Solis, empresa de origen chino con 19 años de experiencia en la electrónica de potencia para el sector fotovoltaico, aportó su visión de futuro sobre la evolución  de los grandes proyectos, esquemas de generación distribuida y almacenamiento en Latinoamérica. 

Marco Ricci, LATAM sales manager de Solis, participó del mega evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean e hizo foco en los retos y oportunidades que posee la región para lograr una mayor penetración de renovables en distintos segmentos de la economía. 

“La tecnología y la legislación de cada país van de la mano. Afortunadamente muchos países de Latinoamérica cuentan con una línea guía de reglas claras y simples. Por lo que una forma de tener incentivos es tener claramente el acceso a la energía renovable”, apuntó. 

“El problema no es el precio de la tecnología, sino la política que permite el desarrollo. Estamos a precios y desarrollos tecnológicos impensables hace unos años, ya que la electrónica de potencia se desarrolló exponencialmente en el último lustro, agregó durante el encuentro que reunió a más de 400 líderes de la industria renovable.

El especialista planteó que la generación distribuida con o la inserción de las renovables a gran escala pueden representar oportunidades para un mayor poder adquisitivo de los clientes finales, ya que dichas alternativas permitirían ahorros y un mayor crecimiento económico. 

“La regulación y reglamentación respecto al storage en utility scale es un desafío. En un mercado en desarrollo como es el almacenamiento, aunque avanza rápidamente, poder dejar el libre mercado y libre competencia siempre es una ventaja”, subrayó el LATAM sales manager de Solis.

Justamente, los sistemas BESS cada vez son más vistos en Latinoamérica, al punto que los países avanzan con regulaciones y normativas específicas y el sector privado poco a poco desarrolla más proyectos de esa índole, ya sea pilotos o hasta de gran escala. 

Desde Solis no son ajenos dicha tendencia, de tal modo que ya confirmaron que todos los productos que lanzarán a lo largo de los próximos años serán con almacenamiento, en pos de adaptarse a las necesidades de cada mercado 

“Estamos desarrollando muchas soluciones híbridas, tanto para bajo como alto voltaje, residencial, comercial – industrial y utility scale. Hay muchas soluciones a un precio más que razonable”, manifestó Marco Ricci, quien meses atrás anticipó que se observa un rol muy claro sobre el storage (ver nota)

“Además, esperamos que República Dominicana siga siendo un ejemplo en los próximos años y crezca del 5,7% de participación solar que tiene actualmente”, añadió en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean.

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Por primera vez, Future Energy Summit (FES) llegó a México con un evento de alto nivel enfocado en promover el diálogo en torno a la transición energética con fuentes renovables.

Allí, más de 400 profesionales del sector público y privado debatieron sobre las últimas tendencias en energías renovables y la necesidad de diversificar la matriz energética en la región latinoamericana y en el mundo.

Uno de ellos fue Sergio Ramírez, Sales Support Manager de Seraphim, fabricante de módulos solares a nivel mundial, quien destacó su meta de aumentar su capacidad de producción anual de 20 GW a 33 GW en un futuro cercano. 

En línea con esos objetivos, ratificó su interés por seguir expandiéndose en México, un mercado colmado de expectativas debido a que el próximo 2 de junio se llevarán adelante elecciones presidenciales donde se definirá quien llevará adelante la agenda energética del próximo sexenio.

“México sigue aumentando la demanda de consumo eléctrico año tras año y ha tenido buenos resultados en los últimos años por el incremento de la generación distribuida.  Todo el tiempo se habla de que se podría lograr un boom de renovables con el nuevo gobierno que nos lleve al siguiente nivel”, explicó. 

Y agregó: “En Seraphim buscamos ir muy de la mano con el distribuidor, epecista y el cliente final para crear una cadena de valor sólida que le de certeza y confiabilidad al mercado de generación distribuida y utility scale. Si todos trabajamos en conjunto,  alineados con esta visión de crecer no solo para beneficiarnos como empresa sino también como país, podremos aprovechar este boom de la mejor manera”. 

