiendo del número de equipos que se adquieran, podrían llegar a significar casi la totalidad del coste del proyecto, lo que, obviamente, no sería rentable para este tipo de generadores”.

¿Qué oportunidades de proyectos híbridos se evalúan? El especialista indicó que de la nueva regulación se desprende que las centrales renovables variables podrán desarrollar proyectos de almacenamiento de energía, como baterías de gran capacidad para almacenar el excedente de energía generada durante periodos de baja demanda. Teniendo como uno de los más grandes beneficios para el Sistema Nacional Interconectado la mitigación de la intermitencia, mejorando la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico.

Asimismo, subrayó la apertura a que las centrales renovables puedan participar en programas de gestión de demanda, ofreciendo servicios de respuesta rápida para equilibrar la oferta y la demanda en tiempo real y ayudará a mejorar la integración de centrales renovables variables, ya que podrán optar a participar en el mercado de potencia, mejorando su intervención en los servicios complementarios.

Eólicos y solares con almacenamiento podrían ofertar en la próxima licitación de Guatemala 

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado dos de febrero, el Ministerio de Minas y Energía (MINEM), a través de la Resolución 40042 de 2024, estableció lineamientos de política pública para garantizar la continuidad de los proyectos de generación con Energías Renovables, que han tenido dificultades para entrar en operación, incluso, por causas ajenas a la gestión del desarrollador.

Esta Resolución establece pautas en cuanto al acceso y la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional, a efectos de modificar las condiciones para la entrada en operación de los proyectos (FPO).

No obstante, la Comisión de Regulación de Energía, Gas y Combustibles (CREG) no ha cumplido con la orden que le dio el MINEM ya que el plazo para expedir esa normativa venció en mayo. 

En este marco, la firma boutique de abogados OGE ENERGY, a través de su socio fundador Hemberth Suárez Lozano, presentó una acción constitucional para que la CREG expida dicha resolución con el objetivo de flexibilizar las reglas para modificar las Fechas de Puesta en Operación (FPO) de los proyectos y que no se ejecuten las garantías de reserva aportadas por los desarrolladores de proyectos renovables.

AUTO ADMISORIO

En entrevista con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, habló al respecto: “Ejercimos la acción porque hay una mora de la CREG en atender lo ordenado por el MINEM. El objetivo es impedir que se ejecuten las garantías financieras presentadas en los proyectos de energías renovables que tienen fecha de puesta en operación próxima y que sus propietarios tienen claro que no alcanzarán a cumplir con esa fecha”.  

De esta forma ,el experto explica que la CREG tenía un plazo “perentorio” de tres meses y ya pasaron cinco meses. Esto es inadmisible ya que la regulación “no admite demoras ni excusas para su cumplimiento”. 

Según Suárez Lozano, esta mora afecta negativamente a los proyectos de energías renovables ya que “juega en contra de la estabilidad financiera del propietario o inversionista”. 

Y concluye: “Si no se cambia la Fecha de Puesta en Operación de un proyecto y este no cumple con la fecha, la consecuencia es que se hace efectiva la garantía. Expedir esta resolución de inmediato es fundamental, teniendo en cuenta que existen muchos proyectos que no alcanzarán a llegar a tiempo a la fecha estipulada de entrada en operación”.

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La nueva estructura que tendrá Departamento Eléctrico fue uno de los temas vistos en la segunda sesión del año del Consejo de la Sociedad Civil Paritario de la Comisión Nacional de Energía (CNE), donde participaron los representantes de las 13 instituciones que integran esta instancia y que están relacionadas con el quehacer del sector energético en el país.

En la reunión, conducida por Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, también se expuso la Modificación de la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución y los resultados del primer proceso de Valorización de Instalaciones de Transmisión, según lo indicado por el artículo N°52 del Reglamento en esta materia.

Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico de la CNE, señaló que la nueva estructura de esta área del organismo se materializará a fines de agosto, afirmando que esta iniciativa responde a una estrategia de corto plazo, que considera cuatro pilares, con el objetivo de “fortalecer al Departamento con mayor conocimiento y experiencia, buscando promover metodologías y gestión para la realización de sus labores, y así hacer frente a los cambios del ambiente laboral y energético”.

Procesos

Luego expuso Félix Canales, jefe del Subdepartamento de Mercados Eléctricos, quien detalló los principales contenidos y alcances de la Modificación a la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución, publicada a inicios del presente año, destacando algunos de los aspectos que trae consigo la normativa, tales como una nueva plataforma de información pública y el ajuste a los índices de calidad de suministro, de acuerdo con las nuevas densidades.

Por su parte, Sergio Quiroz, jefe del Subdepartamento de Tarificación en Transmisión, se refirió al primer proceso de valorización de instalaciones de transmisión, según lo indicado por el artículo N°52, precisando que se consideró un total de 64 obras de este segmento, además de otras instalaciones que no fueron valoradas en el proceso 2020-2023.

Finalmente, Patricio Molina, gerente general de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel) abordó la visión que tiene este sector en torno a la nueva Ley de Estabilización Tarifaria (N°21.667).

COSOC

Los COSOC son uno de los diversos mecanismos de participación ciudadana y su principal objetivo es el acompañamiento a la CNE en los procesos de diseño, ejecución y evaluación de sus planes, políticas y programas, mediante una integración diversa, representativa y pluralista.

El COSOC de la CNE 2023-2024 está integrado por representantes de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN); Asociación Gremial de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor); Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.); Asociación Chilena de Energía Solar AG. (Acesol); Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec); Asociación Chilena de Telecomunicaciones A.G (Chile Telcos); Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre Chile); Colegio de Ingenieros de Chile; Empresas Eléctricas A.G.; Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel); Generadoras de Chile; Gremio de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), y Transmisoras de Chile.

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La discusión en torno al alza de las tarifas eléctricas se ha intensificado durante estos últimos días con distintas propuestas e involucrando en el debate a gran parte de la sociedad. La componente más relevante de la cuenta de la electricidad es la energía y es allí donde se puede visualizar una diferencia entre aquellos que pagarán más en sus próximas boletas o facturas. “En general, los contratos de comercialización se refieren a la venta de energía. Van a haber alzas en las cuentas de los clientes libres pero bastante menores en un cliente libre versus uno regulado que podría ser libre”, comentó el secretario ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade, en el webinar “¿Por qué seguirán aumentando las tarifas eléctricas? Perspectivas para clientes regulados y libres”, organizado por Alken Energía y eVink.

Lo anterior, agregó Andrade, es porque el cliente libre tiene su energía contratada ya a un precio de mercado, por ende, el alza para este tipo de usuario se ubicaría en torno “al 12 o 13% que se desagrega en un 8% en el costo de valor agregado de distribución más un 5% en el costo de transmisión”.

En las discusiones de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputadas y Diputados se explicó que diariamente solo por intereses la cuenta de 6 mil millones de dólares se incrementaba en 3 millones de dólares. El representante de la gremial destacó “el coraje que ha tenido el Ministerio de Energía al decir que ésta es una situación que es necesario resolver. El congelamiento de tarifas era algo que estaba presionando en forma importante a todo el sector. Afortunadamente, gran parte del debate no se refiere a la necesidad de realizar el ajuste de las tarifas, sino que más bien a los subsidios a las familias de menores ingresos”.

 Aunque Andrade reconoció que el descongelamiento no es un escenario que golpeé de manera importante a los comercializadores de energía, sí hay un aspecto que afectaría a los clientes libres en general y es el cargo MPC o el mecanismo de devolución de la deuda que fue fijado como un cargo de 22 pesos por kWh hasta el 2027. “Esta es una deuda bien peculiar porque es una deuda que el Estado obligó a todos los usuarios a tomar. Se está dando una situación bastante injusta para alrededor de 2.000 clientes libres que son pequeñas y medianas industrias y organismos, estamos hablando de hospitales, cárceles, universidades, clínicas, que transitaron de cliente regulado a cliente libre durante la denominada Ley PEC”. 

Según cifras de la gremial, un cliente libre (universidad en este caso) que usó el beneficio de la tarifa congelada por un mes, generando una deuda de 721.000 pesos, tendría que pagar 41 millones de pesos. “Vale decir, tiene que pagar 56 veces más que la deuda original. En la Comisión de Minería y Energía de la Cámara se logró retirar un inciso de la ley que lo que hacía era fijar a rajatabla esta devolución. El ministro Pardow señaló que estaba de acuerdo en sacar este inciso y que en la discusión reglamentaria se harían los ajustes para que cada cual pagara lo que corresponde”.

Al respecto, el secretario ejecutivo de ACEN mencionó que han realizado presentaciones a la Comisión Nacional de Energía ya que les preocupa mucho el cargo que podría ser aplicado a los clientes libres puesto que entienden que lo que la ley señala es que “tiene que ser en igualdad de condiciones. Entendemos que la igualdad de condiciones es que hay que pagar lo que se debe, no 120 o 130 veces más. Esperamos que la CNE tome nuestro punto y que lo aplique”.   

En este debate por el alza de las tarifas, también surgió la pregunta de por qué las empresas comercializadoras tienen en general un precio de mercado menor que el regulado. Esto es, según Andrade, porque las empresas comercializadoras han sido muy exitosas precisamente en capturar el precio de las energías renovables e incorporarlo en su portafolio. “Pre pandemia hablábamos de un 50% de descuento con respecto al precio regulado, hoy que está congelado el precio al cliente regulado, todavía sigue siendo más barato el precio que ofrecen las comercializadoras y el día de mañana cuando se descongelen van a volver a existir diferencias importantes entre el precio que ofrece el comercializador al que ofrece el mercado regulado”, finalizó su intervención.

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Genneia, la compañía líder de energías renovables en el país acompaña a Plaza Logística, principal empresa por superficie en el desarrollo y administración de parques logísticos de vanguardia conocidos como «Triple A», en la compensación de sus emisiones generadas en Argentina durante el 2023 a través de la entrega de 569 Certificados de Unidades de Carbono Verificadas (VCU’s).

Con el objetivo de reducir el impacto ambiental, se neutralizó la huella de carbono de Alcance 1 y 2 que refieren a la descarbonización, tanto de las emisiones directas resultantes de las operaciones, como de las emisiones indirectas vinculadas al consumo de electricidad en las áreas comunes de sus seis parques logísticos y su oficina central.

En consonancia con su estrategia de sostenibilidad, Plaza Logística continúa avanzando en materia de construcciones verdes mediante la adopción de estándares ambientales al momento de desarrollo de sus parques y en la implementación de iniciativas que representan una oportunidad para reducir las emisiones de CO2.

“Nuestro compromiso se basa en integrar en nuestro modelo de negocio prácticas responsables con el medio ambiente. La medición, reducción y compensación de nuestra huella de carbono busca contribuir a un futuro cada vez más sostenible y a generar las condiciones para seguir impulsando el desarrollo de negocios responsables en nuestro país. Es por eso que para nosotros es una gran oportunidad contar con Genneia, empresa líder en energías limpias, en este proceso de compensación de nuestras emisiones generadas en 2023”, expresó María Jimena Zibana, Gerente de Sustentabilidad de Plaza Logística.

Por su parte, Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia agregó: “Desde Genneia nos sentimos orgullosos de acompañar a Plaza Logística en este proceso que implica un compromiso muy grande de ambas empresas en continuar luchando por la crisis climática. Estas acciones nos permiten visibilizar la importancia de implementar prácticas amigables con el medio ambiente y dar respuestas concretas e inmediatas a la crisis climática mundial que nos encontramos atravesando.”

La certificación y emisión de créditos de carbono son un mecanismo internacional de descontaminación, que tienen el objetivo de reducir y/o remover las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Fueron establecidos en el año 2005 en el Protocolo de Kyoto, como uno de los tres puntos clave para disminuir los niveles de emisión de GEI. Actualmente son promovidos por el Acuerdo de París (2016) y reafirmados anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre el Cambio Climático.  

Acerca de Plaza Logística

Plaza Logística es una compañía dedicada al desarrollo y administración de parques logísticos multi-cliente. Cuenta con seis parques logísticos ubicados estratégicamente en Ciudad y Provincia de Buenos Aires. Adopta estándares ambientales LEED y/o EDGE en el proceso de construcción de sus parques logísticos y certifica su administración bajo Normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001.

La compañía desarrolla proyectos que tienen como premisa apuntalar el futuro de la logística y el e-commerce, que permitió que, a diario, más personas elijan realizar sus compras de manera online, mientras las empresas fortalecen sus canales digitales de venta por la velocidad, seguridad y ventajas que brindan a los usuarios.

A partir de las alianzas desarrolladas con compañías líderes, Plaza Logística desarrolla espacios de distribución de última generación que permiten acortar la última milla y entregar de manera precisa y veloz los pedidos gracias a la inversión sostenida en infraestructura, la adopción de tecnologías innovadoras y al aumento de la confianza en las compras online.

En términos de financiamiento, la compañía ha desarrollado una sólida relación con organismos multilaterales de crédito (BID | Invest, DFC), fue admitida al Régimen de Oferta Pública en el mercado de capitales de Argentina en diciembre de 2017, y mantiene relación con bancos internacionales y de capital nacional. En el año 2019 se convirtió en la primera compañía privada en Argentina en emitir un Bono Verde, mediante el re-etiquetamiento de un Bono emitido en el año 2017. En el año 2021 se convirtió en la primera compañía privada en Argentina en emitir un Bono Sostenible (verde y social). 

https://www.plazalogistica.com.ar/ 

Acerca de Genneia  

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19% del total de la potencia instalada, alcanzando el 21% de la generación de energía eólica y el 12% de la solar. Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias y destacándose este logro como un hito nunca visto en el país.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y actualmente se encuentra avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024. Asimismo, la empresa avanza en la construcción del parque solar en Malargüe, con una capacidad de 90 MW, y está iniciando la construcción del parque solar Anchoris, con una capacidad de 180 MW. Genneia cuenta con 220 MW de capacidad instalada en sus parques solares operativos, distribuidos en tres parques que suman un total de 520,000 paneles solares.

www.genneia.com.ar

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Goldwind y GRI amplían su acuerdo de cooperación para nuevos proyectos de energía eólica en Argentina.

La firma del acuerdo con GRI Renewable Industries, canalizado a través de GRI Calviño Towers Argentina SA, se realiza en el marco de la política de localización de Goldwind Argentina.

Esta semana, el staff de Goldwind Argentina, vistió la fábrica de GRI Renewable Industries en Sevilla, España, y amplió el acuerdo de cooperación en pos de ofrecer mejores condiciones al mercado argentino, disminuir los costos y tiempos de traslado, y reducir la huella de carbono del transporte marítimo internacional.

“Estamos trabajando activamente en la implementación de estrategias de inteligencia industrial, que se materializan en localización de parte de nuestra producción en combinación con la tecnología de punta de nuestras turbinas producidas en China. Todo esto nos dan una ventaja competitiva inigualable en el mercado argentino, afirmó Fernado Errea, Gerente de Ventas de Goldwind.

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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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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. 

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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. 

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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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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ha estado en reuniones constantes con el Centro Nacional de Despacho (CND), organismo público dependiente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), para la determinación de la Norma Técnica transitoria de los servicios complementarios de control de voltaje y potencia reactiva, así como de desconexión de carga.

Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, anticipó en exclusiva para Energía Estratégica que tienen lista su propuesta de norma y la aprobarán “en estos días” para que durante este tercer trimestre del año 2024 salga publicada en el Diario Oficial La Gaceta.

