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Teniendo en cuenta las ambiciosas metas del gobierno colombiano de alcanzar las 6 GW renovables antes de finalizar su gestión, empresas internacionales ven al país como una región clave para montar sus proyectos limpios. 

Además, la demanda energética a nivel nacional tiende a crecer año a año y la energía solar se presenta como la mejor aliada para garantizar un suministro confiable.

Bajo esta premisa, Marta Roca, Sales Manager Latam de Soltec reveló las intenciones de la empresa por incrementar su nutrida cartera de proyectos fotovoltaicos en Colombia, al posicionar a la nación como líder en el ranking de los países más atractivos de la compañía.

En el marco de una jornada regulatoria y técnica organizada por SER Colombia y Mundo Electrico (ver transmisión), Roca destacó: “Junto con Brasil y Chile, Colombia es uno de nuestros mercados clave. Allí, llevamos 1.6 GW entre proyectos finalizados y en ejecución y esperamos que esa cifra siga subiendo”.

Y agregó: “El futuro de la industria solar colombiana es muy prometedor y vamos en camino de tener una matriz más renovable. Se está dando el escenario para que los proyectos ocurran. Si bien hoy la mayoría están a cargo de empresas extranjeras, con el tiempo, se incrementará la presencia local y conseguiremos una mayor maduración del mercado renovable. Vamos en camino de tener un futuro más limpio.”.

En este sentido, la experta señaló la importancia del rol del EPCista en la ejecución de los proyectos para seguir promoviendo la industria y los riesgos que afronta al asumir semejantes responsabilidades.

“El epecista le da vida al proyecto. Su acción empieza desde el diseño de ingeniería de la planta para intentar minimizar el CAPEX y el OPEX, hasta la compra de los equipos y la construcción de la planta. Su rol es vital también en la fase final donde se ven los resultados de ese diseño”, advirtió.

En otras palabras, el EPECista participa de todo el proceso y es el responsable de garantizar un buen desempeño que permita una vida útil de entre 30 y 35 años y cumpla con las expectativas del inversor.

Por todo lo expuesto, Roca alertó que los riesgos asumidos por esta figura son muy altos, por lo que es fundamental hacer un buen análisis de cotización y mantener una gestión impecable una vez se firma el contrato para que haya los mínimos contratiempos posibles.

De acuerdo a la especialista, Colombia enfrenta desafíos importantes en la asignación de permisos y en la importación de equipos por la falta de infraestructura logística, lo cual genera problemas en la cadena de suministro.

Para resolver esos retos, Roca afirma: “Contar con un marco regulatorio estable es crucial. Nos solemos encontrar con problemas de contratiempos por temas de permitting. Se agradece mucho que los trámites sean cada vez más ágiles y fáciles de conseguir. Si bien no todo se puede planear, agilizar la burocracia ayuda a la gestión del proyecto”.

Y concluye: “También es fundamental que las políticas tengan una visión a largo plazo y no se cambien las reglas de juego. Las últimas modificaciones que hubo en las subastas hicieron que muchos proyectos se frenen. Las consecuencias para una empresa ante estos cambios son muy grandes”.

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El Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE), centro de investigación y de formación post-universitaria sobre temas energéticos, continúa ampliando su oferta académica destinada a la formación de profesionales y la vinculación con la transición energética argentina y de la región. 

Mirta Gariglio, directora ejecutiva del CEARE, participó del ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica, donde explicó cómo se compone la oferta académica de la entidad que lleva casi 24 años en el sector y cuáles serán las opciones que se avecinan para este 2024. 

“El CEARE está muy comprometido con la mitigación del cambio climático y el nuevo marco legal que acompañe la energía, de ser cada vez más descarbonizados y mejorar la matriz energética. Y durante 2024 tendremos los primeros 30 especialistas que egresarán de la Carrera de especialización en Energías Renovables, Eficiencia Energética y Cambio Climático”, sostuvo. 

“Tenemos mucha expectativa porque creemos en la necesidad de formar recursos humanos con esa mirada, porque la trascendencia de la energía eléctrica está en el mundo y no se puede abordar la descarbonización de la matriz sin esa herramienta”, destacó.

A mitad de año culmina la primera camada de la Carrera de especialización en Energías Renovables, Eficiencia Energética y Cambio Climático, pero desde el CEARE insistirán en esa iniciativa, a tal punto que ya se encuentra la inscripción para la segunda cursada, que dará inicio el 6 de agosto del 2024. 

Serán clases semanales sincrónicas los días martes a las 18:00 hs. (hora de Buenos Aires, Argentina) complementadas con material asincrónico audiovisual y material de estudio y consulta permanente. Y en total, la carrera tendrá una duración de 408 hora (278 horas el 1° año y 130 hs el 2°)

Mientras que las personas graduadas estarán capacitadas para enfrentar los desafíos asociados a los aspectos regulatorios económicos, jurídicos, técnicos y ambientales que los habilitarán para elaborar políticas públicas, gestionar y realizar evaluaciones, consultorías, gerenciamiento y dirección de todos los nuevos desafíos que aborda el sector para la mitigación y adaptación frente al cambio climático.

“El que se recibe del CEARE sale con la herramienta para presentar un proyecto de este tipo de energía en una licitación o cualquiera sea el contrato. Lo mismo pasa con aquella persona de una empresa que quiere establecer la eficiencia energética. Y para aquellos que exportarán lo que produzcan, cumplir con las normas de cambio climático y la reducción de la huella de carbono será fundamental porque sino habrá una limitación paraarancelaria”, destacó la directora ejecutiva del CEARE. 

Además, el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética tendrá un posgrado en economía del hidrógeno de bajas emisiones; e incluso fue consultado por la Secretaría de Energía de la Nación para el marco normativo del hidrógeno de bajas emisiones y tenemos mucha expectativa por su desarrollo en el país. 

“Estamos en el medio de cumplir metas ambientales para 2030 y estas carreras dan herramientas e instrumentos a quienes cursan, por lo que es importante involucrarnos en las nuevas tecnologías (…) En Argentina, el desarrollo energético quizás sea como gran exportador de energía y el H2 sea el segundo nivel de ingreso de divisas al país después de lo agrícola – ganadero”, complementó la entrevistada. 

La formación de especialistas en algunos de esos temas es crucial, que salgan preparados e informados. Se requiere ese input de especialistas que puedan medir el futuro y acompañar el desarrollo de cada uno de los programas, a la par que se le incorporan temas muy puntuales y técnicas como la sostenibilidad, sustentabilidad energética y escenarios a trabajar. 

“Y desde el CEARE se brinda una formación en el diálogo entre el sector público y privado para prever las dificultades en el ámbito energético y las cuestiones que avanzan fácilmente. Es decir que les damos herramientas e instrumentos para el futuro”, subrayó Gariglio. 

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Seraphim, empresa clasificada como proveedora de módulos solares Tier 1 por Bloomberg NEF, registra una capacidad de producción anual de 12 GW en diferentes plantas alrededor del mundo.

Con oficinas en más de 25 países y un alcance de sus productos en más de 110 países busca continuar creciendo en distintas latitudes y Latinoamérica no es la excepción.

Tal es así que fue una de las Diamond Partners principales para los eventos Future Energy Summit (FES) en Argentina, México, Centroamérica y el Caribe, donde sus directivos tuvieron una participación destacada.

“Seraphim estamos tratando de mostrar al mercado realmente en lo que se ha convertido Seraphim, la calidad de nuestro producto ha sido siempre el común denominador y la bandera insignia de cómo hemos llevado adelante nuestros negocios”, señaló José Luis Blesa González, director para Latinoamérica de Seraphim.

Durante el evento de FES en el Caribe, José Luis Blesa González señaló que Seraphim es una compañía que viene mostrando un crecimiento sostenido y que si bien es una variable constante en prácticamente todas las compañías de fabricación solar fotovoltaica, señaló que llegaron tiempos para marcar la diferencia.

“Hoy, bien es sabido que los precios están en su mínimo histórico, eso va de la mano con lo que ha sido la evolución de los costos. En este mismo escenario el año pasado yo comenté cuando los precios estaban yo calculo que cerca de un 80% más de lo que están hoy, que esa era nuestra propia visión al respecto y que eso iba a conllevar otros retos que tienen que ver con la supervivencia de las compañías, hasta qué grado pueden ir reduciéndose los costos manteniendo la calidad, manteniendo la fortaleza financiera de las compañías”, señaló Blesa González y, ante un auditorio de más de 400 profesionales de las energías renovables, añadió:

“Va a haber una gran purga en términos de compañías solares. Ya se ha visto en la reciente lista de Tier 1 (…) Habrá que ver cómo sigue evolucionando esa situación”.

Hoy por hoy, en términos de producto se está masificando el uso del producto de tipo-n TOPCon. Sin embargo, Seraphim es una compañía que no se enfoca específicamente en una sola tecnología, ni en un solo tamaño de celda o de dimensiones de panel, por lo que además de crecer en cuanto a capacidad de producción de módulos están trabajando en el desarrollo de variedad de soluciones de alta calidad enfocados constantemente en optimizar los costos.

Tal es así que en su abanico de oferta alrededor del mundo cuenta con celdas monocristalinas y celdas policristalinas; módulos Series S4, Series S4 Bifacial, Series S4 de vidrio doble liviano y Series S4 TOPCon. Pero aquello no sería todo.

Recientemente, también lanzaron la Serie S5 y Serie S5 Bifacial, con potencia máxima de salida hasta 610 W y 21,55% de eficiencia en 60 celdas y potencia máxima de salida hasta 670 W y 21,57% de eficiencia en 66 celdas.

Adicionalmente, la empresa está evaluando su participación en toda la cadena de valor de la estructura de módulos, del bill of materials (BoM), por lo que están llevando a cabo una serie de alianzas estratégicas que les permitan cubrir más mercado.

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Risen Energy, fabricante líder mundial de soluciones fotovoltaicas, arrasa en la región con la venta de sus módulos solares por sus altos estándares de calidad.

En efecto, recientemente fue galardonado con la prestigiosa etiqueta Top Brand PV 2024 de EUPD Research durante Solar Storage México 2024, un evento de alto perfil celebrado en Expo Guadalajara en Guadalajara, México.

En línea con su objetivo de seguir marcando tendencia en la región, Vanderleia Ferraz, gerente de Producto para Latinoamérica de la firma, reveló los ambiciosos planes para este año, en una entrevista a Energía Estratégica en el marco de Future Energy Summit.

“Risen finalizará el año con 48 GW de capacidad de producción de módulos, con 21 GW dedicados a HJT. Continuamente incorporamos mejoras en esta tecnología, consiguiendo mayores eficiencias y rendimientos energéticos”, explica. 

Y agrega: “Nuestras capacidades de producción en masa incluyen celdas ultrafinas de 90 μm, que brindan mayor confiabilidad, y módulos de hasta 725W con una eficiencia del 23,3%. Sabemos que HJT es la mejor tecnología, pero la estamos mejorando aún más”.

De esta forma, la empresa invierte mucho en I+D, centrados en el desarrollo de la tecnología heterounión. Se trata de una tecnología tipo N con numerosas ventajas sobre otras soluciones, que incluyen mayores eficiencias, mayor producción de energía sin pérdidas LID y PID, menores tasas anuales de degradación de la energía y un coeficiente de temperatura de la energía más bajo. 

De acuerdo a la experta, los módulos HJT experimentan menos pérdida de energía en condiciones reales de funcionamiento debido a la temperatura y mantienen más del 90% de su energía original después de 30 años. 

Todas estas ventajas conllevan una mayor generación de energía por kW instalado y una reducción del coste de la energía generada, conocido como LCOE (Levelized Cost of Energy).

Mercados más atractivos y desafíos por delante

Ferraz planea extender la fuerte presencia en países como Colombia, México y Brasil, hacia la región del Caribe, con especial apetito por República Dominicana.

“Tenemos una importante participación de mercado, especialmente en el segmento de generación distribuida. Por ejemplo, en Brasil, los módulos Risen representaron casi el 20 % de todos los instalados en 2023. La idea es replicar esa presencia en mercados del Caribe como República Dominicana a través de nuestros socios regionales y locales”, afirma.

Según la ejecutiva, si bien el Caribe enfrenta desafíos tales como el estancamiento del segmento de proyectos a gran escala en algunos países, tienen buenas expectativas en cuanto a cambios de políticas y la reactivación de estos proyectos. 

“Otro reto importante es la baja calidad de los módulos que ingresan al mercado. Esto socava la confianza de los clientes de la industria solar debido a resultados que están muy por debajo de las expectativas y promesas hechas durante las ventas del proyecto”, advierte.

En este sentido, revela que es bastante común, por ejemplo, que algunos fabricantes vendan una determinada potencia de salida que sus módulos en realidad no ofrecen, según las especificaciones de la hoja de datos. 

No obstante, es optimista y concluye: “Creemos que a medida que el mercado adquiera más conocimiento sobre tecnologías, se volverá más calificado y estas situaciones ocurrirán con menos frecuencia”.

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Con la presencia del gobernador de San Luis, Claudio Poggi, y directivos de las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar, junto a otras autoridades nacionales y provinciales y representantes de la comunidad, quedó inaugurado el primer parque de energía eólica “San Luis Norte”, ubicado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano al norte de la provincia de San Luis. 

El parque, que se despliega en un predio de 1500 hectáreas de extensión, cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada de 112,5 Mw de potencia e implicó una inversión de 210 millones de dólares.

Este complejo renovable, construido en asociación entre PCR y ArcelorMittal Acindar, tiene previsto, según se anunció en el acto, una etapa adicional que consiste en la construcción de un parque de energía solar con 18 MW de potencia que lo va a convertir en el primer parque de generación de energía renovable híbrida del país, poniendo en valor el recurso eólico y el solar que tiene esa región de la provincia. De esta forma, el complejo tendrá una capacidad instalada total de 130,5 MW de potencia, lo que equivale al abastecimiento de electricidad para 210 mil viviendas por año, al mismo tiempo que contribuirá a una reducción de emisiones anual de 190 mil toneladas de carbono. 

“Nos sentimos muy orgullosos de poder inaugurar nuestro primer parque de energía eólica en la provincia de San Luis y también por poder comunicar hoy nuestro compromiso de iniciar la construcción del parque solar ampliando su capacidad de generación a otros 18MW, convirtiéndose así en el primer parque hibrido de la Argentina. Se trata de un paso más que damos como compañía, demostrando que somos protagonistas e impulsores de la transición energética de nuestro país, brindando soluciones para favorecer la descarbonización de las industrias que buscan contribuir con un planeta más limpio” aseguró Martín Federico Brandi, CEO de PCR.

Por su parte, Federcio Amos, CEO de Acindar expresó que “la inauguración de las operaciones del Parque representa un importante hito en la historia de ArcelorMittal Acindar. Somos pioneros en la industria siderúrgica argentina en el abastecimiento de energías renovables, y los primeros dentro de ArcelorMittal a nivel global en implementar un proyecto de esta envergadura. Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación renovable del país y al mismo tiempo contribuir con el planeta a partir de la reducción de emisiones a la atmósfera”, afirmó Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar.

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EDP, cuya sede de energía renovable está en España, acaba de inaugurar su primer proyecto en Chile, el Parque Eólico Punta de Talca. Localizado en la comuna de Ovalle, en la Región de Coquimbo, ya se encuentra operativo.

EDP, cuarto productor global de energía eólica, es líder mundial en energías renovables y tiene presencia en 30 mercados.

En Sudamérica, donde la empresa cuenta con activos por valor de más de 7.000 millones de euros, esta operación se convierte en la segunda mayor del grupo.

El acto de inauguración ha contado con la presencia del ministro de Energía de Chile, Diego Pardow Lorenzo, así como de representantes de la compañía eléctrica.

El parque está compuesto por 14 aerogeneradores, cuenta con una capacidad instalada de 83 MWp, una producción anual que equivale al consumo de 95 mil hogares y permitirá evitar la emisión de 140 mil toneladas de CO2 cada año.

Con una inversión total de casi 111 millones de euros, la construcción de este parque, que supone el primer proyecto de este tipo para la compañía energética en Chile, generó más de 350 empleos directos, fomentando la economía local.

João Marques da Cruz, CEO de EDP en América del Sur, destacó la importancia de este proyecto, señalando que “esta inauguración representa un paso crucial en nuestra estrategia de crecimiento en Sudamérica.

Chile es un mercado clave para nosotros debido a su compromiso con la energía limpia y su potencial de crecimiento en el sector renovable. Punta de Talca es el inicio de lo que esperamos sea una fructífera relación con Chile, reforzando nuestra posición en el mercado global y compromisos en el desarrollo económico de las comunidades locales”.

La compañía llegó a Chile en 2021 y actualmente maneja una cartera de proyectos que suma aproximadamente 1000 MWp, incluyendo desarrollos eólicos, solares y de almacenamiento de energía. En 2023 se adjudicó una licitación de terrenos públicos que le permitirá desarrollar más de 300 MWp en proyectos de energías renovables en la comuna de Taltal.

Asimismo, en 2023, EDP en Chile anunció el desarrollo de tres proyectos de energía eólica en las regiones de Ñuble y Los Ríos, junto a una promotora local.

Esos parques sumarán más de 450 MWp y generarán más de 1.300 GWh de energía limpia al año, capaces de abastecer cerca de 650.000 hogares anualmente. Está previsto que estos proyectos entren en operación entre 2027 y 2030.

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La Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina), la empresa eléctrica público-privada más grande de la República Dominicana, fija metas claras en su proceso de descarbonización y activos operativos al 2030.

Su estratégica incluye aumentar el parque de generación renovable no convencional, duplicando lo que tienen actualmente en centrales eólicas y solares construidas o en obra.

“El objetivo que nos hemos fijado para el 2030 es adicionar 1000 MW de energías renovables. Eso lo venimos ejecutando exitosamente”, introdujo Rodrigo Varillas, Chief Financial Officer de EGE Haina.

En la actualidad cuentan con 515 MW de capacidad operativa o en etapas de construcción con un mix tecnológico que incluye instalaciones fotovoltaicas con módulos bifaciales o monofaciales, con seguidores y sin seguidores, y en el caso eólico diferentes tamaños de turbinas incorporando los componentes más adecuados en cada caso.

Pero su estrategia va más allá de aumentar sus activos en operación. Según comentó el CFO de la empresa, en cuanto a financiamiento gracias al apoyo de la banca local e internacional, los mercados de capitales y entidades de índole financiera, también están enfocados en bonos.

“Emitimos exitosamente el primer Bono verde de la República Dominicana, internacionalmente el primer Bono dominicano vinculado a la sostenibilidad, y si bien tuvo sus retos y sus temas con una curva de aprendizaje, en general los agentes, el mercado, acompaña o sea le gusta la estrategia, les gusta para dónde va la empresa y le gusta para dónde va la República Dominicana”, mencionó Rodrigo Varillas.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Varillas aseguró que seguirán buscando en el mercado ese tipo de financiamientos.

“Es un producto más que de alguna forma complementa porque le da un producto más a ese mercado y genera más oferta de esos títulos que, a su vez, le permiten a los individuos tener en sus portafolios ese tipo de inversiones y contribuir y alinearse con el objetivo. Entonces, tienen un efecto de comunicación pero también tienen un efecto de Capital Allocation dentro del mercado para que estén esos fondos asignados a los proyectos que contribuyen a ese objetivo de largo plazo”.

República Dominicana permitiría proyectar nuevos negocios en ese sentido, no sólo por el compromiso del país en su transición energética y sostenibilidad sino también por la demanda en alza que existe.

“Algo que permite todo este crecimiento y toda esta “bonanza” de energías renovables es el crecimiento de la demanda de la República Dominicana; o sea si el país estuviera estancado en su crecimiento de la demanda o en su crecimiento de la economía, la historia es muy diferente para los inversionistas, para los bancos, etcétera. Pero un sector que incrementa su demanda como lo hace la República Dominicana te da mucho espacio, mucho oxígeno, para la adición de nuevos proyectos de nuevas generaciones, sin necesariamente amenazar parte de la generación y de la base existente, que puede ser un reto en otros lugares”, reflexionó el CFO de EGE Haina.

En cuanto al mix energético, identificó que aunque hay una transición muy marcada hacia una mayor penetración de las energías renovables, que se puede ver reflejada en la cantidad de proyectos que adquirieron concesiones en el último año, también se refirió al potencial del ciclo combinado con gas natural como complemento incluso antes que el almacenamiento en baterías.

“Es una transición por definición y ahí hay retos tecnológicos como la instantaneidad de la demanda versus el poder de respuesta que tengo, si el recurso está o no está en el momento que se necesita. Hay diferentes formas y tecnologías para resolverlos, algunas más económicas que otras”, consideró.

En tal sentido, evaluar el costo nivelado de energía para los proyectos en tal o cual tecnología sería crucial para terminar por definir el mix energético por el cual apostar para invertir.

“Hoy en día, nosotros lo que vemos y esto es algo que va evolucionando y cambiando es que la tecnología, que le da la firmeza al sistema que las energías renovables por sí solas no le pueden dar, son los ciclos combinados en gas natural. Visto desde el LCOE, por lo tanto apostar por esos proyectos de manera inmediata combinados con las energías renovables es lo que lleva al menor costo al consumidor final que al final el objetivo de todos es energía confiable al costo más competitivo y segura”.

El almacenamiento en baterías no estaría descartado. Incluso en el mercado dominicano existe obligatoriedad para incorporar determinado porcentaje en proyectos de generación eléctrica variable. Ahora bien, desde la perspectiva del referente empresario aún sería preciso responder algunas preguntas para que la ecuación termine de cerrar a los inversionistas.

“Específicamente sobre las baterías está el tema de dónde ponerlas, en qué momento y qué servicios. Porque las baterías son como un vehículo, el vehículo puede ser un taxi o un vehículo familiar, osea tienes muchos usos para las baterías: puedes regular frecuencia, puedes mover la curva, almacenar en las 12 del mediodía y mover a las 8 de la noche; o sea, depende el uso que se le da las baterías, tiene diferentes puntos de equilibrio para esa decisión de inversión”, concluyó Rodrigo Varillas, Chief Financial Officer de EGE Haina.

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En atención a la nueva ola de energías renovables que está atravesando la región latinoamericana, cada vez más empresas analizan nuevas oportunidades de negocios mediante productos y servicios integrados para diversificar la matriz energética hacia fuentes más limpias.

Bajo esta premisa, Runergy, una empresa destacada en el sector de energía solar, tiene ambiciosos planes para 2024. En una entrevista con Energía Estratégica, en el marco de Future Energy Summit, Omar Ávila, Regional Sales Manager de la compañía revela sus intenciones de instalar 200 MW en proyectos solares distribuidos en los diversos mercados donde tiene presencia, tales como México, Colombia, Perú, Ecuador y República Dominicana. 

“Estamos apuntando alto. Somos muy fuertes en EEUU por lo que el reto, además de alcanzar esos 200 MW, es posicionar la marca en Latinoamérica. El balance de años anteriores ha sido muy positivo, especialmente en República Dominicana”, explica. 

En ese sentido, Ávila subraya que este país se mantiene como líder en la región caribeña en la implementación de sistemas de energías renovables, una tendencia que esperan continúe con la reelección del presidente Abinader. 

«Es muy buena noticia que se mantenga la misma línea, con marcos normativos estables que permitan a las compañías proyectar de mejor manera sus inversiones en este mercado súper atractivo. Esperamos que las señales regulatorias en favor de las renovables se mantengan,» comenta.

Según el experto, otros países prometedores para la compañía son Panamá, Colombia y Ecuador, donde también se están desarrollando regulaciones que hacen estos países cada vez más atractivos para la inversión en energías renovables.

“En la medida que los países crecen económicamente y van ingresando más compañías, los gobiernos van decidiendo aprovechar esas oportunidades. La continuidad de estas regulaciones durante al menos los próximos 4 o 5 años es crucial para el desarrollo sostenido del sector”, advierte.

En efecto, Ávila señala que el mercado del autoconsumo y utility en la región está en expansión. Si bien hay países más avanzados que otros, la tendencia general es incorporar más centrales de energías limpias, con algunas naciones duplicando su capacidad instalada interanual. 

Para dar respuesta a esa gran demanda energética, el experto destaca: “Estamos muy comprometidos en ofrecer un equipo sostenible que cumpla con los más altos estándares de fabricación. Nuestros procesos de producción están supremamente auditados que se acoplan a los requerimientos ESG de los inversionistas”.

En este sentido, Runergy se distingue por sus avances en tecnología solar. La compañía fabrica una amplia gama de módulos solares, enfocándose en maximizar la eficiencia energética con paneles más compactos pero de alta proyección energética. 

«Nuestro centro de innovación y desarrollo se enfoca en extraer la mayor cantidad de energía posible del menor espacio en silicio. La empresa está apostando fuerte por los paneles tipo N y HJT, con planes de introducir avances en estas tecnologías al mercado a finales de año para optimizar la producción energética”, insiste

Por todo lo expuesto, Runergy se prepara para jugar un papel crucial en la expansión de la energía solar en América Latina y el Caribe. Con un enfoque claro en la innovación, la calidad y el compromiso con la sostenibilidad, la empresa está preparada para enfrentar los desafíos y aprovechar las oportunidades que presenta el mercado de energías renovables en la región.

 Los planes de adicionar 200 MW este año son un testimonio de su ambición y capacidad para liderar en este sector dinámico y en constante evolución.

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GCL, fabricante integrado verticalmente de módulos fotovoltaicos con más de 30 años de experiencia a nivel internacional, fortalece su participación en toda la región latinoamericana.

En especial, en Centroamérica y el Caribe ha retomado actividades en los últimos dos años con el objetivo de lograr entre un 10 a un 20% de cuota de mercado con crecimiento de manera orgánica.

La empresa que ya acumula capacidades interesantes de suministro de módulos en el Caribe, especialmente con clientes de República Dominicana, empieza a interesarse además por mercados centroamericanos como Panamá, Guatemala y Honduras, en atención a las nuevas subastas que se han anunciado desde estos países.

“Prestamos mucha atención a lo que cada uno de los gobiernos está desarrollando. Y a lo que ellos están apostando es obviamente a tener energía limpia en porcentajes más altos y tener un porcentaje de participación que les permita cubrir demandas, inclusive en los puntos más lejanos”, valoró Luis Miguel Gómez, gerente de ventas para Centroamérica de GCL.

“Como tecnólogos tenemos que enfocarnos en proveer productos que tengan garantías a largo plazo y que permitan tener un [rápido] retorno para estas inversiones que ahora mismo son muchísimo más importantes”, subrayó el referente de ventas en el ciclo de entrevistas con líderes de Future Energy Summit (FES).

Como fabricante, GCL se alinea a la tendencia actual ofreciendo tecnología tipo-n con el valor añadido de trabajar continuamente por aumentar los porcentajes de eficiencia y generación en beneficio de los clientes.

“Hemos alcanzado nuevos récords de eficiencia. GCL como tal está desarrollando productos que tengan una innovación y sobre todo un diferencial interesante para los mercados del Caribe”, aseguró Luis Miguel Gómez.

Es así que, en atención a las condiciones climáticas adversas que se pueden presentar en esta zona, principalmente para sistemas de generación distribuida han avanzado en mejoras en la performance de sus módulos con valores de resistencias y cargas mecánicas mucho más altas de las estandarizadas y certificados por laboratorios terceros.

Además de alcanzar potencias arriba de los 695 W y 700 W, para el segmento utility la empresa está enfocada en la optimización de espacios de sus módulos y aprovechando su estrategia corporativa de estar verticalmente integrada, ha llegado a desarrollar una de las familias más amplias de celdas, incluyendo las celdas rectangulares y cuadradas de 210 mm.

“También estamos enfocados a ser más eficientes por metro cuadrado”, sostuvo Luis Miguel Gómez.

Aquello no sería todo. Un punto importante que no pasa desapercibido para GCL es brindar la confianza como marca para que un proyecto que opte por sus módulos se acerque más a un cierre financiero óptimo.

“La tecnología ha avanzado de manera estrepitosa en términos de capacidad y en términos de investigación. Sin embargo, creemos que lo más importante también es su bancabilidad y la prueba final de campo”, añadió Gómez.

Es por ello que el referente de GCL en la región destacó lo crucial que se vuelve que los sectores financieros avalen las garantías de los fabricantes y cómo desde industria se contribuye con empresas con track record sostenible que van generando un buen historial en la implementación de nuevas tecnologías como la tipo-n que es tendencia, la HJT que va en alza y la perovskita en la cual se continúa trabajando para aprovechar la aleación de los de los minerales.

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Risen, empresa líder de la industria fotovoltaica, cuenta con 45 GW de capacidad de producción de módulos y 33 GW de celdas en sus fábricas de primer nivel.

Su estrategia de negocios incluye ampliar su participación en plazas estratégicas de la región. Y en la actualidad, México se posiciona como uno de los mercados más atractivos dónde suministrar sus productos.

“Aprovechando el crecimiento del mercado en estados como Jalisco y Nuevo León estamos muy enfocados en fortalecer la cooperación con nuestros socios”, aseguró Vanderleia Ferraz, gerente de producto para Latinoamérica de Risen., durante el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).

Jalisco y Nuevo León son estados que lideran en generación distribuida en México, superando los 500 MW y 300 MW instalados, respectivamente en el cierre del 2023. Por lo que, desde la compañía están atentos a su red de distribuidores en estas entidades federativas.

“Vemos que el tema de la regulación de la que tanto se habla es un punto muy importante para que el crecimiento siga y pueda conseguir más market share en el solar en estos estados Jalisco y Nuevo León y también claro en el resto de México”, añadió Ferraz.

Al respecto, es preciso señalar que entre los temas en debate para generación distribuida se destacan la elevación del límite de 500 kW y la metodología de contraprestación colectiva que podría dar lugar a nuevos modelos de negocio.

En un mercado donde aún está todo por hacer, Risen llega con una propuesta de tecnología HJT que desde 2018 vienen desarrollando y que desde 2022 están implementando en mercados latinoamericanos.

“En Brasil, que es nuestro mayor mercado, el año pasado estuvimos entre los cuatro top importadores con más de 1 GW y la mayor parte fue con tecnología HJT”, aseguró la gerente de producto para la región de Risen.

Si bien la tecnología de heterounión, o HJT, basada en la celda dopada de tipo N, surgió en la década de 1970, Risen ha invertido recursos en I+D para dar un salto de calidad en la fabricación de esta tecnología.

Según la especialista de producto de Risen, las celdas con tecnología HJT basadas en obleas tipo-n, además de tener mayores eficiencias también tiene menores coeficientes de temperatura.

Un valor adicional en el que habría trabajado Risen es en minimizar la degradación de esta tecnología, lo que resulta en mayor generación a lo largo de los 30 años de la garantía de performance.

Aquello sería atractivo no sólo para el segmento de generación distribuida sino también para utility scale. Al respecto, Vanderleia Ferraz, gerente de producto para Latinoamérica de Risen, subrayó:

“Risen desarrolló un tipo específico de encapsulación para enfrentar los retos de las tecnologías HJT, que normalmente presentan por ejemplo mayores degradaciones, entonces Risen ha trabajado en esta tecnología no solo para mejorar los aspectos de la celda sino también los aspectos de los módulos para garantizar no solo mayor generación sino también que todos los inversionistas tengan mayor confiabilidad y con esto mayor retorno financiero de las plantas”.

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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.

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: a través de la Resolución Nº 204-2024-MINEM/DM, el Ministerio de Energía y Minas 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).

Según la resolución, dicha ampliación se realizará mediante equipos convencionales con características similares a los existentes. Para ello, se empleará en la disposición interruptores de potencia tipo tanque vivo, seccionadores tipo apertura central y transformadores de tensión y corriente tipo pedestal, entre otros.

Este parque prevé generar 45,3MW en su primera etapa y será compuesto por 80.248 módulos fotovoltaicos, emplazados en un área de 85ha.

A su vez, con el proyecto “Horizonte de Verano”,  la empresa también contempla la producción de hidrógeno y amoniaco verde con una inversión estimada de US$ 12,000 millones y una capacidad de generación solar de hasta 5,85 GWp en sus cinco fases, lo que representaría casi la mitad de la capacidad instalada de generación eléctrica del país al día de hoy.

De acuerdo a información de la empresa, tendría un gran impacto en la reducción de las emisiones de CO2, evitando la emisión de 4.960.000 toneladas CO2/año cuando esté finalmente construido.