Si bien admitió que los retos son desafiantes, Ramírez hizo hincapié en que todos los jugadores, tanto públicos como privados, se pongan de acuerdo en las reglas de juego de una manera ordenada. 

De acuerdo al experto, una medida fundamental es elevar el límite de potencia en generación distribuida según la demanda de cada zona, ya que podría ayudar a incrementar aún más las instalaciones de este segmento.

“El aumento del umbral de generación distribuida debe darse de forma planificada y debe ser acompañada de inversiones en infraestructura. Es importante sentar las bases de a dónde y cómo lo vamos a hacer”, señaló

Además, aseguró que el gobierno tiene que apoyar a los inversionistas con incentivos y financiación.

“Todos los sectores de la sociedad tenemos que ayudar a ser parte de la solución para aumentar esta capacidad. Ya tenemos todo para que los proyectos fotovoltaicos sean sustentables, seguros y den certeza a los que los están instalando. Solo debemos lograr que este aumento de generación distribuida sea más inmediato”, concluyó.

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El pasado 9 de mayo se concretó la firma de un acuerdo de colaboración entre Conexión Kimal – Lo Aguirre, compañía a cargo del desarrollo, construcción y operación del proyecto de transmisión HVDC Kimal Lo Aguirre. e INACAP, institución destacada por estar muy conectada con las industrias, para entregar a sus alumnos mallas y contenidos de vanguardia, acordes a las nuevas tecnologías y a las necesidades de las empresas.

El acuerdo permite facilitar el acceso a información recíproca y da la posibilidad para que los profesionales, estudiantes y académicos de ambas instituciones puedan participar de actividades de formación y transferencia tecnológica.

Las instituciones esperan entregar más oportunidades a los estudiantes, pero también fomentar la investigación académica y el desarrollo de nuevos conocimientos en los desafíos de la incorporación a Chile de proyectos en corriente continua, la ingeniería de proyectos, la seguridad, redes inteligentes, entre otros.

Durante la actividad, realizada en la sede de INACAP en Renca, el rector Lucas Palacios, señaló que “esta alianza nos llena de motivación porque la energía es algo que trasciende mucho más allá del medio ambiente. Impacta a las comunidades, al día a día de millones de personas, a las políticas públicas, a la infraestructura y muchas cosas más. Es algo que debemos considerar de manera transversal en todas las carreras, en todos los aspectos de nuestras vidas y, sin duda, este acercamiento con Conexión Kimal – Lo Aguirre va a permitir que nuestros alumnos comprendan de mejor manera esa importancia. Y eso hará que sean técnicos y técnicos profesionales más destacados y con una formación más pertinente para cuando salgan al mundo laboral”.

A su vez, el gerente general de Conexión Kimal – Lo Aguirre, Sebastián Fernández, sostuvo que “con este convenio buscamos fomentar la colaboración e impulsar el conocimiento y la innovación en torno a la energía, permitiendo a los estudiantes acceder a instancias donde puedan compartir la experiencia de nuestro equipo de especialistas en el desarrollo, construcción y operación de uno de los proyectos más icónicos para el país en materia de transmisión y un paso decisivo en la transición energética”.

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La Asociación de Distribuidoras Eléctricas Latinoamericanas publicó un nuevo DSO Brief “El proceso de prórroga de concesiones de distribución de energía eléctrica: análisis del caso brasileño desde la perspectiva de los países latinoamericanos”, que comprendió el trabajo y conversaciones conjuntas con expertos del sector en el marco de su objetivo institucional de generar conocimiento específico.

El foco del documento en Brasil se da a raíz de que, a partir de 2025, llegarán a término los contratos de 20 concesiones de distribución eléctrica, pertenecientes a empresas que fueron privatizadas después de 1995 y que hoy representan aproximadamente el 60% de clientes, del mercado y de los ingresos de las distribuidoras eléctricas del país. En este contexto, existe una previsión legal y contractual respecto a la posibilidad de prórroga de estos contratos, a criterio del Ministerio de Minas y Energía (MME), una vez verificado el cumplimiento del servicio adecuado.