Esto se torna de gran relevancia para agentes generadores renovables en el Mercado Eléctrico Mayorista, ya que allí se incluyen nuevos requerimientos para las centrales eólicas y solares vinculados a la habilitación de prestación de servicios de control de voltaje y potencia reactiva (ver más).

“En esta nueva normativa transitoria le estamos solicitando a los agentes generadores de plantas solares fotovoltaicas y eólicas el monitoreo vía unidades de medición fasorial (PMU, por sus siglas en inglés) para tener más cantidad de datos en tiempos muy pequeños y así poder controlar su operación en la red”, expresó el comisionado Flores.

Aquello no sería todo. Lo que se está buscando con esta norma primeramente es establecer transitoriamente algunos requisitos técnicos de operación en condiciones de operación normal y de emergencia, respuesta dinámica ante cambios de consigna, de absorción y entrega de potencia reactiva, modo de control de voltaje, así como el factor de potencia, operación condiciones de huecos de voltaje y sobrevoltajes, ya que Honduras atraviesa algunos problemas en la red que pueden estar relacionados a la instalación de granjas solares fotovoltaicas o eólicas sin almacenamiento.

De allí que en paralelo, desde la CREE además estén trabajando en cambios regulatorios para incorporar almacenamiento, modificando algunos reglamentos y normas técnicas vigentes, tales como el Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica, el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista, entre otros.

“Lo que andamos buscando es que se realicen las inversiones con almacenamiento de energía mediante sistemas híbridos y también como expansión de la transmisión con ingresos garantizados”, aseguró el regulador.

De esta manera, se enviarían señales claras para que nuevas inversiones se realicen pero siguiendo reglas a la medida de las necesidades de este mercado. Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, observó que para incluir aportes que desde la iniciativa privada realicen, se prevé una socialización y consulta pública de su propuesta de almacenamiento energético también durante el tercer trimestre de este año.

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José Danilo Pacavita Avila, Technical Manager Utility para México, Colombia y la región de Centroamérica y el Caribe de LONGi, brindó una entrevista exclusiva en el marco de un nuevo evento de Future Energy Summit (FES). Allí, el portavoz de LONGi se refirió a los grandes hitos que la compañía ha logrado y próximas metas que el equipo se ha propuesto.

Según comentó Pacavita, durante el Q4 del 2023 llevaron a cabo una serie de negociaciones que resultaron favorables para cerrar nuevos acuerdos de suministro durante el Q1 de este 2024. Esto ha llevado a que LONGi amplíe su alcance en nuevos proyectos utility, aumentando su participación en mercados estratégicos.

“Ha sido un escenario bastante positivo para la marca, incrementando números de Market Share en República Dominicana, en Colombia y en México”, introdujo.

El foco principal en la región durante este año estaría en República Dominicana donde contarían con una participación en el orden del 50% de Market share e irían por más, en atención a la construcción de un buen volumen de proyectos en este mercado del Caribe.

Respecto a México, el referente de LONGi confirmó que el mercado “en términos de utility está despegando de nuevo”, además del ya conocido ritmo de incorporación en el segmento de generación distribuida.

“Lo que buscamos en países como México, aprovechando que estamos en este congreso, es actualizar la industria después de 5 años sin un número importante de proyectos. Es importante ser parte de este desarrollo tecnológico, capacitar a las empresas y ser esa mano aliada que les lleve a tener un mejor modelo financiero y tener mejores números para el cierre de los proyectos”, indicó durante el evento FES Mexico.

Sobre Colombia, Danilo Pacavita identificó un Boom de plantas de 10 MW y de 20 MW del que son parte como suministradores de módulos tipo PERC, TOPCon e IBC, destacándose el TOPCon como módulo top ventas en esta compañía y el IBC como producto estrella con el que acumulan nuevos casos de éxito, un ejemplo de esto serían dos plantas solares de 20 MW recientemente inauguradas en Colombia con módulos de IBC Technology.

“Somos la única marca Tier One en el mercado que está fabricando IBC Technology y estamos llegando a plantas que están teniendo más del 10% de producción de lo esperado”, puntualizó Pacavita.

De esta manera, el panorama es bastante alentador para LONGi, con números atractivos para compartir con sus clientes en lo vinculado a la fabricación y suministro de módulos fotovoltaicos como su Core Business.

En adición, desde la empresa están contribuyendo a la madurez de proyectos fotovoltaicos con almacenamiento de energía e hidrógeno verde, con servicios y soluciones vinculadas que están empezando a fluir en la región.

“En términos de almacenamiento, nosotros apuntamos más al asesoramiento técnico que estamos teniendo con los clientes sobre cómo dimensionar este sistema de baterías -ya que, como tal, LONGi no tiene división de baterías, pero tiene otras soluciones de almacenamiento- y en términos generales, producción de hidrógeno verde con electrolizadores alcalinos”, aclaró.

En concreto, refiriéndose a hidrógeno verde comentó que han trabajado inicialmente en proyectos pilotos de 1 a 5 MW, pero reconoció que existe un optimismo a desarrollar un negocio grande con megaproyectos en torno al hidrógeno, siempre incluyendo energía eólica y solar.

“La división en la cual estoy es más que todo enfocada desarrollar ese dimensionamiento de la planta necesaria para el electrolizador alcalino y desde nuestra área de hidrógeno ya empezamos a tener electrolizadores de 1 a 5 MW, electrolizadores modulares hasta 20 MW. Y pues incluso en China ya hay varios proyectos en operación del orden de los 100 MW”, finalizó José Danilo Pacavita Avila, Technical Manager Utility para México, Colombia y la región de Centroamérica y el Caribe de LONGi.

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En Colombia el proceso de consultas previas son los principales desafíos que deben superar los actores públicos y privados a la hora de montar proyectos renovables, sobre todo en zonas estratégicas como La Guajira, donde habitan comunidades indígenas.

En este marco, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) y la Fundación Paz y Reconciliación- Pares, elaboraron un estudio enfocado en el parque eólico Windpeshi, en el cual abordan la conflictividad social, los beneficios y las oportunidades de los proyectos de energía eólica en esta región.

De acuerdo al reporte, aunque los retrasos en la construcción y operación de los parques eólicos en La Guajira representan un problema para la transición energética, para que esta sea exitosa y se cumplan los tiempos proyectados, es necesario un proceso de fortalecimiento institucional a través de la participación de todos los niveles del Estado,  la voluntad y disposición de las comunidades y la transparencia de las empresas.

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Y agregó: «Sólo a través de la construcción conjunta de territorio bajo un criterio de gobernanza colaborativa y corresponsabilidades se puede avanzar en el proceso de transición energética. Es necesario que exista seguridad jurídica para ambas partes en el desarrollo de estos proyectos: poder mantener los acuerdos es la única forma».

Según el reporte, si bien este acuerdo se da a través de las consultas previas, esta herramienta puede ser un «arma de doble filo» si no se implementa de manera correcta.  El proceso de coordinación y preparación tiene que ser inclusivo y debe contar con todos los actores involucrados y terceros interesados, entre los cuales se encuentran las Oficinas de Asuntos Indígenas, las comunidades wayuu, la empresa, las alcaldías, personerías, defensorías, corporaciones autónomas regionales, la ANLA, Ministerios de Minas y Energía, Interior y demás instituciones del sector público que sean garantes de todo el proceso y se permita un ejercicio de gobernanza colaborativa en la toma de decisiones.

«Es importante reconocer la particularidad del territorio y las comunidades que lo habitan, el éxito de la transición energética en el departamento requiere el reconocimiento y la compresión de las formas de vida y la toma de decisiones en las comunidades wayuu (…) Es indispensable un fortalecimiento del acompañamiento institucional al proceso de consultas previas, pero también hay alternativas complementarias, como el empoderamiento de las comunidades energéticas, que no sólo se tratan de suministrar energía, sino que van más allá», afirmó.

En efecto, el escrito señala que el departamento de La Guajira es una pieza clave en la transición energética de Colombia, y por la misma particularidad del territorio y sus dueños, los wayuu, los proyectos de energía eólica deben llegar a acuerdos sobre el uso del suelo con las comunidades wayuu.

Bajo esta premisa, una de las expertas entrevistadas en dicho informe, Mónica Uribe Mariño, brindó su visión los desafíos que debe afrontar el país para avanzar en diversificar la matriz en La Guajira.

«A pesar de los beneficios económicos y sociales que estos proyectos pueden aportar, se resalta la necesidad de un mayor acompañamiento institucional y la creación de condiciones que permitan superar las tensiones sociales y culturales en el territorio. Las consultas previas y el diálogo multiactor son fundamentales para asegurar una Transición Energética justa y sostenible», concluye.

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La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) alertó un nuevo cambio de reglas para la generación distribuida en el país tras la publicación del Decreto 446-023 correspondiente al pliego tarifario 2024, por el que agregó una nueva categoría denominada “suscriptores con generación” y por la la cual comenzó la desenergización de la tarifa eléctrica con los autogeneradores industriales. 

“Aumentó el cargo de potencia contratada, que refleja los costos de la red, pero sólo en esta categoría de suscriptores con generación, y bajó el precio por la energía que se le vende; lo que representa una fuerte señal de cambio de reglas de juego. En otras palabras, aumenta lo que deben pagar los generadores industriales por la potencia fija contratada y disminuye el costo de sustitución por tener por ejemplo paneles solares”, señaló Marcelo Mula, presidente de AUDER. 

“Cambia drásticamente las cuentas de una inversión fotovoltaica, lo que desencadenó un intercambio con el gobierno desde la Comisión de Generación Distribuida de AUDER, planteando que esa medida era perjudicial para el sector”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.. 

Cabe recordar que desde años atrás, los autogeneradores en la industria de Uruguay tenían un sistema de inyección cero, es decir que no podían volcar excedentes a la red. Hecho que resultaba complejo de implementar porque generalmente las centrales renovables de autoconsumo debían funcionar en 30% menos porque debían implementar un gap para acompasar la curva de carga y la de demanda. 

Pero tras las sequías que generaron déficits energéticos en Uruguay, hace 3 años, se propuso al antiguo ministro de energía, Omar Paganini, que se puedan inyectar a la red la energía renovable que se estaba desaprovechando generada en el sector industrial, habilitación dada en 2022 y en cuyo decreto se le  solicitó a la  Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) que defina una nueva categoría para comprar esa energía que ahora se habilitaba inyectar a red. 

“Lo que fue un pedido para optimizar el sistema y vender los excedentes, fue un tiro por la culata porque la normativa publicada fue perjudicial y en algunos casos económicamente convenía sacar los paneles fotovoltaicos ya instalados para no pagar demás el mix energético”, subrayó Mula. 

“Es una tarifa discriminatoria porque no se hicieron en todas las categorías del pliego tarifario, lo que además de traer rentabilidad comprometida, trajo un cambio rotundos en las reglas de juego para las inversiones y una modificación en el espíritu lanzado para flexibilizar el autoconsumo industrial, de tal manera que se comprometió la viabilidad de varios proyectos en desarrollo”, insistió.

A raíz de ello, desde la Asociación Uruguaya de Energías Renovables y la Asociación de Grandes Consumidores de Energía Industrial (AGCEI) se enviaron notas al Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) para que se deje en suspenso lo planteado en el Decreto 446-2023; sumado a que poco menos de diez empresas presentaron recursos de amparo/inconstitucionalidad de la medida. 

Luego de las gestiones, desde el MIEM se respondió que se mantendrán las reglas de juego pasadas para aquellos proyectos que se presenten hasta octubre del 2024, pero luego de eso aplicará el nuevo pliego tarifario. 

Y si bien representa una ventana para los proyectos en desarrollo, desde AUDER manifestaron que no se resolvió el tema de fondo y que sigue siendo una señal negativa y discriminatoria para el sector renovable, ya que va en contra de la promoción de éstas en la industria. 

“No estamos en contra de que se desenergice la tarifa, porque las empresas distribuidoras de electricidad cobrarán por el uso de la red; pero faltó gradualismo y no fue bien recibido que sólo aplique a un grupo de suscriptores con generación. No estamos de acuerdo que la desenergización de las tarifa la paguen los autogeneradores, por lo que esperamos que el próximo gobierno (elecciones en octubre) lo pueda rever”, sostuvo el presidente de AUDER.

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Teniendo en cuenta que la matriz energética peruana es mayormente hidroeléctrica, fenómenos climáticos como El Niño impactan negativamente en el suministro eléctrico obligando al país a diversificar su matriz hacia fuentes limpias.

El déficit de energía que enfrenta el país y sus abundantes recursos naturales lo convierten en un punto estratégico para atraer inversiones internacionales.

Bajo esta premisa, el ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, fue invitado como ponente principal a LATAM-Japan Hydrogen Workshop 2024, en Tokio (Japón), una cumbre en la que ministros, funcionarios y representantes diplomáticos de varios países de América Latina debatieron estrategias en común para avanzar en la transición energética.

Allí, el funcionario expuso las grandes oportunidades de inversión en energías renovables que ofrece el país en el sector minero-energético en línea con su compromiso por reducir las emisiones de carbono.

«Nuestro país está bien ubicado geográficamente para acceder a los mercados internacionales y servir como corredor comercial regional. Produce 8 de los 17 minerales críticos necesarios para la transición energética, de acuerdo a un informe del INGEMMET de 2022«, resaltó.

Al contar con estas condiciones favorables, el titular del MINEM anticipó que se viene una ola de nuevos proyectos de energías no convencionales en el corto plazo: «A la fecha, tenemos más de 25,477 megavatios en proyectos de energías renovables a cargo de inversionistas que presentaron sus estudios de pre-operatividad ante el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES)».

De ese portafolio, reveló que existe un potencial de generación de 12,449 MW solares, con proyectos en Piura, Cajamarca, Lambayeque, La Libertad e Ica y de 9,703 MW eólicos en Arequipa, Moquegua, Puno y Tacna.

Además, Mucho aseguró que Perú está bien posicionado a nivel mundial para desarrollar la economía del hidrógeno de bajo costo, con costos de producción identificados entre los 10 primeros a nivel mundial.

Sumado a esto, reveló que ya hay una Estrategia Nacional para el Hidrógeno Verde, vigente desde el inicio del gobierno de la presidenta Dina Boluarte, y que se ha creado un Grupo de Trabajo Multisectorial en abril del año pasado para contribuir a la puesta en valor de ese recurso no contaminante.

A su vez, calificó como un hito histórico la reciente aprobación de la Ley N° 31992, entendida como un vehículo fundamental para atraer inversiones en hidrógeno y obtener nuevas fuentes de energía para el transporte, la producción de fertilizantes, la refinación petrolera, la industria del acero, entre otras actividades económicas.

«Esta ley sienta las bases para un marco regulatorio que abordará las actividades y desafíos relacionados con toda la cadena de valor de este vector energético en nuestro país. (…) Para el 2040, el hidrógeno verde será dominante en competitividad debido a los bajos precios de la electricidad previstos, el alto potencial renovable del Perú, especialmente en el sur, y la reducción de los costos de la tecnología», proyectó.

Esta normativa que fue aprobada en marzo tras reiteradas sesiones en el congreso, recae en los proyectos de le ley 3267, 3272 y 4374, y 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.

Según expertos del sector consultados por Energía Estratégica, la regulación es la más ambiciosa en hidrógeno verde de Latinoamérica y ayudará a acelerar los intercambios comerciales para convertir a Perú en un exportador de hidrogeno verde y sus derivados.

A su vez, señalan que con esta ley, Perú podría desplegar hasta 12 GW de electrólisis con un costo objetivo de 1 USD/kg de H2V, y reemplazar el 100% de los combustibles fósiles en industrias como el acero y el cemento para el 2050.