De esta forma, la multinacional espera obtener la totalidad de los permisos necesarios para la construcción del proyecto durante el primer semestre de 2025. La primera fase entrará en operación a mediados de 2027 y la última fase a inicios de 2032.

Cabe destacar que la inversión de Majes Sol de Verano SAC, subsidiaria de Verano Energy, originalmente buscaba establecerse en Chile pero encontraron mayores beneficios en Arequipa, una de las regiones con mayor radiación solar en Perú.

En efecto, el desarrollo de energías renovables en Arequipa 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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El gobierno de Santa Fe brindó más detalles de la nueva edición del programa Prosumidores 4.0, el cual fue lanzado a mediados de mayo del corriente año por la Secretaría de Energía provincial con el objetivo de promover la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. 

Desde la entidad encargada de la cartera energética santafesina remarcaron que el programa implementará un esquema de balance neto de facturación, el cual tendrá una serie de incentivos para los usuarios – generadores. 

Más allá del pago por parte de la Empresa Provincial de Energía (EPE) por la energía que no se consuma y se inyecte a la red a través de un proyecto distribuido ($62/kWh para usuarios residenciales y $61,47/kWh para no residenciales), la edición Prosumidores generará un reconocimiento extra al kWh inyectado a la red. 

Esto último se debe a que se reconocerá tanto el beneficio ambiental de generar energía limpia, libre de gases de efecto invernadero, más la potencia de cada instalación, según explicaron desde la Secretaría de Energía de Santa Fe. 

“Esto transformará un beneficio extra al del pago del precio mayorista para prosumidores productivos ($20/kWh – 32% a 36% adicional) y para pequeños prosumidores ($12/kWh – 20% al reconocimiento de la distribuidora), aplicado sobre la energía inyectado en caso de que se trate de pequeñas demandas y sobre la energía total generada en caso de grandes demandas”, especificaron. 

“La vigencia de este incentivo será de 5 años y para el primer año del programa Prosumidores 4.0, el gobierno santafesino invertirá más de $140.000.000”, aclaró Maria Cecilia Mijic, subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la provincia.

El programa Prosumidores 4.0 tendrá un incentivo mayor para el sistema productivo ya que contará con línea de financiamiento verde de $120.000.000 que lanzó el Consejo Federal de Inversiones (CFI), que tendrá un plazo de hasta 48 meses (60 para energías renovables) y hasta 6 meses de gracia (incluidos en el plazo total); mientras que el CFI financiará hasta el 80% de la inversión.

Además, los usuarios – generadores con beneficios de programas anteriores podrán adherir a Prosumidores 4.0, repotenciando sus instalaciones renovables desde un 50%. Mientras que los U/G con conexiones en paralelo que no cuentan ni han contado con beneficios de programas anteriores, también podrán hacerlo ingresando su solicitud por medio del sistema de autogestión.

“Queremos que la generación distribuida sea cada vez más accesible, por lo que estamos trabajando en que cada vez haya más procesos simples y que cualquier opción de asociativismo se pueda hacer”, subrayó Verónica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, . 

Es decir, que la gestión provincial busca que un mayor número de usuarios se inclinen por tecnologías más limpias y descentralizadas, y de ese modo se sumen a los 1108 prosumidores conectados a la red (residenciales y de escala productiva, como industrias y pequeñas y medianas empresas), a la par de profesionales que se añadan a la vasta lista de más de 120 proveedores de equipamientos de renovables en la provincia.

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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 una reciente mesa de trabajo que contó con la participación del ministro Andrés Camacho; el viceministro de Energía, Javier Campillo; el director de la UPME, Carlos Adrián Correa junto con el equipo del Ministerio; se revisaron aspectos relacionados con las disposiciones regulatorias que son necesarias para la implementación de dichas comunidades.

La consolidación de las comunidades energéticas es una apuesta fundamental en el panorama de la transición energética en Colombia y la CREG está trabajando en que este proyecto de resolución se expida en el menor tiempo posible.

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Cuatro años atrás, Colombia experimentaba un crecimiento acelerado de inversiones en proyectos renovables que parecía no tener fin y posicionaba al país como uno de los más avanzados de América Latina en diversificar su matriz.

Si bien las principales generadoras del país como EPM, Enel, Celsia e Isagen nunca han dejado de construir nuevos proyectos ante la fuerte demanda de energía, especialistas advierten un estancamiento en el avance de nuevas centrales limpias y demoras en la entrada en operación de desarrollos que ya están en periodo de pruebas.

Esto es altamente perjudicial para Colombia teniendo en cuenta que fenómenos climáticos adversos como “El Niño” obligan a reducir su dependencia hidroeléctrica para garantizar el suministro eléctrico nacional.

En este contexto, Miguel Lotero, ex viceministro de Energía de Colombia y experto en la formulación de políticas públicas para el sector minero energético, reconoce esa desaceleración del auge renovable y explica sus motivos en diálogo con Energía Estratégica. No obstante, es optimista y afirma que el interés de los inversionistas aún persiste.

Muchos expertos alertan por un parate en el boom de las renovables en Colombia. ¿Qué motivó ese estancamiento?

Hay varias razones. Desde el 2014 (con la promulgación de ley de renovables) hasta el 2018, la tasa de crecimiento de las energías renovables fue exponencial: pasamos de 0 de capacidad instalada en renovables a 1200 MW con las dos subastas al final del gobierno pasado. La tasa de crecimiento era muy impresionante y fácil de ver pero como era de esperar, ese crecimiento se fue estabilizando.

Además, hemos tenido una época difícil en el sentido de tasa de cambio y tasa de interés. El peso colombiano se debilitó respecto al dólar en los años de pandemia, lo cual complicó las inversiones renovables.

También, hubo una posición deliberada del gobierno actual de no acompañar a los proyectos.  El sector de energía en Colombia es muy poco sensible al gasto público: no necesita fondos del gobierno para desarrollar proyectos. En contraposición, el Estado sí debe dar seguridad en la regulación y acompañamiento al sector privado en el desarrollo, sobre todo, en los temas de permisología y en lo vinculado al acompañamiento en comunidades. Se produjo un desescalamiento importante frente a lo que pretendía el gobierno anterior y eso el sector lo ha sentido. 

Coyunturalmente, hubo una concentración muy alta del sector energético en Colombia en los últimos 6 y 8 meses de afrontar la situación de sequía y el fenómeno de El Niño y eso fue fundamental. Todo el sector estaba con la tensión puesta en eso.

Sumado a esto, ha habido bandazos regulatorios en los cuales se ha desfigurado la institucionalidad del sector. Hoy en día tenemos un solo comisionado simple del cuerpo regulatorio que es la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), el resto de los 6 comisionados independientes no han sido nombrados en propiedad. Eso es un problema institucional bastante fuerte para el sector porque la comisión no está produciendo la regulación según las reacciones del mercado.

Debido a esa falta de funcionamiento de la CREG, el gobierno ejecutivo ha tomado algunas funciones que generaron inestabilidad en el corto plazo de lo que sucede en el sector. 

No obstante, a juzgar por las solicitudes de derecho de conexión de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), uno ve que los inversionistas no han dejado de tener interés por las renovables. Ejemplo de ello, es la capacidad de conexión a la red que se pide.

 El año pasado se asignaron alrededor de 7 GW en conexiones y esa generación era parte de un gran universo de las 57 GW adicionales que estaban en solicitud. Si tienes 57 GW en pipeline de los cuales asignas 7 GW y tu capacidad instalada total a nivel país es de entre 18/20 GW: estos números son un buen termómetro. A su vez, se espera a mitad de año con la UPME, que se puedan asignar alrededor de entre 6 y 9 GW otra vez.

Entonces, si bien señale las razones de desaceleramiento, uno mira que el interés de los inversionistas no ha bajado.

¿Por qué motivos cree que demoran tanto en entrar en operación los 1029 MW que tiene Colombia en periodo de pruebas?

Muchos de esos proyectos son desarrollados por una empresa y ejecutados por otra. Eso puede generar asimetrías de información que haya que cubrir en temas ambientales.

También en Colombia hay un tema de capacidad institucional de las entidades regionales y nacionales que están a cargo del permitting. Las regionales no tienen las capacidades técnicas para analizar ciertas cosas y hay retrasos porque los procesos no están bien habilitados. 

En el caso de las entidades nacionales como Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), hay una saturación de la capacidad operativa que puede significar cuellos de botella. Adicionalmente, los proyectos que requieren consulta previa, necesitan un acompañamiento gigante del gobierno el cual se ha visto desescalado por la administración actual.

Si esta situación perdura, creemos que tres años es muy poco tiempo para que entren los casi 4 GW de proyectos asignados por la Subasta de Cargo de Confiabilidad. Las garantías ayudan a filtrar la seriedad del desarrollo y la financiación pero es complejo porque son difíciles de conseguir para algunos desarrolladores.

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Con un potencial renovable considerable y un mercado en evolución, Perú tiene la oportunidad de convertirse en un referente regional en energías limpias.

No obstante, el impulso hacia la transición energética en el país requiere de marcos legales y reglamentarios claros con visión a largo plazo que favorezcan el desarrollo y la adopción de energías renovables. 

En línea con estos objetivos, desde hace años se está discutiendo en el Congreso un proyecto de ley clave para impulsar las energías limpias en Perú pero que aún no logra conseguir la mayoría y convertirse en ley.

Esta iniciativa 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.

Tal como ya había explicado Energía Estratégica, el objetivo de la ley es promover una mayor participación de energías renovables (solar, eólica) a fin de contar con energía eléctrica de menor costo y menos contaminante, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas..

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.

En este marco, Luis Cabrejos, experto del sector energético, destaca a Energía Estratégica la urgencia de aprobar este proyecto de ley así como la creación de un reglamento para impulsar la generación distribuida en el país.

“La propuesta de ley busca hacer más competitivas las inversiones en energías renovables al permitir que una planta solar pueda licitar contratos de energía divididos por bloques. Esta modalidad brinda una mayor flexibilidad y competitividad, facilitando la entrada de las energías limpias en el mercado energético peruano”, explica el experto.

Aunque este proyecto de ley ha enfrentado varios retrasos a lo largo del tiempo, lo cual ha generado incertidumbre en el sector, Cabrejos cree que su aprobación es solo cuestión de tiempo, ya que el mercado necesita cada vez más energías renovables para satisfacer la creciente demanda energética. 

“Con la participación de múltiples actores interesados, la presión para aprobar la ley es cada vez mayor, y se espera que el proyecto se materialice en los próximos años”, afirma.

A su vez, el especialista plantea otro aspecto crucial para el crecimiento de las energías renovables en Perú: la implementación de un reglamento para la generación distribuida. 

Este tipo de generación permite que usuarios finales y libres, como hogares y pequeñas empresas, puedan inyectar su propia energía a la red eléctrica, obteniendo beneficios económicos por ello. Cabrejos sostiene que un reglamento claro para la generación distribuida fomentaría esta modalidad, especialmente ahora que el costo de la tecnología ha disminuido notablemente.

De esta forma, el especialista enfatiza que la masificación de la generación distribuida podría tener un impacto significativo en el sistema energético del país. 

“Al brindar incentivos para que más usuarios adopten esta modalidad, se puede avanzar hacia un modelo energético más sostenible y descentralizado. Con la generación distribuida, Perú podría aprovechar mejor sus recursos solares, impulsando el crecimiento de las energías renovables a nivel local”, concluye.

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Trina Solar, empresa con 27 años de experiencia en la producción de módulos fotovoltaicos, continúa ampliando su gama de productos y presencia a nivel global con el fortalecimiento de nuevas unidades de negocios como Trina Tracker y Trina Storage.

Como Trina Storage, desde 2022 están integrados verticalmente, con una fábrica propia de celdas donde cuentan una capacidad de producción de 20 GWh de celdas de almacenamiento.

Vicente Walker, jefe para Latinoamérica y el Caribe de Trina Storage, comentó que han trabajado en la densificación de celdas en respuesta a las tendencias del mercado y demandas más crecientes de más capacidad y energía disponible.

“En la celda misma que es fabricación nuestra hemos pasado de 280 Ah a 306 Ah y ahora a 314 Ah que es un 15% más de capacidad de almacenaje en un mismo espacio físico”.

“Luego, hemos trabajado en el gabinete, donde ya tenemos soluciones de 4 y 5 MWh de almacenaje en el gabinete”.

“Además, hemos trabajado en la seguridad del producto, tema que toma mucha importancia el día de hoy, con una serie de sensores de medición en la misma celda, temperatura y voltaje y un sistema BMS (Battery Management System) para trabajar en caso de que aparezca algún incidente en en el contenedor”, detalló durante su participación en el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).

Desde su área de I+D, Trina ya cuenta con 800 personas abocadas exclusivamente a almacenamiento y enfocados no sólo en temas de densidad de celdas, capacidad del gabinete o seguridad de los sistemas. Según explicó Vicente Walker, están interesados en garantizar más energía real disponible.

“Lo que es más importante para el cliente es la energía usable, es decir cuánto de esa energía o de esa capacidad de almacenaje del contenedor es la que verdaderamente puedes usar y cómo eso se trabaja en la vida útil del proyecto”, consideró.

En tal sentido, indicó que del 100% de energía que ingresa, ocupan pequeños porcentajes para su operación, como ser un 1% para el sistema de climatización, destinando la gran mayoría a la energía disponible para los clientes.

“Nosotros al día de hoy estamos entregando de las mejores curvas de energía usable real del gabinete, descontando todas las pérdidas que tiene el contenedor de almacenamiento”, destacó Vicente Walker, jefe para Latinoamérica y el Caribe de Trina Storage.

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El sector renovable de Latinoamérica continúa en constante crecimiento y cada vez atrae más actores que se posicionan en el mercado para diversificar su matriz energética, avanzar en la transición energética y mitigar los efectos del cambio climático. 

SL Rack, empresa alemana dedicada mayoritariamente a la fabricación de estructuras para suelos y cubiertas planas e inclinadas y seguidores fotovoltaicos, es una de esas entidades que acompaña el camino hacia la sustentabilidad y que dijo presente en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean. 

Por tal motivo, Oscar Rubio, sales manager Ibérica & Latam de SL Rack, participó del ciclo “Entrevistas con Líderes” de Future Energy Summit (FES) y analizó las diferencias entre LATAM y Europa en la materia y las tendencias que se avecinan en estructuras solares para ambos mercados. 

“Siempre tenemos que analizar la ubicación del proyecto, realizar los cálculos estructurales para garantizar el cumplimiento de las normas vigentes en cada país. Por lo tanto, en el ámbito técnico, todos los procesos desarrollados en Europa se trasladaron a Latinoamérica, principalmente al Caribe”, señaló. 

Aunque con la particularidad respecto a la optimización máxima de las estructuras, ya que anteriormente contaban con factores de seguridad muy elevados por la propia falta del know-how, mientras que actualmente se optimiza al máximo la solución a suministrar en pos de lograr el precio más bajo con productos de primer orden, alta calidad y que produzca lo máximo posible. 

“Sin embargo, una diferencia muy grande es cómo son los participantes del mercado latinoamericano y el europeo. Hay una estrecha relación entre el cliente final y los correspondientes proveedores de productos”, aclaró Rubio. 

Por el lado de las tendencias, el sales manager Ibérica & Latam de SL Rack reconoció que suelen ser similares en todos los mercados y, por tanto, desde la compañía apuestan por estructuras para cada cubierta, adaptándose a cada tipo que pudiera haber en los países y la forma de construir. 

“La premisa es adaptarse, a la par de hacer hincapié en el tipo de cubierta (plana o inclinada) y del suelo. Aunque sí es cierto que los vientos son muy elevados en la zona del Caribe, de hasta 240 km/h, por lo que no se implantaron tanto los seguidores solares, sino que el mercado está orientado a estructuras fijas”, subrayó. 

Y es por ello que desde SL Rack tienen objetivos claros en la internacionalización de la empresa, mediante el traslado de su forma de trabajar, cooperar y relacionarse con los clientes, por lo tanto se  enfocan en LATAM y el Caribe con cubiertas industriales y proyectos con estructuras fijas y marquesinas. 

“El producto estrella en la región es proyecto sobre suelo con estructura fija y sobre cubierta para naves industriales. (…) Igualmente, la tendencia es que se implanta mucho el seguidor fotovoltaico en Latinoamérica, ya que la diferencia de coste es similar y produce un 20-25% más de energía”, complementó durante ciclo “Entrevistas con Líderes” de Future Energy Summit.

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Solis, fabricantes de inversores en el top3 global, garantiza los más altos estándares de calidad y el cumplimiento de las regulaciones internacionales más estrictas para el sector eléctrico.

Enfocados al 100% en electrónica de potencia, esta marca cuenta con una de las gamas de productos más amplias de inversores disponibles en Latinoamérica que van desde 0.7kW a 350 kW.

Aquello no sería todo. Además del abanico de potencias que cubren para el segmento residencial, comercial-industrial y utility, la estrategia de este fabricante es tropicalizar su oferta para atender las necesidades locales.

“Contamos con todas las certificaciones requeridas para todos los mercados en los que atendemos desde Canadá hasta la Patagonia chilena y argentina”, aseguró Sergio Rodríguez, gerente de Producto y Servicios para Latinoamérica de Solis.

“En México, ya tenemos 10 años de desarrollo, de tropicalización de todos nuestros productos en conjunto con nuestros partners principales”, agregó Rodríguez durante su participación en el evento de Future Energy Summit (FES) en México.

Para el segmento comercial-industrial, Solis cuenta con la gama más variada y de las más tropicalizadas para el mercado mexicano por el diálogo cercano que tienen con distribuidores y clientes principales que requieren instalaciones ongrid, offgrid e híbridas.

“En Solis hacemos productos hechos a la medida para el mercado mexicano”, subrayó Rodríguez.

Entre su oferta para este mercado se destaca el equipo de 60 kW trifásico 220 V, los de 124 kW para media tensión, que entran dentro de la regulación de la generación distribuida. Y para proyectos de mayor potencia, acaba de lanzar inversores híbridos trifásicos a 220 V y trifásicos a 440 V.

Adicional a eso, para sector utility también esta marca está presentando su inversor de 350 kW y, según reveló Sergio Rodríguez, gerente de Producto y Servicios para Latinoamérica de Solis, cuentan con “muchos proyectos en cotizaciones” con este inversor pero aún están a la espera de señales del gobierno para avanzar.

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La Cámara Panameña de Energía Solar, gremio que agrupa a las empresas dedicadas a la industria de la energía solar en el país, emite la presente nota para reiterar la urgente necesidad de cesar las prácticas desleales que están afectando al sector y manifestar su reconocimiento a la Autoridad de Protección al Consumidor y Defensa de la Competencia (ACODECO) por su oportuna intervención.

En los últimos meses, hemos observado con preocupación cómo las distribuidoras de electricidad, que tienen el rol regulador sobre la aprobación de instalaciones de paneles solares, han incurrido en prácticas que podrían considerarse desleales y que están afectando negativamente a las empresas del sector solar.
Entre las preocupaciones principales se destacan:

1. Conflictos de intereses: Las Distribuidoras, al actuar como reguladores y certificadores en el proceso de instalación de paneles solares, demandan a las empresas suministrar todos sus planos, permisos e incluso datos completos del cliente para tomar decisiones sobre la viabilidad de la instalación del medidor. Esta práctica, que ha venido en aumento, permite a las distribuidoras influir de manera injustificada en la aprobación o denegación de proyectos solares, generando un ambiente desigual y perjudicial para la competencia.

2. Retrasos injustificados: Hemos detectado un patrón de retrasos injustificados en el proceso de aprobación de instalaciones de paneles solares realizados por nuestras empresas asociadas. Estos retrasos no solo encarecen los proyectos, sino que también afectan la confianza de los consumidores.

3. Obstaculización en la Interconexión: Además, hemos recibido múltiples reportes de dificultar la conexión de sistemas solares aprobados a la red eléctrica, lo cual perjudica a nuestros clientes y a la expansión de la energía solar en Panamá.

La Cámara Panameña de Energía Solar reitera que estas prácticas no solo dañan a nuestras empresas miembros, sino que también obstaculizan el desarrollo sostenible y eficiente del sector energético en Panamá.

Las empresas dedicadas a la energía solar cumplen con sus obligaciones fiscales, contribuyen a la seguridad social mediante el pago de cuotas a la Caja del Seguro Social y generan un importante número de empleos en el país, siendo una fuente de crecimiento económico y sostenible.

Queremos expresar nuestro agradecimiento a la Autoridad de Protección al Consumidor y Defensa de la Competencia (ACODECO) por su oportuna intervención en la investigación de estas prácticas.

Confiamos en que su mediación y acciones contribuirán a establecer un entorno más justo y regulado, donde todas las empresas puedan operar sin trabas injustificadas y de manera competitiva.

Asimismo, hacemos un llamado a las distribuidoras de electricidad para que cesen inmediatamente estas prácticas y promuevan la transparencia y la equidad en todas sus operaciones.

La Cámara Panameña de Energía Solar seguirá vigilante y trabajando conjuntamente con ACODECO y otras entidades reguladoras para asegurar que el crecimiento de la energía solar en Panamá se desarrolle en un entorno justo, competitivo y sostenible.

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Con la expedición de la Resolución CREG 101-043 el pasado 25 de abril de 2024, la UPME precisó este miércoles que espera un aumento significativo de las solicitudes de incentivos tributarios en materia de respuesta de la demanda, por parte de nuevos sectores en temas relacionados con digitalización, buenas prácticas operativas y medición inteligente.

“Tras las novedades regulatorias, estamos muy optimistas desde la UPME que el volumen de nuevas solicitudes de incentivos tributarios se intensifique, ya que da nuevas herramientas para que sectores como el minero, hidrocarburos, termoeléctrico e industrial puedan presentar solicitudes para su viabilización técnica y económica.

Esta es una gran noticia pues permitirá que Colombia pueda avanzar más rápidamente en las metas de ahorro energético proyectadas a 2030, al permitir la concurrencia de nuevos actores con iniciativas en gestión eficiente de la energía” manifestó Adrián Correa, director general de la UPME.

Es preciso indicar que el Plan de Acción Indicativo del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía- PROURE estableció a 2030 una meta de ahorro acumulado de 1.688 peta joules, equivalentes al 10% del consumo de todo país en el año 2021, de los cuales 192 peta joules provendrían de acciones de respuesta de la demanda, donde se encuentran cobijados los sectores antes mencionados.

El ente de planeación recordó que con este nuevo marco normativo se impulsará un avance expedito en la transición energética justa, al permitir la participación de nuevos actores, quienes se suman a la cadena de gestión activa de la demanda y en consecuencia, podrán tomar mejores decisiones en su consumo energético.

Para conocer más detalles de las medidas de acción a las que los sectores de industria, minero, generación térmica e hidrocarburos pueden acceder para lasolicitud de incentivos tributarios puede consultar la Resolución UPME 319 de 2022 disponible en www.upme.gov.co

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La expansión de la energía solar en Alemania está avanzando inexorablemente, como lo demuestran las cifras más recientes. El objetivo de 88 GW de capacidad de energía solar establecido para 2024 ya se alcanzó a mediados de mayo, lo que subraya el continuo impulso y el creciente interés en la energía solar. Qué oportuno que Intersolar 2024 se celebre en Múnich del 19 al 21 de junio, donde Growatt se presentará como uno de los principales proveedores de soluciones energéticas descentralizadas en el stand B3.230.

Esto hace que sea aún más interesante para los visitantes nacionales e internacionales de la feria conocer la amplia cartera de productos de Growatt. Esto incluye sistemas pequeños para balcones como el microinversor NEO 800M-X y el nuevo e innovador sistema de almacenamiento para balcones NOAH 2000, así como inversores preparados para baterías para viviendas particulares. Además del inversor monofásico MIN-XH preparado para baterías, que está disponible en clases de potencia de 2,5kW a 6kW, Growatt también exhibirá los inversores trifásicos MOD 3-10KTL3-XH y MID 11-30KTL3-XH, que cubren todas las áreas relevantes para el sector residencial. También se exhibirá la nueva batería APX HV, que tiene un diseño modular y puede ampliarse en cualquier momento en incrementos de 5kWh hasta una capacidad energética máxima de 30kWh.

Growatt también presenta sus inversores híbridos WIT para el sector comercial e industrial (C&I). Hay dos series diferentes, el WIT 29.9-50K-XHU con el sistema de almacenamiento de baterías AXE 30-65H-E1 y el WIT 50-100KTL3-HU con la batería comercial APX. Estos productos pueden verse in situ y experimentarse en acción.

Por supuesto, otros productos de la extensa cartera de Growatt también estarán en exhibición en la feria, como los inversores fuera de la red SPF 6000ES Plus, los cargadores de vehículos eléctricos THOR y las estaciones de energía portátiles como el Growatt HELIOS, INFINITY o VITA. Estaremos mostrando estas y otras innovaciones en nuestro gran stand de exhibición durante Intersolar.

«Intersolar en Múnich nos brinda cada año la plataforma perfecta para mostrar nuestras últimas tecnologías y productos mientras entablamos un diálogo con instaladores, socios y personas interesadas», dijo Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt. «Estamos orgullosos de ser parte de este mercado dinámico y en crecimiento y esperamos presentar nuestras soluciones que hacen una contribución importante a la transición energética».

En el stand de Growatt, los visitantes podrán ver de cerca los dispositivos en exhibición, tocarlos y discutirlos con los expertos de Growatt. Alemania ha demostrado ser líder en el campo de la energía solar y Growatt está listo para apoyar este progreso con sus soluciones energéticas innovadoras.

¡Visita a Growatt durante Intersolar en el stand B3.230!

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Continúan las repercusiones tras la primera edición de Future Energy Summit (FES) en el mercado mexicano, el evento del que participaron stakeholders del sector energético comprometidos con la transición energética en México.

EDF México, BID Energy, Tuto Power y Suministradora Fénix participaron del panel de debate denominado “Visión de líderes sobre el futuro energético de México”, de la que trascendieron importantes declaraciones sobre las señales que esperan de los candidatos a la presidencia de México y las medidas que se deberán tomar para garantizar la sostenibilidad del sector eléctrico.

“Lo primero que hay que hacer es tener reglas claras”, señaló Gerardo Pérez, CEO de EDF Renewables Mexico.

“Las autoridades, sean quienes sean, del color que vengan, que se pongan a trabajar en reglas claras, que tengamos certeza jurídica, que es uno de los aspectos más graves de lo que ha pasado en los últimos cinco años en nuestro sector”, consideró el referente de EDF en México.

Esta empresa que ha estado desarrollando y operando proyectos de energía limpia en todo el país desde el año 2000, cuenta con más de 1 GW de capacidad eólica y solar fotovoltaica greenfield puesta en servicio, a lo que esperan sumarse nuevas tecnologías como solar flotante y geotermia.

“Hoy hay muchísimos proyectos detenidos por esa falta de certeza jurídica”, añadió Gerardo Pérez, quien además se desempeña como presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE).

A aquello, adhirió Andrea Lozano Bravo, directora general de BID Energy, empresa experta en suministro de energía eléctrica en el mercado mexicano quien observó la necesidad de destrabar no solo proyectos de generación sino también de distribución y transmisión para atender a los usuarios actuales y a la demanda creciente:

“Hay nuevos proyectos latentes y nos toca, como parte de participantes del mercado, incentivar y trabajar de manera colaborativa con el gobierno para lograr esto”, observó.

Como la como presidenta de la Asociación de Suministradores Calificados, Andrea Lozano Bravo, indicó que desde el gremio están manteniendo un vínculo con diferentes entidades como la CRE, CENACE, SENER, etcétera, para lograr una apertura a la mejora continua en términos regulatorios, en términos operativos buscando principalmente la transparencia del mercado y una mayor liquidez del mercado eléctrico.

“La transparencia de información nos permitirá a todos los participantes del mercado tomar medidas para poder mitigar riesgos y buscar un mercado muchísimo más eficiente en donde sobre todo el usuario final tenga el conocimiento claro”, sostuvo.

Y agregó: “el incentivar a que exista mayor infraestructura claramente ya vamos tarde pero por supuesto que esté la apertura al diálogo entre gobierno e iniciativa privada es de vital importancia”.

Juan Ramón, director Adjunto de Suministradora Fénix, coincidió con sus colegas panelistas en la necesidad de redes, subrayando que es una planificación que deberá liderar el gobierno y el sector privado colaborar y sumando al debate la necesidad de estar atentos a garantizar un suministro eléctrico renovable para el usuario final.

“Los que estamos en la iniciativa privada, los que estamos en el suministro calificado, lo que necesitamos es que haya claridad en la parte de generación; cómo asegurarnos de que los proyectos que económicamente tienen sentido se desarrollen, haya más energía y la podamos hacer llegar al usuario final, que el usuario final está deseando que llegue y muy muy importante necesita que llegue energía renovable y limpia. No es un tema ni siquiera de cambio climático, son empresas que tienen que venderle a clientes finales, a veces fuera de México, que le exigen que su suministro y sus procesos estén descarbonizados”.

De allí que desde Suministradora Fénix además de proyectos hidroeléctricos y térmicos propios, buscan ampliar su cartera de proyectos con tecnología solar y sumar otros tantos renovables de terceros para nuevos clientes que vienen a México y buscan energía limpia y competitiva.

En línea con ello, Dario Leoz, director general de Tuto Power, reconoció que para atender la llegada de nuevas industrias que busquen relocalizarse en México motivadas por la ola de nearshoring también será preciso reforzar la infraestructura.

“A todos nosotros con el tema del nearshoring nos están diciendo que una de las soluciones es el autoabasto aislado. Pero no es una solución si no tiene ese refuerzo en la transmisión y en la distribución, porque qué hacemos con un autoabasto aislado para atender un parque industrial, si no podemos conectar cargas por separado con ese mismo autoabasto aislado. Da la sensación de que ese es el plan que vamos a traer; con lo cual, el nearshoring sin agua, sin transmisión, sin infraestructura no va a ser una oportunidad lograble sinceramente”.

Desde Tuto Power acumulan 574 MW (1,995 GWh) en cinco estados de la República, destacándose el complejo fotovoltaico Puerto Libertad de 404 MWp (317,5 MW nominales) en Sonora, y según anticipó Dario Leoz, buscarían duplicar estas cifras a partir del próximo año.

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JA Solar, empresa líder de la industria fotovoltaica, continúa entre los primeros fabricantes a nivel mundial. Con una trayectoria caracterizada por la calidad de sus productos desde el 2007 cubre 165 países y regiones con tecnología de primera.

“Somos clasificados como triple AAA y eso le da tranquilidad a los inversionistas para la financiación”, aseguró María Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar.

Más de 201 GW de envíos acumulados y el 14% del market share global, de acuerdo con datos de S&P Global al 2023, son una muestra del alcance de este fabricante.

En la actualidad su estrategia involucra ir migrando su proceso y capacidad de producción de tecnología p-type a n-type para dar respuesta a la demanda creciente en los distintos segmentos del mercado.

“En toda nuestra capacidad, que son alrededor de 90 GW, el 20% solamente se hace en tipo-p y el 80% de nuestra producción está yendo al tipo-n”, precisó la portavoz de JA Solar.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, explicó: “Tenemos módulos tanto para generación distribuida que son módulos muy específicos que los epesistas piden y también los módulos para todo lo que son proyectos de utility scale”.

En Colombia, JA Solar suple a un gran volumen de proyectos a gran escala, siendo clave ser los principales proveedores de módulos para Celsia.

“En Colombia ya tenemos 700 MW construidos en proyectos de utility scale y en los próximos años esperamos crecer más”, aseguró María Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar.

En República Dominicana, donde fue llevado a cabo el evento de FES, la empresa tiene varios ejemplos de éxito en proyectos emblemáticos de utility scale como el parque solar Calabaza y también en generación distribuida, con una gran participación de mercado en este segmento.

“Como JA Solar en la isla más o menos tenemos el 30% por el Market share en todo lo que se ha puesto en generación distribuida, que son alrededor de 300 MW”, subrayó María Urrea.

En Guatemala, una de las plazas estratégicas en Centroamérica, también han participado de un proyecto de valor como lo es Orus; en el cual, la empresa la dueña del proyecto tiene un laboratorio técnico en el que ponen a prueba la performance de los módulos arrojando desde hace más de cinco años unas métricas a favor de la calidad de los módulos JA Solar.