Para contribuir al debate acerca del modelo a aplicar en el proceso de prórroga de las concesiones, este documento describe los modelos regulatorios existentes en Argentina, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú, como así también, en distintos países de Europa.

En los mercados de electricidad de América Latina existen coincidencias en relación con el modelo organizacional del sector eléctrico. En el caso de las actividades de distribución, desde la apertura a capitales privados en las décadas de 1980 y 1990, se han celebrado contratos para la explotación de concesiones en los que se consideraba la capacidad del agente privado para realizar inversiones, operar instalaciones y proporcionar servicios de calidad.

En varios países no adoptan un plazo para la prestación del servicio de distribución eléctrica (Chile, Colombia y Perú) o, cuando lo hacen, el período de vigencia es largo porque los precios están continuamente regulados y la calidad del servicio es permanentemente observada y evaluada (Argentina y Guatemala).

En el caso europeo, a pesar de que las disposiciones comunitarias no imponen la aplicación de un sistema de concesiones para el sistema de distribución ni la aplicación de procedimientos de licitación pública para su asignación, el modelo más extendido es el de concesiones/autorizaciones sin vencimiento o con opción de prórroga, en las que un DSO (Distribution System Operation, por sus siglas en inglés) tiene presencia en la mayor parte del territorio nacional.

En algunos países en los que los contratos tienen opción de prórroga, recientemente se han implementado condiciones asociadas con objetivos climáticos y de transición energética, con el objetivo de promover una transición más rápida, más local y más equitativa, y aumentar la resiliencia de la red eléctrica.

La actividad de distribución eléctrica se enfrenta al desafío de satisfacer la creciente electrificación y la incorporación de recursos energéticos distribuidos. Es por eso que la prórroga de las concesiones debe estar acompañada de inversiones en eficiencia energética y modernización de las redes de distribución.

Desde ADELAT estamos convencidos de que el diseño de los modelos contractuales debe promover la calidad en el suministro, la satisfacción del consumidor y el equilibrio económico-financiero, además de la flexibilidad necesaria para la evolución y adaptación a los desafíos de la transición energética.

Para descargar el documento, ingresa en: bit.ly/3JWxI5P o accede a su resumen ejecutivo: https://bit.ly/3UDJSWb

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“En México, se necesitan más renovables para poder alcanzar el porcentaje de energías limpias establecido para el 2030 en el 40% de la matriz energética”, introdujo Jorge Musalem, gerente de Proyectos Estratégicos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). 

Durante su participación en el evento de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), el portavoz de la CFE compartió su análisis sobre cuánta capacidad instalada sería necesaria adicionar, cómo hacerlo a largo plazo y qué ya está haciendo la empresa estatal hoy para cubrir la creciente demanda eléctrica. 

“Si ustedes miran los números que están en la planeación del sector, ya sea en la prospectiva del sector eléctrico que acaba de publicarse hace un par de semanas o en el PRODESEN 2023-2037, ustedes pueden ver una cifra contundente que el programa de adiciones y retiros de centrales eléctricas en México requerirá 65000 MW de aquí al 2037 de todas las tecnologías”, sostuvo Musalem. 

Y subrayó: “En particular, para alcanzar la meta del 40% de energías limpias para el 2030, necesitaríamos agregar en energía o inyectar al sistema 73 GWh, algo así como 35000 millones de inversiones en renovables, 35000 MW en capacidad, más las inversiones de transmisión asociadas y almacenamiento para poder admitir eso”.

A tan solo un mes de FES Mexico y en el contexto actual, con el país en una emergencia eléctrica, estas declaraciones adquieren un peso mayor por la urgencia de sortear el déficit de potencia y energía, así como de fortalecer las redes de transmisión y distribución eléctrica. 

Gremios del sector privado como la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) se pronunciaron la semana pasada al respecto postulando lo prioritario que resulta la apertura y fomento de inversiones en el sector. 