La entrada Rómulo Mucho: «Perú cuenta con 25.477 MW de proyectos renovables en estudio de preoperatividad» se publicó primero en Energía Estratégica.

La firma Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado (CAMYEN) confirmó que avanza en nuevos proyectos de generación renovable en la provincia, tanto fotovoltaicos como geotérmicos, siendo esta última una alternativa que hasta el momento no tuvo gran avance en el país.

En el caso de las dos centrales geotérmicas, la empresa provincial trabaja en Caldera Cerro Blanco, donde busca reconocer si existe el recurso necesario, de tal modo que el Consejo Federal de Inversiones (CFI) financiará un estudio de sondeo eléctrico vertical para pasar a otra instancia para avanzar en el proyecto, según explicó Natalia Dusso, vicepresidenta de CAMYEN.

El área de estudio está situado en la zona cordillerana de Antofagasta de la Sierra y es una caldera volcánica de 6 kilómetros, a 80 kilómetros al suroeste del más extenso Cerro Galán.

“Es un reservorio geotérmico comercial apto para producir energía eléctrica, con estudios que entregan un mínimo de 14 MW al 90% de confianza, y más de 50 MW con probabilidad del 50% de confianza. Y según las temperaturas estudiadas en el reservorio (mayor a 100°C), el complejo geotérmico Cerro Blanco se clasifica como de Alta Entalpía”, explicó Dusso durante un evento.

“Si no se avanza, se tendrá un recurso sin utilizar, considerando lo necesario de esa generación en un lugar donde está la mayor cantidad de proyectos mineros y que significaría una oportunidad costo-efectiva en cuanto al beneficio para el ambiente y para el desarrollo competitivo de cada una de las empresas mineras”, agregó. 

Además, la vicepresidenta de Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado aseguró que trabajan en cuatro parques solares localizados en diferentes localidades, los cuales ampliarán la matriz renovable de la provincia.

Si bien ya hay instalados 153,71 MW fotovoltaicos a lo largo de nueve plantas adjudicadas bajo el Programa RenovAr, existen otros cinco proyectos por 225 MW de capacidad que deberán entrar en operación comercial en los próximos meses o años:

PS Shincal II – 15 MW adjudicados en la licitación pública RenMDI (2023)
PS Ampajango I – 5 MW de RenMDI (2023)
PS Amanecer IV – 10 MW con prioridad de despacho en tercer trimestre 2021 del Mercado a Término (MATER) 
PS MSU Andalgala – 90 MW vía MATER en el primer trimestre 2024
PS Recreo I – 100 MW asignados en el MATER en el primer trimestre 2024

CAMMESA asignó prioridad de despacho a casi 1300 MW renovables en el MATER

“También se encuentran potenciales eólicos en dos zonas de Catamarca; siendo el área de mayor interés para el desarrollo de un parque eólico de 120 MW en San Martín; mientras que el Salar de Pipanaco es otra área de interés con importante disponibilidad de recurso eólico para la generación de energía (cerca de Parque Arauco, Aimogasta)”, complementó. 

“Sumado a que las empresas de extracción buscan sacar el litio de mayor PPM. Por lo que también se desarrolla un sistema para reutilizar el litio de baja PPM (50 a 300 partes por millón) en baterías de menor uso de PPM junto a otros elementos que se utilizan en esa tecnología. Esto hace que cuando se reutilice el litio, se prefiera el de Sudamérica y por tanto tendría otro valor”, añadió. 

La entrada CAMYEN prevé incursionar en energía geotérmica en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) publicó la nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), correspondiente al segundo trimestre del 2024. 

El segundo llamado del año tendrá entre 280 MW para asignación de prioridad de despacho plena (ver anexo) y poco más de 1754 MW bajo el mecanismo Referencial “A”  (ver anexo), que permite que los agentes inyecten energía con curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones, siempre y cuando se cumplan ciertos factores. 

El denominado “MATER Pleno” contará con 280 MW para exportar en el corredor integrado por Misiones, Noreste Argentino y el Litoral, dado que en aquellas zonas donde se observa un mayor factor de carga para parques eólicos o solares no tendrán capacidad adjudicable, tal como sucedió en pasadas oportunidades. 

Mientras que el mecanismo Ref “A”, sí tendrá potencia disponible para todos los corredores, puntualmente desde 1254 MW hasta 1754 MW, dependiendo si en algunos de ellos se adjudican proyectos eólicos o fotovoltaicos. Por lo que las características de los mismos se detallan a continuación: 

Exportación Comahue: 478 MW más 200 MW adicionales si éstos se tratan de plantas solares
Exportación Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 101 MW + 200 MW si corresponde a proyectos solares
Exportación Centro – Cuyo – Noroeste Argentino: 200 MW más 100 MW si es tipo eólico
Misiones – NEA – Litoral: 475 MW

Cabe aclarar que, la información mencionada para ambos mecanismos del MATER es bajo la limitación 6 [MW] del Anexo 3.2 de CAMMESA. Es decir que, el resto limitaciones y puntos de interconexión sí contarán con más capacidad de transporte adjudicable, la mayoría en 132 kV. 

Aunque también CAMMESA informó que no publicará más puntos de interconexión (PDI) I que se encuentren en redes de media y baja tensión pertenecientes a un agente distribuidor, debiendo utilizarse un PDI relacionado con la estación transformadora de 132/66/33/13.2 kV vinculada/relacionada al nodo de conexión efectivo del generador, en el nivel de tensión correspondiente.

Por otro lado, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA nuevamente detalló diez obras de transmisión que entrarían en operación en los próximos meses y años. 

Para el Anexo 3.2 se consideran las siguientes obras:

Fecha probable para E/S

NOA

LÍNEA 132 KV NONOGASTA SOLAR – MALLIGASTA 2

1/12/2026

LÍNEA 132 KV CHAMICAL – RIOJA SUR

31/12/2026

LÍNEA 132KV SANTIAGO SUR – BANDERA

1/12/2026

ALTIPLANO 220kV

31/12/2026

CEN

LAT Villa Mercedes Sur – P.I. San Luis 132 kV

30/6/2026

LAT Maranzana II – Promaiz 132 kV

30/6/2026

CUY

DT Solar Ullum – COSTANERA SAN JUAN 132 kV

29/8/2025

ET Nueva San Juan Sur

31/12/2025

Segundo Transformador ET Nueva San Juan 500/132 kV 450 MVA

30/6/2026

DT Cruz de Piedra – Gran Mendoza 220kV

31/12/2024

¿Cómo sigue el proceso?

La fecha límite para solicitar prioridad de despacho es el viernes 26 de julio, tanto para los proyectos que busquen ingresar vía MATER Pleno como para aquellos que lo hagan bajo el mecanismo Referencial “A”, es decir con curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones.

En tanto que el miércoles 14 de agosto, CAMMESA informará los proyectos que requieran realizar un desempate (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el martes 20 de dicho mes; mientras que la asignación de la prioridad de despacho se dará a conocer el viernes 23/8. 

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En el marco del último Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Ricardo Estévez, gerente de desarrollo de proyectos renovables de EGE Haina, abordó los avances y desafíos en el desarrollo de energía eólica en República Dominicana, señalando que la empresa, pionera en el ámbito de la energía eólica con proyectos emblemáticos como el parque eólico Los Cocos, continuará apostando por esta tecnología.

«Actualmente, tenemos cinco concesiones eólicas que suman aproximadamente 250 MW y les doy la noticia que en los próximos meses estaremos iniciando nuestro quinto parque eólico, el parque eólico Esperanza, que esperamos tenerlo en línea para mediados o finales del próximo año», afirmó.

EGE Haina está decidida a expandir y diversificar su cartera de proyectos, sorprendiendo por su apuesta por la eólica luego de años de desarrollo con solar debido a obstáculos vinculados principalmente a los costos asociados.

«Una campaña de medición eólica cuesta probablemente cuatro veces más que una campaña solar. Para un parque eólico necesitamos al menos dos mástiles, lo que implica un costo ocho veces mayor que para un proyecto solar», explicó Estévez.

Además, durante el panel de debate en FES Caribe denominado «Las oportunidades de la energía eólica en la región», mencionó que la ubicación del recurso eólico suele estar en áreas remotas lejanas de subestaciones, lo que añade complejidad y costos adicionales en comparación con proyectos solares que están ubicados en muchos casos más cercanos a los centros de consumo.

El transporte de componentes es otro reto significativo que se desprende de aquello. Mientras que los componentes de un proyecto solar pueden ser transportados por la mayoría de las carreteras del país, el transporte de componentes eólicos requiere estudios de ruta costosos y acondicionamientos específicos. «En algunos casos, acondicionar la vía puede costar un 5 o 6% del costo total del proyecto», indicó Estévez. Sin embargo, enfatizó la importancia de la energía eólica para el país y la necesidad de encontrar soluciones inteligentes para superar estos desafíos.

Una de las estrategias de EGE Haina ha sido combinar proyectos solares y eólicos en un mismo sitio para hacer los proyectos más costo efectivos. «Donde vamos a desarrollar un proyecto solar, también desarrollamos un proyecto eólico. Así, aprovechamos la infraestructura existente, como subestaciones y líneas de transmisión, lo que nos permite reducir costos y superar algunos de los retos de transporte», comentó Estévez, deslizando que tal caso sería para el proyecto eólico Esperanza, a localizarse junto al parque solar Esperanza.

¿Qué otra solución podría haber para que la eólica mantenga un ritmo constante de crecimiento? Estévez se refirió a la necesidad de mecanismos de compensación para fomentar el desarrollo de proyectos eólicos. «En 2015, los proyectos solares recibían PPA mucho más altos que los eólicos, lo que incentivó su desarrollo. Ahora, la energía solar es más competitiva que la eólica y necesitamos reconsiderar esos mecanismos de compensación», dijo. Además, destacó que los proyectos eólicos pueden producir energía durante la noche, lo que complementa la matriz energética del país y justifica una reconsideración en los incentivos para estos proyectos.

Un último tema que puso en discusión en el marco de FES Caribe fue la importancia de actualizar la regulación para permitir proyectos eólicos de mayor capacidad, lo que facilitaría una economía de escala y precios más competitivos. «Actualmente, los proyectos eólicos no pueden superar los 50 MW, lo que limita nuestra capacidad de negociar con los fabricantes de turbinas y obtener mejores precios», concluyó Ricardo Estévez, gerente de desarrollo de proyectos renovables de EGE Haina.

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Los días 24 y 25 de junio, se llevó a cabo la Expo Energía Perú 2024, un evento donde representantes del sector público y privados analizaron la coyuntura del país y compartieron los desafíos y oportunidades de migrar hacia una matriz más limpia y sostenible.

En este marco, el Ing. César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), junto a autoridades del  Ministerio de Energía y Minas (Minem), describió en qué estado se encuentra el sistema eléctrico peruano y proyectó escenarios probables con una mirada hacia el 2030.

«La proyección de la demanda de energía en el Perú crecerá ligeramente por encima del 3% de manera anual por los próximos tres o cuatro años por lo que se necesitaría entre 6,200 a 9,500 MW de capacidad de generación nueva. Sin embargo, hasta el momento, no hay ningún nuevo proyecto industrial grande que se sume al crecimiento de la demanda de más energía», afirmó Butrón.

Según el cronograma de proyectos de generación en cartera previstos hasta el 2027 presentado por el COES, existen 26 proyectos para producir 4,276 megavatios (Mw), con inversiones por US$5,749 millones, de los cuales, la mayoría se encuentran demorados. En este escenario, Burton aseguró que aun entrando en tiempo y forma, no alcanzar para abastecer la demanda proyectada en los próximos años.

De acuerdo al presidente del COES, si bien es necesario adicionar más energía renovable, la principal barrera que hay que superar para el desarrollo de los proyectos renovables es el acceso al financiamiento.

En este sentido, los efectos del último fenómeno de El Niño dejaron al descubierto que la energía hidroeléctrica no es suficiente para abastecer la demanda energética del país y que existe un fuerte déficit en la capacidad de producción eléctrica.

En efecto, Elvis Tello Ortiz, director general de electricidad del Minem, admitió que el 2023, ante el desplome en la producción hidroeléctrica por la sequía, se tuvo que optar centrales a diésel, lo cual elevó los costos marginales de la producción eléctrica en el Perú.  Estos treparon a US$200 por megavatio hora (Mw/h), cuando comúnmente oscilan los US$30 por Mw/h.

«Somos ampliamente dependientes de las fuentes hidráulicas y térmicas. La política energética no ha alcanzado la diversificación esperada […] Tuvimos un déficit hídrico en 2023 que hizo trabajar con más gas del habitual, pero tampoco alcanzó y se empezó a usar diésel», argumentó.

De esta forma, Tello Ortiz enfatizó en la necesidad de reducir la dependencia en combustibles fósiles promoviendo fuentes de energía no convencionales. Para ello, consideró que sería bueno avanzar en el proyecto de ley 28832 el cual vuelve más competitivas a las renovables.

Se trata de un proyecto de regulación que propone dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

En la actual ley se obliga a contratar potencia y energía de manera conjunta, lo que limita la participación de las centrales de generación solar. Por ello, este cambio permitiría la participación de todas las tecnologías de generación eléctrica en las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras.

«Estamos a casi 500 MW [en este momento] de empezar a despachar electricidad con diésel, y eso se puede intensificar con años secos (…) Hoy se busca mayor generación eficiente con competencia de energías neutras, aperturando la posibilidad para que las distribuidoras puedan realizar licitaciones de suministro de energía y potencia, ya se por separado o de forma conjunta», concluye.

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La compañía líder en generación de energías renovables de Argentina, colocó su 14° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto equivalente a US$ 60 millones, superando ampliamente su objetivo inicial de US$ 20 millones. En total, la compañía recibió ofertas por más de US$ 90 millones. De esta manera, los fondos recaudados serán destinados para impulsar distintos proyectos solares y eólicos.

La colocación de la ON dólar-linked Clase XLVI fue por el monto máximo del aviso de suscripción de US$60 millones. Esta ON cuenta con un cupón fijo del 2%, intereses pagaderos trimestrales y vencimiento en junio 2026. Fue emitida a un precio de 103.1%, lo que implica un rendimiento del 0.4%. La alta demanda por este instrumento en el mercado de capitales local llevó a declarar desierta la ON dólar hard Clase XLV. La nueva ON Clase XLVI se incorporará al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, siendo su decimocuarto instrumento con etiquetado verde.  

Destacamos que las órdenes superaron ampliamente el objetivo inicial de la compañía, con la mayoría de las ofertas provenientes de inversores privados e institucionales interesados en proyectos de infraestructura baja en carbono que promuevan el desarrollo equitativo y sostenible del país. Esta operación se realiza bajo la coordinación de Macro Securities como Organizador, mientras que Macro Securities S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco de Servicios y Transacciones S.A., Banco Hipotecario S.A., Banco Mariva S.A., Banco Patagonia S.A., Banco Santander Argentina S.A., Facimex Valores S.A., Invertir en Bolsa S.A., Parakeet Capital S.A., Banco Supervielle S.A. y TPCG Valores S.A.U. actúan como Colocadores.