Para conocer el abanico de productos y soluciones que ofrece JA Solar puede consultarse su web oficial. Entre su oferta, se incluyen módulos con potencias que van desde los 440 W hasta los 635 W, destacándose en la actualidad los DeepBlue 4.0 Pro.

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DIPREM, empresa que presta servicios de personal técnico especializado para diferentes fases de proyectos renovables, dijo presente en el mega evento Future Energy Summit México que reunió a más de 400 referentes de la industria de las renovables de la región. 

Paola Forero, gerenta comercial México de DIPREM, destacó la importancia de contar con personal capacitado en las distintas fases de los proyectos y el potencial del país en la materia. 

“La tendencia es que hay muchos proyectos en fases de permisos de construcción. Esos proyectos tienden a tercerizar algunos de sus servicios técnicos especializados, donde se ha dejado en manos de otros todas las fases de ingeniería, construcción y puesta en marcha de los proyectos”, sostuvo. 

“Y el panorama hacia mano de obra en México es prometedor. Hay talento por los proyectos ya operativos, en desarrollo y construcción y los 300 parques que pueden estar esperando permisos”, agregó durante el panel de debate denominado “Renovables y grandes consumidores de energía: Aliados de largo plazo” 

Cabe recordar que DIPREM es una solución de talento humano con presencia en ocho países y llegan a proveer toda la dirección de obra hasta profesionales en seguridad, medio ambiente o especialistas en turbinas, por ejemplo. 

Dentro de la región, la compañía con más de 20 años de experiencia en el mercado laboral exporta mucho talento capacitado hacia República Dominicana, Puerto Rico y en México con personal proveniente de todo el mundo. 

“Uno de los dolores más grandes de los clientes es la atracción y retención del talento técnico especializado. Y desde DIPREM buscamos solucionarlo a través de servicios integrales especializados donde apoyamos desde la dirección de obra hasta otros muchos problemas que ayudan a las empresas poder concentrarse en su core business”, aclaró Forero. 

Por otro lado, la gerenta comercial México de la compañía no fue ajena al cambio de administración que se avecina en el país, considerando que las elecciones que se llevarán adelante el 2 de junio del 2024 y que los candidatos de “Movimiento Ciudadano” (Jorge Álvarez Máynez), “Fuerza y Corazón por México” (Xóchitl Gálvez) y “Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México” (Claudia Sheinbaum) ya dejaron señales para el sector energético durante el debate presidencial. 

“Si el nuevo gobierno incentiva y apoya a la industria con nuevas iniciativas renovables, habrá más propuestas por parte de los empresarios de proyectos para sostenibilidad. (…) Sumado a que se observa la necesidad de incentivar el cuidado del medio ambiente a través de la reducción de la huella de carbono”, subrayó Forero. 

“Se debe seguir creyendo en la industria. Esperamos que las regulaciones cambien para bien, para que los proyectos que están en espera de poder empezar construcción puedan hacerlo; y mientras tanto todos los actores se preparan de la mejor manera con el talento, equipo, recursos y tecnología”, concluyó. 

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En el marco de la creciente demanda energética, crece el interés de países latinoamericanos por incorporar energías renovables a su matriz energética en pos de contribuir a disminuir el impacto del cambio climático.

Teniendo en cuenta las intermitencias de estas tecnologías, los sistemas de almacenamiento actúan como grandes aliados para otorgar estabilidad a la red y garantizar el servicio de manera confiable.

No obstante, una vez finalizada la vida útil de estas soluciones, son consideradas desechos peligrosos debido a su alta densidad energética y contenido de sustancias peligrosas, así como de electrolitos inflamables.

A pesar de que se conocen estos riesgos, solo la mitad de las LIB que llegan al final de su vida útil en todo el mundo llegan a empresas de reciclaje. 

Bajo esta premisa, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) elaboró un informe en el cual evalúa las prácticas globales y regionales para el reúso y el reciclaje de baterías de iones de litio usadas (ULIB) en América Latina y el Caribe (ALC), e identifica oportunidades de crecimiento y estrategias para la adopción de buenas prácticas en la materia.

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“La región carece de un marco regulatorio sólido para el manejo de baterías de iones de litio usadas y al final de su vida útil, lo que crea retos para el desarrollo de soluciones para el manejo adecuado del fin de la vida de las baterías”, señala. 

Y agrega: “Mientras que estos vacíos en la regulación deben resolverse en el futuro cercano, también existe la necesidad de desarrollar un enfoque regional para mejorar las capacidades locales, facilitar el movimiento transfronterizo de las baterías y promover inversiones para una recolección, reúso y reciclaje de ULIB más eficiente”. 

De acuerdo al reporte, este tipo de enfoques regionales son particularmente importantes en el caso de países con un tamaño limitado como los del Caribe, cuyos volúmenes de baterías al final de su vida serán insuficientes para justificar inversiones en sus propias capacidades de gestión de baterías. 

Por ello, el BID formula recomendaciones clave para la promoción del reciclaje y el reúso de ULIB de manera segura y respetuosa con el medio ambiente. 

Estas dan prioridad a extender la vida útil de las LIB, prevenir prácticas de gestión de EoL deficientes en la región, promover la incorporación de las baterías de iones de litio a los marcos regulatorios existentes e incentivar sistemas de Responsabilidad Extendida del Productor (REP). 

Recomendaciones, según BID

Apoyar a los actores del sector público en la integración de los requisitos de las baterías de litio en las normas nacionales de gestión de residuos, el establecimiento sistemas obligatorios de responsabilidad extendida del productor (REP) y la implementación de los marcos regulatorios nacionales específicos para baterías.

Promover la gestión segura y ambientalmente responsable de las baterías de litio a través de regulaciones que incentiven el reúso/reutilización de baterías, tasas de recuperación obligatorias y el uso de materiales reciclados en baterías nuevas.
Realizar conferencias y talleres regionales enfocados en la gestión del final de la vida, facilitando el intercambio de buenas prácticas, particularmente en relación a sistemas de recolección efectivos y aplicables, junto con plataformas colaborativas. 
Fomentar la creación de grupos nacionales para soluciones de economía circular y grupos de trabajo sobre regulación para fomentar el intercambio de conocimientos, la cooperación entre actores y el desarrollo de regulaciones específicas para la gestión de baterías de litio en países con un creciente número de baterías usadas. 
Apoyar la movilización de inversiones y fondos hacia instalaciones de reúso y reciclaje de pequeña y mediana escala. 
Brindar capacitación específica a los actores involucrados en la recolección y el transporte de baterías de litio para garantizar la implementación de buenas prácticas. 
Capacitar a las autoridades nacionales, las agencias ambientales, los recolectores y los transportadores en las áreas de buenas prácticas y el cumplimiento de las reglamentaciones pertinentes, como el Convenio de Basilea, para facilitar el movimiento de baterías usadas dentro de la región.

A modo de conclusión, el banco alerta que la necesidad de fomentar las prácticas de reúso y reciclaje de las baterías de iones de litio (LIB) es cada vez más importante a medida que aumenta la demanda de vehículos eléctricos (EV), productos electrónicos y fuentes de energía renovables (RE) (entre otros sectores).

Según sus estimaciones, la cantidad de material de baterías que estaría disponible para someterse a un proceso de reciclaje en el año 2050 oscila entre 65.000 y 74.600 toneladas.

Por ello, el BID invita a los hacedores de políticas y participantes activos en los mercados energéticos, incluidos los consumidores, las empresas de servicios públicos y los reguladores a tomar en consideración estas recomendaciones y aportar “su granito de arena” para poder detonar la actividad.

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Con el objetivo de promover el uso de energías renovables y la eficiencia energética en la región de Tarapacá, la Asociación de Industriales de Iquique (AII) y la empresa desarrolladora de proyectos renovables, Andes Solar, firmaron un convenio de colaboración el cual formaliza el vínculo de la empresa con una región con la cual ha estado relacionada hace años. Este acuerdo representa un paso significativo para ambas organizaciones en su compromiso con el desarrollo sostenible y la innovación en el sector industrial de Tarapacá.

Ambas partes, representadas por Marcos Gómez Barrera, Gerente General AII, y su par en Andes Solar, Roberto Muñoz, se han comprometido a trabajar juntos en diversas iniciativas que beneficiarán tanto a sus miembros como a la comunidad en general. Este convenio busca establecer un marco de cooperación que permita desarrollar proyectos de energía solar y eólica, promover medidas de eficiencia energética en procesos industriales, fomentar la electrificación de procesos térmicos y promover el uso de vehículos eléctricos entre los asociados.

Roberto Muñoz, señaló que esta colaboración trae consigo muchas oportunidades desafiantes para Andes Solar. “Estamos muy entusiasmados con la firma de este acuerdo, creemos que podemos ser un partner estratégico muy importante para la Asociación de Industriales de Iquique. Esperamos crear muchas oportunidades para apoyar a los industriales a través del uso de tecnologías innovadoras que se pueden implementar para aprovechar el gran recurso solar de la región”.

Por su parte, Marcos Gómez Barrera, destacó la relevancia del convenio para el sector. «Los temas de generación y eficiencia energética en la región de Tarapacá son importantísimos. El generar este tipo de vínculo nos permite entregar información fundamental a nuestros asociados en la toma de decisiones en estos aspectos. Así que esperemos que esta vinculación con la empresa nos dé las herramientas necesarias para mejorar los aspectos de generación y de eficiencia energética».

Para alcanzar estos objetivos comunes, ambas organizaciones llevarán a cabo actividades como charlas y capacitaciones sobre energías renovables y eficiencia energética, asesorías personalizadas para empresas socias en sus proyectos de descarbonización, y la promoción del uso de tecnologías sostenibles en los procesos industriales.

Con respecto a las tareas comprometidas en el acuerdo, AII será el encargado de organizar programas y actividades de interés común, difundir las iniciativas conjuntas a través de sus canales de comunicación, e incluir a Andes Solar en sus eventos y proyectos de desarrollo regional.

Por su parte, Andes Solar aportará con apoyo técnico en los procesos de descarbonización, charlas y asesorías sobre energías renovables y eficiencia energética, y la promoción de los beneficios de las energías limpias y la electromovilidad.

Este convenio consolida el vínculo que Andes Solar ha tenido con la región desde el año 2014, tras el desarrollo del primer proyecto de autoconsumo en un mall en el país y la región, que se materializó con la instalación de paneles solares fotovoltaicos para el estacionamiento del Mall ZOFRI, aprovechando el gran recurso solar del territorio. Se trata de una planta, con una potencia nominal de 210 kW, que cubre alrededor del 25% del consumo total de electricidad de las áreas comunes del establecimiento. Éste fue el primer caso en el país en lo que respecta a centros comerciales y tiene por propósito fomentar el uso de energías renovables para contribuir a la protección del medio ambiente.

10 años después, esta alianza de colaboración marca un paso importante para fortalecer la colaboración entre el sector industrial y privado en Tarapacá. Se espera que las iniciativas desarrolladas no sólo beneficien a las empresas asociadas, sino que también contribuyan al desarrollo sostenible de la región, mejorando la competitividad y fomentando el uso responsable de los recursos energéticos.

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Es la central hidroeléctrica ubicada más al norte de Chile, a 120 kilómetros al oriente de Arica y sobre los 3300 metros sobre el nivel del mar, y lleva más de cinco décadas aportando energía renovable al Sistema Eléctrico nacional, se trata de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña de ENGIE Chile que el sábado recién pasado abrió sus puertas para realizar su primera cuenta pública participativa.

Pero, ¿en qué consiste esta instancia? Es un proceso voluntario de diálogo que decidió realizar la compañía para poder presentar sobre su gestión en términos operacionales, social y ambiental.

En su primera versión, asistieron vecinos de las comunidades de Belén y Chapiquiña, Carabineros de la zona, miembros de CONAF y del Cuerpo de Bomberos de Arica; quienes además de resolver sus dudas, pudieron recorrer las instalaciones de la Central Hidroeléctrica que tiene una capacidad instalada de 10,2 MW.

Sergio García, Gerente de la GBU Renovable Zona Norte de ENGIE Chile, y encargado de encabezar la actividad en el sitio, dijo: “Estamos muy contentos de recibir a más de 50 personas en nuestra primera cuenta pública participativa de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña. Agradecidos de tener la posibilidad de contarles sobre la labor que realizamos en el día a día y poder resolver sus inquietudes respecto al funcionamiento del sitio”.

Mientras que Cristián Parraguez, Jefe de Asuntos Corporativos de la Zona Norte de ENGIE Chile, destacó la instancia, explicando que “para nosotros es fundamental contar con este espacio de diálogo transparente que permite establecer lazos sólidos con las comunidades locales de manera de potenciar los territorios, su crecimiento y sus capacidades”.

La Central Hidroeléctrica Chapiquiña opera desde 1967, está compuesta por 2 Unidades que permiten tener una producción anual de energía de 44,8 GWh, evitando emitir 13.400 toneladas de CO2.

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Del 19 al 21 de junio, se celebrará en Múnich, Alemania, la Intersolar Europe, en que Tongwei presentará su destacada gama de módulos solares, impulsando la transformación energética en Europa.

Ante los altos precios de la energía y la urgencia de la transición energética, los países europeos están impulsando activamente la transformación hacia energías verdes.

Se espera que el mercado europeo mantenga un crecimiento del 24% en 2024, con una potencia instalada total estimada en Europa hasta 105 GW durante todo el año, los módulos de tipo N, con sus ventajas de alta potencia, eficiencia, confiabilidad y ganancia en la generación de energía, están recibiendo una atención y preferencia generalizadas debido a su fuerte adecuación a las demandas del mercado europeo.

Reducir los costos de fabricación y los costos de electricidad por kwh mediante los grandes tamaños y la alta potencia ya se ha convertido en una tendencia inevitable para el avance de la industria fotovoltaica, esto es completamente coincidente con el desarrollo de la tecnología tipo N y la tecnología de módulo de Tongwei.

Impulsado por gen de la ciencia y la innovación, Tongwei ha desarrollado con éxito la primera línea piloto de células grandes de PECVD Poly en la industria, lo que ha solucionado numerosos desafíos técnicos bajo las condiciones de producción a escala de contacto de tipo N, lo que ha mejorado significativamente la eficiencia de conversión. Actualmente, las células producidas utilizando la tecnología TNC de Tongwei tienen una eficiencia de producción que supera el 26.7%.

La fabricación inteligente ecológica lidera el camino hacia una baja emisión de carbono

Como la primera empresa fotovoltaica en ingresar al ranking Fortune Global 500, Tongwei se incorpora «fabricación inteligente ecológica» y tecnología innovadora en los productos, fabricando productos que se ajusten a las necesidades locales en diferentes aplicaciones y mercados.

Al mismo tiempo, mediante el uso de tecnologías clave como 5G, plataformas en la nube, y big data, se ha construido la fábrica verde más inteligente, de menor costo de proceso y más respetuosa con el medio ambiente del mundo: la Base de Tecnología Tongwei en Jintang. En comparación con los talleres tradicionales, la fabricación inteligente 5G ha llevado los indicadores clave como la eficiencia de conversión de las células, la tasa de grado A, la tasa de desechos y el costo de los materiales no de silicio a niveles líderes en la industria.

El uso de robots inteligentes IGV ha reducido la mano de obra en más del 60%, aumentando la eficiencia de producción en más del 160% y reduciendo el consumo de energía en aproximadamente un 30%. Tongwei utiliza su gen tecnológico para la fabricación inteligente de los productos de módulos ecológicos y eficientes para el mundo.

Aceleración de la globalización y la integración vertical

Los módulos de Tongwei son muy apreciados en los mercados extranjeros, exportándose a más de 40 países y regiones, incluidos Francia, Alemania, los Países Bajos, Chile, Brasil, Japón, República de Corea, Singapur, entre otros. En el futuro, Tongwei también establecerá equipos locales especializados en el mercado de Europa para proporcionar soluciones integradas de ventas y postventa adaptadas a las necesidades locales de los clientes.

Como una empresa líder mundial de células solares y silicio, Tongwei incursionó en la fabricación de módulos en 2022. Sólo en un año, el volumen de envío de módulos de Tongwei en 2023 se encontró entre los cinco primeros a nivel mundial. Desde la tecnología hasta la capacidad de producción, desde el silicio hasta los módulos, Tongwei está «acelerando el desarrollo» en todos los eslabones de la cadena industrial. En el futuro, Tongwei seguirá innovando para proporcionar a la industria más productos de alta calidad y eficiencia.

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Panamá avanza en el proceso de Licitación LPI Nº ETESA 01-24 para la contratación a largo plazo de Potencia Firme y Energía, su primera convocatoria exclusiva para centrales de generación renovable. 

Más de 100 empresas generadoras que adquirieron los pliegos de cargos fueron convocadas por la Empresa de Transmisión Eléctrica S. A. (ETESA) para participar de una capacitación en la antesala de la presentación de ofertas. 

Desde la estatal calculan que asistirán en el orden de 250 profesionales (2 o 3 personas por empresa). Por lo que, esta instancia de preparación, que se llevará a cabo en las oficinas de ETESA, se dividirá en 6 cursos, uno por la mañana y otro por la tarde de los días 29, 30 y 31 de mayo. 

El equipo de Quantum America estará presente para despejar todas las dudas que pudieran existir sobre el funcionamiento del modelo y el software Optime, que será utilizado para la evaluación de ofertas. 

“¿Cómo el software minimiza el costo total de compra? ¿Cuáles son las restricciones que aplican? ¿Cómo cargar una oferta? ¿Cómo hacer las simulaciones? Son algunas de las preguntas que responderemos”, indicó Julián Nobrega, gerente de proyectos de Quantum America. 

Al respecto es preciso aclarar que, si bien esta licitación será a una sola ronda a sobre cerrado y a entregar en físico el día 27 de junio, los participantes deberán cargar la información previamente de manera digital.

Distinto a convocatorias previas, para la Licitación LPI Nº ETESA 01-24 en la oferta técnica se deberá aclarar el tipo de contrato, el perfil ofertado -en caso de que oferten con perfil-, potencia mínima y máxima, si están dispuestos a ofrecer flexibilidad de contratación y el plazo de inicio; en tanto que, en la oferta económica, contemplar que el precio debe tener una desagregación mensual y anual del periodo para el que se está concursando. 

Un detalle no menor es que aún resta que autoridades panameñas aclaren la metodología y criterios de evaluación de las ofertas a adjudicar. Esta semana será clave para tener definiciones sobre ese tema central.  

Por el momento, se mantendría el requerimiento de 500 MW de potencia firme, para ofertas con tecnología hidro, solar o eólica con baterías; y, solo para energía en el orden de 444 MW como máximo, dependiendo el mes en el que oferten las centrales renovables nuevas o existentes, a las que en este caso no se les exigirá hibridación con baterías.  

Plantean adendas y prórrogas para la licitación de 500 MW renovables en Panamá

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República Dominicana podría experimentar un hito significativo en el sector energético con una incorporación récord de energía solar a lo largo de este año 2024.

Este rápido crecimiento permitiría al país avanzar en sus compromisos de transición hacia energías renovables, pero también lo harían atravesar desafíos cruciales que deben ser abordados en el corto plazo para mantener la estabilidad y eficiencia del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

“Estos últimos 10 años, si los vemos en términos de generación renovable variable, teníamos cero eólica y cero solar. Actualmente, tenemos 425 MW en energía eólica y 700 MW en energía solar funcionando en el sistema”, introdujo Manuel López San Pablo, gerente general del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional (OC).

Durante su intervención en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Manuel López San Pablo advirtió que esas cifras darán un gran salto en los próximos meses por el volumen de proyectos en construcción que se interconectarán al SENI: “De acuerdo a los datos que recibimos, 700 MW de solares entran en este año”, subrayó.

Recordando que en el primer trimestre del año, la generación de energía renovable alcanzó un pico significativo, llegando a producir simultáneamente desde 1000 MW reales con solar y eólica, el referente del OC destacó que primeramente la presencia de fuentes renovables variables repercuten positivamente en lo medioambiental y económico.

“Se estaba supliendo el 40% con energías renovables variables desde las 10 am a las 3pm. Eso deprimió los costos de los precios marginales”, resaltó.

Sin embargo, observó que el aumento de la generación renovable también trae consigo complicaciones operativas. Considerando que hay horarios y días de la semana en los que se produce desde 1000 MW reales, aparecen retos en la infraestructura de red y regulación de frecuencia que los han llevado a enfrentar restricciones operativas y vertimientos.

La estabilidad del sistema es prioridad para el OC. Cuando la integración de una gran cantidad de energía renovable genera inestabilidad en la regulación de frecuencia, el operador argumenta verse obligado a aumentar los márgenes de reserva de las energías convencionales.

“A veces se tiene que restringir la energía renovable. Hemos llegado al curtailment, sí hemos llegado al curtailment”, reconoció López San Pablo.

Las rampas de subida y bajada de la energía solar son otro aspecto crucial analizado por el referente del OC: “Viene una nube y realmente acá en el país es curioso y los parques solares bajan en 2 minutos aproximadamente 150 MW”, detalló Manuel López San Pablo.

Para atender esta variabilidad el operador requeriría más energía de respaldo, que por el momento la está encontrando en térmicas con capacidad disponible, y se espera que las soluciones de almacenamiento en baterías lleguen como complemento de renovables y como servicio para evitar la pérdida de capacidad operativa.

Visto aquello, el gerente general del OC hizo un llamado a los inversionistas privados para que participen activamente en la discusión y solución de estos desafíos. “Necesitamos discutir estos temas y tener el apoyo de cada uno de ustedes para que este mercado siga evolucionando principalmente a las metas porque esto es ahora”, concluyó ante un auditorio de más de 400 profesionales del sector energético renovable en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en República Dominicana.

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En el marco de la creciente demanda energética potenciada por los efectos del cambio climático, crece el interés de países latinoamericanos por incorporar las renovables para diversificar su matriz energética.

Teniendo en cuenta las intermitencias de estas tecnologías, los sistemas de almacenamiento actúan como aliados para dar estabilidad a la red y garantizar el servicio de manera confiable.

Bajo esta premisa, en una reciente entrevista con Energía Estratégica en el marco del Future Energy Summit, María Esparza, gerente de Desarrollo de Negocios de Aggreko, empresa líder en soluciones de energía, destacó la urgente necesidad de regulaciones que impulsen la adopción de baterías para servicios auxiliares en países del Caribe, donde los racionamientos de energía son cada vez más frecuentes. 

“La incorporación de baterías es vista como una solución esencial para gestionar la intermitencia de las energías renovables en las redes eléctricas. Sin embargo, a pesar de la disminución de los costos tecnológicos, la implementación de baterías no es financieramente viable sin el apoyo adecuado de la regulación”, afirmó.

Por ello, resaltó la necesidad de avances normativos en varios países del Caribe y América Latina: “La regulación de baterías para servicios auxiliares es fundamental para atraer inversiones. Sin una forma clara de monetizar la energía almacenada, los inversionistas se muestran reticentes”. 

De acuerdo a la experta, está necesidad está siendo contemplada por actores públicos y privados y países como Guatemala, Panamá, Costa Rica, Colombia, y República Dominicana están en diferentes etapas de desarrollo de sus marcos regulatorios para el almacenamiento de energía. 

“Aggreko espera que hacia finales de 2024 se establezcan regulaciones claras en todos estos países, lo que permitiría una participación más amplia en el mercado de servicios auxiliares y almacenamiento”, aseguró.

Asimismo, subrayó la importancia de brindar seguridad jurídica para los proyectos a largo plazo, garantizando que los acuerdos de 20 años se mantengan a lo largo de la vida del proyecto, sin verse afectados por cambios gubernamentales o de políticas energéticas.

Crecimiento del autoconsumo y el mercado de utilities

Al analizar el mercado latinoamericano, Esparza subrayó el notable incremento del autoconsumo, especialmente en el Caribe, impulsado por las elevadas tarifas eléctricas. 

“Cada vez más usuarios están optando por instalar paneles solares, encontrando en la autogeneración una alternativa más económica a la energía de la red. Panamá, en particular, se destaca por sus incentivos fiscales y financieros que fomentan el autoconsumo en todos los niveles, desde residencial hasta comercial e industrial”, enfatizó.

A su vez, reveló que el mercado de utilities también muestra un crecimiento constante debido a la creciente demanda de energía. En este sentido, Aggreko aspira a aumentar su participación en este mercado en expansión, aprovechando las oportunidades que surgen con las necesidades energéticas en la región.

Novedades y expansión de la compañía

En línea con este aumento de tecnologías renovables, Esparza señaló que 2023 fue un año muy positivo para Aggreko, con un crecimiento de dos dígitos en los últimos dos años. 

Según la experta, la empresa ha logrado consolidar una capacidad instalada considerable en la región, lo que les ha permitido fortalecer su reputación y expandir sus operaciones en Centroamérica, el Caribe y otras partes de América. Para 2024, las expectativas se centran en mantener este ritmo de crecimiento de manera sostenible, continuando con el apoyo a sus clientes en diversas geografías.

“Aggreko está en una posición sólida para liderar proyectos 100% renovables e híbridos, tanto para emergencias como a largo plazo mediante acuerdos de compra de energía (PPAs). La reciente adquisición de una compañía de sistemas solares en África y Reino Unido, junto con acuerdos globales con fabricantes de tecnologías solares, ha fortalecido su capacidad para desarrollar proyectos solares en la región”, aseguró.

Además, la ejecutiva anunció que la compañía está trabajando fuertemente en proyectos solares y de almacenamiento tanto propios como de sus clientes y que busca incursionar en el sector de energías eólicas. Esta diversificación tecnológica posiciona a la empresa como un actor clave en la transición energética de la región.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil puso a consulta pública los avisos de las Subasta de Compra de Energía Eléctrica a Empresas de Nueva Generación (popularmente conocidas como Subastas de Energías Nuevas – LEN), denominadas “A -4” y “A-6” del 2024. 

La aportes a la consulta pública se podrán enviar hasta el 3 de junio de 2024 y las convocatorias están previstas a realizarse de manera secuencial en el mes de diciembre del corriente año, que tendrán el objetivo de proporcionar crecimiento del mercado para los distribuidores del Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Brasil para 2028 y 2030, respectivamente.

En la LEN “A-4” podrán participar proyectos eólicos, solares, termoeléctricas con costo variable unitario cero, y centrales hidroeléctricas mayores a 5 MW y de hasta 50 MW de capacidad, mediante parques nuevos o la ampliación de plantas de generación existentes y soluciones híbridas, con un plazo de suministro de 15 años.

Mientras que en la Subasta de Energía Nueva “A-6” se negociarán dos tipos de suministro: El primero con los mismos proyectos de la LEN A-4, exceptuando a las centrales hidroeléctricas de hasta 50 MW de potencia. 

¿Por qué? Dicha tecnología tendría un apartado exclusivo para contratación en modalidad cantidad, con un plazo de suministro de 20 años, en cumplimiento de la Ley N° 14.182/2021.

Además, se deberá negociar al menos el 30% de la energía calificada de los proyectos de generación; sumado a que en el caso de las centrales hidroeléctricas tendrán la particularidad de que los contratos establecerán la posibilidad de rescisión si el proyecto se ve afectado por un uso óptimo del curso de agua que comprometa el suministro de los lotes de energía contratados en la subasta.

Por otro lado, no podrán participar en las licitaciones A-4 y A-6 2024 aquellos proyectos híbridos con cambios en las características técnicas que resulten en la eliminación de una de las tecnologías de generación; como tampoco las centrales ganadoras de llamados regulados anteriores y que se encuentran en proceso de cambio de características técnicas, no aprobadas por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). 

Aunque quedan exentas del nuevo registro las empresas que se inscribieron en la Subasta de Energías Nuevas A-5 de 2022 para proyectos eólicos, solares fotovoltaicos, hidroeléctricos y termoeléctricos de biomasa o biogás.

Además, el Ministerio de Minas y Energía de Brasil finalmente presentó una metodología para definir la garantía física de las plantas híbridas con el fin de que las mismas participen en este tipo de convocatorias 

Más de dos años sin convocatorias

De concretarse, estas serán las primeras Subastas de Energía Nueva desde el regreso de Luiz Inácio “Lula” da Silva a la presidencia en Brasil, ya que, a lo largo de los últimos años no se llevaron a cabo producto de la baja demanda por parte de las distribuidoras. 

Incluso, durante los últimos meses de la gestión de Jair Bolsonaro se canceló la LEN A-6 del 2022 porque las distribuidoras de energía no declararon la necesidad de comprar energía eléctrica, como resultado de varias medidas en curso en aquel entonces, como por ejemplo la propuesta de apertura del mercado, la ampliación de la generación distribuida y el descuento de las usinas de Eletrobras.

Mientras que en 2023 (primer año del período actual de Lula), directamente no hubo llamados ni consultas públicas al respecto; por lo que desde el Ministerio de Minas y Energía indicaron que varios actores inciden negativamente y provocan el vaciamiento de estos procesos. 

“El primero que se puede destacar es el contexto de liberalización y apertura en el que se inserta el sector eléctrico brasileño. La apertura del mercado es un movimiento que se asocia a una mayor libertad económica de los agentes, ya que les permite elegir a sus proveedores de electricidad. El proceso aporta mayor libertad de elección a los consumidores, con el consiguiente aumento de competitividad, al permitir el acceso a proveedores distintos al distribuidor”, dice una nota técnica que es la base de la consulta pública.

Aún según el documento del MME, el libre mercado se viene consolidando como motor de expansión del sector eléctrico, dado que las plantas que no tienen contratos en el entorno regulado son responsables del 67% del parque en construcción, siendo el total en construcción de 15.435 MW en abril de 2024.

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La región andina de América del Sur, caracterizada por su diversidad geográfica y climática, enfrenta desafíos significativos en el suministro eléctrico debido a factores climáticos extremos como El Niño. Este fenómeno, que provoca variaciones extremas en las condiciones meteorológicas, afecta directamente la generación de energía, especialmente en países que dependen en gran medida de fuentes hidroeléctricas. En este contexto, los intercambios de electricidad entre países de la región se presentan como una solución estratégica para garantizar la estabilidad y seguridad energética.

Bajo esta premisa,  Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú, aprobaron la Resolución que adopta los Reglamentos Operativo, Comercial y de la Designación y Funciones del Coordinador Regional para la implementación del Mercado Andino Eléctrico Regional.

De esta forma, se fijaron los lineamientos para que a partir del 1 de julio de 2026 se efectúen intercambios de electricidad entre dichas naciones. De ahora en más, la regulación deberá ser adaptada de acuerdo a la normativa en cada uno de los países firmantes, antes de esa fecha.

Según un comunicado de la Comunidad Andina (CAN),  la resolución aprobada establece las condiciones y procedimientos para la liquidación, facturación y pago de las transacciones internacionales de electricidad, el tipo de garantías financieras, la metodología de cálculo y el procedimiento para su implementación. También, se designaron las competencias del país que asume la función de Coordinador Regional.

Del evento en el que se firmó este convenio de integración eléctrica, participaron el Viceministro de Electricidad y Energías Renovables de Bolivia, Ronald Veizaga, el Ministro de Energía y Minas (e) de Ecuador, Roberto Luque, el Ministro de Energía y Minas de Perú, Rómulo Mucho, el Jefe de la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del ministerio de Minas y Energía de Colombia, Juan Carlos Bedoya, el Secretario General de la CAN, embajador Gonzalo Gutiérrez, el director general de Transformación Productiva, Integración Física y Servicios, Diego Caicedo y como Observadores el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow y una delegación del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Las autoridades consideraron que con la adopción de esta norma se marca un hito histórico en la Comunidad Andina, permite fortalecer la seguridad energética regional, promover el desarrollo sostenible e integrar los mercados energético de los países andinos.

Repercusión de las entidades del sector energético

Esta firma obtuvo el visto bueno de numerosas entidades e importantes players del sector que estaban esperando un convenio así desde hace años.

Una de ellas fue la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), quién destacó que esta iniciativa permitirá la transmisión de energía entre los tres países, aprovechando así los excedentes de generación que haya en cada mercado, lo cual puede redundar en beneficios económicos para los usuarios a través de tarifas más bajas.

En efecto, Omar Prias Caicedo, director de la CREG, dijo a través de un comunicado: “Estamos consolidando un esfuerzo de varios años que no solo beneficia la economía de nuestros países, sino que también garantiza un suministro de energía más estable y a menor costo para los usuarios”.