«Para atender esta situación, consideramos que es imperativo permitir la apertura del mercado eléctrico para la participación del sector privado en la generación, transmisión y distribución de energía, principalmente generada a través de fuentes renovables. Así mismo, es necesario reactivar las inversiones para modernizar la infraestructura, en particular, las líneas de transmisión, y garantizar un sistema eléctrico confiable y sostenible que atienda de manera eficiente la demanda energética del país”, reza el último comunicado de la AMDEE. 

Sobre este tema, también había compartido su parecer el referente de proyectos estratégicos de la empresa estatal, observando que en estas instancias el almacenamiento llegaría para sortear las demoras en la expansión del parque de generación e infraestructura de red. 

“El almacenamiento resulta ser una aspirina que podría aliviar este problema”, consideró.

¿Qué está haciendo la CFE hoy para cubrir la demanda eléctrica? Recientemente se publicó una convocatoria para poder adquirir 800 MWh de almacenamiento en la Península de Yucatán, pero de acuerdo con el referente de la estatal “desafortunadamente fue declarada desierta porque lo que se presentó no cumplió con las expectativas de la convocatoria de CFE”. 

En paralelo, la CFE vendría desarrollando una cartera de proyectos propia “para poder atacar fuertemente las energías renovables”. No obstante, en atención a la época electoral Musalem marcó que para su ejecución estarán “expectantes de la política pública que implemente la siguiente administración”.  

Ahora bien, ante un auditorio con 400 profesionales del sector en FES Mexico el pasado mes, Musalem reconoció que “indudablemente para alcanzar las metas que tenemos de energías limpias y de reducción de emisiones es necesario por supuesto todo lo que han dicho a lo largo del día sobre la transmisión y el desarrollo de proyectos de Gran escala que combinen el almacenamiento con energía renovables y que puedan estar cerca de los centros donde más se requiere la energía”. 

Es por ello que apostar a la generación distribuida sería crucial. De acuerdo con los pronósticos de aumento de este segmento del mercado, la CFE calcula que en los próximos seis años habría un crecimiento interanual en el orden de 1 GW, considerando una mínima de 800 MW y una máxima de unos 1300 MW. 

“En épocas de alta demanda, esos recursos energéticos distribuidos serían invaluables para el sector eléctrico porque no implican una inversión pública por parte de CFE”, adujo Jorge Musalem, gerente de Proyectos Estratégicos de la CFE.  

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Astronergy, compañía fabricante de módulos fotovoltaicos pionera en tecnología N-Type, acompañó el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean, que reunió a más de 400 referentes de la industria de las renovables de la región. 

Juan Camilo Navarrete, director regional de Ventas para Sudamérica de Astronergy, participó del último panel de debate de la primera jornada del evento y analizó cómo la compañía trabaja en mejorar las soluciones que brindan para el sector fotovoltaico. 

Una de las claves a las que apuntó fue la importancia de cómo los módulos se compatibilizan respecto a corrientes y voltajes con los demás equipos, en pos de encontrar un índice específico de cada proyecto y llegar a un costo nivelado de la energía (LCOE) más competitivo. 

Por lo que confió que las soluciones recientemente lanzadas por parte de Astronergy les permite tener mayor calidad, desempeño y eficiencia en un mismo tamaño de panel que el de sus predecesores. 

“Estamos llegando al módulo ideal en dimensiones para el segmento de gran escala. En el producto Astro N7 encontramos un módulo con una ideal eficiencia, coeficiente de temperatura, características de voltaje y corriente para compatibilizar con inversores, a la par que por sus dimensiones no requieren pitches muy altos y por tanto sea más eficiente el área utilizada, lo que impacta el LCOE de la energía”, subray Navarrete. 