De esta manera Genneia sigue consolidando su liderazgo en finanzas sostenibles, habiendo emitido bonos verdes por más de US$ 800 millones de dólares en los mercados de capitales local e internacional. Todas sus emisiones con etiquetado verde se encuentran alineadas con su firme compromiso con el medio ambiente, reflejado en el desarrollo de numerosas iniciativas y buenas prácticas que contribuyen a combatir el cambio climático.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se encuentra trabajando, de manera coordinada con el Ministerio de Minas y Energía (MINEM) y la Unidad de Planeación Minero – Energética (UPME) en la reglamentación de las comunidades energéticas en Colombia.

En efecto, días atrás, la CREG en su sesión No. 1322 del 13 de junio de 2024, aprobó someter a consulta pública el proyecto de resolución “Por la cual se armoniza la regulación para la integración de las comunidades energéticas al Sistema Energético Nacional y se dictan otras disposiciones”, por un término de quince 15 días hábiles, contados a partir del día siguiente a su publicación en el portal web de la CREG (19 de junio).

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La consolidación de las comunidades energéticas genera mucha expectativa en el sector energético colombiano al ser una apuesta fundamental en el panorama de la transición energética en Colombia. Por ello, las autoridades regulatorias están trabajando en que este proyecto de resolución entre en vigencia en el menor tiempo posible.

En este marco, Luis Moreno, experto en Derecho Minero Energético y profesor universitario en regulación, analizó en detalle el proyecto de resolución y alertó en la necesidad de invertir en  redes de infraestructura  para ofrecer más capacidad de la red.

¿Qué opinión le merece este borrador de comunidades energéticas?

Años atrás, el concepto de comunidades energéticas se puso muy a la vanguardia y muchos pensaron que era necesario darle un marco legal y un régimen especial a estos grupos.

En 2023, el MINEM sacó un decreto para aclarar que las comunidades energéticas son autogeneradoras pero colectivas y que estas deben registrarse. En este sentido, las comunidades pueden hacer autoconsumo colectivo, pero también pueden hacer producción energías para comercializar lo cual es definido como generadores distribuidos.

En la resolución nueva del 2024 que está a consulta, la CREG busca definir las condiciones de prestación de servicio público en esas comunidades.  Establece que las comunidades se van a regir por la regulación existente de autogeneración de pequeña y gran escala y no les brinda un régimen especial.

Lo novedoso es que distingue las comunidades energéticas en el sistema interconectado nacional y distingue las comunidades energéticas en las zonas no interconectadas. A las comunidades étnicas y rurales las habilitan a comercializar energía a usuarios no regulados dentro de la comunidad. Los otros simplemente producen energía para sí mismos. Entonces no está claro si las comunidades que no son etnias o rurales pueden comercializar.

Además, cabe destacar que las comunidades étnicas y rurales si obtienen financiamiento del estado mientras que las otras no. Por ello, actualmente en Colombia, la mayoría son las étnicas y rurales.

En conclusión, esta resolución remite el régimen de las comunidades energéticas a lo que ya existe en cogeneración de pequeña y mediana escala y lo que ya existe en generación distribuida. Todo lo llevaron al régimen que ya conocemos y pienso que las comunidades energéticas deberían tener un régimen especial.

¿Y qué aspectos positivos identificas del proyecto de regulación?

Veo como buena señal que las comunidades que generan menos de 1 MW y menos que 5 MW van a tener un procedimiento más expedito de conexión. No obstante, hay que verificar que les alcance la capacidad de la red al momento de conectarse.

Estas redes no están preparadas para tantos intercambios de energía, habría que invertir en robustecer la infraestructura eléctrica para que estas comunidades energéticas no se frustren.

Por otro lado, estamos regulando la autogeneración remota, donde no necesariamente la planta de autogeneración debe estar en el punto de consumo, sino que también puede estar distante. Será muy interesante tener comunidades energéticas con plantas de generación distantes. Estimo que se verán mucho esas tendencias.

¿Existen casos de éxito de pares latinoamericanos para tomar como ejemplo?

No ha habido mucho desarrollo y las experiencias no han sido tan amplias en el contexto latinoamericano. Pocos países de la región han avanzado en la autogeneración colectiva. Las referencias que se tienen vienen de España.

Colombia es el más avanzado en esta materia: hay más de 2500 comunidades energéticas registradas en el Minem. Ojalá los comentarios del sector ayuden a avanzar en una regulación que impulse la actividad

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Tongwei Solar, la primera empresa fotovoltaica del mundo en estar incluida en la lista Fortune Global 500, completó su debut perfecto en la Intersolar Europe y organizó la gran gala de “Shine on Munich (Luz Solar en Múnich)” para celebrar su éxito.

Durante la exposición, Tongwei presentó los módulos de series TNC-G12/G12R, que cuentan con numerosas ventajas, como alta eficiencia, bajo coeficiente de temperatura y mínima degradación.

Con las ventajas de control estricto de la calidad del material entrante, los módulos aplican las células solares desarrolladas y producidas por la propia empresa para las series TNC-G12/G12R, llevando a la industria a una era de alto rendimiento con calidad y eficiencia mejoradas.

Tongwei también publicó su Informe ESG 2023 titulado «Juntos para ganar» y obtuvo certificaciones de KIWA-PVEL, BSI y Fitch. El evento atrajo un gran interés por parte de los socios, lo que dio lugar a acuerdos de cooperación con clientes como Econergy, KP Solar Group SMLLC, Wattkraft, EEN y Nordic Sun & PTE.

En medio del entusiasmo por la Intersolar Europe y la Euro 2024, Tongwei organizó la gala de “Shine on Munich (Luz Solar en Múnich)”. La Sra. Liu Shuqi, presidenta y CEO de Tongwei, invitó a la leyenda del fútbol Massimo Ambrosini y a más de 200 clientes a asistir a la “Noche de Fútbol” de Tongwei, que combinó el deporte y la energía sostenible, creando una celebración memorable para honrar los avances en la industria fotovoltaica.

A lo largo del evento, la Sra. Liu Shuqi tuvo una interacción positiva con el Sr. Ambrosini y también expresó la visión de Tongwei a los invitados: «A medida que la gobernanza climática global se convierte en un consenso», comentó la Presidenta Liu, «Tongwei está comprometida a crear productos limpios, sostenibles y de alta calidad. Nos esforzamos por elaborar cada módulo con la misma dedicación y perseverancia que se ve en el campo de fútbol, donde innumerables esfuerzos y una visión a largo plazo conducen a grandes avances”.

El enfoque proactivo de Tongwei para promover soluciones energéticas sostenibles subraya su compromiso de impulsar la innovación global y establecer nuevos puntos de referencia en la industria fotovoltaica.

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Desde el 24 al 25 de julio, Miami será sede de la  20ª edición de RefriAmericas, el evento principal para la industria HVAC/R en América. Este año se reunirán más de 100 expositores, incluyendo portavoces de gigantes del sector como Daikin y Carrier para abordar los temas más imperiosos que afectan a la industria.

Algunos de ellos son: las últimas novedades y tecnologías para bajar emisiones y reducir el gasto y consumo energético; de qué manera se está actualizando la IA en HVAC/R y la sustentabilidad e innovación en los sistemas de enfriamiento para Data Centers.

En conversaciones con Energía Estratégica, Ana María Suárez, Marketing Manager de Latinpress Inc. y organizadora del evento destaca: “Se espera consolidar a RefriAméricas 2024 como un encuentro fundamental para que profesionales de la industria HVAC/R en América Latina actualicen sus conocimientos, exploren nuevas tecnologías y establezcan alianzas estratégicas”. 

“Buscamos superar la asistencia de ediciones anteriores, reflejando el creciente interés en la eficiencia energética y soluciones sostenibles en la región. Esperamos a más de 2,000 profesionales incluyendo ingenieros, instaladores, consultores, distribuidores y otros actores clave del sector, todos enfocados en mejorar sus conocimientos y ampliar su red de contactos”, agrega.

Según la experta, RefriAméricas aporta un valor significativo a la industria renovable mediante:

El impulso a la Eficiencia Energética: a través de sus conferencias y talleres, se proporcionarán estrategias y tecnologías avanzadas para mejorar la eficiencia energética, elemento esencial para proyectos de energía renovable.
La integración de Tecnologías Sostenibles: se presentarán innovaciones en climatización y refrigeración que son sostenibles y minimizan el impacto ambiental.
La optimización de Costos Operativos: se introducirán tecnologías que ayudan a las empresas a reducir costos operativos y aumentar su eficiencia, beneficiando directamente a los proyectos de energías renovables.

Atractivo de Latinoamérica para proyectos renovables

Además, Suárez afirma que Latinoamérica se presenta como una región altamente atractiva para la ejecución de proyectos renovables debido a:

Abundancia de Recursos Naturales: la región cuenta con vastos recursos solares, eólicos, hidroeléctricos y geotérmicos, posicionándola favorablemente para el desarrollo de energías renovables.
Políticas e incentivos gubernamentales: muchos países latinoamericanos están implementando políticas y programas de incentivos para fomentar el crecimiento de las energías renovables.
Crecimiento económico y demográfico: la creciente demanda de energía en la región está impulsando la necesidad de soluciones energéticas sostenibles y eficientes.

En efecto, por los mencionados factores, según un informe de Mordor Intelligence, en Latinoamérica, se espera que el mercado HVAC crezca a una tasa anual compuesta (CAGR) del 4.86% desde 2023 hasta 2028, alcanzando un valor de US$15.1 mil millones para el año 2028. 

En este contexto, Suarez concluye: “RefriAméricas 2024 no solo es un evento clave para la industria HVAC/R, sino que también desempeña un papel crucial en la promoción y adopción de tecnologías y prácticas sostenibles en toda América Latina y el Caribe. Ofrece una plataforma invaluable para la innovación, el aprendizaje y la colaboración en el camino hacia un futuro energético más verde y eficiente”.

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Future Energy Summit (FES), plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, cerrará su gira 2024 con una nueva cumbre en Chile. 

Los días 27 y 28 de noviembre se llevará a cabo el mega evento Future Energy Summit Southern Cone en el Hotel Intercontinental de Santiago, que reunirá a más de 400 líderes del sector energético a lo largo de dos jornadas llenas de oportunidades de networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales. 

Por tercera vez consecutiva FES dirá presente en Chile para promover el diálogo los temas más relevantes; considerando que el país ya cuenta con 17093 MW de potencia instalada en energías renovables no convencionales (ERNC) y que éstas recientemente lograron la cobertura del 33,7% de la generación eléctrica.

La participación ERNC acumulada del año 2024, corresponde al 40,0% de la matriz eléctrica del país; hecho que podría aumentar en los próximos meses ya que existen otros 5379 MW de renovables y sistemas de almacenamiento de energía (SAE) en construcción, según fuentes cercanas del sector. 

Además, el evento llegará al cierre de un año que ya cuenta con varios hitos para el sector renovable de Chile, desde diversas licitaciones de transmisión, la adjudicación de 3600 GWh en la Licitación de Suministro y resultados de estudios para modernizar el mercado eléctrico. 

Mientras que para la continuidad del storage, ya se publicó el nuevo reglamento de transferencias de potencia que representa un gran avance sobre la remuneración que recibirán los SAE, entre otros puntos; como también plan nacional para impulsar proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en terrenos fiscales por más de 13 GWh en seis macrozonas del país. 

Por otro lado, se espera que antes de fin de año también esté aprobado por el Senado el proyecto de ley de Transición Energética (oficialmente iniciativa que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de transición energética que posiciona a la transmisión eléctrica como un sector habilitante para la carbono neutralidad), a pesar qué esta ya no contemple una futura licitación de almacenamiento.

A lo que se debe añadir que el Poder Legislativo tiene en su poder (y ya le dio media sanción) el “proyecto de ley de cuotas” (oficialmente denominado proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional), que aumenta de forma paulatina la meta porcentual de las renovables no convencionales hacia los próximos años y propone un salto del límite actual de 300 kW a 500 kW en las conexiones de generación distribuida a escala de Net Billing. 

Por lo que todos esos temas y muchos más serán debatidos durante el mega evento Future Energy Summit Southern Cone, para el que ya están a la venta las entradas Early Bird (hasta el 2 de septiembre) y que contará con la participación de empresas de renombre como Sungrow, Huawei, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Solis, LONGi Latam, Risen, Chemik, Black and Veatch, DIPREM, Goodwe, Jinko, AE Solar, ZNShine y Canadian Solar. 

En línea con esta convocatoria de lujo, disertantes de envergadura se subirán al escenario preparado por FES para formar parte de los paneles de debate y cientos de asistentes podrán participar en los más sofisticados espacios para networking.

¡No deje pasar la oportunidad de asistir al mega evento!

Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile, los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link.

¡Reviva los mejores momentos de FES Chile 2023!

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Bolivia se vio sacudida este miércoles 26 de junio por un intento de golpe de Estado, luego de que un grupo de militares, encabezados por el excomandante general del Ejército, Juan José Zuñiga, se movilizara en el centro de La Paz, tomara la plaza central de la ciudad e ingresara al Palacio Quemado, la antigua sede del gobierno. 

El presidente Luis Arce brindó un discurso rodeado de los miembros de su gabinete en el que solicitó la movilización del pueblo bajo la frase de mantenerse “firmes para enfrentar todo intento golpista”; mientras que pocas después los militares abandonaron el lugar tras el cambio del Alto Mando Militar y la designación de nueva cúpula de las Fuerzas Armadas. 

Además, el actual ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina Ortiz, no fue ajeno a dicha situación y se manifestó a través de sus redes sociales, donde denunció movilizaciones irregulares de algunas unidades del Ejército Boliviano.

¿Cómo repercute en el sector? La particularidad es que este intento de golpe de Estado se dio pocas horas antes del inicio de un foro de transición energética, organizado por el propio gobierno nacional para trazar su hoja de ruta hacia el año 2050 mediante políticas públicas. 

Es decir que durante el mismo se discutirán estrategias que involucren a empresas, sectores de energía y políticas estatales enfocadas en la innovación, el consumo responsable y la generación de energías renovables; con el objetivo de impulsar el cambio de la matriz energética con enfoque en energías renovables y sostenibilidad, analizar la situación actual y desafíos futuros del sector energético para orientar la política energética hacia la transición e identificar barreras y oportunidades para configurar una hoja de ruta hacia el financiamiento climático.

Incluso desde el propio Ministerio de Hidrocarburos y Energías señalaron que mostrarán “avances significativos en el desarrollo de energías alternativas”, por lo que este foro resultará una oportunidad para resaltar dichos progresos y está previsto que haya, al menos, dos paneles de debate que aborden específicamente el rumbo que tomarán las inversiones de energías alternativas y renovables

Incluso el Foro de Transición Energética Bolivia 2050 contará con la participación de autoridades del Banco Mundial, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y distintas cámaras empresariales del sector energético nacional y regional, entre otros players. 

Y uno de ellos también será la Empresa Nacional de Electricidad Bolivia (ENDE), la estatal que periódicamente lanza convocatorias para proyectos eólicos y solares que despiertan el atractivo de fabricantes extranjeros que esperan certeza jurídica en estas instancias. 

Por tal motivo es que, desde el Ministerio de Hidrocarburos y Energías (nuevamente bajo esta denominación desde noviembre 2020 tras la asunción presidencial de Arce, que representó la culminación del gobierno transitorio tras luego de la crisis política del 2019) intentaron transmitir tranquilidad de que Bolivia se encuentra unida y existe claridad en el futuro de la política energética nacional. 

“La democracia debe respetarse. Exigimos transparencia y responsabilidad en el actuar de nuestras fuerzas armadas. Nuestro compromiso es con un país justo y democrático, donde cada acción se realice en el marco de la legalidad y el respeto a los derechos de todos los bolivianos. Cerramos filas en torno a nuestro Presidente democráticamente elegido. ¡Lucho no estás solo!”, expresó el titular de la cartera energética a través de la plataforma X (ex Twitter). 