En el caso de Ecuador, Daniel Carrillo Nieto líder de proyectos Nepos Energy, destaca a Energía Estratégica: “Un fenómeno natural como El Niño pone en riesgo la seguridad energética de los países de la región y se necesita trabajar en la regulación para poder generar más acuerdos de integración que sean robustos y fuertes. Poder cooperar entre países vecinos es una solución necesaria y oportuna». 

Además, otros expertos del sector sugieren incluir la línea de transmisión de Loja-El Oro dentro del Plan de Expansión de la Transmisión PET, para aprovechar el mayor potencial energético del país (fotovoltaico y eólico), ubicado en la provincia de Loja y su cercanía en interconexión con Perú, por la provincia de El Oro.

En conclusión, distintos representantes del sector coincidieron en que la cooperación regional no solo proporciona una solución inmediata a las interrupciones causadas por estos eventos, sino que también fortalece la resiliencia del sistema energético, promoviendo un desarrollo sostenible y seguro para todos los países involucrados. La integración energética regional es, sin duda, una estrategia clave para enfrentar los desafíos climáticos del futuro.

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En la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX) presentamos la propuesta “Luz Limpia para Todos los Mexicanos” que tiene como objetivo asegurar que todos los mexicanos y las empresas cuenten con energía suficiente, limpia y a costos competitivos.

También propone fortalecer a la CFE a través de la colaboración entre el Gobierno y el sector privado; darle al país la mejor alternativa en términos ambientales con la adopción de múltiples fuentes de energía renovable que reduzcan la dependencia de una única fuente de energía; aprovechar el nearshoring para que lleguen nuevas inversiones, se abran más empresas y se creen más y mejores empleos.

En la presentación participaron el Presidente Nacional de COPARMEX, José Medina Mora Icaza; el Presidente de la Comisión Nacional de Energía, Carlos Aurelio Hernández y el Vicepresidente Nacional de la Sustentabilidad, Jorge Ramírez Hernández.

La propuesta “Luz Limpia para Todos los Mexicanos” forma parte del Acuerdo por un México con Desarrollo Inclusivo que impulsamos en COPARMEX y es producto de meses de análisis y deliberación con expertos y de 8 paneles realizados entre agosto y septiembre de 2023. Eso se tradujo en 8 líneas de trabajo, 31 propuestas específicas y 106 acciones.

Las principales metas son:

La reducción de la pobreza energética en México, con 550 mil personas que puedan tener garantizado el acceso a la energía eléctrica.
Inversión anual para transmisión y distribución de 9 mil millones de dólares, lo que en seis años representaría 54 mil millones.
Inversión para la generación en CFE y en empresas de energía limpia se tiene la meta de 12 mil 600 millones de dólares anuales, con una inversión de 75 mil 660 millones en seis años.
Captar 35 mil millones de dólares en Inversión Extranjera Directa en nuevas inversiones gracias al Nearshoring.

José Medina Mora afirmó que este plan: “es una apuesta por fortalecer los órganos reguladores autónomos, siempre en la colaboración entre el Gobierno y el sector privado, tenemos que tener este diálogo y este trabajo en conjunto. El que no haya energía suficiente, el que esto se traduzca en apagones y que hogares, trabajos, fábricas, escuelas y hospitales se queden sin la posibilidad de dar el servicio, es algo que nos afecta a todos los mexicanos. Nos parece que no debemos seguir sufriendo apagones porque esto es una pérdida para todo el país”.

Por su parte, Jorge Ramírez apuntó que este plan de trabajo está pensado en el beneficio de todos. “Es una propuesta que democratiza la generación eléctrica, propuestas democráticas que nos permitan tener un país que respete el medio ambiente, que busque utilizar los recursos naturales de manera adecuada, pero, sobre todo, que tengamos lo necesario para poder seguir creciendo, desarrollando y ser inclusivos en el país. Nuestro Modelo de Desarrollo Inclusivo busca, precisamente eso, garantizar que utilizando de manera responsable los recursos naturales con los que contamos, logremos empujar el desarrollo”.

Carlos Aurelio Hernández añadió que: “estamos en una situación en donde, de no afrontarlo de manera conjunta, pues vamos a ver cómo va creciendo esta situación de estrés en el mercado. Tenemos un inminente cambio climático, que todos estamos experimentando con las altas olas de calor y que nuestro sistema hoy debería de estar preparado para eso con las inversiones necesarias en generación. Lo que nos parece fundamental es privilegiar el diálogo técnico sobre lo ideológico y (…) poder sacar este gran reto que es nuestro Sistema Eléctrico Nacional y que todos los mexicanos puedan tener luz limpia y para todos sus hogares sin apagones y a precios accesibles”.

Cabe destacar que el Banco Mundial señaló que en 2010 las empresas en México perdieron el 3.4% de sus ventas por los cortes de electricidad. Un ejemplo del daño muy actual lo señala el Consejo Nacional de la Industria Maquiladora y Manufacturera de Exportación de México (Index), que declaró que, por cada hora sin electricidad, se estima la pérdida de alrededor de 200 millones de dólares

Con esta propuesta de “Luz Limpia para Todos los Mexicanos”, en COPARMEX pretendemos democratizar la generación eléctrica, porque no hay nada más incluyente que permitir que los hogares y que las micro y pequeñas empresas generen energía aprovechando, por ejemplo, sus techos para captar y aprovechar la energía solar.

Hacemos un llamado a los candidatos a la Presidencia para que incluyan estas propuestas en su gobierno y de la mano del empresariado, garanticemos el servicio eléctrico para todos los mexicanos.

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Unirac, pionero en estructuras para energía solar, y S-5!, la autoridad líder en soluciones de fijación solar para techos metálicos, anunciaron un nuevo capítulo en su larga asociación el pasado mes de abril en el marco de Solar + Storage México en Guadalajara. Esta colaboración es un movimiento estratégico para simplificar procesos y superar barreras en el camino de la transición energética, facilitando las instalaciones solares.

La alianza abarca varias iniciativas clave que están destinadas a redefinir los estándares en la tecnología de montaje solar. Unirac ha extendido sus certificaciones UL 2703 para integrar las abrazaderas y soportes de S-5!, un requisito de cumplimiento crítico cada vez más demandado por las agencias de permisos. Esta certificación asegura que estas abrazaderas ahora están completamente aprobadas para su uso con el Sistema ASCENDER® y los sistemas SolarMount® de Unirac. Una lista completa de las abrazaderas certificadas de S-5! está disponible en los manuales de instalación de Unirac.

Además, la alianza está dando pasos significativos en la integración tecnológica. Unirac está trabajando activamente para incorporar las soluciones de S-5! en la herramienta de diseño U-Builder™ de Unirac. Esta integración promete simplificar el proceso de diseño de proyectos solares, haciéndola más eficiente y fácil de usar.

Chema Delgadillo, Gerente General de Unirac en América Latina (Latam), dice, “Creemos firmemente que la alineación entre S-5! y Unirac es una combinación perfecta, construida sobre una base de valores compartidos y colaboración innovadora, que asegura una experiencia  inigualable para el cliente y les llevará energía solar de la manera más eficiente, confiable y respetuosa con el medio ambiente.”

La alianza marca un avance significativo en abordar varias necesidades críticas dentro del sector de la energía solar. En primer lugar, asegura el cumplimiento de los nuevos requisitos para que los accesorios de fijación estén integrados en las certificaciones UL2703. Estos requisitos son cada vez más exigidos por las agencias de permisos. Este aspecto de su colaboración garantiza que sus sistemas no solo cumplan con estos estrictos estándares, sino que también proporcionen a los clientes la seguridad y el cumplimiento que necesitan.

“S-5! se destaca como el líder en soluciones de fijación para techos metálicos, con una gama completa de aplicaciones,” continúa Delgadillo. “Su destreza en ingeniería se alinea perfectamente con nuestros propios estándares, creando una combinación poderosa no solo en aspectos técnicos, sino también en los valores compartidos de nuestras culturas corporativas. Al adoptar prácticas sostenibles y cumplir con los códigos líderes de la industria, no solo estamos asegurando la longevidad de las instalaciones solares, sino también construyendo confianza y seguridad entre los clientes.”

Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales de S-5!, añade, “Estamos entusiasmados de llevar nuestra alianza con Unirac a un nuevo nivel, haciéndolo más fácil y eficiente para los diseños de los sistemas FV y los permisos que utilizan sus rieles y nuestras abrazaderas.” Continúa, “Siempre nos hemos esforzado por hacer los procesos de la foma más fácil posible para los instaladores y usuarios finales, proporcionando soporte y datos técnicos de clase mundial. Hemos trabajado con Unirac durante muchos años, por lo que esta asociación fue una elección natural tanto en los EE. UU. como en América Latina.”

Rob Haddock, Fundador y CEO de S-5!, añade, “Dos marcas de primera categoría que se unen para ofrecer soluciones de montaje completamente diseñadas que mejorarán mutuamente a ambas marcas, proporcionando a nuestros usuarios soluciones sostenibles que duran toda la vida de sus inversiones solares. ¡Esta cooperación tiene todo el sentido!”

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Recientemente, los componentes de la serie TNC-G12 de Tongwei se enviaron con éxito a Rotterdam, Países Bajos, lo que demuestra que los productos de Tongwei de esta serie tienen la capacidad de salir al extranjero en lotes.

En el primer trimestre de 2024, las operaciones en el extranjero de componentes de Qualcomm han logrado un progreso significativo.

En febrero, Memodo firmó un acuerdo de suministro de componentes de 300 MW con el principal distribuidor fotovoltaico de Europa, y en abril se entregarán los primeros componentes TNC-G12 a Memodo. Además, los componentes TNC-G12 también se envían a Polonia y se entregan a Solfinity, un socio europeo autorizado.

En el futuro, Tolkien también suministrará componentes de alta eficiencia TNC-G12 y G12R a PVO International para sus proyectos fotovoltaicos en Finlandia.En Latinoamérica, TNC también ha firmado un pedido de 100MW TNC-G12R con sus socios.

El acceso exitoso de los módulos TNC-G12 de Tongwei en el mercado de varios países europeos marca un nuevo avance en el proceso de internacionalización de Tongwei. Logramos la complementariedad de los productos con los servicios localizados mediante la cooperación con los distribuidores excelentes locales de Europa, a fin de proporcionar a los clientes módulos de alta calidad de Tongwei, consolidando y ampliando la participación en mercado europeo.

Velocidad de Tongwei, sólo en 4 días

Recientemente, el primer módulo TNC-G12 de alta eficiencia de Tongwei salió de la línea de producción en la base de Hefei, lo que marcó el comienzo de la era de alta potencia de 700W+ de Tongwei. Solo 4 días después, Tongwei logró una completa producción masiva y entrega rápida de los módulos TNC-G12, demostrando una vez más la velocidad de Tongwei.

En la actualidad, Tongwei está trabajando arduamente para garantizar la entrega de pedidos de productos serie TNC-G12, satisfaciendo las necesidades de los clientes y avanzando el cumplimiento satisfactorio de proyectos posteriores con capacidad de producción eficiente. Durante más de un año después de la inclusión en el eslabón de módulos, Tongwei ha logrado con éxito una producción masiva y entrega de productos competitivos mediante la mejora continua de las tecnologías y los equipos, demostrando una fuerte capacidad de producción y de ejecución estable de entrega.

Líder en tecnología, productos con ventajas evidentes

En el contexto de la neutralidad de carbono global, la generación fotovoltaica se ha convertido en una herramienta crucial para impulsar la transición energética baja en carbono. A pesar de los estrictos estándares de entrada al mercado FV en los Países Bajos, Tongwei, una empresa fotovoltaica líder de China, ha abierto las puertas del mercado neerlandés con las excelentes tecnologías y productos de alta eficiencia, y planea ofrecer más productos FV de alta calidad a los clientes europeos.

Los módulos serie TNC-G12 de Tongwei destacan por las grandes células cuadradas de propia investigación y producción, las células TNC tienen una eficiencia hasta 26,7%, con potencia máxima hasta 720W. Con apoyo de materiales y tecnología de alta calidad en toda la cadena industrial, este módulo ha experimentado mejoras significativas en la salida de potencia, la bifacialidad, el coeficiente de temperatura, entre otros aspectos, mientras con aumento en la generación de energía eléctrica, una reducción del 3% en los costos del balance de sistema (BOS), y una disminución del 1,8% en el costo nivelado de energía (LCOE), contribuyendo así a lograr mayores ingresos.

En cuanto a la fiabilidad y durabilidad, el TNC-G12 también demuestra un excelente desempeño. Se aplica tecnología de embalaje avanzada y materiales de alta calidad, garantizando un funcionamiento estable incluso en condiciones climáticas extremas, ha superado diversas certificaciones regionales y pruebas de diferenciación, y puede adaptarse a distintos ambientes.

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El gobierno de Argentina reconoció públicamente que se saldará la multimillonaria deuda que mantiene la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) con las generadoras de energía del país por las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024. 

Tras la adhesión de Central Puerto y Pampa Energía, el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, anunció la adhesión del 100% de las generadoras y petroleras al bono bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38). 

“100 pct de adhesión a la propuesta de cancelación de deuda de CAMMESA correspondiente a las facturas de diciembre y enero. Cabe resaltar la buena predisposición de los empresarios del sector que, entendiendo la situación heredada, adhirieron a la propuesta”, señaló el titular del Palacio de Hacienda a través de redes sociales. 

“El sector energético, que ya mostró un superávit comercial de 2400 millones de dólares en el primer cuatrimestre del año, tiene un enorme potencial en nuestro país, con un superávit proyectado de 25 mil millones de dólares para el 2030”, agregó. 

El bono AE38 vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad (ver nota), por lo que las empresas que aceptaron las condiciones planteadas por el Poder Ejecutivo tendrán una quita cercana al 50% del capital pendiente.

Es decir que si bien la deuda acumulada entre diciembre 2023, enero y febrero 2024 oscila $1.074.258.000.000 (alrededor de USD 1250 millones), el monto final a emitir será de aproximadamente $600.000.000. Liquidaciones que deberán ser canceladas en cuestión de los próximos diez días hábiles.

Mientras que las liquidaciones de los acreedores del MEM del mes de febrero de 2024 serían canceladas con fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA a efectos de las cobranzas y con aquellos disponibles por las transferencias realizadas por el Estado Nacional al Fondo Unificado con destino al Fondo de Estabilización.

Esta decisión llegó pocas semanas después de que la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) enviara una nota a Caputo expresando rechazo a la forma de pago de la deuda que mantiene CAMMESA, aunque en aquel entonces se dejó en claro que la situación dependería de lo que cada generador decida y también de la respuesta del gobierno.

“Las diferencias existen y esto no arregló nada. Al contrario, las empresas se vieron muy presionadas y seguramente obligadas a firmar por no tener un conflicto mayor con el gobierno. De todas maneras todos los males no se remediaron. La acción daña la seguridad jurídica y las futuras inversiones, además que nadie sabe que puede venir más adelante”, manifestaron fuentes cercanas del sector en conversación con Energía Estratégica. 

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Estados Unidos enfrentó importantes alertas por clima severo durante esta semana. Iowa fue el estado más afectado por el impacto de tornados de envergadura, que en la tarde del día martes 21 de mayo arrasaron con todo a su paso.

Tres parques eólicos estuvieron entre las instalaciones que se vieron dañadas por lo que estudios iniciales indican que podrían haber sido tornados EF-3 en la escala Fujita, con vientos entre 136–165 mph / 219–266 km/h.

MidAmerican Energy, subsidiaria de Berkshire Hathaway Energy, reportó la baja de cinco aerogeneradores en su Parque Eólico Orient (520,9 MW) y uno adicional en su Parque Eólico Arbor Hill (326 MW). En ambos casos, se trataría de turbinas Vestas modelo V110-2.0 MW®.

Por su parte, RPM Access, productora de energía independiente, habría sufrido el destrozo de cuatro aerogeneradores en su Parque Eólico Prescott, también de marca Vestas pero el modelo, en este caso, sería V150-4,2 MW®.

Desde Vestas informaron a medios locales que varias de sus turbinas registraron vientos de más de 100 mph  o 160 km/h  antes de que los sensores dejaran de comunicarse.

Las redes sociales estallaron por los videos que circularon con tomas apocalípticas de tornados destruyendo molinos eólicos de más de 80 metros de altura como si fuesen escarbadientes.

Entre ellas, las grabadas por Reed Timmer, un cazador de tormentas y meteorólogo, capturan lo que el especialista describió como un tornado de «acción de vórtice de succión helicoidal» que atravesaba el sitio de uno de aquellos parques eólicos en Iowa.

A tres días de los hechos, Iowa -proclamado en estado de emergencia por desastres- atraviesa una nueva alerta pero ahora por inundaciones, de acuerdo con el Servicio Meteorológico Nacional, mientras busca su recuperación de la situación crítica en la que lo dejaron los tornados del pasado martes.

Tal es así que, los equipos de trabajo en los parques eólicos afectados retomaron las actividades en estos días para restaurar los componentes del sistema y volver a poner buena parte de la capacidad instalada en operación.

«Partes de los parques están en operación por todas las turbinas que hemos podido inspeccionar y limpiar hasta este momento», confirmó Tina Hoffman, vicepresidenta de comunicaciones corporativas de MidAmerican Energy, en exclusiva para Energía Estratégica.

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Días atrás, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó para comentarios un borrador por el cual se establecen los límites máximos de potencia y dispersión de a la regulación de autogenerador y generador distribuido colectivos.

Se trata de la continuidad a la reglamentación parcial que se expidió en el mes de diciembre con el Decreto 2236 de 2023 y está alineado a las resoluciones que recientemente fueron expedidas por la UPME para el RUCE y los criterios de focalización, junto con las que publicó el Ministerio de Minas para la autogeneración y productor marginal virtual.

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Según pudo saber Energía Estratégica, la propuesta de la UPME ha sido calificada por expertos como un avance significativo para el sector de las energías renovables en Colombia.

Uno de ellos fue Hemberth Suárez Lozano, Abogado y Socio fundador de OGE ENERGY, quien en diálogo con este medio destaca: “El borrador es muy positivo para las energías renovables no convencionales y es un hito en la historia de las energías y de la regulación sobre Autogeneración que siempre fue individual y ahora pasa a ser para beneficio de un número plural de usuarios. Hay 100 % de probabilidades de que se apruebe”.

En otras palabras, este cambio permitirá que un gran número de usuarios puedan beneficiarse de la producción de energía renovable, lo cual fomenta una mayor adopción de estas tecnologías y promueve la sostenibilidad energética en el país.

Principales cambios en la regulación

De acuerdo a Suarez Lozano, el borrador de la UPME fija nuevas reglas para la venta de excedentes e introduce nuevas pruebas para la aprobación de la conexión, lo cual requiere una actualización de los Acuerdos del Consejo Nacional de Operación de Energía.

De esta forma, el experto espera que estos cambios tengan un impacto significativo en el mercado energético colombiano tales como:

− Más negocios en la construcción, administración, operación y mantenimiento de activos productores de energía, lo cual significará un aumento de la generación de energías renovables no convencionales como la eólica y la orgánica, sumada a la solar fotovoltaica;

− Modificaciones en las políticas de financiación por parte de entidades bancarias dado que esto implica la inversión en más activos;

− Incremento en las solicitudes de asignación de capacidad y conexión ante el Operador de Red;

− Alteraciones en las cláusulas de los contratos.

Por todo lo expuesto, el especialista subraya que esta propuesta «no solo facilita la implementación de recursos energéticos distribuidos, sino que también reduce la dependencia de la red nacional».

«Esto aliviará el Sistema Interconectado Nacional y permitirá una reducción en los precios de la energía para los consumidores que utilicen autogeneración y producción marginal. Además, promoverá un sistema energético más sostenible y eficiente», concluye.

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El gobierno de Paraguay continúa afinando detalles para la publicación del pliego de la licitación internacional para la construcción del primer parque fotovoltaico del país, que se ubicará en Chaco Central y permitirá diversificar la matriz eléctrica del país. 

Si bien se esperaba que la convocatoria estuviera en el primer cuatrimestre del corriente año, una serie de factores vinculadas al precio de referencia y plazos del contrato de compra – venta de energía generaron demoras en el proceso, por lo que desde el Poder Ejecutivo anunciaron que estará en las próximas semanas. 

“En menos de un mes saldremos con la licitación del primer parque solar en Paraguay. A final de junio tenemos el desafío de tener lista la licitación, que también se dará a medida que la Ruta Bioceánica signifique un factor de desarrollo en Chaco Central”, aseguró Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay. 

“Tenemos el desafío de sostener esa alternativa, sobre todo con la energía fotovoltaica. Entonces ese energético que hoy no consumimos dentro de la matriz, puede significar una fuente de generación de energía eléctrica importante para sostener el incremento de la demanda”, agregó.

El parque fotovoltaico a subastar finalmente tendrá 140 MW de capacidad (40 MW más de lo previsto) y su instalación tendrá un costo aproximado de USD 1.000.000 por cada megavatio de potencia, según cálculos realizados por la Administración Nacional de Electricidad (ANDE). 

En principio sólo la ANDE tomará y comercializará  esa energía renovable, ya que la reciente reglamentación de la Ley N° 6977/2023 (fomento a las ERNC no hidráulicas) le permite a la Administración adquirir energía eléctrica de los generadores ERNC a través de la suscripción de un contrato PPA (Power Purchase Agreement).  

La ley marca un plazo de suministro de 15 años, pero desde la Vocería de Gobierno del Paraguay informaron que buscarán extender ese período de contrato PPA hasta 30 años entre la ANDE y los generadores, cogeneradores, transportistas y exportadores de energías renovables no convencionales. 

“El objetivo es asegurar mayor interés de parte de inversionistas que operan en el sector eléctrico y mayor diversificación de proyectos de generación”, explicaron manifestaron desde la Vocería Presidencial.

“Los inversionistas en ERNC apuntan que el tiempo debería ser mayor a 15 años, considerando que ese plazo es corto para los inversionistas y que la tarifa resultante de la licitación solar sea más competitiva. Por lo que se enviará al Poder Ejecutivo para modificar el artículo afectado y pasar de 15 a 30 años de licencia y del contrato PPA con la ANDE”, complementó Félix Sosa, presidente de la Administración Nacional de Electricidad. 

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Enel México, empresa con una trayectoria de más de 15 años en el país y presencia en tres estados de la República, se posiciona como el principal operador de energías renovables de México con 3000 MW de capacidad total gestionada proveniente de 19 proyectos. 

En atención a la nueva ola de nearshoring que está atravesando el mercado, la empresa analiza nuevas oportunidades de negocios mediante productos y servicios integrados para todas aquellas empresas que buscan relocalizarse. 

“Las empresas que lleguen aquí al país por esta ola de nearshoring van a necesitar forzosamente energía verde y van a necesitar ser más eficientes, entonces tenemos que aprovechar toda la experiencia de otros países y buscar que las renovables sean realmente el protagonista de esta ola del nearshoring”, señaló Lorena Martínez, Head Regulatorio e Institutional Affairs de Enel México. 

Durante su participación en el primer evento de Future Energy Summit (FES) en México, Lorena Martínez advirtió que el aumento de la demanda eléctrica que provocarían las actividades productivas de las empresas que ingresen al país requeriría más energía disponible que lo que indican los últimos pronósticos de expansión de la generación. 

“Si se detona este fenómeno del nearshoring, la capacidad instalada en renovables proyectada en el último PRODESEN para el 2030 se tendría que triplicar”, indicó Martínez.  

El último Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2023-2037 estima que entre 2023 y 2026 se interconecten 22,774 MW; de los cuales, 30.58% sería solar de gran escala, 9.18% solar GD, 2.27% hidro y 2.27% eólicos. Y, del periodo 2027 a 2037 se calcula una adición de 46,138 MW; de allí, el 37.06% sería solar de gran escala, 14.04% solar GD, 8.72% hidro, 8.65% eólica.

Aquellas cifras, parte Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de las Centrales Eléctricas (PIIRCE) del PRODESEN, dan cuenta del gran potencial e interés de desarrollar principalmente proyectos fotovoltaicos, identificando en el orden de 24 GW fotovoltaicos en gran escala y 8.5 GW en generación distribuida al 2037.  

Para llevar a cabo este volumen de proyectos e incluso tripicarlos, Martínez consideró que sería preciso una colaboración público privada que permita el despliegue no sólo de estos nuevos proyectos en generación, sino además de infraestructura de red. 

“Hay que buscar, de la mano con el sector público, mecanismos para poder detonar el despliegue de infraestructura y de inversiones. Entonces, creo que es importante aprovechar este fenómeno [de nearshoring] pero hacer a las energías renovables verdaderamente el protagonista”, enfatizó Lorena Martínez, Head Regulatorio e Institutional Affairs de Enel México. 

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Trina Solar presentará sus módulos Vertex S425 W en el próximo Webinar de la empresa desarrolladora de energía renovable, distribuidor y proveedor de soluciones energéticas, BayWa r.e, este 6 de junio de 2024, a las 10:00hrs (horario centro de Colombia) mediante la plataforma Teams.

El evento busca acercar a empresas de instalación fotovoltaica, profesionales de la energía e interesados de la industria, la última tecnología de estos paneles solares, lanzados por primera vez al mercado, en marzo de 2022, en Australia.

Los asistentes aprenderán de la mano de expertos sobre la eficiencia y potencia de generación de los módulos, cuáles son sus criterios de diseño, su compatibilidad con sistemas de montaje e inversores y su rendimiento y garantía.

Los módulos Vertex S 425W son perfectos para múltiples proyectos fotovoltaicos. Su diseño compacto les permite alcanzar una eficiencia máxima de 21,3% y una tolerancia positiva de 0/+5W, con tecnología de interconexión de alta densidad. Su tamaño compacto y su bajo peso permite un fácil manejo, y con ello, reduce costes de instalación gracias a su flexibilidad de montaje.

Este webinar forma parte de una serie de conversaciones que realiza la empresa BayWa r.e. para dar a conocer las últimas tecnologías de la industria energética global y abrir el dialogo entre expertos e interesados sobre las demandas del mercado. Además, de permitir un espacio de aprendizaje gratuito y accesible.

En esta oportunidad, en representación de Trina Solar, expondrá Israel Sánchez, Product Manager Latam de la compañía y experto en diseño, instalación y mantenimiento de plantas fotovoltaicas.

“Para Trina Solar es sumamente importante acercar las últimas tecnologías que hemos diseñado, sobre todo, aquellas que son compactas y de fácil manejo para nuestros usuarios, como son los módulos Vertex S 425W.

Agradecemos la oportunidad que brinda BayWa r.e. para educar y crear espacios para conversar con quienes tienen la opinión más valiosa para nosotros: nuestros clientes”, señaló Sánchez.

¿Cómo puedo participar?

Si te interesa ser parte de este webinar, debes registrarte en el sitio web del evento, creado por BayWa r.e mediante Microsoft Teams, ingresando aquí.

La entrada Trina Solar acerca sus paneles compactos de última tecnología en Webinar de BayWa r.e” se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara Eólica Argentina (CEA) nombró a Martín Federico Brandi como el nuevo presidente. En el marco de la designación de su nueva Comisión Directiva para el período 2023-2024, el actual CEO en PCR fue elegido por unanimidad por los miembros de la CEA. Lo acompañará en la 1º Vicepresidencia Bernardo Andrews, CEO de Genneia y anterior presidente de la Cámara, y en la 2º Vicepresidencia, Ruben Omar Lopez, director de Energías Renovables en Central Puerto.

La designación se realizó durante la Asamblea Anual Ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2023.

Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Jorge Ravlich, gerente de Planeamiento y Desarrollo de Negocios Eléctricos y Renovables en YPF LUZ, como Secretario y a Sebastián Roberto Lanusse, director operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero.

El nuevo Presidente, Martín Federico Brandi expresó: “Me siento honrado y entusiasmado de asumir la Presidencia de la CEA.” También remarcó “es fundamental implementar acciones concretas tanto a nivel global como local para impulsar el sector renovable y capturar oportunidades de crecimiento. La inversión en infraestructura eléctrica es crucial para toda la economía, no solo para las renovables. En Argentina, existe una alta correlación entre el crecimiento de la demanda de energía eléctrica y el crecimiento económico. La falta de infraestructura eléctrica compromete la seguridad del abastecimiento y pone trabas al crecimiento económico.”

De esta manera, la CEA seguirá trabajando incansablemente, como lo ha venido haciendo, para fomentar las oportunidades de crecimiento económico e impulsar el crecimiento de la matriz energética renovable en el país. 

La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera: 

Presidente: Martín Federico Brandi (PCR)

Vicepresidente 1º: Bernardo Andrews (Genneia)

Vicepresidente 2º: Ruben Omar Lopez (Central Puerto) 

Secretario: Jorge Ravlich (YPF Luz)

Tesorero: Sebastián Roberto Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur)

Vocales Titulares: Andres Gismondi (Vestas), Gabriel Vendrell (Aluar), Rodolfo Freyre (PAE), Diego Lopez Cuneo (Hychico), María Veronica Barzola (Goldwind), Martín Parodi (Total Energies), Ivan Duronto (AES), Marcos Cardacci (Nordex), Gastón Guarino (Gri Calviño) 

Vocales Suplentes: Lucas Méndez Trongé (PCR), Gustavo Castagnino (Genneia), Adrían Salvatore (Central Puerto), Mariana Iribarne (YPF Luz), Angel Horacio Antelo (Grupo Frali), Cecilia Remiro Valcarcel (Vestas), Javier de Oromi Escalada (Aluar), Cristian Sebastián Puyol (PAE), Pilar Delgado (Hychico), Fernando Errea (Goldwind), Emilia Strunz (Total Energie), Martín Genesio (AES), Pablo Urban (Nordex), Antonio Barbarbosa (Gri Calviño). 

Revisor de Cuentas Titular: Martin Jue (PAE)

Revisor de Cuentas Suplente: Francisco Caramelo (PAE)

Héctor Ruíz Moreno continuará ejerciendo la Gerencia General de la CEA.

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En un escenario donde la capacidad instalada de energía solar en Panamá ya supera los 107 MW, la empresa Nsolar, de capital nacional, marca un hito significativo al convertirse en la primera compañía en obtener la distinguida certificación internacional B Corporation.   

La certificación B Corporation (o Corporación B) se obtiene con el cumplimiento de rigurosos estándares sociales y ambientales, de gobernanza, transparencia y responsabilidad.    

Nsolar, miembro fundador de la Cámara Panameña de Energía Solar, no solo destaca su liderazgo en materia de sostenibilidad, sino también su contribución al crecimiento y desarrollo de la industria solar en la región.

«Para nosotros en Nsolar, ser una empresa implica más que buscar ganancias financieras; se trata de un balance, ambiental y social tener un impacto positivo en la sociedad.   Por ello, decidimos gestionar esta certificación, ya que, desde nuestros inicios en 2014, la responsabilidad social ha sido parte de nuestro ADN.» -afirmó Juan Carlos Arango, Director Comercial de Nsolar, al recibir el reconocimiento.

Por su parte, la Directora de Sistema B en América Central y El Caribe Elisa Patiño, destacó la satisfacción de entregar la primera certificación de B Corporation en toda la República de Panamá.   Al ser pioneros en este logro, se espera servir de modelo e inspiración para otras empresas del sector, impulsando así un cambio positivo en el panorama empresarial y social de la región.  

La industria solar no solo representa un valor económico significativo en Panamá, al impulsar la creación de empleo y la generación de energía limpia, sino que también contribuye de manera sustancial al beneficio social, al fomentar la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y promover un entorno más sostenible y saludable para las comunidades locales.

La obtención de la certificación B Corporation de Nsolar es un testimonio del compromiso del sector de las Empresas pertenecientes a la Cámara Panameña de Energía Solar, con la sostenibilidad y la responsabilidad social corporativa, sentando un precedente para futuras empresas que deseen seguir su ejemplo en la promoción de un desarrollo empresarial más ético y consciente del entorno.

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El hidrógeno verde (H2V) se está posicionando como una prometedora alternativa de energía limpia en todo el mundo por su capacidad de descarbonizar sectores altamente contaminantes tales como la agricultura, minería y transporte. 

Si bien es una tecnología que aún se encuentra en sus etapas iniciales, teniendo en cuenta el alto potencial eólico y solar de América Latina, la comunidad científica elabora constantemente rigurosos estudios que evalúan su viabilidad económica y crece el interés de inversores por montar proyectos piloto en esta región.