“La innovación va muy rápida en los módulos fotovoltaicos y la evolución es tremenda, por lo que debemos alinearnos con los demás fabricantes para tener un módulo alineado al estado del arte de los demás equipos y por tanto sea compatible y no impacte negativamente”, agregó durante el panel de debate Focus Caribe: Grandes proyectos, esquemas de generación distribuida, almacenamiento y microrredes. Cambios normativos, objetivos y visión de futuro 

“Por ello en los últimos años muchos fabricantes innovaron. La mayoría incursionó en la tipología de celdas N-Type, donde incluso Astronergy ya era pionero en esa tipología, y otros tomaron el camino TOPCon o HJT. Al final todos están llegando a eficiencias muy altas, al punto que la compañía está entre 22% y 23% de eficiencia”, continuó. 

Cabe recordar que el módulo Astro N7 es un panel con células rectangulares que trabaja en menor temperatura con mayor eficiencia y tiene hasta 615 W de potencia. 

Dicha solución fue lanzada a fines del año pasado y representa la segunda generación del N-Type de la compañía, que se distingue por un 22.8% de eficiencia de conversión, por su alta confiabilidad SMBB (Súper Barra Colectora Múltiple) con vidrio de mayor resistencia, alta producción de energía por watt con menor coeficiente de temperatura, garantizando un menor costo de BOS por cables, terrenos, soportes e inversores, repercutiendo en un menor LCOE de los proyectos fotovoltaicos.

Y para la región, Astronergy posee disponibilidad de sus nuevos módulos en una versión de 72-celdas: 2384*1134*35mm (módulo de vidrio-simple) y 2384*1134*30mm (módulo de vidrio-doble); así como, módulos de 54-celdas: 1800*1134*30mm (módulo de vidrio-simple).

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Durante la primera edición del Future Energy Summit México (FES México), más de 400 referentes del sector energético reafirmaron categóricamente su compromiso por acelerar la transición energética. 

Uno de ellos fue, Harold Steinvorth, Head DG Latam de Trina Solar, la empresa china enfocada en la energía solar, quien propuso al gobierno medidas para aprovechar las oportunidades del fenómeno de la relocalización de empresas.

“Todas las empresas que pretenden instalarse en México por ser vecino de Estados Unidos, traen sus políticas de ESG y buscan aumentar su generación con fuentes renovables. Esto trae oportunidades muy importantes. Sin embargo, mantener el límite de potencia de 500 kW, podría generar que algunos otros países sean más atractivos”, alertó. 

Y agregó: “México no puede darse ese lujo: hay que seguir creciendo. Si se hacen de manera ordenada, medidas como el incremento de ese límite a 1, 2 o 3 MW o la implementación de PMGD al estilo chileno, no tienen porqué afectar el resto de la operación de la red”.

Según el experto, son pocos los países de Latinoamérica que limitan tanto la penetración como México. Esto no es conveniente ya que la fotovoltaica permite diferir inversiones en la red y reducir pérdidas. El foco está en no solo pensar en lo que el prestador de servicios puede perder, sino también en todo lo que le aportará el generador distribuido.

Además, Steinvorth definió al financiamiento como el verdadero catalizador del mercado. Proporcionar más opciones de financiamiento hará que los productos sean mucho más alcanzables.

En tanto a las proyecciones de incremento de generación distribuida, aseguró que si bien se espera un mayor crecimiento en la zona industrial del centro de México por la alta demanda de energía, todo el país tiene potencial para desplegar instalaciones fotovoltaicas

 “Cada estado tiene su particularidad y sus oportunidades. Por ejemplo, en los últimos años, se ha incrementado el apetito del sector hotelero ubicado en el sur del país por invertir en paneles y sistemas de almacenamiento en busca de brindar un mejor servicio y ahorrar en sus recibos de luz”, afirma. 

Y concluye: “En los últimos años, el crecimiento en México del mercado de generación distribuida a doble dígito  se ha dado “a pesar de”. México tiene un potencial increíble y hay que aprovecharlo. Por ello, desde Trina Solar, estamos apoyando todas estas propuestas de cambio porque es un mercado que nos interesa mucho y tenemos presencia desde hace mucho tiempo.”