La entrada Intento de golpe de Estado en Bolivia: El país debate el futuro de las renovables en medio de un panorama de incertidumbre se publicó primero en Energía Estratégica.

JA Solar, empresa fabricante de paneles solares, está posicionada entre las top cuatro del mundo en cuanto a la calidad de sus líneas de producción. Este liderazgo acompañado de una amplia trayectoria operando en el mercado global se hace presente en Latinoamérica con grandes contribuciones al crecimiento de la energía solar en el segmento de utility scale y generación distribuida.

México es uno de los principales países de la región donde JA Solar se ha destacado supliendo las últimas innovaciones tecnológicas en el campo fotovoltaico y donde mantiene una participación activa en todas las iniciativas que allí se impulsan. Tal es así que ha contribuido como Diamond Partner a la realización de la primera edición de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), el evento por excelencia para profesionales de las energías renovables.

En el marco del primer panel de debate de FES Mexico, Victoria Sandoval, Sales Manager de JA Solar, compartió su análisis sobre los puntos de mejora en el sector energético local ante la llegada de una nueva administración de gobierno que deberá asumir el 1 de octubre de este año 2024.

Uno de los puntos más destacados de su intervención fue el llamado a que la teoría y la práctica política y regulatoria en México sean coherentes y coincidan, en palabras de Sandoval “que el México en papel y el México de campo sean el mismo”. Al respecto, señaló que aunque en teoría la regulación no ha cambiado significativamente, en la práctica hay una discrepancia notable que afecta a los desarrolladores de proyectos e inversionistas.

La referente de JA Solar también advirtió la inconsistencia en los datos disponibles, que perjudica no sólo el acceso a la información y transparencia en el mercado sino también pone un manto de duda sobre la dinámica del mercado, citando un ejemplo concreto: “Nosotros tenemos un tema en México de que la información a veces no empata. Por ejemplo, tengo la información de los contratos que son 750 MW de generación distribuida solamente, pero también tengo la información de las importaciones y en las importaciones tengo 1.2 GW de módulos que entran”. Esta disparidad sugiere que hay capacidad instalada que aún no se ha actualizado oficialmente, reflejando variantes al momento de evaluar el crecimiento de la generación distribuida. No obstante, se mostró entusiasta de lo que aún puede hacer la iniciativa privada para impulsar nuevas instalaciones de energía solar.

“Mi estimación es que mínimo vamos a llegar a 1.5 GW en generación distribuida”, proyectó Sandoval, indicando la necesidad de claridad en la política pública sobre el futuro del autoconsumo y la generación masiva para satisfacer la creciente demanda industrial.

Ahora bien, como fabricantes no sólo identificarían esos pendientes de claridad en la política y regulación, sino también en cuanto a la actualización de los desarrollos en carpeta. Sandoval describió no sólo un mercado estancado, con proyectos en espera de interconexión. “El mercado en México se mantuvo un poco en el refrigerador”, señaló, refiriéndose tanto a proyectos en stand by como a la obsolescencia de algunas especificaciones tecnológicas.

“Si yo me meto ahora a revisar la base de datos de información de proyectos y me clavo en el detalle de qué producto está para cada proyecto, veo que los paneles especificados eran de 300 W o 350 W”, mencionó, ilustrando que el rápido avance tecnológico que ha ocurrido en los últimos años requiere actualizar el diseño de algunos de esos proyectos.

JA Solar, al igual que muchos fabricantes en los últimos años, ha aumentado la potencia y mejorado la eficiencia de sus paneles, manteniendo precios competitivos. “La tecnología solar se ha vuelto la solución más lógica para todo”, dijo Sandoval, refiriéndose a lo competitivo de los paneles solares, que ofrecen energía barata y duradera.

Finalmente, Sandoval enfatizó el papel crucial de los fabricantes de paneles solares en esta evolución: “La labor del que fabrica el panel solar es esencialmente muy sencilla: hacer más energía con menos recurso, con menos precio, con menos panel, con menos material”, concluyó. Desde su perspectiva, este enfoque ha permitido que la energía solar se consolide como una opción cada vez más viable y atractiva para satisfacer las necesidades energéticas.

La entrada Fabricantes abogan por mayor claridad en la política y regulación para acompañar el crecimiento de las energías limpias en México se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado este medio, Colombia debe incorporar más proyectos de energía renovable para reducir su alta dependencia hidroeléctrica, ya que esta fuente de energía no resulta suficiente para abastecer la gran demanda energética del país en períodos de sequía.

En línea con ese objetivo, días atrás, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) presentó una nueva versión del plan de expansión de generación a 2037, en el cual proyecta que la capacidad total instalada del sistema de generación a 2037 variaría entre 34.7 GW y 37.7 GW, lo cual corresponde a un crecimiento entre 70% y 85% frente a la capacidad actual de 20.3 GW.

El plan destaca que la composición de la matriz energética colombiana experimentaría una transformación significativa hacia fuentes no convencionales de energía renovable, alcanzando a 2037 una participación de hasta 53% proveniente de eólica, solares, pequeñas centrales hidroeléctricas, y plantas menores.

En el marco de estas estimaciones, el director de la UPME, Carlos Adrián Correa Flórez, hace un análisis detallado de la coyuntura y revela a Energía Estratégica cómo vienen trabajando en diversificar la matriz colombiana con el objetivo de estar preparados para hacerle frente a los próximos fenómenos climáticos que se vienen por delante.

Teniendo en cuenta las lecciones aprendidas luego de superar la etapa más crítica de “El Niño”, ¿emplearán algún plan de contingencias para incrementar el volumen de renovables ante futuros períodos de estiaje?

El Plan de Contingencia se viene desarrollando desde hace un buen tiempo y no precisamente a partir del fenómeno de El Niño. La UPME ha aprobado alrededor de 400 proyectos renovables en diferentes etapas de desarrollo. Son casi 3 GW de proyectos eólicos y 14.1 GW de solares. No obstante, estamos yendo más allá de lo que nos corresponde por ley y a través de un equipo de profesionales llamado equipo 6G estamos haciendo un acompañamiento para la entrada en operación de estos proyectos renovables ayudando en todos los trámites que se deben presentar para la concreción de estos proyectos. 

Por otro lado, estamos en un plan muy agresivo de modernización y actualización de la red de transmisión en donde también hay retrasos de décadas. Nos hemos propuesto de manera prioritaria hacer una modernización de este sistema de transmisión. Desde el año pasado abrimos 10 convocatorias de sistemas de transmisión nacional y adjudicamos 8 de esas 10 obras. 

La intención es que este 2024 sigamos abriendo convocatorias de elementos del sistema que ayuden a flexibilizar la operación como compensadores síncronos y baterías para seguir adjudicando más obras. Además, acercaremos unos paquetes de obras urgentes este año como parte de nuestro plan para poner a punto nuestro sistema de transmisión.

XM reveló que existen 1029 MW en periodo de pruebas con fechas de entrada de operación entre el 2024 y el 2025. ¿Qué desafíos regulatorios deben superarse para lograr que entren en tiempo y forma? 

Se necesita la flexibilización de algunos de los requerimientos para que estos proyectos pasen a operación comercial. Hay pruebas que son muy exigentes y dependen de las condiciones climáticas. También podría ayudar brindar un periodo de gracia para cumplir esas pruebas una vez ya entrada la operación del proyecto, como sucede en otros países. Eso podría acelerar la entrada en operación comercial de los proyectos.

A su vez, se debería flexibilizar la manera en la que estamos penalizando las desviaciones de las plantas renovables despachadas. Creemos que hay todavía campo para encontrar un punto intermedio.

El sector recibió con  aceptación el borrador por el cual se establecen los límites máximos de potencia y dispersión de a la regulación de autogenerador y generador distribuido colectivos. ¿Qué comentarios esperan obtener?

Venimos recibiendo muy buenos comentarios por diferentes vías y creemos que sí es una señal de política pública para el desarrollo y la masificación de comunidades energéticas.

Estamos trabajando desde el año pasado para definir límites que puedan aumentar la probabilidad de interés y entrada de proyectos comunitarios. No generar cuellos de botella sino más bien dar la mayor flexibilidad para promover la actividad. Creemos que el límite de 5 MW cubre un enorme universo de iniciativas. Tratamos de hacerlo mas simple posible para tener una explosión de soluciones de este tipo.

¿Crees que se logrará la meta del gobierno de alcanzar los 6 GW renovables?

Es un plan ambicioso y es difícil decir a ciencia cierta si se va a cumplir. No obstante, los 2 GW de renovables ya casi se cumplen: tenemos 750 MW en operación comercial y 1.8 GW en periodo de pruebas que están inyectando energía al sistema en distintos niveles.  

Colombia ya está superando la primera curva de aprendizaje y ya se está volcando hacia procesos más refinados y eficientes. Ojalá podamos lograr esa meta de 6 GW.

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Operadores Nacionales (ON), Value Added Partner -VAP- de Huawei Digital Power, continúa ampliando su alcance en Centroamérica y el Caribe con la distribución de equipos fotovoltaicos de la marca FusionSolar. 

Sus números van en sincero crecimiento. En el último lustro, han incrementado en dos dígitos sus porcentajes de ventas año a año y han ascendido a tres dígitos entre el 2022 y 2023. En este 2024, van por nuevos objetivos. 

“Este año, esperamos crecer 65% respecto al año pasado. Estamos en una excelente posición en los mercados que se están desarrollando”, aseguró Erick López, CEO & Founder de ON.  

Erick López atribuye este notable crecimiento a varios factores; en primer lugar, a la fortaleza y competitividad de la marca Huawei – FusionSolar; además, a la maduración de los mercados que se está produciendo en Centroamérica y el Caribe; y, especialmente, al valor agregado de ON como aliado clave de los desarrolladores en la región, al manejar la complejidad logística y regulatoria de variedad de países. 

«Para mover un equipo entre El Salvador y Guatemala, aunque está a menos de 200 km, tenemos que hacer trámites aduaneros y migratorios; trabajar con cuatro idiomas distintos, más de 30 legislaciones diversas, sistemas tributarios particulares, código de red específicos, y lo hacemos… ese es nuestro valor agregado», explicó López.

La regulación y los voltajes específicos de cada país juegan un papel crucial en la demanda de estos productos. La adaptabilidad de ON para cumplir con estos requisitos técnicos ha sido otro factor clave en su éxito distribuyendo principalmente inverters, como el de 330 kW que es su producto estrella en el segmento utility; mientras que en menor escala, en residencial se destacan modelos de 8 o 10 kW y en el sector comercial industrial, inversores de 20, 50 y el nuevo 150 kW. 

Durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica en el evento Intersolar, el máximo referente de ON, destacó el atractivo de la región por el volumen de proyectos de gran escala que hay en camino producto de licitaciones o concesiones recientemente otorgadas. 

«Estamos viendo fuertes crecimientos en Panamá, Dominicana, Guatemala y El Salvador en utility, con mucha generación de plantas grandes», explicó López, refiriéndose a centrales en el orden de los 30 MW. 

Es por ello que la mayoría del crecimiento pronosticado se debería al segmento utility. No obstante, un challenge que subraya el ejecutivo involucra balancear su estrategia de negocios para aumentar a un 50% sus ingresos por generación distribuida y un 50% por utility. Al respecto, López consideró: “La generación distribuida, al ser un negocio más estable, es una de las grandes apuestas de ON para consolidar su presencia en la región”.

La estrategia de ON incluye establecer partnerships en nuevos mercados como Bahamas, Barbados, Venezuela, Guyana y Trinidad & Tobago, que se sumarán a los que ya tienen en  Guatemala, El Salvador, Honduras, Panamá, República Dominicana y Jamaica, lo que les permitirá alcanzar su objetivo de que el 50% de sus ingresos sostenidos en el tiempo provengan de la generación distribuida.

Además, la expectativa de nuevas regulaciones vinculadas a baterías abre nuevas oportunidades. «Las baterías han venido a complementar las renovables muy bien», añadió el ejecutivo de ON, que incluye soluciones de almacenamiento Huawei FusionSolar en su cartera de productos y soluciones a distribuir. 

Respecto a almacenamiento es preciso recordar que durante el año pasado y el primer semestre de este año, países como República Dominicana, Panamá y Guatemala han aprobado las bases para el despliegue de sistemas de almacenamiento en baterías principalmente para su aprovechamiento en mercados eléctricos mayoristas.  

En atención a este potencial de crecimiento, desde ON, auguran que en 2025 se vean más de estas soluciones despegando no sólo en esos países con nueva regulación de baterías sino también en el Caribe, identificando algunas plazas estratégicas como Barbados, Bahamas y otras islas.

Mirando hacia el futuro, ON tiene planes ambiciosos para mantener su expansión en 2025 y más allá. «Nosotros queremos crecer al mismo ritmo en 2025. Se vienen fuertes licitaciones en la región y estamos llegando a más países», afirmó López. 

En tal sentido, Panamá lanzó recientemente una licitación de 500 MW exclusivos de energías renovables y almacenamiento, Puerto Rico transita su tercer tramo de similares características; y, Guatemala tras su convocatoria PEG-4 prepara una PEG-5 para lanzar este año por en el orden de 1200 MW. 

“Nosotros somos 100% distribuidores, eso le da una tranquilidad a los que participan en las licitaciones de que nosotros no competimos en construir. Nosotros le vendemos equipos al que ganó un evento y va a construir, ese es nuestro foco 100% distribución”, concluyó Erick López, CEO & Founder de ON. 

De esta manera, ON continúa fortaleciéndose como el mayor distribuidor en la región y siendo un referente para inversionistas interesados en el mercado centroamericano y caribeño. Su experiencia y especialización en estos pequeños pero diversos países les ha permitido no solo crecer, sino también ofrecer asesoría valiosa a nuevos actores del mercado, así lo demostró durante su participación en el último Intersolar en Europa.

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El Senado de Brasil aprobó, en lo general, el proyecto de ley que establece el marco legal para la producción de hidrógeno bajo en carbono e incentivos fiscales y financieros para el sector (PL 2.308/2023). 

La particularidad es que quedaron pendientes algunas enmiendas planteadas por diversos legisladores, vinculadas a incentivos entre autoproductores y productores de hidrógeno, licencias para proyectos eólicos offshore destinados a producir H2V y ampliaciones de las zonas de procesamiento y exportación (ZPE) para dicho vector, entre otros puntos. 

Por lo que las modificaciones quedaron pendientes para una futura sesión del Plenario de la Cámara Alta, la cual se espera se lleve a cabo en julio, según fuentes cercanas del sector energético de Brasil.

Y una vez finalizada dicha votación, el proyecto regresará a la Cámara de Diputados para un mayor análisis de las modificaciones particulares que realice el Senado. 

La ley buscará fomentar la producción de hidrógeno bajo en carbono, incluyendo el obtenido a partir de fuentes renovables no convencionales, como aquel producido a partir etanol y otros biocombustibles, o mismo el “H2 electrolítico”, producido por electrólisis del agua y otras alternativas que definirán los poderes públicos. 

“Este proyecto apunta al futuro. Tenemos un enorme potencial del hidrógeno verde, ya sea para uso interno o exportación, de tal modo que algunos empresarios ya tienen una cartera de proyectos y con la regulación podrán comenzar a llevarlos a cabo”, señaló el senador Jaques Wagner.