En efecto, países como Chile, Brasil y Colombia, son los más avanzados en esta carrera por ser pioneros en la industria de hidrógeno verde. Como ya había anticipado Energía Estratégica, la Agencia Internacional de Energía (IEA) publicó un reporte (modificado al 23 de enero del 2024) donde indica que existen 15 plantas de hidrógeno verde en operación en Latinoamérica.

De dichos proyectos, 6 se encuentran en Chile, 4 en Colombia, 2 en Brasil, y los 3 restantes se encuentran en Argentina, Perú y Costa Rica, respectivamente.

Según H2LAC, la plataforma colaborativa para el desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados en América Latina y el Caribe, la planta más grande, antigua y representativa de Sudamérica es la de Industrias Cachimayo (Grupo Enaex) ubicada en Perú.  Ésta, actualmente, produce alrededor de 8.6 toneladas de H2V al día.

La planta Cachimayo opera desde 1965 y es la única planta local de producción de nitrato de amonio grado ANFO, con una capacidad de producción de 36 Mton/año.  Originalmente era alimentada mediante energía hidroeléctrica y más recientemente, suscribió un PPA renovable de energía certificada mediante la adquisición de certificados REC. La planta industrial de amoniaco usa el hidrógeno verde con 25 MWe de consumo aproximado en electrolizadores.

A pesar de estar más atrasado que sus pares latinoamericanos en cantidad de proyectos, el pasado 23 de marzo, el gobierno peruano promulgó la Ley de Fomento al Hidrógeno Verde (Ley N° 31992), la cual fue recibida por expertos del sector como la normativa más “ambiciosa” de Latinoamérica en cuanto a objetivos e incentivos.

Esta regulación recae en los proyectos de 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.

En este escenario, Pool Suarez, experto del sector, destacó en sus redes sociales: «El desafío está en la mesa. 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». 

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Y agregó: “No obstante, esto requiere una acción coordinada y decisiva. Es crucial definir un enfoque claro y decidido sobre qué vector energético se va a priorizar en el futuro, buscando siempre la competitividad. Para ello, es esencial que tanto el gobierno, como la demanda y la oferta hagan su parte”.

De acuerdo al experto, además de la planta de Industrias Cachimayo, los esfuerzos más significativos de Perú se han centrado en la industria, con ejemplos como: el de Colbun S.A que recientemente inauguró una planta de hidrógeno con capacidad de 8,000 m³ al año, e iniciativas de empresas como Verano Energy, Anglo American y Repsol que también están apostando por el desarrollo del H2V en el país.

El camino a seguir

Bajo esta premisa, el hidrógeno verde presenta una oportunidad única para que Perú transforme su matriz energética y se convierta en un líder regional en energías limpias. Con la Ley de Fomento al H2V, el país ha dado un paso significativo, pero el verdadero desafío radica en la implementación efectiva y la colaboración entre todos los actores involucrados.

La competitividad en el mercado global de hidrógeno verde dependerá de la capacidad de Perú para desarrollar su infraestructura, atraer inversiones y fomentar la innovación tecnológica. 

Según Suarez, la visión de desplegar hasta 12 GW de electrólisis es ambiciosa pero alcanzable si se alinean correctamente los esfuerzos y recursos.

“Estamos de vuelta para seguir generando conocimiento en el mercado de energía en Latam, promoviendo un futuro más limpio y sostenible”, concluyó.

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JA Solar, empresa líder de la industria fotovoltaica, se mantiene en la élite de fabricantes TOP 3 de módulos, con más de 201 GW de envíos acumulados y el 14% del market share global, de acuerdo con datos de S&P Global al 2023.

Desde sus 14 fábricas y más de 5000 colaboradores alrededor del mundo, cubre 165 países y regiones. En el continente americano, cuenta con un equipo en crecimiento atento a la evolución de los mercados locales.

“Hemos incrementado nuestra huella. Hace dos años atrás, teníamos oficinas en Estados Unidos, México, Brasil y Chile. Actualmente, también estamos en Panamá, Colombia, Perú y Argentina”, señaló Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar.

Durante su participación en el webinar denominado “Paneles solares certificados: Desmitificando las normas IEC 61215 y 61730”, la referente de JA Solar señaló grandes hitos de la compañía y se refirió a cómo promueve altos estándares de certificación para módulos fotovoltaicos.

Entre los grandes diferenciales, destacó que este fabricante es reconocido como TOP Performer por PVEL y RETC, laboratorios de pruebas destacados; como TOP Brand por EUPD Research, agencia que realiza encuestas de satisfacción de usuario, y que están certificados por UL y TUV.

Un dato que no pasó desapercibido es que adicional a los laboratorios de terceros, JA Solar apostó por un laboratorio propio certificado con la ISO 17025-CNAS donde lleva a cabo pruebas inhouse de acuerdo con las normas IEC 61215 y IEC 61730.

¿Por qué se aboca a esto? JA Solar sigue elevando la vara de calidad y seguridad en la industria, que junto a la eficiencia e innovación que ofrecen en sus productos, contribuyen a la madurez y competitividad del sector.

Al respecto, Victor Soares, gerente técnico para Latinoamérica de JA Solar, se refirió a la importancia de estas normas para evaluar la resistencia mecánica, el desempeño eléctrico y la durabilidad de los módulos fotovoltaicos.

“La International Electrotechnical Commission (IEC) presenta una secuencia de pruebas diseñadas para determinar las características eléctricas y térmicas del módulo y demostrar que el módulo es capaz de resistir la exposición prolongada en climas exteriores generales, así como pruebas para verificar la seguridad de los módulos fotovoltaicos”, indicó Victor Soares.

Entre las pruebas que abordó el especialista durante el webinar detalló en qué consiste la Prueba de estabilización (MQT 19), Prueba de electroluminiscencia (MQT 01/MST 01), Pruebas de rendimiento energético (MQT 02/MST 03), Prueba de aislamiento eléctrico (MQT 03/MST 04), Prueba de coeficientes de temperatura (MQT 04), Prueba de rendimiento de baja irradiancia (MQT 07), Prueba de exposición externa (MQT 08), Pruebas de puntos calientes (MQT 09), Prueba de acondicionamiento en frío (MST 55), Prueba de calor y humedad (MQT 13), Prueba de resistencia a la carga mecánica (MQT 16), Teste de impacto de granizo (MQT 17), Prueba de ruptura de módulos (MST 32), Prueba de erosión/oxidación (niebla salina), Prueba de impacto de bola de acero, entre otros.

¿Cuáles son los resultados de los ensayos y simulaciones más exigentes por caída de granizo y/o piedras de vandalismo? ¿Es recomendable cambiar el módulo solar, si queda agrietado el vidrio del panel por algún golpe pero sigue funcionando? ¿Se debe cambiar todo el módulo o se puede reemplazar solo el vidrio? Fueron algunas preguntas respondidas por los especialistas a la audiencia que siguió la transmisión en vivo del webinar en YouTube y LinkedIn.

Conoce más sobre las normas IEC 61215 y IEC 61730, sus certificaciones asociadas y casos prácticos que dan cuenta de su importancia en módulos fotovoltaicos, en el video del webinar que continúa disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.

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

En este contexto, la asociación civil sin fines de lucro,  Perú Renovable, emerge 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, Alfredo Vivanco, Presidente de Perú Renovable, y Gabriela Sobrados, Directora de la misma institución, comparten su visión sobre la coyuntura peruana y señalan propuestas para el avance del sector en el país sudamericano.

“En 2024, se espera un significativo crecimiento en la adopción de renovables en Perú. Respaldado por políticas gubernamentales, inversiones en infraestructura y una creciente conciencia ambiental, el país tiene como meta alcanzar el 20% de participación de energías renovables en su matriz energética para el año 2030. Este objetivo, establecido por el gobierno peruano a través del DS N° 003-2022-MINAM, refleja un compromiso con la transición hacia un futuro más sostenible”, explica Vivanco.

En este sentido, el experto proyecta que la capacidad instalada de energía renovable, que incluye solar, eólica e hidroeléctrica, continúe expandiéndose. Incluso, destaca que se están ejecutando proyectos a gran escala, como parques eólicos y solares, con la participación tanto del sector público como privado.

“Este año entrarán en operación 4 proyectos que sumarán 507 MW al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), contribuyendo significativamente a la diversificación de la matriz energética”, asegura.

Desafíos y retos por delante

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

A pesar de todo este potencial, Sobrados reconoce que el sector de las energías renovables en Perú enfrenta diversos retos. 

“Uno de los principales desafíos es mejorar la infraestructura de transmisión para integrar de manera eficiente la energía renovable en la red eléctrica nacional. Además, se requiere una mayor estabilidad en el marco regulatorio y político para brindar seguridad jurídica a los inversionistas y promover un entorno propicio para el desarrollo de proyectos”, enfatiza.

Y agrega: “Otro aspecto crucial es la necesidad de mejorar la capacidad técnica y de gestión en el sector, así como promover la inversión en investigación y desarrollo de tecnologías renovables”. 

Además, sugiere la necesidad de abordar las preocupaciones socio ambientales, como la consulta y participación de las comunidades locales en el desarrollo de proyectos y la mitigación de impactos ambientales.

Cambios sugeridos en el marco regulatorio

Con el objetivo de superar estos obstáculos, ambos especialistas proponen cambios específicos en el marco regulatorio para potenciar la actividad renovable en el país. Por ejemplo, proponen el establecimiento de mecanismos de subasta para tecnologías como la geotermia, que actualmente enfrentan barreras económicas debido a sus altos costos iniciales. 

“Las tecnologías renovables como la eólica y solar son rentables actualmente y se debe fomentar su inversión. Caso aparte es el de la geotermia, por ejemplo, que requeriría de mecanismo de subasta para su viabilidad, dado que su costo es alto comparado con otras tecnologías (aproximadamente, relación de 5 a 1 con la solar)”, explica Vivanco.

 Además, Sobrados plantea la creación de un mercado de servicios complementarios que reduzca la inflexibilidad de las unidades térmicas y fortalezca la confiabilidad del sistema eléctrico peruano.

En conclusión, ambos expertos coinciden en la necesidad de un enfoque integral que aborde tanto los aspectos técnicos y regulatorios como las preocupaciones sociales y ambientales para impulsar el crecimiento sostenible del sector de las energías renovables en Perú. 

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La firma GCL, fabricante de módulos solares totalmente integrados desde la extracción del silicio hasta la producción de paneles, analizó la evolución tecnológica del mercado fotovoltaico durante el mega evento Future Energy Summit (FES) México. 

Vitor Rodrigues, director técnico LATAM & Iberia de GCL, vaticinó cambios tecnológicos en las tipologías de celdas solares durante los próximos años a partir de la reducción de la reducción de costos de producción. 

“Los precios bajaron mucho rápidamente, vinculado a la demanda y la oferta. Pasamos de un supplies market a business market, por lo que tenemos más oferta que demanda y las capacidades aumentaron. Pero no creo que se mantenga así por mucho tiempo más”, indicó durante el panel de debate “Energía limpia 24/7: el rol de la energía solar, el almacenamiento y el hidrógeno verde”.

“Tuvimos un cambio tecnológico en 2021 con TOPCon, pero habrá otros en el futuro, ya que por ejemplo ya escuchamos hablar de células tándem, que serán una realidad. Quizás no sea ya mismo con los precios actuales, pero con una estabilización de los precios a lo largo del 2024 y 2025 podremos tener este cambio hacia el 2026”, afirmó. 

Esto no significa que el mercado fotovoltaico no sea “interesante” para GCL, pero su director técnico LATAM & Iberia reconoció que actualmente los márgenes de la compañía no le permiten realizar tanta inversión en llevar adelante esas modificaciones tecnológicas. 

A pesar de ello, GCL se posiciona entre las empresas top 500 en China y su papel como la segunda empresa más importante energética a nivel local que amplían sus negocios hacia nuevas latitudes, incursionando en mercado como el centroamericano y destacando aumentos significativos en la eficiencia de los módulos, pasando del 19% al 22% en menos de un lustro mediante avances en celdas PERC y la transición hacia módulos N-Type.

“Por otro lado, los desafíos no son sólo tecnológicos, sino también de bancabilidad y trazabilidad. Es una realidad para presentar nuestra tecnología para cada proyecto, por lo que desde los fabricantes debemos ayudar en bajar las emisiones de carbono, garantizar auditorías de trazabilidad hasta el silicio para cumplir con los requisitos del mercado”, aclaró. 

Es por ello que desde GCL apuntan a soluciones más dedicadas al mercado Latinoamericano, como por ejemplo productos de cargas mecánicas superiores donde utilizarán distintos marcos de aluminio con compósitos para conseguir 4000 pascales. 

“Queremos traer distintos diseños, somos flexibles y sabemos que no hay una única solución para los proyectos; sino que en algunos se necesita más potencia, otros más cargas mecánicas, entre otras. Es decir, diseños de módulos que permitan la compatibilidad con el sistema”, subrayó Vitor Rodrigues ante un auditorio con más de 400 referentes del sector energético de la región. 

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Gonvarri Solar Steel ha firmado un nuevo acuerdo para el suministro de 40 MWp de sus seguidores solares 1P en Chile, reforzando su posición como uno de los principales proveedores de estructuras solares en el país. Este contrato incluye el suministro de más de 796 seguidores monofila y bifila para un paquete de proyectos situados en las regiones del Atacama y Valparaíso.

Estos proyectos involucrarán la instalación de más de 60.000 módulos fotovoltaicos, lo que permitirá la generación de energía limpia suficiente para abastecer a 23.000 familias cada año. Esta iniciativa no solo subraya el compromiso de Chile con la incorporación de energías renovables en su mix energético, sino que también marca un importante avance en la adopción de tecnologías sostenibles en una de las zonas con mayor irradiación solar del mundo.

La reciente operación se suma al anuncio realizado por la compañía hace unos meses sobre el suministro de 118 MW de sus seguidores 1P también en la región del Atacama. Con estos proyectos, Solar Steel ha alcanzado un track record de más de 600 MW en Chile, de los cuales 158 MW están actualmente en proceso de suministro, reafirmando su posición como un actor clave en el mercado solar chileno, y del panorama global.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 21 GW suministrados en +45 países por todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio. Para más información, visite: www.gsolarsteel.com 

Sobre Gonvarri Industries

Gonvarri Industries cuenta con más de 6.000 empleados repartidos por más de 27 países a través de 54 fábricas, 29 centros de distribución y oficinas desde las que suministra soluciones metálicas desde sus líneas de negocio: Centros de Servicio, Metal Structures, Solar Steel, Soluciones de Almacenaje, Electromovilidad, Precision Tubes y Laser.

Para más información www.gonvarri.com 

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AES está enfocada en ser una empresa energética con generación 100% de fuentes renovables. Para lograrlo, no sólo impulsa un plan de descarbonizar sus operaciones con cierres de centrales a carbón, sino que además prepara un portafolio de proyectos eólicos y solares para invertir en los próximos años.

A nivel global, esta multinacional tiene expectativas de crecimiento en doble dígito de aquí al 2027, contemplando un backlook -megavatios contratados asociados a proyectos renovables-, de más de 10000 MW a nivel mundial.

República Dominicana no será la excepción. En este mercado caribeño, tienen en operación 150 MW con los proyectos Bayasol, Santanasol y Agua Clara; y, según se anticipó en el megaevento de Future Energy Summit (FES) realizado este año en el país, se prevé una fuerte apuesta a renovables.

“Actualmente, tenemos en construcción unos 240 MW que deberían entrar en dos etapas en los próximos 12 meses”, introdujo Edy Jiménez, vicepresidente Comercial de AES Dominicana.

¿Qué es lo que sigue? En su plan de negocios para los próximos 5 años la compañía estima que la inversión solo en energías renovables alcanazaría los 900 millones de dólares; por lo que, adicional a los proyectos ya mencionados, se suma un pipeline en desarrollo de aproximadamente 500 MW.

“Cuando vemos todo el horizonte yo diría que en los próximos 5 o 6 años AES está planificando tener en operación aproximadamente 900 MW de renovables no convencionales”, declaró Edy Jiménez.

No obstante, aquella apuesta por eólica y solar durante este lustro, vendría acompañada aún por su portafolio gas to power que ya inició con la ejecución de los primeros proyectos y tiene previsto continuar unos años más como tecnología de transición.

“Abogamos por una transición energética responsable”, argumentó el vicepresidente Comercial de AES Dominicana.

El año pasado, la empresa inauguró a través de EnaDOM (entidad que surge producto de las alianzas entre Energas y AES Dominicana) el segundo tanque de almacenamiento de gas natural en el país que buscaría fortalecer “ese puente que nos va a llevar a una transición energética exitosa”, en palabras de Jimenez.

Por lo que, según comentó el referente de AES, aunque la meta del 100% de energías renovables es clara, desde la empresa aún deben aterrizar con qué recursos y a qué ritmo llevar a cabo esa transición.

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Jinko Solar, reconocido fabricante chino de soluciones fotovoltaicas, fue una de las grandes empresas que acompañó el mega evento FES México, organizado por Future Energy Summit, el cual reunió a más de 400 referentes de todo el sector renovable de la región. 

Ricardo Palacios, director de ventas para Centroamérica, Caribe y México de Jinko Solar, analizó qué necesita México para que el segmento de la generación distribuida crezca exponencialmente en el futuro y las oportunidades que se pueden presentar.

“La generación distribuida siempre mantuvo abierto el mercado y hay oportunidades de crecimiento interesantes, por lo que la idea primordial es entender cómo cambian y mejoran las tecnologías”, sostuvo.

“Hay muchas regulaciones en diferentes países, y bien no se puede trabajar con el mismo esquema para todo, se pueden tomar ideas de países que tienen la determinación de hacer que la generación distribuida sea parte de la matriz energética”, remarcó. 

Tal es así que el especialista apuntó que la demanda eléctrica no disminuirá, y por tanto a la importancia de buscar soluciones para afrontar esa necesidad de una forma más limpia y eficiente en lugar de enfocarse en el problema que se pueda convertir. 

“El usuario final se ve beneficiado si se presentan regulaciones o legislaciones que vayan de la mano del crecimiento de las posibilidades, ya sea como aumentar el límite a 1 MW o 2 MW de capacidad; pero de la misma manera el usuario tiende a hacer que se haga más pequeño su gasto, porque hace una inversión que libera los nodos de transmisión”, subrayó Palacios. 

“Todo va de la mano para que eventualmente se logre una matriz energética heterogénea, que permita a la gente de hacer las inversiones y ofrecer al mercado diferentes opciones”, agregó durante el panel de debate denominado “Renovables y grandes consumidores de energía: Aliados de largo plazo” del evento FES México. 

Cabe recordar que la generación distribuida tiene un umbral de 500 kW por proyecto en México, y en conjunto con los sistemas bajo Contratos de Interconexión de Pequeña y Mediana Escala (CIPyME) suman 3361.69 MW de capacidad instalada, según estadísticas de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) al cierre del 2023.

De esa potencia total, 731,91 MW se incorporaron durante el año 2023, registrando la mayor adición anual de su historia y dando cuenta del gran interés por la incorporación de estas alternativas de generación en el mercado mexicano.

Por tecnología, la solar fotovoltaica sigue siendo tendencia para sistemas de generación de hasta 0.5 MW con 3,339.31 MW en 410,810 contratos. No obstante, otras tecnologías que participan son la biomasa (2.53 MW en 26 contratos), el biogás (17.61 MW en 88 contratos), la cogeneración (1.36 MW en 8 contratos), la eólica (0,72 MW en 127 contratos), el gas (0.077 MW en 9 contratos), el diésel/combustóleo (0.072 MW en 13 contratos) y la hidroeléctrica con 0.009 MW en 4 contratos.

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El auge de las renovables, motivado por el avance de las tecnologías, hacen que se acelere la transición hacia una electrificación del sistema eléctrico, lo cual supone cambios en la regulación de servicios públicos.

Con el objetivo de analizar qué estrategias son más efectivas para afrontar tal cambio de paradigma, Quantum America entidad con más de 25 años de experiencia en servicios públicos centrados principalmente en electricidad, gas natural, agua y transporte, realizó con éxito en Bariloche su 21º Seminario Internacional de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas.

Este consistió en 5 jornadas de capacitación constante, con sesiones simultáneas donde se plantearon los interrogantes de cómo mantenerse al día con las mejores prácticas para obtener ventajas competitivas en el mercado.

En exclusiva con Energía Estratégica, Fernando Damonte, gerente de operaciones, hizo un balance del evento: “El seminario fue muy positivo. Permitió la representatividad de América Latina en infraestructura y servicios públicos, ya que contó con la participación de profesionales y portavoces de importantes empresas del sector, entes reguladores y otros organismos de 11 países del continente”.

Y agregó: “Además de las sesiones, hubo oportunidad de networking que facilitó el vínculo entre los participantes, lo cual permitió que puedan llevarse experiencias de otros países para poder aplicarlas en sus jurisdicciones”.

De acuerdo con el especialista, a diferencia de otras capacitaciones, esta consiste en un seminario executive que recibe año a año distintos colaboradores y donde se abordan temas teóricos y prácticos por sector con el objetivo principal de transferir conocimiento.

En este sentido, el seminario se dividió en 3 ejes temáticos:

Fundamentos Teóricos: se presentó una sesión plenaria de apertura e introducción del contenido de cada una de las sesiones.
Teoría Aplicada: las sesiones se realizaron según las temáticas: Fundamentos, Herramientas Regulatorias, Diseño Tarifario y Tendencias. 
Estado del Arte: se analizó el estado del arte de la regulación en Latinoamérica y los resultados de nuestros desarrollos más recientes para cada uno de los sectores (Electricidad, Gas Natural, Agua y Saneamiento).

En línea con la nutrida agenda del seminario, Damonte explicó las tendencias en regulación tarifaria que se están viendo hoy en Latinoamérica.

“La Guerra de Ucrania y Rusia aceleró la transición energética en Europa y esos avances se están contagiando en América Latina. Al verse afectada la cadena de suministro, multinacionales con sus casas matrices en Europa pero con presencia en Latam tomaron medidas de modernización y acciones de mitigación de emisiones de CO2”, explicó.

“Asociado con esto, la tendencia más fuerte son los planes pilotos inteligentes de estructuras tarifarias dinámicas. Se trata de una tarifa que cambia en función de la hora del día a través de medidores inteligentes que registran cuánto consumo hay por hora y ese precio cambia en función del horario del consumo”, añadió.

Según Damonte, el país de Latinoamérica más avanzado e innovador que está adoptando esta tendencia es Brasil con un esquema denominado Sandbox Tarifario. Este es un proyecto a nivel nacional donde están probando una gran cantidad de proyectos piloto para estimular la reducción de la demanda de punta, generación distribuida y movilidad eléctrica, entre otras cuestiones.

“Brasil está liderando la tarifa dinámica en América latina: existen aproximadamente 8 distribuidoras que están llevando adelante estos planes piloto y todos son diferentes. El primer paso para modernizar las tarifas, son los planes de la sustitución de medidores convencionales por inteligentes. La idea luego es hacer reformas políticas teniendo en cuenta las lecciones aprendidas y que puedan ser tomadas como casos de éxito por los países vecinos”, argumentó.

En este sentido, el portavoz de Quantum señaló que la falta de estabilidad por los problemas macroeconómicos, sociales y financieros que enfrentan muchos países latinoamericanos en muchos casos les impide apostar a estas cuestiones de largo plazo y se enfocan más en resolver los problemas de corto plazo.

No obstante, Damonte es optimista y prevé un reordenamiento tarifario en tres países de la región entre el 2024 y 2025: Argentina, Chile y Colombia. Se espera que estos sean los más próximos en replicar un sandbox regulatorio como el brasilero.

“Argentina requiere de una actualización en materia tarifaria así que esperamos que haya mucha actividad este año en torno a la regulación lo cual atraerá inversiones. También Chile es terreno fértil para una modernización tarifaria porque siempre está innovando y tiene una plataforma muy sólida. A su vez, hay buenas expectativas para Colombia ya que está evolucionando mucho en regulación de servicio público”, estimó.

En este contexto, Damonte observa una fuerte tendencia hacia la electrificación de la energía motivada principalmente por la sustitución de combustibles fósiles hacia la electro movilidad y el reemplazo de calefacción a gas natural por bombas de calor (una tendencia que es muy común en Europa).

“En los próximos años habrá una gran evolución de las energías renovables que permitirán el desarrollo de estos avances. También se incorporarán baterías para darle la resiliencia y la confiabilidad necesaria al sistema para atender esa demanda creciente. Esto requiere de un desarrollo regulatorio muy fuerte para facilitar estas cuestiones”, concluyó.

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Con la adjudicación por parte de la UPME (Unidad de Planeación Minero-Energética) del segundo circuito Cerromatoso-Sahagún-Chinú a 500 kilovoltios y la ampliación de la subestación Sahagún, ya son dos los proyectos relevantes asignados a Celsia en el transcurso del año. Así, la empresa de energía de Grupo Argos aporta al crecimiento del Sistema de Transmisión Nacional (STN).

Julián Cadavid, líder de Transmisión y Distribución de Celsia, precisó que «este proyecto es muy importante para los usuarios de la Costa porque mejora la seguridad y la confiabilidad del sistema de transmisión nacional, asegura la atención de la demanda en Córdoba, y permite la conexión de proyectos de generación térmica y solar de gran envergadura en esa zona del país». 

Agregó que la oferta de Celsia, además de cumplir con todas las exigencias técnicas solicitadas, fue la más competitiva en el aspecto financiero. En la convocatoria participaron empresas nacionales e internacionales caracterizadas por su rigurosidad y capacidad técnica.

Aspectos relevantes del proyecto: 

Construcción de cuatro nuevas bahías en la subestación existente, Sahagún de 500 kV, que es de Celsia.
Construcción de una línea en doble circuito a 500 kV de cerca 2 km, desde la subestación Sahagún hasta la intersección existente en Cerromatoso-Chinú II, lo cual permitirá reconfigurar la línea Cerromatoso-Sahagún y Sahagún-Chinú.
El proyecto deberá estar en servicio a mediados de 2026.

En febrero Celsia había logrado la adjudicación de una primera convocatoria para construir la subestación Carreto de 500 kV, de cerca de un kilómetro de red en doble circuito. Este proyecto deberá estar en servicio en 2027.

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De acuerdo con los datos brindados por la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S. A. (CAMMESA) ese aporte fue encabezado por la energía eólica con 1.376,3 GWh (74,1%), seguida por la energía solar con 283,3 GWh (15,2%). En tanto los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos aportaron 126,4 GWh (6,8%) y las bioenergías, 70,4 GWh (3,8%).

La nueva marca histórica se conforma con las tecnologías incluidas en la Ley N° 26.190/2006 (actualizada por la Ley 27.191) que establece el Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables: pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (Hidro <50 MW), eólica, solar y bioenergías.

En abril la generación de energías renovables por el conjunto de estas tecnologías fue de 1.856,4 GWh, mientras que la demanda del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) ascendió a 10.000 GWh.

Por otra parte, si consideramos como renovable a la energía hidroeléctrica mayor a 50MW, la generación total de renovables en abril fue de 4.145,93 GWh, abasteciendo el 41,45% de la demanda eléctrica ya que el sector de las grandes hidroeléctricas aportó 2.289,53 GWh a la matriz.

De esta forma, el sector renovable consolida su participación en la generación energética, y contribuye con un matriz diversificada a lo largo del territorio argentino.

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1000 MW es la capacidad total que promete el proyecto de Central Fotovoltaica Puerto Peñasco. Esta iniciativa renovable en el Estado de Sonora que prevé estar finalizada en 2028, está registrando hitos significativos que muestran su progreso.

De las cuatro secuencias de desarrollo que tiene planificadas, ya cuenta con 120 MW instalados y 300 MW están listos para interconectar. Si bien estas primeras dos fases han enfrentado demoras, se espera que su tercera fase de 300 MW adicionales sea lanzada próximamente, para luego dar lugar a una cuarta de 280 MW que permita concluir el proyecto en tiempo y forma.

Según anticipó el Dr. Rafael Cabanillas, titular de la Dirección de Energía de la Secretaría de Economía del Gobierno del Estado de Sonora, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se debería estar alistando para el lanzamiento de una convocatoria para la instalación de los nuevos 300 MW.

«Las convocatorias las saca la Comisión Federal de Electricidad, no lo controlamos nosotros pero le damos seguimiento. En lo que refiere a la secuencia tres, está pensada para iniciar a finales de este año”.

“De tal manera que, si no me equivoco, la licitación está a punto de salir, hay que estar pendientes. Son 300 MW, es grande”, subrayó el Dr. Rafael Cabanillas.

Las empresas interesadas en participar deberán contemplar que para que el proyecto pueda estar operativo durante el año 2026, tendrán 22 meses para la instalación en el Sistema Interconectado Baja California (BCA) pero que podrán existir demoras para alinear su despacho a requerimientos americanos.

“El Sistema Interconectado Baja California tiene una complejidad especial y es que está conectada a Estados Unidos. Tiene una sincronía de trabajo con la empresa con la que está conectada en Estados Unidos, que no es la del SIN. Entonces, para hacer esta conexión y poder integrarse, va a llevar un poquito más de tiempo. Pero la línea ya está construida”, aseguró el Dr. Cabanillas.

Durante un webinar moderado por Marisol Oropeza, Marketing And Public Relations Consultant de Intersolar y Business and Marketing Strategist de Matters, el director de Energía de Sonora aclaró que a futuro sí contemplan una incorporación al SIN pero anticipó que será “bajo un proyecto especial, entiendo yo, con una tecnología de alto voltaje de corriente directa para desfasar las sincronías y no tener los problemas que en estos momentos se presentan en corriente directa”.

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No hay dudas que la generación distribuida juega un rol importante en la ambiciosa meta planteada por el gobierno actual de Gustavo Petro de alcanzar 6 GW de capacidad instalada renovable, antes de finalizar su mandato.

Bajo esta premisa, el Ministerio de Energía y Minas publicó para comentarios el borrador por el cual se modifica el Decreto 1073 de 2015, en relación con los lineamientos de política energética en materia de autogeneración y producción marginal.

Este documento tiene como objetivo principal generar simetría en las condiciones de participación en el mercado mayorista entre los generadores, autogeneradores y productores marginales al adicionar la “producción marginal” y eliminar “entrega de excedentes”.

De esta forma, establece que los consumos de energía en áreas especiales y por productores de hidrógeno abastecidos por fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) estarán exentos de estos cargos por un periodo de dos años.

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A su vez, propone un límite mínimo de la autogeneración a gran escala. De acuerdo al escrito, la UPME establecerá, en un período de seis meses, el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala, el cual se podrá actualizar si las variables que se tuvieran en cuenta para su determinación cambian significativamente.

«Este tendrá en cuenta criterios técnicos y económicos y no podrá ser superior al límite mínimo de potencia establecido por regulación para que una planta de generación pueda ser despachada centralmente», explica.

Asimismo, fija los parámetros o «requisitos necesarios» para ser considerado autogenerador o productor Marginal. Algunos de ellos son la utilización de activos del Sistema de Transmisión Nacional y la regulación de excedentes de energía. En otras palabras, los productores marginales pueden entregar excedentes a la red y deben estar representados en el mercado mayorista por un agente comercializador o generador.

En este sentido, la propuesta de ley permite que la energía producida por autogeneradores pueda utilizar los activos del sistema de transmisión nacional para el autoconsumo en sitios diferentes a los de producción. Además en la entrega de la Energía Excedente, la cantidad de energía sobrante producida puede superar el consumo propio en cualquier proporción.

Según pudo saber Energía Estratégica, esta propuesta del Ministerio de Energía y Minas fue bien recibida por expertos del sector energético por facilitar la optimización del uso de recursos energéticos propios.

Uno de ellos fue Ricardo Álvarez Orozco, Director de Desarrollo de Negocios en We Power, empresa enfocada en soluciones de energía solar y eficiencia energética, quien destacó en sus redes sociales: «El decreto de autogeneración se complementa con el de comunidades energéticas al promover la generación distribuida y la participación ciudadana en la gestión energética. Las comunidades energéticas pueden aprovechar la normativa para autogenerar y consumir energía en colectivo, maximizando los recursos locales y fomentando la cohesión social».

Álvarez Orozco, explicó que con ambas iniciativas abren oportunidades ya que reducen los costos operativos y mejoran de la sostenibilidad para la industria, facilitan a las personas el acceso a energía reduciendo de la pobreza energética e incrementan la independencia energética y la promoción de la sostenibilidad ambiental a nivel país.