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Growatt, líder global en soluciones de energía inteligente, destacó en el 7º Encuentro y Feria de Energías Renovables de Latam en Barranquilla, un evento de gran relevancia en Colombia para los sectores de energía renovable y tecnología solar.

Durante la feria, las avanzadas soluciones tecnológicas de Growatt, como el microinversor NEO 1200~2000M-X y el inversor MAX 75 KTL3-XL2, captaron la atención por su sobresaliente rendimiento y diseño innovador. Estos productos despertaron el interés de los visitantes por su capacidad para ofrecer soluciones energéticas eficientes y confiables en el sector de las energías renovables.

En particular, los nuevos microinversores NEO de Growatt, disponibles en capacidades de 1200W, 1600W y 2000W, impresionaron a los asistentes. Estos microinversores se destacan por su adaptabilidad y rendimiento optimizado en sistemas residenciales. Con un voltaje de corriente continua más bajo, alrededor de 60V, operan directamente en el panel para una conversión de energía más segura y eficiente, minimizando los riesgos eléctricos.

La participación activa de Growatt en conferencias y seminarios durante la feria, especialmente en el stand de su distribuidor Amara Nzero, también fue notable. La conferencia de Julian Tovar, titulada «Solución de baja tensión para proyectos de gran potencia con MAX 75KTL3», fue particularmente destacada por los asistentes, quienes elogiaron la calidad y relevancia de la información presentada. La presencia de Growatt en este evento reafirma su compromiso con la innovación y el desarrollo sostenible en el campo de la energía renovable.

En resumen, la participación de Growatt en el 7º Encuentro y Feria de Energías Renovables de Latam en Barranquilla fue un éxito, destacando su liderazgo en soluciones de energía inteligente y su compromiso con la innovación en el sector de las energías renovables.

La presentación de sus avanzadas soluciones tecnológicas, como el microinversor NEO y el inversor MAX, junto con la participación activa en conferencias y seminarios, demostró su capacidad para ofrecer soluciones eficientes y confiables en energía renovable. Growatt continúa siendo una figura clave en la transformación hacia un futuro más sostenible y energéticamente eficiente.

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Pacific Hydro Chile y Programa Territorial Integrado (PTI) Energía Atacama de Corfo firman convenio destinado a promover la conciencia y el conocimiento sobre las energías renovables no convencionales (ERNC) en la comunidad de Los Loros.

Este acuerdo permitirá la realización de un ciclo de talleres de capacitación teóricos y prácticos que abordan temas claves relacionados con uso de la energía limpia y sostenible, rescatando su utilización en la cultura local de la comunidad, a través del secado y deshidratado de frutas y hierbas, energías renovables para el uso domiciliario y la pequeña agricultura.

Es importante destacar que, cada curso culmina con una visita técnica al proyecto en construcción Desierto de Atacama, donde los participantes podrán conocer y recorrer el parque fotovoltaico.

La colaboración entre Pacific Hydro Chile y PTI Energía Atacama marca un hito en el compromiso por fomentar la transición hacia un modelo energético más responsable y respetuoso con el medio ambiente y las comunidades.  “Nos sentimos privilegiados de colaborar estrechamente para promover el desarrollo sostenible en la región. Para nuestra Compañía las alianzas público – privadas son claves para avanzar en iniciativas que permitan fortalecer las metas de descarbonización del país”, señala Juan Pablo Villanueva, gerente ejecutivo de Recursos Humanos, Asuntos Corporativos y Comunidad de Pacific Hydro Chile.

“Para el Programa Territorial Integrado (PTI) Energía Atacama de Corfo es fundamental generar valor compartido a partir del desarrollo de capacidades e involucramiento activo en alianzas público – privadas. Esta alianza claramente permite incorporar experiencia, conocimientos, tecnología y mejorar la competitividad de los actores que contribuyen a dinamizar el ecosistema de la industria energética en la región de Atacama”, manifiestó Neyel Marín gestora del Programa.