Además, tal como anticipó Energía Estratégica tras la aprobación del proyecto en la Comisión Especial para el Debate de Políticas Públicas sobre Hidrógeno Verde del Senado de Brasil (ver nota), se creará un Régimen Especial de Incentivos a la Producción de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono (Rehidro).

Este último tendrá vigencia desde 2025 a 2029, con metas y objetivos concretos, por el que podrá participar toda la cadena de valor (transporte, distribución, envasado, almacenamiento o comercialización), que será incluida en el Régimen Especial de Incentivo al Desarrollo de Infraestructura (Reidi). 

Es decir que las empresas estarán exentas del pago por las contribuciones sociales del programa de integración social (PIS), el programa de formación de servidores públicos patrimoniales (PASEP) y la contribución al financiamiento de la seguridad social (COFINS).

Ello incluye exenciones impositivas en las importaciones, la compra de materias primas, productos intermedios, embalajes, stocks y materiales de construcción elaborados por productores cualificados de hidrógeno bajo en carbono. 

“Todos los estados de Brasil pueden ser beneficiados, tener vocaciones e itinerarios de producción y desarrollo de hidrógeno bajo en carbono. Esta aprobación de la ley permite que Brasil protagonice una actuación en el área del H2”, complementó el legislador Cid Gomes. 

Los incentivos superan los R$ 18.300.000.000 a lo largo de cinco años a pedido del propio sector que han realizado en el área y se podrán utilizar para pagar cualquier impuesto federal y, si no existe deuda para compensar, el crédito se reembolsará en efectivo. Aunque el mismo no podrá exceder los siguientes montos por cada año:

Máximo de R$ 1.700.000.000 en el año 2028
Tope de R$ 2.900.000.000 en 2029
Límite de R$ 4.200.000.000 para el año 2030
Umbral de R$ 4.500.000.000 al 2031
Máximo a otorgar de R$ 5.000.000.000 durante el año 2032. 

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La Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura (CIFI) anuncia la emisión de una nueva serie de bonos verdes por un valor de USD 10 millones, posicionándose como el primer emisor privado panameño en realizar una transacción de este tipo a través de la fase II del enlace iLink de Euroclear Bank.

La fase II del enlace iLink, concretada en febrero de 2024, permite que las emisiones de deuda corporativa panameña y de organismos multilaterales y/o supranacionales inscritas en la Bolsa Latinoamericana de Valores (Latinex) que cumplan con requisitos rigurosos sean euroclearables y estén al alcance de los inversionistas internacionales. Desde el 2014 y a través de la fase I, Panamá ya contaba con un enlace para las emisiones de Gobierno y cuasi-gobierno panameño.

La emisión de CIFI, constituida de una serie de bonos verdes, marca un logro significativo en la internacionalización de los emisores privados de títulos de valores del país. César Cañedo-Argüelles, director general de CIFI, subrayó que “esta emisión representa un avance importante no solo para CIFI, sino para todo el mercado financiero de la región. Ser el primer emisor en utilizar la fase II del iLink con Euroclear es un testimonio de nuestro compromiso con la innovación y la sostenibilidad. Estamos orgullosos de liderar este avance y entusiasmados por las oportunidades que esta emisión traerá para nuestros proyectos e inversionistas.”

Los fondos de esta emisión de bonos verdes, adquiridos y financiados por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) a través de recursos provenientes del Programa de Cambio Climático II del Banco de Desarrollo KfW de Alemania, se destinarán a financiar proyectos de energía renovable que contribuyan a la mitigación del cambio climático y promuevan la generación de energía limpia en Latinoamérica y el Caribe.

El presidente ejecutivo de CAF, Sergio Díaz-Granados, afirmó: “Estamos muy satisfechos de materializar una operación histórica por el desarrollo sostenible. En primer lugar, porque está dirigida a financiar proyectos de energía renovable acorde a nuestra meta de ser el banco verde de la región; además, se convierte en la primera compra de bonos temáticos de CAF; y a su vez apoya la profundización del mercado de capitales panameño mediante la internacionalización de esta emisión”.

Por su parte, Olga Cantillo, presidenta ejecutiva de Latinex destacó que “la colocación del bono verde de CIFI a través del enlace internacional iLink con Euroclear es un logro que nos enorgullece enormemente. Este hito crucial facilita el acceso de los emisores listados en Latinex a inversionistas internacionales, reforzando nuestro compromiso con el desarrollo del mercado de capitales panameño. Además, respalda nuestra misión de movilizar recursos hacia proyectos que promuevan los Objetivos de Desarrollo Sostenible. Felicitamos a CIFI por confiar en Latinex para implementar su estrategia de impacto ambiental mediante la primera emisión de un bono verde en 2019 y por expandirla más allá de nuestras fronteras hacia mercados internacionales desde Panamá.”

MMG Bank, como estructurador de esta emisión, y Morgan & Morgan, como asesores externos, jugaron un papel clave. Para Roger Kinkead, vicepresidente de Banca de Inversión en MMG Bank, “la emisión de CIFI y su cruce con Euroclear marcan un antes y un después para el mercado de valores regional. En MMG Bank, consideramos este desarrollo como una oportunidad clave para movilizar capital hacia destinos productivos, promoviendo así el desarrollo sostenible en la región. Este modelo no solo aumenta la visibilidad de nuestras emisiones, sino que también abre nuevas oportunidades para los inversionistas globales, fomentando un mercado más líquido y diversificado.»

CIFI reafirma su compromiso con la sostenibilidad y el desarrollo económico de América Latina y el Caribe. Esta emisión de bonos verdes no solo es un testimonio de su capacidad de innovación y liderazgo en el mercado de capitales, sino también de su dedicación a financiar proyectos que generan un impacto positivo en el medio ambiente y las comunidades.

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Alrededor del 18,2% de la matriz eléctrica brasileña proviene de la energía solar, la segunda mayor fuente de energía, según la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (Absolar). En términos de emisiones de gases de efecto invernadero, los principales contribuyentes al cambio climático, el sector de la energía solar ha evitado la emisión de al menos 42,8 millones de toneladas de CO2 en la generación de electricidad.

Con la vista puesta en el crecimiento del mercado solar como una de las principales fuentes de energía limpia para mitigar el cambio climático, que ya se está produciendo no sólo en Brasil sino en todo el mundo, el Grupo MTR, uno de los principales distribuidores y fabricantes de equipos para centrales solares de Brasil, y la china RISEN Energy, uno de los mayores fabricantes y proveedores de módulos fotovoltaicos del mundo, anunciaron esta semana una asociación para el suministro de equipos.

El contrato prevé la compra de 1 GW de módulos solares en los próximos 12 meses, con una potencia de más de 700 Wp con células de tipo N y tecnología HJT (Hyper-Ion) de RISEN Energy, que se utilizarán para abastecer plantas de generación distribuida con una capacidad instalada de entre 1 y 5 megavatios (MW). Con este acuerdo, MTR también planea entrar en el mercado de generación centralizada (grandes centrales eléctricas) como proveedor a partir de 2025.

Los módulos de tecnología de heterounión (HJT) tipo N de 210 mm de RISEN Energy estarán fabricados con una estructura de acero aleado, que ofrece una mayor resistencia mecánica que las estructuras de aluminio, lo que garantiza un mayor rendimiento en las condiciones climáticas actuales.

MTR es uno de los principales distribuidores de RISEN Energy en América Latina y ahora ha firmado un nuevo contrato de equipos en el que espera ver un aumento del 30% en las ventas de equipos a finales de año. En el mercado solar, la empresa ya cuenta con 1,8GWp (Gigavatio-pico) instalados, más de 480 plantas atendidas y más de 2,2 millones de módulos instalados.

El CEO del Grupo MTR, Thiago Rios, destaca la asociación con RISEN como uno de los principales movimientos de la empresa en el mercado solar con vistas a expandirse en un nuevo mercado de plantas de energía a gran escala: «Tenemos soluciones personalizadas para cada cliente que puede seguir todo el proceso que tendrá una reducción significativa de costes en comparación con la competencia porque tenemos el know-how y la experiencia para saber que el cliente no necesita preocuparse por buscar diferentes empresas de importación, compra y transporte, aquí en MTR todos los pasos se llevan a cabo en un solo lugar».

Los módulos con tecnología HJT de RISEN Energy, fabricados con una estructura de aleación de acero de alta resistencia, llevan implícita la sostenibilidad, ya que el acero tiene una menor  huella de carbono, reduciendo 6,2 veces las emisiones de carbono y tres veces el consumo de energía.

La gran mayoría de los módulos solares que se suministran en el mercado nacional y mundial tienen estructura de aluminio, pero la nueva tecnología patentada de RISEN de módulos con estructura de aleación de acero es un 31% más resistente que los módulos con estructura de aluminio, y tiene una variación de peso insignificante si se compara el acero con el aluminio.

Para el Country Manager de RISEN Energy Brasil, Ricardo Marchezini, la asociación con MTR en Brasil es muy significativa para la expansión de los negocios de la empresa en toda América Latina: «Estamos entusiasmados con esta asociación estratégica con MTR, que representa un hito importante para nuestra empresa en Brasil, reforzando nuestro liderazgo en el sector de la energía solar y en el suministro de tecnología HJT en toda América Latina. Este contrato no sólo reafirma nuestro compromiso con la innovación y la sostenibilidad, sino que también impulsa nuestra expansión en América Latina, abriendo nuevas oportunidades de mercado y consolidando asociaciones a largo plazo para RISEN Energy y MTR».

Y agregó: «Esta confianza depositada en nosotros por nuestro cliente estratégico demuestra la excelencia de nuestros productos y servicios, y nos motiva a seguir invirtiendo en soluciones que satisfagan las crecientes demandas de un producto de calidad y alta eficiencia en la generación y suministro de energía limpia. Este es un paso crucial en nuestro camino de crecimiento y nos consolida aún más como el principal proveedor global de tecnología HJT del mundo».

Los módulos en la opción de bastidor de acero de aleación de alta resistencia también ofrecen una alta resistencia a la corrosión y una mayor resistencia al desgarro en los puntos de fijación del módulo en comparación con los bastidores de aluminio.

Todo ello se traduce en una baja huella de carbono durante todo el ciclo de vida del módulo. RISEN Energy viene suministrando al mercado brasileño la tecnología HJT, y desde 2019 es líder mundial en el suministro de módulos con esta tecnología, para que el mercado brasileño pueda disfrutar de las ventajas de esta tecnología que consigue un bajo coste por kWh con bajas emisiones de carbono.

Entre las ventajas de la tecnología HJT de RISEN, el panel ha alcanzado marcas importantes y expresivas en sus características técnicas en comparación con otras tecnologías ofrecidas en el mercado, como el menor coeficiente de temperatura, el mayor índice de bifacialidad, altas potencias y la mejor eficiencia energética, batiendo récords mundiales en pruebas realizadas con terceras empresas como TÜV SÜD y el PV Magazine Award recientemente. Estos diferenciales técnicos del módulo HJT aportan una ventaja significativa en el LCOE (Levelised Cost of Energy) y BOS (Balance of System) de las plantas solares, ofreciendo el mejor coste-beneficio y retorno de la inversión a los inversores.

Con soluciones completas para plantas solares, MTR cuenta con una amplia cartera de productos, que incluye seguidores, estructuras fijas, skids, electrocentros, inversores, monitorización por I.A. y sistemas de gestión de plantas, entre otros. En sólo cuatro meses de 2024, MTR ya ha alcanzado el 40% de su objetivo para el año, que es de 2GW en equipos y estructuras vendidas.

En abril de 2024, el Grupo MTR recibió la certificación ISO 9001 para su fábrica de equipos de plantas solares ubicada en Juiz de Fora/MG, lo que demuestra el compromiso de la empresa con la calidad de sus productos y procesos de fabricación. Esta certificación reconoce que MTR Solar cumple las normas internacionales de gestión de calidad y se ajusta a las mejores prácticas del sector. Esto aporta credibilidad a la empresa y tranquilidad a sus clientes, que pueden confiar en la calidad de los equipos y estructuras fabricados por MTR.

Además, el CEO subraya que la empresa busca constantemente asociaciones estratégicas y nuevas tecnologías para seguir siendo competitiva en el mercado solar, teniendo siempre como objetivo la calidad del producto y la satisfacción del cliente.

«Estamos siempre atentos a las demandas del mercado y a las innovaciones tecnológicas para ofrecer soluciones cada vez más eficientes y sostenibles. Nuestro objetivo es seguir creciendo y consolidando nuestra presencia en el mercado solar, contribuyendo al desarrollo sostenible del sector energético en Brasil. Para 2024, esperábamos un crecimiento del 30% y ya nos hemos sorprendido con un crecimiento del 37% (enero-abril) en la venta de equipos y estructuras para centrales termosolares de GD», concluye el CEO.

En colaboración con empresas de renombre en el sector, el Grupo MTR ofrece soluciones completas y personalizadas para cada cliente, garantizando la eficiencia energética y el ahorro de costes. Con un equipo altamente cualificado y experimentado, la empresa actúa estratégicamente para proporcionar resultados satisfactorios y sostenibles.

Los servicios ofrecidos por el Grupo MTR abarcan desde la consultoría y el diseño de proyectos hasta la instalación y el mantenimiento de equipos, siempre centrados en la optimización del consumo energético y la reducción del impacto medioambiental. Con soluciones innovadoras y tecnológicamente avanzadas, la empresa destaca en el mercado como un socio fiable y eficiente para el desarrollo de proyectos de generación de energía limpia y renovable.

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Seraphim, fabricante líder de la industria fotovoltaica global, fortalece su presencia en Latinoamérica junto a un equipo de expertos presentes en más de cinco países de la región. Como parte de las iniciativas que impulsa, realizaron un webinar gratuito junto a Energía Estratégica denominado “¿Por qué elegir módulos bifaciales? Ventajas y oportunidades”.

Allí, Giuseppe Benedetto, Sales Manager Chile de Seraphim, resaltó los grandes hitos de esta empresa Tier 1 de BNEF durante 10 años consecutivos y que obtuvo 5 veces la distinción Top Performer de PVEL, y destacó que en la actualidad cuenta con una capacidad de producción global de +20 GW de módulos con distintas tecnologías. Entre ellas, se destacan los módulos TOPCon bifaciales.

“Todos nuestros módulos TOPCon son bifaciales. Esto no es un capricho nuestro, tiene su razón de ser”, introdujo Benedetto.

Por su parte, Nicholas Serrano, Latam Technical Manager de Seraphim, compartió algunos casos de éxito en la región que aplicaron este tipo de módulos. Y aquello no fue todo. También explicó los fundamentos teóricos necesarios para entender las oportunidades que se abren con esta tecnología.

Partiendo de la idea de que el módulo fotovoltaico bifacial ofrece una mayor potencia de salida en comparación con los módulos fotovoltaicos monofaciales convencionales, debido a su capacidad de captar la luz que se refleja en la parte posterior, el referente de Seraphim comparó módulos equivalentes de una y otra tecnología y detalló los grandes diferenciales al optar por los bifaciales.

Durante su exposición, el referente de Seraphim además se refirió a temas varios tales como los componentes de la irradiancia y factores claves en la bifacialidad como albedo, altura, GCR, estructura, inversor, DC/AC Ratio y distribución de paneles.

A modo de conclusión señaló que las principales ventajas estarían dadas por su versatilidad, alta durabilidad, producción de energía durante mal tiempo y por menor espacio y paneles requeridos.