No obstante señaló que para que su aplicación sea efectiva, el gobierno deberá asumir los retos de: «asegurar la correcta aplicación de las exenciones y parámetros; desarrollar la infraestructura necesaria para soportar la autogeneración y la entrega de excedentes; y extender la autogeneración remota a otras áreas, no solo especiales».

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Ventus, una empresa de ingeniería y construcción civil dedicada a proyectos de energía renovable e infraestructura, presentó su primer Informe Anual de Sostenibilidad, correspondiente al año 2023 y por el que da a conocer los principales hitos de la compañía. 

El reporte detalla que Ventus sumó 130 MWp de capacidad instalada mediante la ejecución exitosa  de contratos de EPC para parques solares fotovoltaicos y 90 MW de contratos de operación y mantenimiento, lo que le permitió incrementar en un 22% el valor económico de la empresa respecto a 2022.

Gracias a ello la compañía superó los 2300 MW de capacidad solar y eólica construida en América Latina, gestionando más de USD 2.700 millones en activos renovables para sus clientes. 

«Para el año 2023, nuestra meta fue alcanzar un total de USD 76 millones en contratos de servicios firmados con clientes. Nos complace informar que superamos este objetivo, logrando un total de USD 83 millones de dólares”, detalla el Informe Anual de Sostenibilidad.

Y dentro de esos números, se destaca la consolidación de Ventus en Colombia, donde están presentes desde 2016 y ya representan más del 40% de la potencia renovable operativa en el país con más de 500 MWp. 

Mientras que en Uruguay fueron partícipes del parque solar Albisu I (14 MW de potencia), el  primer parque fotovoltaico dedicado a la venta de energía entre privados en la historia del mercado eléctrico del país (ver nota), que contó con una inversión aproximada de 14 millones de dólares y más de 150 colaboradores de mano de obra, del cual el 14% fueron mujeres. 

Dicho parque posee más de 24000 paneles solares y la cantidad de energía entregada será de 23500 MWh/año. Y si bien ya existía una ley y un marco regulatorio, nunca se había dado que dos privados hubieran comercializado energía entre ellos, por lo que es un hito para el mercado eléctrico uruguayo. 

“La empresa trabaja activamente en el desarrollo de proyectos GreenField. En este marco, Ventus posee antecedentes por más de 1200 MW de desarrollo y más de 30 proyectos de energía renovable en toda la región de América Latina, desde la etapa Greenfield hasta la etapa “listo para construir”, y vendió esos proyectos a inversores Tier 1”, complementa el documento. 

“También hemos avanzado en el desarrollo de un proyecto pionero de hidrógeno verde en Uruguay, el cual esperamos poder anunciar próximamente, y hemos colaborado con la Cámara de Industria en el diseño de un Plan Nacional para la recuperación y valorización de envases, lo cual marcará un hito histórico para el país y la región”, añade

En tanto que por el lado de movilidad eléctrica, Ventus alcanzó un acuerdo con la firma Evergo (plataforma de carga de vehículos eléctricos), para construir la red de carga privada más grande del Uruguay; como parte de sus principales hitos en el transcurso del 2023. 

Compensación de la huella de carbono

La empresa fundada en 2010 inició el proceso de medición de nuestra huella de carbono en todos los sitios donde llevan a cabo nuestras operaciones para que, a fines del corriente año, puedan  identificar con precisión las actividades y materiales que tienen el mayor impacto en la generación de gases de efecto invernadero

A la vez, durante el año pasado plantaron un total de 130 ejemplares de especies nativas, que ha permitido alcanzar una proyección de captura de carbono de 156,25 toneladas de dióxido de carbono equivalente (t CO2 equivalentes) como parte del compromiso activo con la restauración y conservación ecológica.

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TotalEnergies, compañía multienergética global integrada, avanza en su compromiso con la transición energética en mercados de Centroamérica y el Caribe.

En República Dominicana, donde la compañía está operativa desde el año 2014, está impulsando una estrategia de negocios que incluirá un alto componente de activos de energías renovables.

“En República Dominicana, serán 500 a 600 MW en operación en los próximos dos o tres años”, aseguró Fernando de la Vega, Country Manager Renewables de TotalEnergies Dominicana.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, el referente señaló que la oficina de República Dominicana será hub o ancla de la región del Caribe, siendo otro mercado importante Puerto Rico donde avanzará también a través de ciertas asociaciones de baterías y energía solar.

En la zona continental, adicional a su actividad en grandes mercados como Brasil, Chile, Argentina y Estados Unidos, prevén avanzar con más de 1.5 GW hacia el final de la década, siendo Guatemala y Panamá las plazas más estratégicas para el crecimiento de la compañía en Centroamérica, y otras como Colombia, Ecuador y Perú en Sudamérica.

Para lograrlo, la intención de la compañía en el sector de electricidad involucra la integración vertical a través de cinco pilares: Generación, a partir de renovables; Flexible Power, vía ciclo combinado con gas natural; almacenamiento en baterías; Trading de Electricidad, comercio que llevará a cabo en ciertos países que están interconectados; y finalmente la venta de Electricidad, llevando el electrón al usuario final.

Almacenamiento como un work around

Para concretar la interconexión de un parque de generación en aumento, desde TotalEnergies Dominicana advierten la necesidad de ampliar la infraestructura de transmisión. Ahora bien, mientras se aguarda por aquellas inversiones cuantiosas en redes, desde la compañía destacan el rol del almacenamiento como solución alternativa para un mayor aprovechamiento de la electricidad disponible.

“El almacenamiento es un hack, es un work around, para poder brindar la red y también poder seguir creciendo en términos de la energía renovable en este país”, consideró Fernando de la Vega, Country Manager Renewables de TotalEnergies Dominicana.

Desde la perspectiva del referente empresario “hay mucho interés” por incorporar almacenamiento. No obstante, un gran pendiente para poder agilizar su incorporación sería brindar claridad sobre cómo se encuadraría esta solución y sus servicios asociados en el mercado.

“Necesitas la certeza de saber a qué precio y cómo va a ser el retorno de la inversión”, subrayó.

A partir del precio spot, los inversionistas ya están realizando cálculos de referencia, pero aquello no sería suficiente; por lo que, el pedido de la iniciativa privada sería que el regulador avance en aquella definición para obtener un precio oficial, que sería preciso para poder cerrar el financiamiento de nuevos proyectos de almacenamiento.

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El crecimiento alcanzado durante 2023 podría catalogarse como un hito mundial para Trina Solar. La empresa, no sólo alcanzó envíos de módulos por más de 65 GW a finales del año pasado- un 51% más de lo que se logró en 2022,- sino que, además, espera que la cifra actualizada al cierre del primer trimestre de 2024 supere los 205 GW en el total acumulado.  Este liderazgo se ha extendido a su serie Vertex, donde la firma registra un suministro por más de 120 GW de su versión 210 mm a sus proveedores de todo el mundo al primer trimestre del año.

Estos son algunos de los hitos clave para la empresa de energías renovables que, en 2023, registró ingresos por más de 16 billones de dólares, un 27,26% más que el 2022, según informó la compañía en su 2023 Annual Report.

Gracias a su mirada innovadora a los desafíos actuales de la industria energética, Trina Solar ha batido 25 récords mundiales en innovación y eficiencia de conversión de células fotovoltaicas. Un historial de logros que se ha construido gracias al desempeño de sus más de 50.0000 trabajadores que operan desde las 70 sucursales activas que posee la marca.

Los módulos de Trina Solar son sólo una de las tres unidades de negocio en las que la empresa ha logrado grandes hitos al ser la primera empresa de la industria en alcanzar una producción masiva de módulos TOPCon de más de 700W, liderando la industria en la era PV7.0.

Con “TrinaTracker” – software de monitoreo inteligente-, durante 2023, se concretó la aplicación de 200 nuevas patentes al repertorio de 2.000 patentes de softwares y derechos de Copyright que tiene registrada la compañía. Éstas permitirán, en un futuro cercano, la digitalización de nuevas plantas fotovoltaicas, gracias al desarrollo de soluciones avanzadas con inteligencia artificial, con la calidad y garantía que identifica a Trina Solar.

Con presencia en más de 170 países y regiones, Latam y el Caribe no queda fuera de este panorama. La tercera categoría “TrinaStorage”- la unidad de negocio de almacenamiento de energía y baterías- anunció su apertura en la región en enero de este año y eligió a Chile como su plataforma.  Al respecto, Vicente Walker, Storage Business Development Manager de Latinoamérica y el Caribe, y también, representante de Chile en esta recapitulación de nuevos logros para Trina Solar a nivel global, señala que la empresa sigue sumando nuevos proyectos para el éxito de este 2024.

Para el segundo trimestre de 2024, la unidad de Trina Storage sigue consolidando su posición como proveedor líder mundial de productos y soluciones de almacenamiento de energía, como fabricante de almacenamiento de energía de nivel 1, según la última evaluación del informe BloombergNEF (BNEF). La empresa ha impulsado su éxito en el mercado del almacenamiento de energía, con productos como sus celdas de batería de 280Ah, 306Ah y 314Ah, que, sin duda, reflejan las capacidades internas e investigaciones que poseen.

“Estamos muy contentos con un proyecto nuevo que incluye las últimas versiones de todos los equipos, es decir, los módulos fotovoltaicos, TrinaTacker y TrinaStorage. Estamos contentos de que el cliente crea en el valor agregado de encontrar todos los suministros en una sola marca; la solución completa”, señaló Walker.

También destaca la capacidad de innovación y producción que tiene Trina Solar en más de 7 países alrededor del mundo, entre ellos Vietnam, Tailandia, Indonesia, Estados Unidos, Brasil, España y Emiratos Árabes. Así Trina Solar cuenta con más de 95GW de capacidad mundial de producción de módulos, 50 GW en wafers, 75 GW en celdas, 10 GW en trackers y 12 GWh de storage. Esta última cifra llegó a 25 GWh durante el primer trimestre de 2024.

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El Gobierno Nacional a través del Ministerio de Minas y Energía informa al país la entrega de las primeras Comunidades Energéticas Educativas que hacen parte de la Estrategia Nacional de Comunidades Energéticas. Lo hace desde el emblemático territorio de paz, memoria y dignidad del Municipio de Bojayá, tras 22 años de los trágicos acontecimientos que enlutaron a nuestro pueblo.

La Energía del Cambio llegó a los colegios públicos del Chocó para transformar vidas a través la inauguración de 23 Comunidades Energéticas en su camino a la democratización de la energía y el derecho de niños y niñas a la educación digna: “Con la Comunidad Energética pudimos solucionar una dificultad que teníamos en la escuela de Sanceno.

Los niños ya tienen acceso a la luz a través de los paneles solares y cuentan con el servicio de manera permanente”, asegura Maritza Mena Bolaños, profesora de la Institución Educativa de Sanceno.

El Ministerio de Minas y Energía busca democratizar el derecho a la energía como base habilitante de las economías regionales populares y el desarrollo territorial.

El Ministro Andrés Camacho señala que se trata de una apuesta para que los habitantes de estas poblaciones puedan acceder a la energía, a partir del desarrollo de modelos energéticos respetuosos con el medio ambiente y haciendo uso de los potenciales energéticos renovables de los territorios.

Más de 1.400 personas empiezan a escribir una nueva historia donde serán protagonistas de la superación de las brechas de la pobreza multidimensional.

“Para nosotros es una bendición tener estos paneles porque el triángulo educativo se está beneficiando de ellos y es muy útil para el proceso de aprendizaje. Cuando la energía que viene de Quibdó se va, en la escuela seguimos contando con el servicio y no detenemos las clases”, afirma Aura Helena Romaña Mosquera, profesora cede educativa, Calle Quibdó.

“El Chocó escribe una nueva historia, las instituciones educativas ubicadas en Zonas No Interconectadas antes contaban con algunas horas de servicio de energía a través de plantas diésel, lo que implicaba altos costos para la compra de combustible y su mantenimiento, sumado al impacto en contaminación, ahora, tienen energía garantizada a través de sistemas amigables, dignificando la vida de la comunidad”, concluyó el Ministro.

Instituciones beneficiadas:

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- Sede Policárpica Salavarrieta

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- Sede Los Estancos

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- Sede Icho

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- Sede de Guadalupe

I.E Técnica Agroecológica Cristo Rey de Tutunendo- -República de Panamá

I.E Mia Jorge Valencia Lozano- Sede la Troje

I.E Agropecuario de Tagachi- Sede principal

I.E Agropecuario de Tagachi- Sede de Tagachi

Centro Educativo Indígena Jesús Antonio Velásquez el 20 Sede Playa Bonita

Centro Educativo Indígena Jesús Antonio Velásquez el 20- Sede Motoldó

Centro Educativo Indígena Jesús Antonio Velásquez el 20 sede principal

Centro Educativo Indígena Jesús Antonio Velásquez el 20- Sede Baratudo

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede San Joaquín

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede Puerto Murillo

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede El Manso

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede Curiquidó

Centro Educativo Diego Luis Córdoba- Sede Boca de Purdú

Centro Educativo Diego Luis Córdoba

Centro Educativo Barranco – Sede la Loma de Belén

Centro Educativo Barranco – Sede El Trapiche

Centro Educativo Barranco – Sede de Sanceno

Centro Educativo Barranco – Sede Calle Quibdó

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Un importante paso en la transición energética de la gran minería dieron Compañía Minera del Pacífico (CMP) junto a ENGIE Chile. Se trata de la primera carga de gas natural licuado (GNL) a un camión de extracción CAEX de 220 toneladas, dando inicio a un periodo piloto de su uso en Mina Los Colorados, ubicada en Huasco, región de Atacama.

El equipo de alto tonelaje de la empresa minera fue modificado con un kit de conversión para implementar un innovador sistema de alimentación de combustible dual, utilizando principalmente gas natural licuado y, en menor medida, diésel. De esta manera, se espera que el camión reduzca entre un 15% y un 25% las emisiones de CO2 y entre un 25% y un 35% las de material particulado (MP).

El camión se mantendrá en fase piloto por cuatro meses, periodo en el que ambas compañías analizarán el funcionamiento y rendimiento del camión utilizando este nuevo sistema de combustible. Dentro de los principales puntos a evaluar se encuentran la sustitución de gas natural por diésel, la reducción de emisiones de CO2 y MP, y su productividad y disponibilidad física, entre otros.

En una mirada hacia el futuro respecto a esta propuesta, Carlos Gómez, gerente de Proyectos de CMP indicó que “en sintonía con nuestro plan de descarbonización, esperamos que los resultados sean positivos y que estos nos permitan visualizar un proyecto mucho mayor, modificando la flota completa de camiones CAEX de Mina Los Colorados. De lograr este hito obtendríamos una reducción de emisiones bastante importante, equivalente a sacar de circulación 1513 automóviles”.

Por otra parte, desde la empresa ENGIE, su gerente de Producto Gas, Andrés Peragallo, señaló: “CMP y ENGIE apuntan a cumplir las metas globales que tienen ambas compañías, y que tenemos como país, en línea con la descarbonización de los procesos productivos. Por lo mismo, el uso de gas natural en los CAEX es fundamental, siendo la primera vez que se aplica en Chile, tanto en la industria del gas y en la minería, la cual esperamos extrapolar a más flotas de camiones y otras aplicaciones de movilidad”.

Desde CMP agregaron que este proyecto representa un paso significativo hacia la descarbonización de la gran minería en Chile y marca un camino a seguir dentro de la industria, donde la compañía mantiene un rol activo respecto a la aplicación de la tecnología e innovación en este campo.

La entrada CMP y ENGIE prueban funcionamiento de primer camión de extracción en Chile que opera en base a gas natural se publicó primero en Energía Estratégica.

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile dio a conocer las ofertas económicas de la licitación pública internacional para incorporar Servicios Complementarios de Control de Tensión (SSCC). 

La convocatoria está destinada a la construcción de nuevas obras o la reconversión de centrales por aproximadamente 1000 MVA de capacidad, que permitan evitar costos térmicos y dejar preparado un mejor escenario para una mayor participación de la generación renovable en la matriz, especialmente en horario solar. 

Dicha infraestructura ayudaría a mantener la seguridad del sistema ya que los condensadores síncronos permiten compensar la pérdida de dicho atributo y resistir cambios abruptos en la amplitud y/o la fase de su tensión en un escenario de mayor participación de generación de energía solar y eólica.

AES Andes, Colbún, Engie Energía Chile, Transelec Holdings Rentas ltda, Alupar Colombia y Celeo Redes Chile son las firmas que compiten en la licitación de SSCC y que, en total, presentaron un total de 16 propuestas para prestar el servicio. 

Engie y Alupar fueron las empresas con el mayor número de propuestas técnicas presentadas (5 cada una) ante el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile, seguidas por Colbún y Transelec (ambas con 2 ofertas); mientras que AES Andes y Celeo Redes hicieron lo propio con una sola obra por lado. 

Las ofertas económicas de las seis empresas que buscan quedarse con la licitación de Servicios Complementarios de Control de Tensión deben considerar costos de oportunidad, operación, desgaste, mantenimiento, habilitación y/o implementación, entre otros aspectos. Mientras que la adjudicación puede ser parcial o total.

Y desde el gobierno definieron que monto máximo para el Valor Anualizado del Servicio Complementario (VASC) para cada oferta conforme a la siguiente tabla:

Aunque en el caso de una adjudicación total, el VASC asociado al conjunto de ofertas que permitan dar respuesta a los requerimientos de potencia de cortocircuito en las barras identificadas en la licitación, asciende a USD 47.230.000. Por lo que el valor global de la solución (VASC máximo + VAPC + costos anuales de energía) equivale a USD 60.440.000

A continuación, el detalle de cada una de las propuestas:

AES Andes

ID1: USD 7.530.407

Alupar (sólo calificaron 4 ofertas)

SE1 – Ana María 220 kV: USD 10.498.500
SE 2 – Nueva Chuquicamata 220 kV: USD 6.248.500
SE 4 – Illapa 220 kV: USD 8.898.500
SE 15 – Frontera 220 kV: USD 8.748.500

Celeo Redes 

Proyecto ID1: USD 15.640.081

Colbún

SE1 Ana María 220 kV: USD 15.792.496
SE4 Illapa 220 kV: USD 15.878.502

Engie

Condensador Síncrono ID_01: USD 10.726.714
Condensador Síncrono en S/E Chacaya 220 kV: USD 3.824.807
Condensador Síncrono en S/E Chacaya 220 kV: USD 3.401.469
Condensador Síncrono en S/E Central Tocopilla 220 kV: 4.150.947
Condensador Síncrono en S/E Central Tocopilla 220 kV: USD 3.283.162

Transelec 

SE1 Ana María 220 kV: USD 12.434.258
SE3 Likanantai 220 kV: USD 11.450.600

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Según estadísticas al cierre del 2023, por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), los sistemas de generación de hasta 500 kW bajo Contratos de Interconexión de Pequeña y Mediana Escala (CIPyME) y Generación Distribuida (GD) escalaron a 3,361.69 MW en México.

De aquel total, 731,91 MW se incorporaron durante el año 2023, registrando la mayor adición anual de su historia y dando cuenta del gran interés por la incorporación de estas alternativas de generación en el mercado mexicano.

En el marco de esta creciente tendencia, durante Future Energy Summit México (FES México) importantes players del sector coincidieron en la necesidad de mejorar la regulación para potenciar aún más este segmento.

Uno de ellos fue Sergio Rodríguez, Chief Technology Officer de Solis, fabricante de inversores con 10 años de presencia en Latinoamérica, quien sugirió cuadruplicar el límite de potencia actual en el país.

“La regulación quedó corta para las necesidades del país. Hay muchas empresas de zonas industriales que nos llaman día a día para instalar sistemas solares y de almacenamiento porque no les llega la energía. Sería ideal elevar el umbral de 500 kW a al menos 2 MW, considerando las reglas actuales”, explicó

Y agregó: “ Esto podría definirse en zonas de mayor demanda energética como Jalisco, Nuevo León, Chihuahua y luego establecer un reglamento de PMGDs que pueda ser cero inyección y autoabasto para satisfacer las necesidades de muchas empresas”.

De acuerdo al experto, teniendo en cuenta que la ola de nuevas empresas llegando al país por las oportunidades del nearshoring, México necesita más energía limpia y competitiva como la solar. Sin regulaciones como esta, no será posible cumplir con las necesidades del mercado.

“El Gobierno suele ver los retos normativos como problemas, pero la tecnología es capaz de superar estos obstáculos. Hoy un sistema fotovoltaico es rentable y es fácil de instalar. Además, hay mucha oferta de empresas dedicadas a la industria solar, lo cual no sucede en otros países de Latinoamérica”, afirmó

En efecto, Rodríguez aseguró que Solis se destaca de otras compañías competidoras por la tropicalización de sus productos entendiendo las necesidades de cada mercado; el compromiso por las relaciones de largo plazo (al respetar la cadena de valor) y el profesionalismo de su servicio post venta que es clave a la hora de resolver problemas.

“Estos pilares puntuales y aterrizados son los que nos ayudan a mantenernos como líderes a lo largo del tiempo. Nos enfocamos mucho en el servicio: en cómo resolver los problemas al cliente lo antes posible trabajando de la mano de los distribuidores”, señaló. 

Según el especialista, si bien aún hay muchos retos, la generación distribuida en México está creciendo a un ritmo más acelerado que otros países de Latinoamérica y se espera que esa tendencia continúe.

La entrada Solis propone elevar el límite de generación distribuida a 2 MW en México se publicó primero en Energía Estratégica.

DREICON, empresa dedicada al desarrollo de proyectos vinculados a la transición energética, fue una de las grandes compañías que acompañó el mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit. 

Gerardo Manhard, COO y director de la DREICON, participó del ciclo “Entrevistas con Líderes” de FES y reveló cómo se compone la amplia cartera de proyectos con los que trabaja la compañía, considerando que abarcan distintas facetas de emprendimientos, desde los inicios y pre-factibilidad hasta la ingeniería, definición de compras, compras y gestión (EPCM por sus siglas en inglés). 

“Tenemos una cartera de aproximadamente 30 proyectos, que cambia constantemente ya que pasan de la cartera de DREICON a algún destinatario o a la ejecución. Son proyectos muy variados, ya sea de corto plazo como por ejemplo eficiencia energética, otros de mediano plazo que se ejecutan y que se vendrán en Argentina, tales como aquellos de gases verdes vinculados al biometano”, detalló. 

“Contamos con dos proyectos concretos de upgrading de biometano, a la par que estamos con otros cinco de producción de biogás para que el destino sea la producción de biometano. En ese caso se consigue un off-taker del biometano, es decir empresas que deben descarbonizarse a nivel mundial”, agregó. 

Sea cual sea el caso, desde DREICON ayudan a otras entidades a encontrar soluciones para cumplir con las metas de descarbonización, en pos de lograr ventajas competitivas como acceso a fondos verdes con tasas de financiación más bajas. 

Mientras que en otros casos se busca reducir las emisiones de gases de efecto invernadero mediante proyectos de eficiencia energética, que conecten a los clientes o que éstos abastezcan parte de su demanda con energía renovable o instalen propias centrales verdes en sus industrias. 

“Eso hará que se cumpla la normativa local (Ley N°27191 de Argentina) de tener una participación del 20% de renovables hacia el 2025, y también en el plano internacional y lo que requieren los destinatarios de los productos, que cada vez sea más limpios y eficientes en el consumo energético de la producción”, subrayó el especialista. 

Además, desde DREICON vienen desarrollando hace tiempo un proyecto de hidrógeno verde cercano a un puerto en la Patagonia donde cuentan con un importante offtaker interesado en el amoniaco verde con destino a exportación. 

La economía del hidrógeno aún está en construcción ya que, bajo la mirada de Manhard, todavía no existe una demanda concreta ni precios ciertos, por lo que apuntó a la importancia de avanzar en la permisología y el armado de la carpeta de proyectos de esa índole, para que una vez hecho eso se puede conseguir un inversor y la demanda que compre el H2V. 

Incluso, el COO y director de DREICON ya solicitó tener el contexto normativo de H2V en Argentina para que estos proyectos puedan seguir adelante; de tal de actualizar la vieja Ley N° 26123 (promulgada en 2006) y establecer un régimen de economía del hidrógeno de bajas emisiones en el país. 

La entrada DREICON revela su variada cartera de proyectos renovables en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, registros de la semana del 14 de mayo, indicaron que para el mes de mayo el nivel de aportes hídricos se ubicaron en un promedio de 300.04 GWh / día, permitiendo aumentar el volumen útil del embalse agregado nacional. 

Ante estas cifras, el Gobierno de Colombia aseguró que el sector energético superó la etapa más crítica del Fenómeno de El Niño 2023-2024 y que el estado actual del sistema no genera ninguna alarma.

No obstante, la Cámara Colombiana de Energía (CCENERGÍA) afirmó a través de un informe que la coyuntura energética bajo condiciones de estrés climático ha sido “un llamado de atención que obliga a actuar con mayor anticipación” y ser “más eficientes”.

“Olvidar las virtudes de un sistema como el colombiano en temporada seca con fenómeno de “El Niño” al vaivén de una suerte de sensacionalismo eléctrico, no contribuye a que se opere con las condiciones más eficientes”, explica el reporte. 

De acuerdo a la entidad, la anticipación requerida para los próximos periodos de estiaje, en especial los que podrían ocurrir entre 2030 y 2031, sugiere las siguientes medidas: 

optimización de las hidroeléctricas existentes; 
diversificación de la matriz energética al aumentar la participación real de energías renovables con centrales operando a su plena capacidad;
profundización de medidas de eficiencia energética en todos los sectores a través de modernización constante de la normatividad de nuevos equipos y promoción de reemplazo y retiro de equipos obsoletos;
desarrollo de infraestructura eléctrica de transmisión y distribución para mejorar la confiabilidad del sistema.

También propone la creación de un grupo de trabajo de análisis de emergencias energéticas compuesto por actores públicos y privados para evaluar el impacto de futuras temporadas secas y desarrollar un plan nacional con estrategias de diversificación energética a largo plazo que reduzcan la dependencia hidroeléctrica.

La entidad sugiere que este grupo realice estudios en profundidad sobre la severidad y frecuencia proyectadas de futuras estaciones secas; analice datos históricos de consumo de energía y máxima demanda; evalúe fuentes de energía alternativas;  estime costos económicos y sociales de la escasez de energía y proponga medidas de mitigación.

Según CCEnergía, ha primado una visión optimista a ultranza sobre la ocurrencia de nuevas lluvias a partir de abril y no se adelantaron acciones oportunas para mitigar los efectos de una eventual extensión del fenómeno de El Niño. 

“Lo más oportuno es considerar algunos racionamientos programados en regiones críticas por el alto crecimiento de la demanda, aplicar medidas conocidas por los operadores del sistema y de las redes de distribución para reducir la demanda en horas pico e intensificar la campaña de ahorro de energía”, concluyó.

La entrada Tras superar la etapa más crítica de “El Niño”, proponen actuar con mayor anticipación en las próximas temporadas  se publicó primero en Energía Estratégica.

Amara NZero, distribuidor mayorista multimarca de equipos fotovoltaicos, avanza en Centroamérica con una estrategia de negocios agresiva que involucra la apertura simultánea de oficinas y almacenes en toda la región, empezando por Panamá como centro logístico.

En el Hub de las Américas ya cuentan con un espacio privilegiado de 3000 m2 para almacenar mercancía nacionalizada y no nacionalizada; es decir, para despachos de equipos dentro de Panamá y envíos en menos de 3 o 4 días al resto de la región. Ahora, la empresa iría por más.

Carlo Francesco Melillo, Country Manager para Panamá y resto de Centroamérica en Amara NZero, anticipó que contarán con oficina física en plena Avenida Balboa, próxima a ser inaugurada, y además de su primer almacén en Colón, estarán aperturando el primero en Guatemala y el segundo en Ciudad de Panamá, donde siguen creciendo en contrataciones de personal local.

Las proyecciones de crecimiento son prometedoras. En Panamá se instalan entre 25 a 30 MW al año en generación distribuida, pero el referente de Amara NZero observó que esperan que esa cifra se incremente este 2024 en un 20% o un 30%, elevando la capacidad interconectada interanual a 40 MW o 50 MW.

Aquello puede deberse en parte a que se han presenciado notables avances en la política energética local en el último año y fuertemente en los últimos meses, entre ellos la eliminación del 5% de impuesto selectivo al consumo sobre los paneles solares y otros componentes de sistemas fotovoltaicos; así como el anuncio de una licitación de 500 MW exclusivamente renovables y la nueva regulación de almacenamiento, que han motivado una nueva dinámica de mercado.

En miras de un escenario prometedor, Carlo Francesco Melillo confió a Energía Estratégica en una reciente entrevista audiovisual (ver) que persigue porcentajes de market share al alza en Panamá:

“Deseamos poder estar por lo menos entre el 25 y 30% de participación de mercado el primer año y con un optimista 40% o 50 % para para los años entrantes”.

Por ello, con Panamá como punta de lanza, Amara NZero busca ganar mercado en Centroamérica. Su concepción de distribuidor multimarca comprometido con la transición energética será un gran diferencial para lograrlo.

“Como lo indica nuestro nombre, nuestro objetivo también es lograr el Net Zero de emisiones para 2050. Es parte de nuestra misión y de nuestra estrategia de negocios”, reafirmó Melillo. 

Con Amara NZero como aliado para concretar nuevos proyectos sostenibles, se pueden adquirir módulos JA Solar, Trina Solar o Jinko Solar; inversores Growatt o Solis; microinversores Hoymiles o APsystems; y estructuras Ralux Solar, entre otras.

“Vamos a tener todas esas marcas disponibles en Panamá y contaremos con envíos para el resto de la región a través de almacenes que vamos a estar aperturando en los diferentes países”, aseguró el Country Manager para Panamá y resto de Centroamérica en Amara NZero.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que está disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica. 

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Pacific Hydro y Codelco renuevan su contrato de suministro de energía, consistente en una producción del 100% de energía renovable, donde Pacific Hydro proporcionará a la cuprífera chilena una cantidad de 375 gigavatios por año, durante 10 años, marcando un hito significativo en el impulso hacia un futuro más sostenible y estableciendo un nuevo estándar en la industria.

En concreto, el contrato considera energía para la división El Teniente, responsable de la operación de la mina subterránea de El Teniente, que puede demandar un suministro entre 60Hz y 50Hz.

Dentro de sus características destaca por ser un PPA (Power Purchase Agreement por sus siglas en inglés) o Acuerdo de Compra de Energía, que es un contrato de compraventa para adquirir energía directamente a un productor independiente, durante un período de tiempo determinado y a un precio acordado que es rentable para ambas partes.

Asimismo, el acuerdo integra tecnología innovadora. Por ejemplo, las centrales hidráulicas de pasada Coya y Pangal serán la tecnología de respaldo clave. Estas centrales son capaces de generar electricidad a una frecuencia de 60Hz, lo que no es habitual en Chile, dado que en el sistema eléctrico nacional la frecuencia de abastecimiento es 50 Hz. Y esta característica proviene de la época en que fue propiedad de compañías mineras norteamericanas. De esta forma se proporcionará la estabilidad necesaria para respaldar el suministro de energía renovable a Codelco.

«Este contrato de suministro, que representa una producción del 100% de energía renovable, proporcionará a Codelco una cantidad de 375 gigavatios por año durante la próxima década. Esta colaboración estratégica refuerza el compromiso de ambas organizaciones con la transición energética de nuestro país y su paso acelerado hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles», señaló Luis Arqueros, gerente ejecutivo Comercial, Desarrollo, Nuevos Negocios & Asuntos Corporativos de Pacific Hydro Chile

Codelco, una empresa del Estado con una larga trayectoria en la industria minera, reconoce la importancia de reducir su huella ambiental y está comprometida con la adopción de prácticas más sostenibles en todas sus operaciones. La División El Teniente, responsable de la operación de la mina subterránea de El Teniente, ubicada a ochenta kilómetros al sudeste de Santiago, ha demostrado su liderazgo al buscar activamente alternativas de suministro eléctrico que minimicen su impacto ambiental.

Cabe destacar que, dada la naturaleza de las centrales, su generación se considera renovable. El suministro será acreditado por Pacific Hydro anualmente mediante certificados I-REC, documentos de estándar internacional, que validan que la energía utilizada proviene de fuentes 100% renovables, o en su defecto, por cualquier otra institución de reconocido prestigio internacional y aceptada por Codelco.