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Enel S.p.A. informa que su subsidiaria Enel Perú S.A.C., controlada por Enel S.p.A. a través de la empresa chilena cotizada Enel Américas S.A., ha finalizado la venta de todas las participaciones de capital en las empresas de generación de energía Enel Generación Perú S.A.A. y Compañía Energética Veracruz S.A.C. a Niagara Energy S.A.C. La transacción se ha cerrado después del cumplimiento de las condiciones previas establecidas en el contrato de compra y venta, anunciado el 22 de noviembre de 2023, incluido el visto bueno de la autoridad antimonopolio competente en Perú.

La consideración total asciende a aproximadamente 1.3 mil millones de dólares estadounidenses (aproximadamente 1.2 mil millones de euros), incluidos los ajustes habituales para este tipo de transacciones, según lo establecido en el contrato de compra y venta. El valor empresarial global relacionado con el 100% de los activos vendidos es de alrededor de 2.1 mil millones de dólares estadounidenses (aproximadamente 2 mil millones de euros).

La transacción generó una reducción de la deuda neta consolidada del Grupo de aproximadamente 1.2 mil millones de euros en 2024, sumándose a aproximadamente 400 millones de euros reconocidos en 2023 principalmente debido a la reclasificación como «mantenidos para la venta» de los activos y pasivos relacionados de las actividades de generación en Perú. Asimismo, la transacción generó un impacto positivo en el ingreso neto informado del Grupo en 2024 por un monto de aproximadamente 7 millones de euros. La transacción no tiene ningún impacto en los resultados económicos ordinarios del Grupo.

La venta, prevista en el Plan Estratégico 2024-2026, está en línea con el objetivo de garantizar al Grupo una estructura financiera sólida y sostenible, así como de aumentar la participación del capital invertido en geografías en las que el Grupo ha centrado su Plan Estratégico.

Específicamente, Enel Perú S.A.C. vendió a Niagara Energy S.A.C., una empresa peruana controlada por el fondo de inversión global Actis, las participaciones de capital que tenía: (i) en el capital social de Enel Generación Perú S.A.A. (equivalente a aproximadamente el 86.95%), en el marco de una oferta pública de adquisición lanzada por Niagara Energy S.A.C.; (ii) en el capital social de Compañía Energética Veracruz S.A.C. (equivalente al 100%).

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Mario Cairella fue designado oficialmente como vicepresidente de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), uno de los cargos más importantes dentro del área energética del gobierno. 

El economista de más de 60 años de edad le ganó la pulseada a Sergio Falzone en la designación por el puesto, quien había sido propuesto por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, pero que finalmente fue dado de baja desde la Jefatura de Gabinete. 

De este modo, Mario Cairella reemplazará a Gonzalo Soriano en la vicepresidencia, a la par que asumirá la gerencia general de la entidad; por lo que volverá a tomar el control de la empresa que se encarga del despacho de energía y administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) tras su paso entre 2018 y 2019 durante la gestión de Mauricio Macri. 

La designación de Cairella se confirmó en la Asamblea de accionistas de CAMMESA, en medio de la problemática por la falta de pagos de las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024. 

Tal como informó Energía Estratégica, el gobierno prevé cancelar la deuda de más de un billón de pesos (alrededor de 1250 millones de dólares) mediante un bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38) que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad (ver nota).

Propuesta que desde la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) catalogaron como “inaceptable”, ya que consideran que afecta a los derechos contractuales de las generadoras, viola el derecho de propiedad privada e impacta en compromisos financieros asumidos con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales. 

Hecho que podría implicar el inicio acciones judiciales entre el gobierno nacional y las compañías perjudicadas por la falta de pagos de los meses previamente mencionados, en caso que no se llegue a un acuerdo entre las partes.

Además, según confirmaron fuentes del sector energético cercanas a Energía Estratégica, la llegada de Cairella también resultará la salida de Jorge Garavaglia como gerente general de CAMMESA, quien llegó al puesto con el nuevo gobierno y sustituyendo a Sebastián Bonetto. 