“Los módulos fotovoltaicos bifaciales son un producto versátil que puede ser instalado en cualquier proyecto de energía solar sin importar la magnitud del sistema o las características propias de cada proyecto”, concluyó Serrano, aunque advirtió que para el caso de proyectos en techo recomendaba realizar análisis detallados de cargas estáticas y dinámicas debido al mayor peso de esta tecnología.

Aquello despertó algunas consultas de la audiencia que siguió el webinar y se pudieron abordar una a una durante la transmisión en vivo. ¿Cuál es la capacidad máxima de watts en los paneles bifaciales? ¿Da lo mismo cualquier marca de bifaciales? Fueron algunas de las preguntas respondidas.

Mire el video del webinar en el canal de YouTube de Energía Estratégica para acceder a los fundamentos teóricos compartidos y factores clave para la toma de decisiones al momento de comprar paneles.

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Este año el fenómeno de El Niño puso en jaque el sistema eléctrico colombiano y se comprobó que las hidroeléctricas (principal fuente de energía del país) no resultan suficientes para hacer frente a la alta demanda de energía en periodos de sequía.

En este contexto, los sistemas de almacenamiento tienen un gran potencial en Colombia para mejorar la integración de energías renovables, aumentar la resiliencia del sistema eléctrico, y proporcionar soluciones energéticas sostenibles en zonas rurales y aisladas.  

En un informe titulado el Impacto de los sistemas de almacenamiento de energía a escala de red en los mercados colombianos de regulación de energía y frecuencia, elaborado por Andrés Felipe Peñaranda Bayona, asesor de la Unidad de Planeación Minero Energética en Colombia (UPME), junto a otros especialistas del sector, se analiza la viabilidad de las baterías y se proponen cambios regulatorios para impulsar estas tecnologías.

De esta forma, el artículo analiza el modelo de co-optimización del sistema eléctrico colombiano y revela importantes hallazgos sobre la incorporación de Sistemas de Almacenamiento de Energía basados en Baterías (SAEB) bajo diversos escenarios técnicos y regulatorios. 

De acuerdo a Peñaranda Bayona, para aprovechar completamente su potencial, Colombia debe avanzar hacia la creación de un mercado de servicios complementarios que incluya los SAEB y otras tecnologías. Esto no solo fomentará la participación y aumentará los beneficios a nivel de sistema, sino que también incentivará inversiones significativas en el sector.

“La implementación de políticas y herramientas regulatorias adecuadas es esencial para facilitar la integración de los SAEB. Estos ‘habilitadores’ permitirán explotar las diversas aplicaciones de los sistemas de almacenamiento y mejorar la eficiencia y sostenibilidad del sistema eléctrico colombiano”, agregó.

Según el estudio, siempre y cuando estos sistemas no se limiten a una única aplicación, las baterías pueden generar ahorros significativos en costos operativos y proporcionar ingresos atractivos para los inversores. 

A modo de ejemplo, el experto señaló: “En el caso del uso exclusivo para arbitraje de energía, los retornos para un inversor pueden ser menores al 10% del CAPEX (este porcentaje iría en aumento en la medida que disminuya dicho CAPEX), aunque desde la perspectiva del sistema, los beneficios pueden ser mayores en áreas con alta incorporación de fuentes renovables no convencionales”.

Además, sugirió que servicios como el suministro de regulación de frecuencia sobresalen, ofreciendo beneficios económicos significativos, con 37.2 MUSD/año desde la perspectiva del sistema y 13.6 MUSD/año desde la óptica del inversor, subrayando la importancia de una estrategia bien dirigida y planificada.

Para Peñaranda Bayona, teniendo en cuenta los costos de degradación de los SAEB se necesita un enfoque holístico y a largo plazo para su viabilidad. Por ello, la creación de un mercado de servicios complementarios podría volver más rentables a este tipo de tecnologías.

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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 contexto, AIChE Perú la organización profesional americana ha emergido como un actor clave en la difusión y promoción de estas prácticas en el país, liderando un movimiento hacia un futuro más limpio y sostenible.

En conversaciones con Energía Estratégica, Gian Percy Lozano Flores, director de la asociación, revela sus ambiciosas metas para este año: “El objetivo es incrementar en el 2024 la participación de representantes de todas las universidades a nivel nacional de ingeniería química y de profesionales del sector privado. Crecer un 40% en afiliaciones respecto al 2023 y concretar alianzas estratégicas para la transferencia tecnológica de estudios”, explica.

Y agrega: “Contribuimos socializando y brindando información transparente acerca de cómo la energía renovable es relevante para la sostenibilidad de nuestro planeta. Promovemos mediante acciones que se realizan de manera descentralizada en diferentes universidades del Perú la investigación de nuevas tecnologías energéticas aplicadas a la realidad de nuestro país”.

De esta forma, la sección local AIChE – Perú, brinda apoyo de base a estudiantes y profesionales químicos, a través de reuniones periódicas, congresos, programas, seminarios técnicos, cursos de capacitación, visitas industriales, subvenciones, mesas redondas sobre temas locales, actividades comunitarias y eventos sociales.

En este sentido, el rol de la asociación es monitorear, acompañar y brindar asesoramiento a profesionales u organizaciones que están desarrollando este tipo de investigaciones para  explorar energías alternativas. En otras palabras, trabajan como consultores y promueven la investigación abierta en tecnologías como la geotermia, eólica, fotovoltaica, hidrógeno verde, etc.

Según el experto, la alta dependencia hidroeléctrica en Perú hace indispensable la participación de estas tecnologías para contribuir a la seguridad energética ante fenómenos climáticos como El Niño.

Por ello, están realizando jornadas de trabajo en Berlín, Alemania, donde se reunirán con desarrolladores, investigadores, tecnólogos y portavoces de importantes empresas para abordar qué tecnologías sostenibles son las más competitivas para incorporar dentro de la matriz peruana. 

Desafíos y retos por delante

Con un compromiso compartido entre los sectores público y privado, Lozano Flores está convencido de que Perú está bien posicionado para liderar la transición hacia un futuro energético más limpio y sostenible.

“A diferencia de otros países, Perú tiene recursos muy diversificados y tiene buenas condiciones para dar ese salto hacia los energéticos renovables. En el 2025 vamos a tener una participación mucho más activa en la ejecución de proyectos. Solo tiene que haber voluntad política para la toma de buenas decisiones”, asegura. 

De acuerdo al especialista, se necesitan políticas de segregación, clasificación y previsión energética en el país para enfocar adecuadamente hacia cuál energético renovable se debe avanzar y cuáles serán los impactos positivos de esa apuesta.

Además, propone establecer mecanismos de incentivos tributarios para fomentar, potenciar e incluso rentabilizar el uso de las energías renovables. 

Y argumenta: “Los CAPEX excesivos con retornos prolongados son los que castigan a las inversiones limpias. Con estos incentivos se podría encontrar un equilibrio  y hacer más eficiente la viabilidad de estos productos. Se abrirá una oportunidad muy potente para diversificar la matriz energética a partir de las renovables”.

“Perú experimenta un gran déficit de energía que limita el crecimiento industrial y la calidad de vida de la población. A medida que vayan surgiendo iniciativas políticas para fomentar la inversión extranjera y nacional en energías renovables podremos avanzar en la transición y podremos exportar en un futuro vectores energéticos como el hidrógeno verde”, concluye.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil recibió 1983 solicitudes de proyectos renovables interesados en que se les prorrogue el inicio de sus operaciones comerciales por 36 meses más.

De este modo, a través de la implementación de la Medida Provisional 1212/2024 – del 10/04/2024 – más de 85,4 GW renovables (solar, eólica, biomasa, mini hidroeléctricas y cogeneración cualificada) seguirán teniendo derecho a descuentos de hasta 50% en las Tarifas por Uso del Sistema de Transmisión o Distribución (TUST/TUSD).

¿Por qué? La Ley N° 14.120, de 1 de marzo de 2021, dispuso la extinción de este subsidio, con una regla de transición en la que los proyectos ya otorgados podrían mantendrían el subsidio hasta el final de sus subvenciones. 

Mientras que los nuevos emprendimientos o ampliaciones de proyectos existentes podían solicitar el subsidio dentro de los doce meses siguientes a dicha Ley, y siempre y cuando entraran en funcionamiento dentro de los cuarenta y ocho meses siguientes a la entrada en vigor de esa normativa. 

Por lo que, una de las variantes estipulaba que, las empresas bajo esa regulación también podían solicitar la concesión a cambio de que ésta resultase en un aumento en la capacidad instalada de sus centrales. 

Para tener derecho a la prórroga, los titulares de los parques renovables debían brindar garantía de fiel cumplimiento (5% del valor estimado del proyecto y siendo ANEEL la beneficiaria) dentro de los noventa días e iniciar las obras dentro de los dieciocho meses, contados a partir de la fecha de publicación de la Medida Provisional 1212/24. 

Y esta medida se debe principalmente a que, según explicaron fuentes del sector energético de Brasil, muchas centrales renovables todavía no entraron en operación comercial debido a que el crecimiento de la demanda es menor que la oferta potencial de nuevos proyectos y por la falta de previsibilidad respecto al cronograma de implementación ante la disputa por la garantía de acceso al sistema de transmisión.

A raíz de ello, la medida provisional propuso una solución apoyada por el Consorcio Interestatal para el Desarrollo Sostenible del Nordeste – Consórcio do Nordeste, con el fin de que no se retraigan inversiones de más de R$ 165.000 millones en generación y más de 400.000 empleos. 

¿Cómo se reparten por tecnología?

Los parques fotovoltaicos son los que ocupan la mayor parte de las casi 2000 solicitudes, ya que se presentaron 1514 proyectos que suman 65724 MW de capacidad a instalar; seguido por las 449 centrales eólicas (19003 MW), otras 12 usinas termoeléctricas (620 MW) y dos pequeñas centrales hidroeléctricas por 34 MW de potencia. 

Aunque cabe aclarar que de todas las solicitudes que recibió la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil, alrededor de 40 son de plantas cuyo otorgamiento aún está en investigación por parte del área técnica.

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En un nuevo hito para el sistema eléctrico colombiano, la Unidad de Planeación Minero Energética- UPME anunció este lunes que Colombia superó la giga de capacidad instalada solar en el sistema eléctrico nacional.

El hito enmarcado en la estrategia 6 GW, cuyo objetivo es incorporar 6 gigas de renovables a 2026, se logra con la entrada en operación el día de hoy, de los proyectos solares La Loma y Fundación, a cargo de Enel. Se trata de 1.193 MW de capacidad solar total instalada, con la cual cuenta ahora el país, de los cuales 952 MW han sido instalados desde el 1 de enero de 2023.

La UPME indicó que con la entrada del proyecto solar La Loma, el cual aporta 150 MW al sistema, se permitirá controlar la magnitud de importación de potencia del área Caribe y Caribe 2. Además, de mejorar el control de tensión en el nodo La Loma 110 kilovoltios.

Por su parte, a través del proyecto solar Fundación con una capacidad instalada de 90 MW, se ayudará a controlar la magnitud de importación de potencia del área Caribe, Caribe 2 y la subárea GCM.

Además, permite mejorar el control de tensión en el nodo Fundación 110 kilovoltios. Adicionalmente, la UPME manifiesta que actualmente se cuenta con 637.08 MW de proyectos solares y eólicos que están próximos a entrar en operación comercial, sumando así una capacidad instalada de 1.830 MW renovables.

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El Grupo JR Ortiz, con más de diez años de presencia  en Chile ha superado los 1.000 MW de potencia solar fotovoltaica conectada en la región, contribuyendo significativamente al desarrollo sostenible y la innovación en el  sector energético latinoamericano. 

Grupo JR Ortiz ha alcanzado un hito significativo al superar la marca de 1 GW de capacidad instalada en América Latina. Este logro subraya su contribución a la  transición energética, la reducción de emisiones contaminantes y la generación de  empleos. Actualmente, el conglomerado posee 1.000 MW conectados y tiene más de  1 GW en cartera, generando más de 250 puestos de trabajo en Latinoamérica. Esta expansión refleja su compromiso con el desarrollo sostenible y su capacidad para  adaptarse a las necesidades energéticas del futuro, impulsando el crecimiento económico y apoyando a las comunidades locales mediante la creación de  oportunidades laborales y el fomento de tecnologías limpias. 

Compromiso con la Sostenibilidad 

En Grupo JR Ortiz, el compromiso con la transición hacia un futuro energético más  limpio y sostenible es una prioridad. La capacidad instalada de 1 GW incluye una  combinación de proyectos de energía renovable y soluciones innovadoras que ayudan a reducir las emisiones de carbono y a promover el uso eficiente de los recursos  energéticos. Desde un enfoque integral, impulsan el desarrollo sostenible  considerando no solo la generación de energía limpia, sino también la implementación de tecnologías y prácticas sostenibles en sus proyectos. 

“Nuestra experiencia conectando más de 1.000 MW demuestra que podemos y  debemos seguir trabajando en una línea donde el éxito de nuestros clientes sea  prioritario, incluso por encima de nuestros propios resultados. Entendemos que el  mercado de las energías renovables no debe basarse únicamente en comparaciones  en una planilla Excel”, destaca José Ramón Ortiz, presidente del conglomerado. Añade que este proceso, donde convergen los intereses de sus clientes y del Grupo,  conducirá a un crecimiento del sector y a ser sostenibles en el tiempo.

El alto conocimiento técnico y la constante evolución permiten a Grupo JR Ortiz  garantizar la excelencia en todos sus proyectos. La puesta en marcha del último  proyecto en la región del Maule ha permitido abastecer con energía limpia a  prácticamente 136.000 hogares en Chile y reducir 147.000 toneladas equivalentes de  CO2 al año. “Este logro refleja nuestro compromiso inquebrantable con la innovación  y la sostenibilidad, y demuestra la capacidad de nuestro equipo para superar desafíos  complejos y entregar soluciones energéticas de calidad que beneficien tanto a  nuestros clientes como al medio ambiente,” añade Ortiz. 

Mirando hacia el Futuro 

El resultado de 1 GW es solo el comienzo. La empresa continuará expandiendo su  presencia en América, Estados Unidos y Europa, desarrollando proyectos que  contribuirán a un futuro energético más sostenible.

“Las proyecciones del Grupo son  las del mantener el porcentaje de crecimiento de los últimos cinco años en  Latinoamérica y aumentarlo exponencialmente en otros mercados como el  norteamericano. Estamos emocionados por las oportunidades que se avecinan y por  seguir trabajando junto a nuestros clientes para alcanzar nuevas metas. La capacidad  instalada de 1 GW es un testimonio del arduo trabajo y la dedicación de nuestro  equipo, así como de la confianza que nuestros clientes han depositado en nosotros,”  explica José Ramón Ortiz.

Además, destaca el impacto positivo que están generando  en las comunidades y economías locales, subrayando el compromiso del Grupo JR  Ortiz con un futuro más limpio y sostenible. 

Este hito no solo marca un avance significativo para Grupo JR Ortiz, sino que también  establece un precedente importante en el sector energético de la región, impulsando  el desarrollo y la adopción de tecnologías limpias y sostenibles. 

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se encuentra trabajando, de manera coordinada con el Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero – Energética, UPME, en la reglamentación de las comunidades energéticas en Colombia.

En efecto, días atrás, la CREG en su sesión No. 1322 del 13 de junio de 2024, aprobó someter a consulta pública el proyecto de resolución “Por la cual se armoniza la regulación para la integración de las comunidades energéticas al Sistema Energético Nacional y se dictan otras disposiciones”, por un término de quince 15 días hábiles, contados a partir del día siguiente a su publicación en el portal web de la CREG.