«Este acuerdo representa un paso significativo hacia un futuro más sostenible y resalta el compromiso continuo de ambas organizaciones con la innovación y la responsabilidad ambiental. Pacific Hydro tiene más de 20 años de experiencia en generación de energía renovable en Chile y estamos comprometidos con el buen relacionamiento comunitario y el desarrollo de nuevos negocios sostenibles. Es por eso que junto a Codelco esperamos con interés seguir colaborando para impulsar el cambio hacia un mundo más limpio y próspero», finalizó Luis Arqueros.

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JA Solar, multinacional líder en soluciones fotovoltaicas, fortalece su participación en mercados de esta región con más presencia local en países emergentes con gran potencial de despegar en energía solar.

En ese sentido, la empresa ha avanzado en la contratación de más profesionales en plazas estratégicas de la región. Además de ampliar su equipo en el norte y centro latinoamericano, principalmente en Colombia y México, seguido por mercados claves de Centroamérica y el Caribe, ahora se están enfocando en la zona austral del continente.

“Contamos con un nuevo Sales Manager en Argentina y próximamente vamos a contar con nuevo Sales Manager también en Perú, quien va a cubrir el mercado local y otros países como Ecuador y Bolivia”, precisó Víctor Sobarzo Acuña, Senior Manager Sales & Business Development de JA Solar.

En una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES), Víctor Sobarzo se refirió a que la presencia local en cada uno de estos mercados será un gran diferencial que ubica JA Solar como un aliado importante desde etapas iniciales de los proyectos, hasta garantizar un servicio postventa cercano para sus clientes.

El referente empresario que se encuentra activo en el mercado chileno advirtió que, si bien ese país andino está atravesando problemáticas de vertimientos que están frenando la dinámica de ingreso de nuevos proyectos, la industria ya está trabajando en las soluciones para hacerle frente, entre ellas con almacenamiento.

“Nos encontramos en un momento de transformación, con una mutación del mercado que pasó a ser un mercado más bien de almacenamiento (…) eso es un resultado de quizás de un mercado maduro que ha crecido demasiado rápido, que ha crecido vertiginosamente en algunos segmentos como por ejemplo el PMGD y Utility Scale pero no tanto así en el mercado de la generación distribuida”, observó.

Visto aquello, los productos de JA Solar en el mercado chileno destacan por estar siempre a la vanguardia con tecnologías de alta calidad y gran porcentaje de eficiencia. En el portafolio de productos de este fabricante se destacan los módulos n-type de 72 y 66 celdas, que alcanzan hasta los 620 W en 66 celdas y hasta 640 W en bifacial de 42.

¿Qué impactos hay por las demoras en reglamento para storage? ¿Qué oportunidades identifican para el segmento PMGD? Fueron algunas de las preguntas en las que analizó el mercado con mayor profundidad Víctor Sobarzo Acuña, Senior Manager Sales & Business Development de JA Solar.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que está disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit (FES). 

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La provincia de Santa Fe relanzó el programa Prosumidores 4.0, con el objetivo de promover la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y de alcanzar un triple impacto: social, ambiental y económico. 

Tal como anticipó Energía Estratégica a mediados de abril (ver nota), la nueva edición de Prosumidores 4.0 iniciará con “objetivos ambiciosos” y reemplazará al reciente programa Energía Renovable para el Ambiente (ERA) y su modalidad colaborativa. 

La decisión de seguir fomentando la generación distribuida por parte de la actual gestión de Santa Fe se da tres semanas después de la adhesión provincial a la la Ley Nacional N° 27424, tras varios proyectos de ley desestimados, a la par años de gestión y de la implementación de otros programas que fomentan este tipo de alternativas renovables. 

Aunque es preciso recordar que la reglamentación de la adhesión aún resta por publicarse, pero que desde las autoridades locales reconocieron que “está prácticamente lista”.

“Si bien podrán optar todos los usuarios, el programa Prosumidores 4.0 tendrá un incentivo mayor para el sistema productivo a través de una línea de créditos especial que lanzó el Consejo Federal de Inversiones (CFI) esta misma semana de más de 1000 millones de pesos a una tasa muy conveniente, para que no sea un obstáculo y sea accesible para la gente”, detalló Verónica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, durante el acto de presentación del proyecto. 

“Además, el incentivo de Prosumidores 4.0 es el incentivo ambiental que se paga extra a la tarifa (Feed-in tariff) que el gobierno de Santa Fe reedita en esta edición, tratando de incentivar para escalar y haya más ecosistema productivo y empresas de energía en la provincia”, agregó. 

Justamente, la iniciativa busca que, a través de la autogeneración de energía, que los excedentes puedan ser inyectados a la red eléctrica con un reconocimiento económico al prosumidor en concepto de promoción de los beneficios ambientales obtenidos por el ahorro de emisiones y de la inversión en potencia renovable realizada. 

Es decir, que un mayor número de usuarios se inclinen por tecnologías más limpias y descentralizadas, y de ese modo se sumen a los 1108 prosumidores conectados a la red (residenciales y de escala productiva, como industrias y pequeñas y medianas empresas), a la par de profesionales que se añadan a la vasta lista de más de 120 proveedores de equipamientos de renovables en la provincia.

“A través de Prosumidores 4.0 llevaremos a los usuarios la posibilidad de bajar su factura eléctrica, de ser competitivos, a la vez de cumplir los compromisos de mitigación del cambio climático”, señaló la titular de la cartera energética de Santa Fe. 

Mientras que el retorno de inversión de equipos de generación distribuida estaría en torno a cuatro años a partir del financiamiento previsto, según manifestó Verónica Geese. Tiempo que podría disminuir a medida que se sinceren las tarifas energéticas. 

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Después de su última sesión el pasado 14 de mayo, la Comisión Asesora para la Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética – CACSSE, junto a la institucionalidad y actores del sector eléctrico, efectuaron un nuevo seguimiento a la situación energética del país y las medidas en el marco del fenómeno de El Niño.

Se destaca en los análisis de predicción climática del IDEAM que para el período mayo-junio-julio, la probabilidad de entrada en fase neutra es de más del 80%, la probabilidad del fenómeno de La Niña es del 10% y de El Niño es inferior al 5%. Por su parte, para el periodo de junio-julio-agosto, la probabilidad de La Niña se incrementa a casi 50%.

De igual forma, se espera que los aportes en los embalses sigan subiendo dadas las precipitaciones pronosticadas, descartando así cualquier riesgo de sequía en el corto y mediano plazo.

De cara a las variables del sector eléctrico, la senda de referencia del embalse se ubica en 10.43% puntos porcentuales por encima de la senda de referencia, con un embalse agregado de 38,95%, nivel que se espera continúe en ascenso para ubicarse nuevamente dentro del cono histórico, de acuerdo a reportes del Centro Nacional de Despacho.

En lo corrido del mes de mayo de 2024, el crecimiento de la demanda se encuentra en 1,11% en comparación con los mismos días del mes de mayo de 2023, valor que disminuyó en comparación con el 5,31% del mes de abril, explicado por la disminución de la temperatura y al aumento de precipitaciones evidenciado en los últimos días.

En consecuencia, se informa que las sesiones de CACSSE volverán a su normalidad y la próxima reunión se efectuará en el mes de junio. Las siguientes sesiones se realizarán de acuerdo a las necesidades y novedades hidrológicas que se presenten durante los meses de transición entre el fenómeno de El Niño hacia el fenómeno de La Niña.

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Las energías renovables no solo son una solución clave para abordar el cambio climático y reducir la huella ambiental, sino que también ofrecen una variedad de beneficios sociales que contribuyen al bienestar y desarrollo de las comunidades a nivel local y global.

Bajo esta premisa, el Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) en cabeza de su Directora Ejecutiva Ángela Álvarez Gutiérrez lanza el proyecto «Comunidades Energéticas: democratizando la energía en Colombia».

Se trata de una AFPEI (Actividad de Fomento, Promoción, Estímulo e Incentivo) donde se 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.

El objetivo principal de las comunidades energéticas en Colombia es fomentar la autosuficiencia energética, reducir la dependencia de los combustibles fósiles y promover el desarrollo sostenible a nivel local. 

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.

En línea con esas metas de generar impactos económicos, sociales y ambientales, portavoces del Fenoge revelaron a Energía Estratégica: “Se aprobó un presupuesto total en el Comité Directivo ordinario #57 para esta AFPEI por $ 348.928.062.420 COP. Con esta iniciativa, se espera beneficiar aproximadamente hasta 500 Comunidades Energéticas focalizadas y priorizadas por el Ministerio de Minas y Energía”.

Y agregan: “Recientemente lanzamos una convocatoria para que las empresas grandes y pequeñas en todo el país se inscriban online dentro de la lista de proveedores para la ejecución de las actividades de esta AFPEI”.

A esta iniciativa se le suma el proyecto «Estufas que transforman: Montes de María Cero Humo», donde el Fenoge reemplazará hasta 2.000 estufas alimentadas con combustibles de uso ineficiente y altamente contaminantes, por estufas con tecnologías más eficientes y limpias, utilizadas por población vulnerable en los departamentos de Sucre y Bolívar.

Otra acción de interés social recientemente aprobada por el comité directivo es «EcoEscuelas: Un futuro brillante». En esta apuesta, el Fondo brindará educación sin interrupciones con la instalación de aproximadamente 1.068 Soluciones Individuales Solares Fotovoltaicas para mejorar la educación pública fuera del Sistema Interconectado Nacional (SIN). El objetivo es mejorar la calidad del servicio de energía a las Instituciones de Educación Pública del territorio nacional.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) adjudicó 1288 MW con prioridad de despacho en el primer llamado del 2024 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Tal como anticipó Energía Estratégica a principios de esta semana tras una simulación realizada de la asignación (ver nota), finalmente resultaron ganadores 22 proyectos, de las casi 50 solicitudes que recibió CAMMESA a principios de año. 

El mecanismo Referencial “A” (curtailment de hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones) tuvo el mayor número de potencia asignada de la convocatoria: 928 MW a lo largo de 15 proyectos. 

Mientras que para el MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) se adjudicaron 360 MW en 8 plantas, con la particularidad de que el parque solar San Luis (Genneia) fue la única central que pudo acceder a ambos mecanismos (33 MW en MATER pleno y 7 MW en Ref A). 

A lo que se debe añadir que en el MATER Pleno – y  en el marco del A2 de la Res SE 360/23 – también se le otorgó prioridad de despacho a los parques eólicos El Mataco II (100,8 MW), El Mataco III (64,8 MW) y La Victoria (95 MW), de Luz de Tres Picos, subsidiaria de PCR, ya que incluyen la ampliación de la estación transformadora 500 kV Bahía Blanca. 

¿Cómo se reparten por tecnología? En total fueron 13 las plantas fotovoltaicas ganadoras en esta convocatoria del Mercado a Término, por 599 MW de capacidad; la mayoría de ellos gracias al desempate por factor de mayoración (el PS Villa Ángela de 25 MW fue el único que ingresó por esa vía). 

Dentro de los proyectos solares, el PS Hucalito (60 MW) y el PS Tocota III (46 MW), ambos de la firma Genneia, requerirán obras de infraestructura eléctrica. 

En el primero de los casos es la ampliación de de Capacidad ET Puelches 500/132 kV; en tanto que para el PS Tocota III se debe ampliar la ET Bauchaceta 132 kV y se debe rever posibilidad de reconfiguración de la red al estado previo.

Por el lado de los 9 parques eólicos restantes que tuvieron el visto bueno de CAMMESA, contarán con 689 MW de prioridad de despacho para el mercado entre privados. Y sólo el PE Pomona (78 MW, también de Genneia) demandará una obras de transporte eléctrico, puntualmente el reemplazo del autotransformador 500 kV 100 MVA a 150 MVA de la estación transformadora Choele Choel. 

De este modo, el Mercado a Término ya acumula 118 proyectos renovables con prioridad de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista, los cuales suman 5861,4 MW de capacidad (3.604,5 en MATER Pleno y 2256,9 MW en Referencial A).

Aunque cabe aclarar que sólo 47 parques de generación renovables (1.533 MW) fueron habilitados comercialmente desde la implementación de esta herramienta en 2017 hasta la fecha.

A continuación, los proyectos adjudicados con prioridad de despacho en el 1er trimestre 2024

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Black & Veatch, la firma estadounidense con una vasta experiencia de más 469 GW en proyectos de generación de energía convencional y renovable a lo largo del mundo, fue una de las grandes compañías que acompañó el mega evento FES México, organizado por Future Energy Summit. 

Romina Esparza Almaraz, directora de Desarrollo de Negocios de la compañía de Black & Veatch, compartió los avances en proyectos renovables y de hidrógeno verde, de tal manera que ratificó el rol EPCista de la compañía en la construcción de 365 MW de capacidad de electrólisis entres tres centrales a lo largo del mundo. 

“Esa capacidad dobla la potencia en electrólisis que hoy en día se encuentra instalada mundialmente”, subrayó durante el panel de debate denominado “Energía limpia 24/7: el rol de la energía solar, el almacenamiento y el hidrógeno verde”. 

De los 365 MW, cerca de 265 MW de capacidad corresponden a un proyecto renovable ya en ejecución en uno de los centros de hidrógeno más grandes del mundo en Estados Unidos, puntualmente en el hub ACES (Advanced Clean Energy Storage) que se ubica en la ciudad de Delta, estado de Utah. 

Dicho hub convertirá la energía renovable en 100 toneladas de hidrógeno verde por día, el cual será almacenado en dos cavernas de sal, almacenando hasta 300 GWh.

“Ese proyecto tiene financiamiento del Departamento de Energía de Estados Unidos, entre otras variables, y es es posible ya que hay un programa de política pública dirigida a desplegar tecnología, hacer investigación e inversión en ello”, complementó la especialista

“Por ende, si bien se deja mucho al mercado y a los privados en encontrar el modelo económico para que esos proyectos se realicen, también se requiere un primer impulso para que la tecnología se despliegue localmente”, agregó. 

El proyecto ACES Delta Hub recibió una garantía de préstamo total de USD 504.000.000 a través de la Oficina de Programas de Préstamos (LPO por sus siglas en inglés) del Departamento de Energía estadounidense, convirtiéndose en el primer proyecto de energía limpia en hacerlo en más de una década. 

Y Black & Veatch fue designada como entidad líder para la fase de ejecución de EPC, que requirió que todos los equipos principales se asignaran a ese líder global de soluciones de infraestructura, considerando que el diseño y la construcción de un proyecto de este tamaño y escala no tienen precedentes en el sector del H2. 

Pero Romina Esparza Almaraz no se quedó sólo con ese ejemplo sino que vaticinó que esa experiencia podría replicarse en centrales que se hagan en México, donde cuentan con presencia desde hace 25 años. 

Aunque para ello planteó que aún existen una serie de desafíos por resolver, tanto aquellos vinculados a cuestiones regulatorias y burocráticas, como también del propio desarrollo de los proyectos y factores a tener en cuenta a la hora de encarar la producción de hidrógeno verde. 

“En México hay varios clientes que tienen programas estudiados de energías renovables, pero expectantes a lo que pasará luego de las elecciones. Es un mercado que esperamos se reactive, y si los permisos de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) se desatoran, habrá clientes con programas y paquetes de distintos sitios para implementar renovables a una velocidad más rápida”, apuntó. 

“Además, los desarrolladores deben considerar al agua como un factor muy importante, ya que generar hidrógeno verde a través de electrólisis requiere cerca de 9800 litros por cada tonelada de H2V. Entonces el acceso al agua será un reto y más aún en un país como México, ya que debe ser agua desmineralizada, desionizada, que tiene un proceso complejo y que debe contabilizarse en el CAPEX del proyecto y que éste sea rentable”, añadió. 

Mientras que para los EPCistas, reforzó la relevancia de contar con protocolos de identificación de riesgos y seguridad para evitar cualquier conflicto vinculado a la seguridad, a la par de estar alineados con estándares y normas en pos del cuidado de los profesionales al momento que la instalación y puesta en servicio los proyectos.

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México en su último Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) estima una adición neta de capacidad de generación de 64,595 MW; de los cuales, 20,248 MW serían incorporaciones netas entre 2023 y 2026 (ver más). 

En atención a aquello, grandes empresas apuntan a impulsar nuevos contratos en este país que les permitan ganar mercado. Tal es el caso de ZNShine, una de las proveedoras y fabricantes de módulos solares con más de 30 años de experiencia en la industria fotovoltaica.

“Ahora, el Prodesen es el principal indicador que tenemos. Yo creo que vale la pena analizar los datos, no del 2037 sino del 2026, en el que hay un incremento pronosticado de 20 GW; de los cuales aproximadamente 6 GW son para fotovoltaica”, introdujo Manuel Arredondo, Country Manager Mexico de ZNShine, en el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico). 

Aquello no sería todo. Según repasó el referente empresario no sólo la ampliación del parque de generación de gran escala marcaría la pauta de crecimiento sino también el segmento de generación distribuida.

“También se esperan 1.8 GW en generación distribuida fotovoltaica y esto es muy interesante considerando que generación distribuida ha sido el motor que ha llevado a la industria”, añadió durante su participación en el panel de FES Mexico denominado “El impacto del Nearshoring para las renovables en México”. 

Entre las claves que acompañarían el crecimiento estarían cuestiones geopolíticas por tratados internacionales y comercio internacional. No es menor que México ahora esté en la cima como el principal socio comercial de los Estados Unidos, siendo que el 15% de las importaciones en Estados Unidos son de México y un 14% es de China. 

Adicional a eso, es un momento ideal en la industria fotovoltaica en el que la tecnología es cada vez más competitiva. “Los sistemas fotovoltaicos han disminuido a la mitad de lo que costaban hace un año”, aseguró el portavoz de ZNShine.

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A través de la Resolución Exenta N°239, la Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer el Informe Técnico Final (ITF) del Plan de Expansión de la Transmisión correspondiente al año 2023, el cual contiene un total de 48 obras, el cual totaliza una inversión de US$441 millones.

En el caso del sistema de transmisión nacional, el ITP presenta un total de 13 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$105 millones, de las cuales 11 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto en torno a US$69 millones, y 2 corresponden a obras nuevas, por un total de US$36 millones aproximadamente.

Respecto de los sistemas de transmisión zonal, se presenta un total de 35 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$336 millones, de las cuales 22 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$86 millones aproximadamente, y 13 corresponden a obras nuevas, por un total de US$250 millones aproximadamente.

De acuerdo con las proyecciones del ITF, se estima que las obras iniciarán su construcción a partir del primer semestre de 2026.

Tras la publicación de este Informe Técnico Final, que consideró las observaciones de las empresas eléctricas y del Coordinador Eléctrico Nacional, las empresas e interesados podrán presentar sus eventuales discrepancias ante el Panel de Expertos.

Atributos

Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, destacó el contenido del informe, debido a que se confirman ampliaciones y nuevas obras para fortalecer la transmisión en la zona central y del sur del Sistema Eléctrico Nacional, “con el objetivo de incrementar los niveles de seguridad y eficiencia operacional entre Arica y Chiloé, además de otorgar una mayor flexibilidad en las instalaciones”.

“Es así como, a nivel del sistema de transmisión nacional, se consideran expansiones relevantes en la zona norte del país, aportando suficiencia al abastecimiento en el largo plazo y ayudando a evitar la interrupción del suministro eléctrico a clientes finales”, precisó.

En obras nuevas, Mancilla resaltó el nuevo Sistema de Control de Flujos para reforzar el corredor de transmisión en 220 kV en la zona sur del sistema eléctrico, específicamente en el corredor Ciruelos–Nueva Pichirropulli, para “aprovechar de mejor forma instalaciones existentes mediante el uso de sistemas que permiten un control dinámico de las transferencias en circuitos paralelos. Esto permite disminuir las restricciones y habilita el desarrollo de nuevos parques de generación renovable para mejorar la eficiencia operacional del sistema”.

En la zona norte, la autoridad destacó las obras para reforzar el sistema de transmisión de Iquique y Antofagasta, donde se incluyeron 13 iniciativas en el presente Plan de Expansión, como la ampliación de subestaciones existentes, la construcción de nuevas subestaciones y líneas de transmisión para dar solución a los problemas de abastecimiento, seguridad y confiabilidad del sistema.

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Desde su inicio de operaciones en México hace casi 18 años, el desarrollo comercial de Fronius México ha ido en pleno aumento. Con ubicaciones en Valle de México, Puebla, San Luis Potosí, además de sus oficinas centrales en Monterrey, el despliegue de sus actividades comerciales los ha llevado desde hace 4 años al norte de nuestro país, específicamente a Chihuahua, para atender al creciente número de clientes en la región.

«El proyecto de una infraestructura más robusta en Chihuahua surgió hace un par de años, con base a nuestro crecimiento y en especial, a las necesidades de nuestros clientes. Ellos y ellas cada vez más requerían nuestro soporte técnico, entrenamientos por parte de nuestro equipo de expertos o demostraciones de nuestras soluciones. Por ello vimos como una necesidad estratégica el invertir en un espacio que nos permita ofrecer todo lo que nuestros requieren de nuestra parte» mencionó Fidel Guajardo, director general de Fronius México.

La fecha de apertura será el próximo 7 de junio, donde los asistentes podrán ver de primera mano los productos y soluciones de las 3 unidades de negocios de Fronius México, además de platicar con sus expertos y conocer las instalaciones.

«Gracias al gran desempeño de nuestro equipo, ya contamos actualmente con clientes en la zona de nuestras 3 unidades. Abarcamos el sector logístico, particularmente de retail, con nuestras soluciones de carga para montacargas eléctricos y en el caso de Perfect Welding, nuestra unidad de soldadura, tenemos proyectos y clientes muy importantes que ahora podrán tener un laboratorio de soldadura completamente equipado muy cerca de ellos. Y por supuesto, en el caso de la industria Solar, Chihuahua y toda la zona norte del país representan un mercado fundamental. Ahora nuestros partners y distribuidores como Baywa .r.e, Krannich y Solar Center podrán tener un punto de contacto en la zona para eventos y claro, un equipo disponible y cercano para atenderlos» añadió también Fidel Guajardo.

La inauguración de Fronius México será a las 15:00 horas el viernes 7 de junio del 2024. Si desea acudir al evento, puede registrarse sin costo a través de la siguiente liga.

Para más información de este evento o el contenido de esta nota, por favor envíe un correo a contacto.mx@fronius.com

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República Dominicana celebra las elecciones generales por la presidencia el próximo domingo 19 de mayo y crecen las expectativas del sector renovable por conocer quién conducirá la agenda energética en los próximos años.

Los candidatos principales son el presidente Luis Abinader, quien busca la reelección y representa el «Partido Revolucionario Moderno»; el expresidente Leonel Fernández, quien lidera su propio partido «La Fuerza del Pueblo” (LFP); y Abel Martínez, quien se postula por el Partido de la Liberación Dominicana (PLD).

En medio de la incertidumbre generada por las elecciones presidenciales, Alejandro Ramos, director de ventas de Rooftop y Utility para España y Latam en Schletter, hace predicciones sobre el resultado y se muestra optimista en que se darán las condiciones para continuar diversificando la matriz energética dominicana, durante una entrevista de Energía Estratégica en el marco de Future Energy Summit.

“Tras las elecciones, mi intuición es que se mantendrá la actual administración de Abinader. Si eso es así, a nivel gubernamental van a seguir invirtiendo a nivel social y político en leyes e incentivos para apoyar a las renovables”, estima. 

En efecto, explica que fue señal de ello la participación de Edward Veras, en la mega feria Future Energy Summit (FES) República Dominicana. Allí, el actual director ejecutivo de la CNE, indicó que están trabajando en leyes y en medidas para facilitar el autoconsumo e incentivar a la industria a participar en licitaciones renovables. 

Y agrega: “El gobierno actual de República Dominicana apoya mucho este movimiento hacia las energías renovables. Eso no ocurre en otros países como España y México. Estas señales regulatorias son las que ayudan a que todos los eslabones de la cadena crezcan y quieran seguir invirtiendo en el país”.

De acuerdo al especialista, para promover la actividad, se lanzarán medidas regulatorias que exijan cada vez más la calidad de las instalaciones en la República Dominicana. Al ser zona de huracanes, se comenzará a exigir a nivel regulatorio estudios de suelo, cargas de túneles de viento y garantías de velocidades de niveles de viento. 

Estos cambios son entendidos como una oportunidad para Ramos ya que por su experiencia y por tener fábricas alrededor del mundo cuentan con todos estos requerimientos estandarizados.

“Tenemos la ventaja de ser conocedores del hándicap de lo que implica ser un producto premium. Contamos con estándares de calidad extremadamente elevados, factores de seguridad que brindan confianza a nuestros clientes y versatilidad para entrar en cualquier mercado, al tener fábricas en Europa y China”, afirma.

En este sentido, asegura que la compañía ofrece tecnología alemana extremadamente segura con un concepto muy lineal de riesgo cero. Al poder garantizar cargas de viento de hasta 200 km por hora, hace que el producto sea muy llamativo para las distintas empresas que quieren montar proyectos fotovoltaicos en Dominicana.

“Esa garantía de seguridad ha vuelto atractivas a nuestras estructuras fijas y trackers. Mi pronóstico es que a medida que la ola de las renovables avanza, cada vez más inversores apuesten a productos de calidad, premium, con estándares técnicos elevados y que no haya riesgo durante la vida útil del producto”, insiste.

Y añade: “Hemos hecho que el orden de mantenimiento sea nula creando sistemas de envíos diferentes dependiendo del cliente. La idea es que nuestra estructura esté ya premontada para que llegue al campo y sea un producto 10% 30% más fácil de montar”. 

Teniendo en cuenta todas esas oportunidades, la compañía ha decidido hacer una inversión de recursos fuerte con el foco puesto en el mercado del Caribe, Centroamérica y Latinoamérica. 

En efecto, Ramos revela que han cerrado acuerdos bastante grandes con muchos de los principales exponentes de República Dominicana y la región: actualmente tienen 500 MW instalados en estructura metálica y la meta de alcanzar la cifra de 1 GW en contratos este año.

En línea con estos objetivos de venta, el experto concluye: “El año pasado la expectativa de crecimiento de las energías renovables (tanto eólica como fotovoltaica) era del 13% y este 2024 se espera crecer el doble. Esperamos que nuestra participación de mercado acompañe ese incremento”.

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El escenario electoral ha sido un factor de influencia significativo para que mejore el panorama para las inversiones de energías renovables en México. No sólo cada candidato/a a la presidencia se ha referido a las oportunidades para tecnologías como eólica y solar, sino que también la retórica del gobierno actual respecto al sector energético ha experimentado un cambio notable. 

Durante este sexenio se observó un discurso de reticencia hacia la participación privada en el sector; sin embargo, se ha empezado a reconocer la necesidad de cambiar este enfoque y mostrar apertura a la inversión extranjera.

La necesidad de infraestructura energética se hace evidente, especialmente en regiones fronterizas donde la falta de suministro podría obstaculizar nuevas inversiones no sólo para ampliar el parque de generación actual sino por la nueva ola de nearshoring que va en crecimiento. 

Hugo Peña, Director de Desarrollo de Negocios en Gonzalez Calvillo y miembro del Consejo Directivo del Clúster de Energía de Sonora, señaló que el momento que atraviesa el mercado también está marcado por una reducción de controversias jurídicas vinculadas a proyectos que aún no han sido interconectados. 

“Es muy interesante lo que ocurre ahora. Obviamente, en el año 2021 -cuando fue la elección intermedia y se dio la propuesta de Reforma de AMLO– fue cuando se dio el auge del litigio energético en México. Pero desde hace unos meses para acá vimos que, luego de que la Suprema Corte tumbó esa Reforma, finalmente muchos de los amparos que estaban ingresados, de alguna manera se calmaron”. 

Según explicó el abogado durante una entrevista con Energía Estratégica, si bien siguen existiendo controversias, realmente las empresas hoy no están buscando litigar, no están buscando enfrentar a sus contrapartes -en este caso con el gobierno- sino más bien encontrar la manera de poder operar, poder tener sus inversiones protegidas.  

En ese sentido, un asunto por reforzar en el país sería la certidumbre jurídica. En la actualidad en el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (ICSID, por sus siglas en inglés) registra un solo caso público de controversia ingresado este año sobre un proyecto renovable, en este caso, de empresas españolas y el Estado mexicano, que se iría a resolver por reglas de arbitraje del convenio ICSID. Ahora bien, los pedidos de amparos internacionales a los que hizo referencia el referente de Gonzalez Calvillo, no todos de carácter público, buscarían una resolución acogiéndose a la legislación local y los tratados internacionales que apliquen. 

Al respecto, es preciso indicar que México cuenta con un considerable número de tratados internacionales, lo que le otorga una posición estratégica para atraer inversiones extranjeras y darles esa certidumbre. Entre ellos, el Acuerdo entre Estados Unidos, México y Canadá (USMCA; TLCAN 2.0​ o NAFTA 2.0), cuya renegociación fue un proceso complejo especialmente en el ámbito energético, proporciona un marco para la estabilidad y la cooperación en el sector.

Ante este escenario, desde Gonzalez Calvillo se posicionan como un aliado clave para destrabar y potenciar negocios en el sector energético mexicano. “Le damos la confianza a la empresa de que estamos con una mentalidad de One-Stop-Shop (OSS) para ser su aliado de negocios más que solo un estratega legal”, indicó el referente de la firma. 

Los gremios también jugarían un papel fundamental en la mejora de las relaciones entre el sector privado y el gobierno. Es el caso del Clúster de Energía de Sonora, donde Hugo Peña encabeza la mesa de temas legales y gestión regulatoria, que ha desempeñado un papel destacado en la promoción de la región como un destino atractivo para las inversiones en energías renovables.

“Afortunadamente en México tenemos muchas asociaciones que facilitan la comunicación entre las partes y el rol que ha venido jugando el Clúster de Energía de Sonora en lo particular ha sido fundamental en los últimos años no solo a nivel Estatal sino en todo el país. Este auge y posicionamiento tan grande a nivel nacional permite también posicionar a Sonora como una entidad abierta a la inversión. De hecho algunos de los proyectos de inversión extranjera directa se encuentran ya en Sonora”. 

Tal es la dinámica de negocios que se busca propiciar en la zona fronteriza con los Estados Unidos que no nada más Nuevo León sino también otros estados del noroeste se van posicionando como un polo de desarrollo fundamental. Aquello sumado al acompañamiento de las asociaciones, permite continuar cabildeando con los gobiernos para tener un ambiente de armonía de inversión. 

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Wärtsilä, multinacional líder en la innovación tecnológica para el mercado energético, se mantiene a la espera de las publicaciones oficiales de diversas licitaciones públicas en Latinoamérica que permitan una mayor penetración de energías renovables en la región. 

Roberto Lares, gerente de desarrollo de negocios y director general de Wärtsilä Colombia, participó de la cumbre Future Energy Summit Central America & The Caribbean y reconoció el interés de la compañía por acompañar los procesos en Guatemala y Panamá. 

“La expectativa es que este año se haga el anuncio de la licitación PEG-5 de Guatemala, que proviene de una serie de años de planificación, vencimiento de contratos PPA de diferentes centrales y de aprovechar la oportunidad para acumular una buena cantidad de energía que permita descarbonizar y viabilizar la llegada de combustibles de transición energética”, destacó. 

“Es decir, que se lleve a cabo el proceso de licitación y se dé el tiempo suficiente para las ventanas de entradas en operación, ya que el desarrollo y llevar los proyectos a ready to build toma su tiempo; a la par que se debe entender que hay que reforzar las líneas de transmisión y subestaciones eléctricas para recibir la cantidad de proyectos”, agregó. 

Cabe recordar que en Guatemala, la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) puso a consideración que se desagregue la gran licitación PEG-5, la cual fue anunciada por el exministro de Energía y Minas, Manuel Eduardo Arita Sagastume, con el objetivo de adjudicar nuevas plantas de generación para el 2030, pero las nuevas autoridades de gobierno no ratificaron dicho compromiso. 

Por tanto el regulador no se pronunció al respecto y tampoco socializaron pliegos, aunque el presidente electo, Bernardo Arévalo, está al tanto de ello, por lo que seguramente será cuestión de que la política energética termine de tomar forma para que se avance en la materia. 

Proceso por el que, bajo la mirada del gerente de desarrollo de negocios y director general de Wärtsilä Colombia, el país podría incorporar cerca de 700 MW (de los 1200 MW que se licitarían), lo que representaría una penetración de prácticamente el 30%.

Mientras que por el lado de Panamá, ya fue lanzada la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 de 500 MW, para la contratación de largo plazo de potencia y energía exclusivamente a centrales de generación renovable.

Aunque el sector aún está a la espera que la autoridad y la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) se expidan sobre las adendas planteadas para asegurar la claridad durante el proceso previo a la celebración del acto de presentación y recepción de ofertas, debido a ciertas dudas en la normativa de almacenamiento y cálculo de potencia firme para centrales híbridas. 

“La licitación de Panamá es una buena señal y como tecnólogos tenemos la visión de acompañar la progresiva penetración de energías renovables por la vía del almacenamiento en baterías y plantas térmicas flexibles para acompañar la intermitencia renovable y se eviten situaciones de curtailment”, subrayó Roberto Lares. 

A lo que se debe añadir que recientemente la Secretaría Nacional de Energía (SNE) publicó una Resolución dirigida a recomendar a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) la elaboración y presentación ante la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), del pliego necesario para efectuar una licitación pública, de corto plazo, tendiente a contratar la potencia y energía (ver nota).

Proyecciones a futuro

El gerente de desarrollo de negocios y director general de Wärtsilä Colombia vaticinó un futuro “interesante” en la complementariedad con el sector para la entrada de mayor cantidad de renovables, pero remarcó la importancia de contar con incentivos y el reconocimiento de la remuneración de los sistemas de almacenamiento y servicios de red a medida que haya más penetración de energías verdes.

“Hay que expandir las redes en subestaciones existentes, que sean pagadas por la red. Se debe hacer viable para que no caiga todo el peso en un proyecto fotovoltaico que opera o genera kWh en una cierta cantidad de horas al año, pero que el activo de la infraestructura tiene el mismo costo de que si se conectara cualquiera otra tecnología que puede amortizar más la inversión”, apuntó. 

“Se debe buscar el mecanismo que combine con el almacenamiento u otro tipo de distribución del costo, ya que en el proceso de transición hacia energías más limpias no se debe castigar severamente a proyectos renovables, que generalmente tienen sensibilidad financiera a flor de piel”, concluyó. 

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La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en colaboración con la Agencia Española de Cooperación Internacional para el Desarrollo (AECID) y la Fundación Tecnalia, presenta estudios sobre el impacto del cambio climático en la infraestructura energética regional.

Si bien la región contribuye solo con el 8 % de las emisiones globales de CO2e, su sector energético es altamente sensible a los efectos del cambio climático.

El Estudio destaca la importancia de incrementar la resiliencia del sector energético de América Latina y el Caribe frente al cambio climático, mediante el análisis de los riesgos, la vulnerabilidad de la infraestructura, y la determinación de los cambios que deben implementarse en la planificación y operación de los sistemas.

Se analiza la vulnerabilidad y el riesgo de la infraestructura energética ante diversas variables climáticas; desde cambios en la temperatura hasta eventos extremos como tormentas y vientos fuertes. Los resultados revelaron que la sensibilidad y vulnerabilidad varían según el tipo de tecnología y ubicación geográfica.

Las conclusiones del Estudio subrayan la importancia de integrar la evaluación de riesgos climáticos en el diseño y operación de las instalaciones energéticas. Además, se destacan medidas de adaptación propuestas, como el uso de tecnologías más resistentes al calor, la gestión del uso del suelo para reducir la erosión y la implementación de sistemas de predicción mejorados para eventos climáticos extremos.

En cuanto al impacto en diferentes tecnologías destacan algunas conclusiones:

Para centrales fotovoltaicas, si la temperatura sube 1ºC, por encima de un umbral de 25°C, la producción de energía disminuye en un 0.66%.
Para las líneas de transmisión, por sobre un umbral de 20°C, si la temperatura sube 1ºC, la energía transportada cae un 0.4%.
En centrales hidroeléctricas, si el caudal disminuye un 1%, la producción de energía cae igualmente un 1%.
En el transporte de gas natural mediante gasoductos, el aumento de la temperatura puede comprometer la integridad de las tuberías, reducir la capacidad de transmisión y generar problemas de seguridad en caso de estaciones de compresión no adecuadas a altas temperaturas.
Para las granjas agroenergéticas (biocombustibles), los cambios en la temperatura podrían afectar la productividad de la materia prima y la producción de energía correspondiente, dependiendo del tipo de cultivo.

Por todo ello, es fundamental priorizar la resiliencia climática en las políticas energéticas. Se debe invertir en infraestructuras más robustas y flexibles, así como en la diversificación de fuentes de energía para reducir la dependencia de recursos susceptibles a las fluctuaciones climáticas.

Por último, dado que la matriz energética regional es altamente dependiente de fuentes directas como la hidroenergía, el informe destaca la urgencia de anticipar y mitigar los riesgos climáticos para evitar posibles crisis energéticas y proteger la sostenibilidad y estabilidad económica de la región en las décadas venideras.

Acceda al estudio de OLADE

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Canadian Solar mantiene firme su compromiso con el desarrollo de las energías renovables en México. Así lo aseguró Armando Muñoz, Managing Director para México, Centroamérica y la Región Andina de Canadian Solar, en el último evento de Future Energy Summit (FES).

“Estamos aquí desde 2013 con un equipo local, apostando por módulos, inversores y sistemas de almacenamiento. Sigamos remando juntos hacia el mismo sentido. Creo que vienen cosas interesantes. El mayor reto quiero pensar que ya pasó”.

Durante su participación en el panel de debate de FES “El impacto del Nearshoring para las renovables en México”, Armando Muñoz destacó que la mayoría de las empresas que están llegando a México llevan en su ADN la sostenibilidad, las energías limpias y el compromiso con el cambio climático.

«La energía es el principal recurso del sector productivo y la principal materia prima del sector industrial», señaló. En este contexto, consideró que la transición energética es esencial para el éxito del nearshoring en México. No obstante, advirtió existen áreas de oportunidad que deben ser abordadas:

Burocracia y lentitud en los trámites administrativos: «Nos hemos enfrentado a una burocracia que ralentiza los procesos necesarios para avanzar en el sector», indicó Muñoz.

Infraestructura y redes de distribución y transmisión: Consideró que la falta de inversión en estas áreas es el principal cuello de botella. «El nuevo gobierno podría considerar abrir las redes a la iniciativa privada», sugirió.

Estado de derecho en los contratos: Subrayó la falta de certeza a mediano y largo plazo en los contratos establecidos, lo cual genera desconfianza en los inversionistas.

Con el éxito de la nueva ola de nearshoring, el referente de Canadian Solar pronostica que la demanda de energía en México podría incrementarse entre un 3% y un 4% anual durante los próximos diez años. Y, para satisfacer esta demanda, sería crucial implementar soluciones tanto de eficiencia energética como de energías limpias.

Competitividad y sostenibilidad empresarial

Siguiendo el análisis del Managing Director para México, Centroamérica y la Región Andina de Canadian Solar, en este nuevo paradigma las empresas deben enfocarse en cuatro vectores para no perder competitividad ni quedar obsoletas:

Medición de emisiones contaminantes.
Garantizar un suministro de energía estable.
Uso de energías limpias.
Obtención de certificaciones para descarbonizar.

«A nivel Canadian, vemos que nuestros clientes desarrolladores e inversionistas están comenzando a tener más sofisticación en temas como el ESG», comentó. Además, el tema de la trazabilidad en la cadena de suministro se ha vuelto crucial, ya que los inversionistas buscarían conocer el origen y la fabricación de los paneles solares.

En tal sentido, Canadian Solar está implementando prácticas globales en reciclaje y certificaciones de ciclo de vida, que podrían adaptarse a estos nuevos requisitos de los clientes en México.

«Estamos muy comprometidos con métricas y objetivos ambientales claros, buscando reducciones en emisiones contaminantes, uso de agua, energía y desperdicio», afirmó Muñoz.

Creatividad y resiliencia en el sector energético

En el evento de FES, Armando Muñoz también resaltó la resiliencia del sector energético en México, señalando que, a pesar de los desafíos, las empresas continúan firmes en su apuesta por el país. «Nos hemos vuelto bastante creativos. Si nos cierran la opción de utility, nos enfocamos en generación distribuida», explicó.

Ahora bien, en el sector también requerirían que se amplíen las oportunidades de negocios en generación distribuida. Por ello, el referente de Canadian Solar observó: “Un tema que a todos nos interesaría es el famoso: subir el threshold de los 500 kW al número que determinen sea 1 MW, 3 MW o 5 MW, etcétera, pero sí buscar ese incremento”.

Además abogó por el regreso de las subastas de largo plazo de manera “estructurada y ordenada”, lo cual podría impulsar significativamente el desarrollo de modelos de negocios que de pronto estuvieron estancados en el último tiempo e impulsar nuevas tecnologías como podría ser el hidrógeno verde en México.

«Sin un plan puntual de plantas de generación, el hidrógeno verde no podrá avanzar significativamente», comentó.

También, subrayó que se tornaría fundamental tener reglas claras para el almacenamiento de energía. «Entiendo que en junio habrá un planteamiento más formal sobre este tema», mencionó Muñoz haciendo eco de los anuncios que comisionados de la CRE que en FES Mexico anticiparon que se abriría a consulta pública la nueva regulación.

Abre la consulta publica de las DACG de almacenamiento para el sistema eléctrico mexicano

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Manuel Pérez Larraburu, gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart, pasó por los micrófonos de “Protagonistas”, el ciclo de entrevistas de Energía Estratégica, y allí los desafíos y proyecciones para la generación distribuida en Argentina. 

Uno de los focos estuvo en la importancia de mejorar los procesos burocráticos y legislativos para que el país pueda desarrollar el potencial de dicha alternativa renovable, considerando el contexto de sinceramiento de tarifas que plantea el gobierno, que existen ciertas restricciones en grandes nodos y que la GD puede ayudar a descarbonizar las matrices de distintos sectores de la economía. 

“Es importante que las diferentes regiones simplifiquen los procesos de los usuarios-generadores, ya que muchas instalaciones avanzan para autogeneración pero no se transforman en usuarios-generadores porque los pasos no están claros y porque las instituciones involucradas no definen procesos simples y eso hace que el potencial se vea retenido”, apuntó. 

“Otro desafío también a nivel de reglamentación está en aquellas regiones donde la tarifa a la cual se paga la energía generada ya está regulada y establecida. Hay muchas regiones, como Salta por ejemplo, donde existen tarifas muy por debajo de la que el usuario paga. Es decir que es menor el monto que se recibe por la energía generada que por la abonada”, agregó.

Lo cierto es que generación distribuida de Argentina no ha crecido como se esperaba a lo largo de los últimos años, ya que las previsiones marcaban que habría más de 23000 usuarios – generadores para el cierre del 2023, pero momentáneamente sólo hay por el momento sólo 1771 proyectos completaron la instalación y se convirtieron en U/G, sumando así 37,58 MW de potencia instalada. 

Y si bien la evolución es más más lenta de lo esperado y el potencial aún está latente, el referente de BGH Eco Smart planteó que el contexto de la quita de subsidios energéticos favorecerá a que, si se acompaña con algunas medidas de reglamentación, el potencial pueda transformarse en más capacidad instalada y una gran cantidad de instalaciones de generación distribuida a lo largo de Argentina. 

“Va a decantar si se acompaña con orden y si el país gana un poco de certeza. Con semestres donde se mirará el sector energético y a este tipo de inversiones, pensando en proyectos de larga duración y que, los repagos sean números razonables con precios de energía generada menores a los que uno paga en dólares”, insistió Manuel Pérez Larraburu durante el ciclo “Protagonistas”.

Proyecciones

El gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart también se refirió a las tendencias que se avecinan, no sólo a nivel nacional, sino también a aquellas que poco a poco tiene mayor presencia en el plano mundial, como por ejemplo los sistemas de baterías. 

“Se observará una mayor presencia de sistemas con acumulación, ya sea para microrredes o para estabilización de la calidad de energía durante rangos de tiempo mucho más amplios, soluciones para disponibilidad y para calidad de energía que compiten con grupos electrógenos”, señaló. 

Y desde BGH Eco Smart ya trabajan con productos híbridos monofásicos y trifásicos. En este último caso  encontraron un nicho de mercado específico para soluciones de 10 a 40 kW con capacidad de acumulación de hasta 160 kWh en sitios donde ya se tiene la infraestructura y se pretende sostener consumos que sean vitales, como por ejemplo residencias, comercios, bancos y estaciones de servicio. 

Mientras que en escalas más elevadas, la oportunidad la encuentran en microrredes o mejora de la calidad del servicio en líneas alejadas de los nodos de generación mediante equipos de 50 kW a 1 MW con baterías de 2 MWh por unidad. 

“Nuestro objetivo es continuar con presencia en el mercado de distribución de productos. para toda esta gama de productos, productos de inyección de potencia, inversor de cadena, de paneles, de equipos híbridos con acumulación en baterías. Y por otro lado, estamos avanzando un poco ya con obras con servicio para el mercado de utility scale”, ratificó Manuel Pérez Larraburu.

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En un país como Ecuador donde la matriz es principalmente hidroeléctrica el fenómeno de El Niño complica ampliamente el suministro eléctrico. 

El problema es que genera una situación de estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas.

En este marco, Remigio Peñarreta, CEO y fundador de GoSolar S.A., empresa dedicada a promover e instalar aplicaciones solares y de almacenamiento, analiza la situación desde el punto de vista de gestión de la demanda y evalúa el actual régimen tarifario y su contribución a la crisis. 

“Ecuador atraviesa una de las mayores crisis energéticas de su historia y el desafío consiste en cómo cubrir la demanda eléctrica creciente con una capacidad instalada insuficiente, mal mantenida, y en una época de estiaje donde las hidroeléctricas no pueden operar a su máxima capacidad”, afirma.

Bajo esta premisa, propone a través de un informe soluciones rápidas para reducir la duración e impacto económico de los apagones implementando medidas de gestión de demanda y modificando los patrones de consumo eléctrico en la población.

De acuerdo al experto, que no se hayan modificado prácticamente los regímenes tarifarios en las últimas décadas es una de las principales causas de esta crisis energética ya que “la poca o inexistente discriminación de los consumos en horarios punta promueve el comportamiento inadecuado de los consumidores” y se incrementa la demanda nacional de energía.

En este sentido, propone las siguientes medidas para gestionar de forma eficiente la demanda de potencia: 

Eliminar tarifas planas o de dos horarios para industriales y comerciales pues se necesita discriminar el precio en horario pico (12:00-22:00) para incentivar la reducción de la demanda máxima de potencia en dicho horario.
Incrementar el precio de carga de vehículos eléctricos en horarios punta. Se recomienda duplicar el precio de 10 USD/kWh a 20 USD/kWh y mantener baja la tarifa a partir de las 23 horas a menos de 10 USD/kWh.
Aumentar en al menos un 50% el precio de la tarifa industrial y comercial con demanda horaria diferenciada de lunes a viernes de 18 a 22. Al mismo tiempo, reducir la tarifa de fin de semana y feriado en un 10 o 30%. Esto incentiva que se desplacen actividades productivas energéticamente intensivas fuera del horario pico y que se promueva la eficiencia energética en la industria y comercio.
Implementar acuerdos de gestión de demanda de potencia (ejemplo: desconexión/reducción automática de cargas no críticas) con grandes consumidores industriales y comerciales, proveyéndoles de incentivos a aquellos consumidores que firmen dichos acuerdos.
Revisar los horarios vigentes de los tarifarios para reflejar la actual realidad de horario punta, valle y medio.
Ajustar las tarifas anualmente considerando la inflación como mínimo para evitar el incremento sostenido del déficit en el sector eléctrico.
Acelerar la inversión privada en nueva generación a través de la desregulación del sector, especialmente en lo vinculado a energías renovables. El exceso de controles y procesos burocráticos actuales desincentiva gravemente la implementación de tecnologías limpias. Prueba de ello, es el hecho de que menos del 1% de la energía generada en Ecuador proviene de fuentes solares y eólicas mientras que en otros países avanzan agresivamente en su transición energética.

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Como un gran paso de innovación una central fotovoltaica de 500 MW situada en una región desértica de gran altitud del noroeste de China se conectó a la red, todo ello con módulos Vertex N de 700 W de Trina Solar. Esto demuestra la gran confianza de los clientes en la marca y sus productos. La planta, que tiene un rendimiento energético medio anual de unos 1.000 millones de kWh, y que fue desarrollada y es propiedad de Datang Qinghai New Energy Development Co Ltd, forma parte del primer lote de plantas de generación de energía solar y eólica en el desierto de Gobi y otras regiones áridas.

La planta está sometida a drásticas diferencias de temperatura y a condiciones meteorológicas extremas, como fuertes vientos y granizadas, lo que exige una mayor fiabilidad de los módulos. Además, el proyecto está situado en un desierto de gran altitud, a una altura media de 3.200 metros.

Los módulos Vertex N 700W, basados en la avanzada tecnología de 210 mm y en la tecnología N-type i-TOPCon Advanced, son famosos por su alta fiabilidad, alta eficiencia, alta potencia, alto rendimiento energético y bajo LCOE, lo que aporta un valor superior a los clientes.

Cao Yunduan, responsable de marca y marketing de Trina Solar, declaró que: «nuestros módulos Vertex N 700W demostraron su gran desempeño al superar las pruebas de fiabilidad ampliada de RETC con un rendimiento sobresaliente en mayo del 2023 y se utilizaron ampliamente en condiciones adversas, ganándose la aprobación de los propietarios de proyectos».

Trina Solar adoptó una disposición integrada en las plantas de fabricación para garantizar la entrega sin problemas de los módulos de tipo N. Todos los lotes de módulos de la serie Vertex N 700W+ para la central fotovoltaica de 500 MW se entregaron en menos de un mes, algo que el propietario del proyecto agradeció enormemente.

Trina Solar promueve con entusiasmo la industrialización de los productos de tipo N mientras sigue mostrando el camino en la era de los 700W+.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) hoy definirá los proyectos que contarán con prioridad de despacho en la convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Ya se confirmó que cinco parques eólicos, por hasta 426 MW de potencia, y una central fotovoltaica de 25 MW pueden ser asignables por estar en áreas de transporte disponible. De ese total, tres emprendimientos (todos de PCR) incluyen la ampliación de la estación transformadora 500 kV Bahía Blanca. 

Pero aún resta saber el futuro de otros 34 proyectos que solicitaron ser adjudicados entre 985,8 MW y 2776,6 MW y que debieron ir a desempate mediante el mecanismo de factor de mayoración, tanto para el MATER Pleno como el Referencial A. 

Por lo que, a través de una herramienta pública de CAMMESA, Energía Estratégica simuló el proceso de asignación de prioridad de despacho del vigente llamado del MATER, correspondiente al primer trimestre del 2024 y a continuación trae los resultados. 

De acuerdo a dicho modelo de análisis y simulación, se adjudicarían diecisiete proyectos por una potencia de 865 MW, repartidos entre cuatro parques eólicos (291 MW) y trece plantas solares (574 MW). Aunque si se toma en cuenta toda la capacidad de las posibles centrales ganadoras, la cifra aumentaría a 1102,8 MW. 

El proyecto eólico General Levalle I (17 MW – YPF Luz) y los parques fotovoltaicos El Marcado I (5 MW – Federación de Cooperativas Eléctricas del Nuevo Cuyo), PS La Cumbre II (15 MW – Diaser), PS Retamito (30 MW – Genneia) y PS San Luis (33 MW – Genneia) ingresarían bajo el esquema del “MATER Pleno”, es decir sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía.

Mientras que las doce centrales restantes (765 MW de capacidad a instalar) serían asignadas mediante el mecanismo “Referencial A”, lo que significa que los agentes generadores podrán contar con evaluaciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones. 

Por tanto a continuación se detallan cuáles serían esos proyectos y en qué corredores se ubicarían.

Ref A – Corredor Comahue 

PE Andinos – 74 MW asignados de 129,8 MW solicitados

Ref A – Corredor Patagonia – Provincia de Buenos Aires 

PE Los Patrios – 151,2 MW 
PE Vidal – 48,8 MW de 100,8

Ref A – Corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA)

PS Aconcagua II – 65 MW
PS El Quemado I – 50 MW 
PS General Levalle – 28 MW de 47 MW 
PS MSU Andalgala – 90 MW de 100 MW solicitados
PS Olongasta – 90 MW de 151 MW 
PS Quebracho Blanco – 15 MW
PS Recreo I – 100 MW
PS San Luis – 7 MW de 40 MW pedidos
PS Tocota III – 46 MW

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La semana pasada, el Poder Ejecutivo incluyó en su solicitud de delegación de facultades legislativas enviada al Congreso de la República, mejoras regulatorias que buscan la apertura del mercado eléctrico a nuevos competidores, diversificar y descentralizar las fuentes de generación.

Con esta iniciativa, se propone modificar la Ley 28832, norma para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica, con el objetivo de incrementar la competencia, promover inversión en nuevas fuentes de generación eléctrica, conseguir menores costos de generación y menos contaminante, 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 Energía Estratégica, Raquel Carrero, gerente general de la Asociación Peruana de Energías Renovables explicó en detalles el proyecto de ley y estimó cuándo debería tratarse nuevamente en el Congreso.

¿Me podrías comentar en mayor profundidad de qué se tratan las mejoras regulatorias enviadas al Congreso?

El Poder Ejecutivo ha incluido las modificaciones de la Ley 28832 en su pedido de facultades para poder hacer los cambios de manera más proactiva como la actual situación lo amerita. Consiste principalmente en modificar la contratación de energía, de forma separada de la potencia, como dos productos, y establecer bloques horarios. 

Estos cambios son necesarios para poder incluir la energía solar en las licitaciones del mercado regulado, es decir, aquel que atiende millones de hogares y negocios de diversos sectores, porque hoy, tal como está redactada la ley, la energía solar se encuentra totalmente excluida de esa posibilidad. La única posibilidad de generar energía solar para el mercado regulado está disponible para los actuales operadores del sector eléctrico y esa es una limitación de la competencia que es insostenible. 

Si bien ha pasado más de un año desde que el gobierno envió esta propuesta técnica, hasta la fecha no se ha debatido ni aprobado en el Pleno Congreso de la República. Entendemos que el gobierno comprende la necesidad de hacer estos cambios urgentemente para garantizar la libre competencia en el mercado eléctrico y beneficiar a millones de hogares con mejores tarifas, en un contexto donde los índices de pobreza se han incrementado y la electricidad forma parte de la canasta básica familiar. 

La solicitud de facultades es un procedimiento constitucional, es una práctica usual y se justifica en la medida que el gobierno entiende y necesita que se hagan estos cambios. Desde la Asociación Peruana de Energías Renovables creemos que esos cambios son necesarios y que deben hacerse todos los esfuerzos para que se implementen lo más pronto posible. Estos favorecen a los usuarios eléctricos, hogares, comercios y a todos los sectores productivos en general. El objetivo es trasladar los precios competitivos de las energías renovables a la tarifa eléctrica porque actualmente no está ocurriendo.

  ¿Cuándo van a ser tratadas por el Congreso y de qué depende su aprobación?

La solicitud de facultades del Poder Ejecutivo ha sido enviada a la comisión de Constitución del Congreso y será allí el espacio del debate inicial donde se revisará todas las propuestas planteadas por el Gobierno. Luego tendrá que ser debatido en el pleno del Congreso, lo cual creemos que debe darse antes de que acabe la actual legislatura en julio. 

Para aprobarse, dependerá de la capacidad del Gobierno de sustentar frente al Parlamento la necesidad de hacer estos cambios y que haya un acuerdo en que la forma más rápida y segura de hacerlo es delegando las facultades al Poder Ejecutivo. Es un trabajo político que deberá hacer el Gobierno y el Parlamento. 

Cabe destacar que el Congreso ha tenido la modificación de la Ley 28832 en sus manos por más de un año y no le ha dado la prioridad que requería lo cual ha incrementado la situación de riesgo del sistema.

 ¿Qué tan necesario es que Perú apruebe esas iniciativas?

En una economía de libre mercado cuanto mayor sea la competencia es mejor para los consumidores. La situación actual restringe el ingreso de nuevos operadores al sector eléctrico. Estas barreras que se mantienen para el ingreso de la energía solar ya han sido advertidas desde hace varios años y la necesidad de cambiar la regulación fue reiterada por la comisión de reforma del subsector electricidad que dio sus recomendaciones en el 2020. Han pasado ya casi 4 años desde entonces y nada ha cambiado. 

Estas limitaciones para el desarrollo de la energía solar y que en el caso de la energía eólica recién se levantaron en el 2020, nos ha llevado a intensificar el uso del diésel para generar electricidad y atender la demanda eléctrica. 

De acuerdo a cifras del COES la producción eléctrica en el 2023 se dio de la siguiente manera: 47.7 % hidroeléctrica, 46.7 % termoeléctrica, 4% eólica y 1.6% solar. De esta forma, en el 2023 usamos 182% más diesel para generar electricidad que en el 2022. Por ello, se trata de un tema económico y de seguridad nacional: necesitamos diversificar, descentralizar, abrir el mercado, ese es el camino

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Puerto Rico está en alerta por el ataque al programa de medición neta que ha iniciado la Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico (FOMB, por sus siglas en inglés).

La controversia se acentuó la semana pasada, cuando se venció el plazo de revisión legislativa impuesto por la Junta para derogar o enmendar la Ley 10 del 2024, ley que no está bien vista por dicha entidad federal, pero que tiene la aprobación unánime de la legislatura puertorriqueña, amplísimo apoyo de la sociedad civil y de la industria de la isla, pues protege la  medición neta hasta después del 2030, al posponer a esa fecha un estudio que posibilitaría la devaluación de la compensación al detal de la electricidad limpia que los prosumidores exportan a la red.

Como las autoridades puertorriqueñas no han acatado el ultimátum de la Junta, existe un riesgo claro y presente de que la Junta inicie un litigio para anular la ley, tal como lo indica expresamente su carta publicada el 5 de febrero del 2024: 

«Si el Gobernador y la Legislatura no derogan o modifican la Ley 10, la Junta de Supervisión, que se reserva todos sus derechos, tomará las medidas que considere necesarias, incluido el inicio de un litigio para anular la Ley 10».

Ante esta situación, asociaciones civiles y empresariales se encuentran uniendo esfuerzos para comunicar y socializar los beneficios de la energía distribuida en medición neta, así como para exigir se  mantenga la vigencia de la Ley 10 del 2024, para mantener el rumbo hacia al cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad del sector energético que indican que las energías renovables deben alcanzar un 40% al 2025 y un 100% al 2050 en el archipiélago puertorriqueño. 

«Necesitamos construir los proyectos a escala de servicios públicos que están en marcha. Necesitamos seguir aumentando la generación distribuida. Y necesitamos aumentar la eficiencia energética porque cuanta más eficiencia energética tengamos, menos energías renovables se necesitarán para llegar al 100%. Todas esas cosas son importantes para continuar», expresó PJ Wilson, presidente de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA).

Durante un Solar & Storage Briefing llevado a cabo el pasado viernes 10 de mayo, el director ejecutivo de SESA observó que no es la primera vez que la Junta se antepone al crecimiento de la generación renovable en Puerto Rico:  

«FOMB ha rechazado en reiteradas ocasiones las decisiones del Negociado de Energía de Puerto Rico:

En verano del 2021 FOMB publicó una cruda carta cancelando 450 MW de proyectos solares a escala de utilidad;
-sin ningún análisis conocido
-luego de dos años de negociaciones entre los desarrolladores solares, la utilidad y el regulador
-luego de que el Negociado de Energía de Puerto Rico dio su aprobación final a dichos proyectos
-si FOMB no hubiera anulado los mismos, eso 450 MW de energía solar ya estarían construidos al momento y estarían produciendo 4,5% de la energía de la isla y estaríamos en 16.5%
-al haber frenado esos 450MW (luego de haber sido aprobados por el regulador independiente) marcaron a Puerto Rico como una mercado de “alto riesgo” ahuyentando compañías de energía solar multinacionales y muy posiblemente propiciando precios más elevados (por ser considerada de alto riesgo) en futuras ofertas.
-por ende, no existirá un “regulador independiente” mientras exista la presión de FOMB». 

Sorprende esta postura, ya que la Junta se ha pronunciado a favor del despliegue de las renovables en reiteradas ocasiones y, de hecho, incluyen el siguiente párrafo en su carta solicitando la revisión legislativa de la Ley 10: 

«La energía renovable es clave para el futuro sistema energético de Puerto Rico y para una electricidad más confiable, y la Junta de Supervisión apoya la transición hacia más energía renovable. La transición de la red energética de Puerto Rico a la gestión privada, como se define en la Ley 17 y los Planes Fiscales, ya aumentó considerablemente los hogares con energía solar en los tejados, y la Junta de Supervisión aprobó los contratos para construir más suministros de energía renovable a gran escala que la AEE había adquirido y el NEPR había aprobado».

Desde SESA observan la inconsistencia entre estas declaraciones y la reticencia a las renovables que demuestra la Junta en sus requerimientos recientes. Además, la Junta no tendría argumentos ante el bajísimo nivel de penetración renovable, que apenas alcanza el 12%. 

«La devaluación de las exportaciones solares en California y Hawai, lo cual, dicho sea de paso, destruyó la industria y miles de empleos en esos estados, de todos modos comenzó cuando allí habían alcanzado altísimas penetraciones de generación distribuida, pero en Puerto Rico recién estamos comenzando. Denos una oportunidad de crecer y mantener esta importantísima industria local», expresó Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas de SESA.

A aquel pedido se sumó el hacedor de la “Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico” Ley Núm. 17 de 11 de abril de 2019, Eduardo Bhatia Gautier, exsenador por el Partido Popular Democrático y expresidente del Senado de Puerto Rico, quien además puso el acento en fomentar el diálogo con los tomadores de decisión durante este mes para no tomar medidas que vayan en detrimento de la generación distribuida renovable:

«Estén atentos, los próximos 30 días van a ser cruciales. Ayúdenos a abrir esas puertas para tener una conversación que nos asegure de extender el programa de medición neta que tenemos ahora».

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De la mano de la energía solar, el sector energético renovable en los mercados de Centroamérica y el Caribe está aumentando de una manera vertiginosa y Sungrow es una de las empresas que está contribuyendo a este crecimiento con más de 500 MW de inversores comprometidos en cartera en plazas estratégicas de la región.

Uno de los principales países del Caribe donde este fabricante acumula una gran participación es República Dominicana, donde tiene contratos para suplir a unos 400 MW de capacidad fotovoltaica alrededor de la isla.

Pero aquello no sería todo. Este compromiso se extiende al territorio continental. Allí, Sungrow avanza a paso acelerado en mercados estratégicos de Centroamérica, como Panamá donde sumará en el orden de 120 MW y El Salvador con otros 60 MW.

Según comentó Gonzalo Feito, director para Latinoamérica de Sungrow, una particularidad ahora es el incremento del volumen de potencia y capacidad en proyectos fotovoltaicos así como la adición de almacenamiento energético en baterías para su integración a la red.

“Como fabricante, yo ya no concibo proyectos solares sin que se considere -si no es en un presente, para un futuro- una integración de sistemas de almacenamiento”, observó el directivo de Sungrow, la empresa que acumula un total de 2.4 GWh suministrados en almacenamiento en Latinoamérica.

Durante su participación en el último megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Gonzalo Feito destacó que una de las cosas que caracteriza a Sungrow es su versatilidad a nivel tecnológico.

“Nuestra evolución es tratar de hacer un híbrido entre ambas tecnologías string y central”, indicó.

Es así que, ahora mismo están trabajando con un inversor central que es modular, en bloques de un 1.1 MW que llegan hasta 8.8 MW con el sistema de media tensión integrado en un mismo contenedor.

Este producto se adaptaría muy bien a mercados como el dominicano, ya que viene perfectamente preparado para acoplar baterías en corriente continua en DC y se posiciona como una solución perfecta para el Energy Shifting.

En cuanto a la evolución de la tecnología de almacenamiento, Gonzalo Feito subrayó el compromiso de Sungrow con la optimización continua para reducir costos.

Es por ello que la empresa ha desarrollado soluciones que a la fecha duplican su densidad energética ampliando la capacidad de almacenamiento, por ejemplo en un contenedor de 20 pies pueden concentrar 5 MWh, algo ideal para entornos donde el espacio es limitado pero la demanda de energía es alta.

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