Bajo esta premisa, el Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) invita a todas las empresas especializadas en la construcción de sistemas solares fotovoltaicos, tanto locales regionales y nacionales a participar en un estudio de mercado que tiene como objetivo determinar los costos para realizar la factibilidad, diseño, replanteo, suministro, instalación y puesta en marcha de Soluciones Solares Fotovoltaicas -SSFV-interconectadas a la red, sin almacenamiento y de diferentes capacidades en el territorio nacional.

Esta implementación se enmarca en la Iniciativa «Comunidades Energéticas a Nivel Nacional» y la «Transición Energética Justa», con el propósito de: impactar positivamente a las comunidades beneficiarias;  crear cohesión social y proporcionar espacios educativos sobre energía, clima y democracia energética.

El estudio de mercado se enmarca en el Proyecto «Comunidades Energéticas: Democratizando la energía en Colombia» que prevé la implementación de hasta 300 Sistemas Solares Fotovoltaicos (SSFV) Centralizados para comunidades vulnerables organizadas, que permitan reducir el pago del servicio de energía a los habitantes de la comunidad y la promoción de las Comunidades Energéticas.

Además, estas iniciativas pueden contribuir a la creación de empleo, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y el fortalecimiento de la seguridad energética en el país.

Con estas acciones, el FENOGE busca promover el cambio hacia prácticas más sostenibles, equitativas y participativas en el uso y gestión de la energía en todos los territorios. El objetivo es avanzar en la democratización de la energía, la incorporación de fuentes no convencionales de energía, la gestión eficiente de la energética y la construcción de comunidades energéticas en el territorio nacional.

Para participar del sondeo de mercado hacer click aquí.

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El pasado lunes, la «Bancada Eléctrica» se reunió de manera online con la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.) para una sesión informativa. La reunión, llevada a cabo durante la «semana distrital» de los diputados, contó con la participación de Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA; Matías Steinacker, vicepresidente de nuestro gremio y los diputados y diputadas Marisela Santibáñez, Marcela Riquelme, Rubén Oyarzo, Jaime Araya, Joanna Pérez, Yovana Ahumada, Miguel Ángel Calisto, Boris Barrera y Marlene Pérez.

Durante la sesión, ACERA expuso sobre los contratos de energía renovable implementados desde 2015, destacando cómo han contribuido a mitigar las alzas en las tarifas eléctricas en Chile. También, se discutieron las diferencias entre los acuerdos antiguos y los más recientes, subrayando los beneficios económicos y de sostenibilidad que los contratos renovables han aportado al sector eléctrico. Sin embargo, de acuerdo con el diseño de las licitaciones, las empresas ganadoras inician el suministro de energía luego de cinco años, por lo que recién desde el año 2020, las ERNC han comenzado progresivamente a participar dentro de éstos. Como consecuencia, la participación relativa de nuevos contratos ERNC en el total de estos convenios de suministro a los hogares de Chile alcanza hoy sólo el 28%. En el mes de octubre de 2023, por ejemplo, el precio promedio de contratos regulados, adjudicados en 2015 y basados en ERNC, fue de 59,4 $/kWh, mientras el promedio de precios del abastecimiento de los antiguos fue de 108,7 $/kWh.

Además de analizar el impacto positivo de los acuerdos renovables, ACERA presentó las complejidades actuales que enfrenta la industria de energías renovables en Chile. Estas dificultades incluyen desafíos regulatorios para la mayor inserción de renovables en la red eléctrica y evitar así los vertimientos de ERNC, de permisos y también de financiamiento, que afectan la implementación y el desarrollo de proyectos renovables en el país.

La directora ejecutiva de ACERA, Ana Lía Rojas, destacó la importancia de continuar fomentando la competencia en el sector eléctrico mediante la integración de más energías renovables. «Los contratos renovables están ayudando a moderar los incrementos de tarifas eléctricas a los chilenos, y también están promoviendo una mayor competencia en el mercado eléctrico del país, lo cual es beneficioso para todos los consumidores», señaló Rojas. El tema se abordó desde la perspectiva de qué hubiese sucedido con la tarifa eléctrica, en un escenario de estallido y de pandemia – origen de las estabilizaciones de tarifas y deudas con los generadores – sin la participación de energías renovables no convencionales en el abastecimiento de energía a los hogares de Chile.

Los diputados y diputadas de la «Bancada Eléctrica» reafirmaron su compromiso de buscar soluciones al problema de las inminentes, considerables y sucesivas alzas en la tarifa eléctrica anunciadas para julio y los semestres que vienen, las cuales llegarán a un 57% en 2025 según el Banco Central. Además, se comprometieron a seguir trabajando en políticas que apoyen el desarrollo sostenible del sector energético, destacando la necesidad de abordar y resolver las complejidades que enfrenta la industria renovable.

Por su parte, el vicepresidente de ACERA, afirmó que “esta reunión representa un paso significativo en el esfuerzo conjunto por entender y mejorar el impacto de las energías renovables en las tarifas eléctricas del país, buscando siempre beneficiar a los consumidores y promover una economía más sostenible y competitiva”.

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Future Energy Summit (FES) arribará a Chile por tercera vez consecutiva para cerrar la gira 2024 de los eventos más convocantes para el sector energético público y privado. 

La propuesta denominada Future Energy Summit Southern Cone se realizará los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago y estará dedicada a promover el diálogo los temas más relevantes que atraviesa la industria de las energías renovables del Cono Sur. 

Tal como sucedió en la edición anterior (ver transmisión), la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables espera congregar a más de 400 referentes a lo largo de dos jornadas llenas de oportunidades de networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales. 

Y por tal motivo es que, hasta el 2 de septiembre estarán disponibles las entradas Early Bird para el mega evento de FES en Chile, al que asistirán CEOs, ejecutivos de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyecto, tecnólogos, EPCistas, generadores y gremios líderes del sector renovable de la región. 

Sungrow, Huawei, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Solis, LONGi Latam, Risen, Chemik, Black and Veatch, DIPREM, Goodwe, Jinko, AE Solar, ZNShine y Canadian Solar, son algunas de las empresas que serán parte del encuentro que promete paneles exclusivos de debate y espacios claves para el más sofisticado networking. 

Por otro lado, es preciso destacar que varios gremios y organizaciones del sector de Latinoamérica serán strategic partners de la cumbre organizada por FES, tales como la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), Generadoras de Chile, Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR),  Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) y la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL). 

O mismo la Asociación Uruguay de Energías Renovables (AUDER), la Asociación Iberoamericana de Comercialización de Energía (AICE), Mujeres en Energía Renovable Latinoamérica (MERL), la Asociación de Distribuidoras de Energía eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), Raveza Associated & Services, AtZ Investment Partners Energy & Infra y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). 

El evento llegará al cierre de un 2024 que ya cuenta con varios hitos para el sector renovable de Chile, desde diversas licitaciones de transmisión, la adjudicación de 3600 GWh en la Licitación de Suministro, resultados de estudios para modernizar el mercado eléctrico, o la publicación del nuevo reglamento de transferencias de potencia que representa un gran avance sobre la remuneración que recibirán los sistemas de almacenamiento de energía, entre otros puntos. 

Mientras algunos referentes que dirán presente en Future Energy Summit Southern Cone también participarán de la cumbre FES Iberia, que será para conocer las novedades y las perspectivas para las energías renovables tanto en España como en Latinoamérica. 

Por ejemplo, Carlos Cabrera, managing partner de Sphera Energy y past president de ACESOL, y Enrique De Ramón, business development VP de AES Andes, disertarán en el séptimo panel de debate de FES Iberia respecto al panorama internacional y la transición energética en Iberoamérica. 

En línea con esta convocatoria de lujo, disertantes de envergadura se subirán al escenario para formar parte de los paneles de debate y cientos de asistentes podrán participar en los más sofisticados espacios para networking.

¡No deje pasar la oportunidad de asistir al mega evento FES Southern Cone!

Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile, los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link.

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Magda Chambriard asumió oficialmente como nueva presidenta de Petrobras, quien trabajó durante más de dos décadas en la compañía y en otras instituciones del sector, siempre buscando impulsar la evolución de la industria. 

Su nombramiento se dio pocas semanas después de la salida de Jean Paul Prates por discrepancias en la administración de la empresa petrolera brasileña semi-pública de propiedad mixta y con el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira. 

Y durante el discurso de la toma de posesión de la presidencia, Chambriard ratificó las nuevas inversiones en energías renovables por parte de la compañía en el camino de volverse net-zero en los próximos años. 

“Nuestro plan está en consonancia con la visión del mercado en cuanto a generación de valor económico y la rentabilidad, y con la trayectoria de seguir como líder brasileño de la transición energética justa e inclusiva. Por eso tenemos la ambición de alcanzar cero emisiones (net-zero) hasta 2050, por lo que cerca del 11% de las inversiones serán en proyectos bajos en carbono”, aseguró. 

“La transición energética justa nos lleva a abrir y fortalecer frentes en energías renovables y descarbonización, a tomar provecho de nuestra experiencia y enfocarnos en los combustibles del futuro más verdes y eficientes a la par de que avanzaremos en energía eólica, solar e hidrógeno”, agregó. 

Y cabe recordar que el presidente de Brasil, Luiz Inácio “Lula” da Silva (quien designó a Chambriard en Petrobras) se propuso hacer de Petrobras una empresa energética integrada, retomando fuertes inversiones en fertilizantes, biocombustibles y energías renovables

Tal es así que, a lo largo de los últimos años, la compañía inició el proceso en el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA)  para la concesión de diez licencias ambientales para el desarrollo de proyectos eólicos offshore por casi 23 GW de capacidad entre los estados de Río Grande do norte (3 zonas), Ceará (3), Maranhão (1), Río de Janeiro (1), Espírito Santo (1) y Río Grande do Sul (1). 

Sumado a que cuenta con una con WEG, empresa brasileña que fabrica motores y equipos eléctricos,​ equipos de energía y transporte, para el desarrollo de la turbina eólica “más grande del país”, de 7 MW capacidad, 220 metros de altura (equivalente a seis estatuas de Cristo) y que pesará cerca de 1830 toneladas, conforme a la información compartida por los funcionarios de ambas entidades. 

“Y para financiar esa transición energética son fundamentales inversiones en exploración de exploración y producción, que representan alrededor del 70% del presupuesto total de Petrobras y generan los mayores retornos para la compañía. Por tanto no existe transición energética sin mencionar quién pagará esa factura y será el petróleo quien lo haga”, subrayó la nueva presidenta de Petrobras. 

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Con una inversión de 82 millones de dólares, se inauguró el Parque Solar Fotovoltaico La Victoria en un evento encabezado por la vicepresidenta y jefa del Gabinete Eléctrico, Raquel Peña, acompañada por funcionarios del Gobierno y ejecutivos de BAS Corporation y Dominion.

La vicepresidenta Peña destacó que este proyecto refuerza el compromiso del país de aumentar su capacidad de generación de energía renovable, alineándose con los acuerdos de la Cumbre de París sobre cambio climático.

“Esto es un ejemplo más de nuestra apuesta para seguir trabajando por la sostenibilidad y el desarrollo de nuestro país, basándonos en una relación armoniosa con el medio ambiente y los recursos naturales para impulsar un crecimiento sólido y justo. La energía solar es futuro, pero también es presente, y nosotros queremos atraparlo y producirlo”, afirmó Peña.

“Como Gobierno, somos reguladores y facilitadores para que el sector privado continúe realizando inversiones que mejoren la calidad de vida de los dominicanos”, expresó la vicemandataria, agradeciendo a la empresa española por la confianza en el país y en la administración del presidente Luis Abinader.

El director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, explicó que este proyecto se suma a otros 25 en desarrollo, acercando a la República Dominicana a la meta de producir el 25% de la energía a partir de fuentes renovables para el año 2025. Actualmente, representan el 16% del suministro energético.

“Este impulso a las renovables se enmarca en el Plan Energético Nacional, que junto con la expansión del uso de gas natural y las inversiones en Manzanillo, asegurará la reducción de la huella de carbono y garantizará el suministro energético”, señaló Veras.

Aseguró además que la proliferación de energía fotovoltaica y de gas natural permitirá a las distribuidoras comprar energía a la mitad del precio actual, lo que eventualmente resultará en una reducción de la tarifa para el usuario final.

De su lado, el director general de Dominion, Roberto Tomillas, subrayó que “los proyectos renovables son la base del desarrollo sostenible y eficiente del mundo”, y destacó el compromiso de su empresa con la transición energética.

La instalación del Parque Solar Fotovoltaico La Victoria cuenta con 97,728 módulos fotovoltaicos y tiene una capacidad de 58,48 MWac y 64,70 MWp, suficiente para abastecer a 20,000 hogares dominicanos y evitar la emisión de más de 60,000 toneladas de CO2 anuales.

El proyecto ha generado empleo para más de 500 personas durante su construcción y continuará empleando personal local en su operación.

En el acto de inauguración también participaron el ministro de Industria y Comercio, Ito Bisonó; la gobernadora de Santo Domingo, Altagracia Drullard; los viceministros del Ministerio de Energía y Minas, Alfonso Rodríguez y Rafael Gómez; Aura Caraballo, del Consejo Directivo de la SIE; Ing. Martin Robles, director general de la ETED; entre otras autoridades.

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En un desarrollo histórico en Intersolar Europe, DAS Solar ha firmado asociaciones estratégicas para avanzar en proyectos solares y la distribución de soluciones fotovoltaicas en Europa y más allá. 

El primer acuerdo es FutureGreen Solutions para avanzar en el despliegue de módulos solares ligeros en el mercado del Benelux, considerando que FutureGreen Solutions, un actor líder en bienes raíces sustentables, se posiciona no solo como una ventanilla única para los clientes finales sino también como un distribuidor distinguido para socios en el campo de nuevas soluciones innovadoras. 

Estos módulos innovadores están diseñados para brindar soluciones efectivas para techos con capacidad de carga limitada, lo que los hace ideales para una variedad de aplicaciones arquitectónicas en la región.

Por otro lado, DAS Solar también concretó una alianza estratégica con Energy3000 Solar GmbH, empresa de sistemas fotovoltaicos con más de 15 años de experiencia que opera desde Austria con una fuerte presencia local en varios países europeos. 

La cooperación entre DAS Solar y Energy3000 Solar GmbH implica un marco de distribución de 150 MW durante el primer año; por lo que se posicionan como socios clave para abarcar una gama completa de productos en todas las áreas de la energía fotovoltaica, almacenamiento de electricidad y distribución de energía.

Mientras que con Sonnenpark Halenbeck-Rohlsdorf, DAS Solar firmó un acuerdo histórico para importante proyecto de energía solar en el norte de Brandeburgo; que está preparado para tener un impacto sustancial en el panorama de las energías renovables. 

Los proyectos Sonnenpark Halenbeck-Rohlsdorf I y Sonnenpark Halenbeck-Rohlsdorf II están programados para suministrar aproximadamente 239 GWh de electricidad anualmente a partir del segundo trimestre de 2026, y contarán con una capacidad fotovoltaica de 2 x 115 MWp y 2 x 5 MWh de almacenamiento en su configuración básica. 

Las firmas en Intersolar Europe subrayan la creciente importancia de las asociaciones estratégicas en el sector de las energías renovables. Combinando la tecnología de vanguardia de DAS Solar con experiencia en el mercado, en pos de impulsar la adopción de soluciones energéticas sostenibles y apoyar la transición a una economía baja en carbono.

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