El pasado de Cairella en CAMMESA

El economista ocupó el alto cargo en la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA en los últimos años de la presidencia de Macri, considerando que asumió en julio del 2018 tras la renuncia de Julio Bragulat y que culminó a fin de dicha gestión gubernamental.  

Cairella estuvo presente en el proceso del Programa RenovAr – Ronda 3 (Mini-Ren), donde se presentaron 56 proyectos renovables por 352,1 MW de capacidad y que finalmente se adjudicaron 38 parques por 238 MW de potencia. 

Mientras que su salida se produjo tras el denominado “apagón del siglo”, aquel blackout de 2019 que dejó sin electricidad a casi 50 millones de personas en toda Argentina durante el día del padre, lo que representó la peor falla eléctrica de la historia del país. 

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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.

Este documento firmado por la secretaria Rosilena Lindo Riggs, se alinea con la Agenda de Transición Energética, que busca dinamizar el sector eléctrico y llevar adelante los cambios que requiere el país en forma participativa, justa y equitativa.

Desde la SNE confirmaron a Energía Estratégica que el pliego de cargos ya está siendo trabajado por ETESA y revelaron en exclusiva para este medio que la convocatoria será por «al redor de 90MW».

Este anticipo de licitación -que se da en momentos de transiciones de gobierno- demuestra que el sector eléctrico precisa avanzar a todo ritmo para cubrir los requerimientos de una demanda al alza en el Hub de las Américas.

Si bien, aún no se aclara de cuántos megavatios sería la convocatoria requerida, el tiempo apremia para llevarla a cabo. Según indica la Resolución de la SNE el

esquema de contratación debería incluir:

La recepción de ofertas para el acto de licitación pública se deberá realizar a más tardar treinta (30) días después de la publicación del pliego de cargos, teniendo en cuenta las modificaciones que el regulador pueda hacer a los plazos aplicables establecidos en las Reglas de Compra.

Los requerimientos de potencia firme y de energía para plantas existentes deberán ser atendidos en un solo renglón de potencia firme y energía asociada.

Periodo a asignar los contratos de suministro: desde el 1 de enero del 2025* hasta 31 de agosto del 2026.

En tal sentido, es preciso aclarar que ETESA oficiaría como gestora de este proceso, pero los compradores de los productos de potencia y energía serían la Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste S.A. (EDEMET), la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí S.A. (EDECHI) y Elektra Noreste S.A. (ENSA).

Aquello sería coincidente con los procesos de corto plazo precedentes, como la Licitación LPI NO.ETESA 01-21 o la Licitación LPI Nº. ETESA 01-23 en las cuales no se alcanzaron los niveles de contratación mínima de potencia y energía para todas las empresas de distribución eléctrica establecidos en las Reglas de Compras, lo que precisamente hizo necesario este nuevo proceso.

En su momento, los generadores que asistieron a dichas convocatorias se pronunciaron en contra de los cálculos para definir los precios del oferente virtual y, aunque en ambos casos habían reflejado mejoras respecto a los previos, complejizaba la adjudicación de todos los requerimientos.

Considerando aquello, en la convocatoria de corto plazo que se plantea para este año, la SNE recomienda a la ASEP realizar una evaluación técnica/económico utilizando diversos precios de la oferta virtual que considere las estaciones predominantes en Panamá (estaciones seca y lluviosa), para determinar si existen beneficios en el volumen de contratación y de ser así implementar esta medida.

Resolución N.° MIPRE-2024-0015583 de 9 de mayo de 2024

*En la Resolución publicada el Periodo a asignar los contratos de suministro está definido erroneamente desde el 1 de enero 2024* hasta 31 de agosto 2026. Lo correcto sería desde «el 1 de enero del 2025»

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Se llevó a cabo la firma de la Segunda Enmienda al contrato de Concesión Definitiva para el proyecto «Montecristi Solar», entre el Estado dominicano, representado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), y la empresa Montecristi Solar FV, S.A.S.

Fue firmado por el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras y el presidente-administrador, Martin Johann Wagner. Bajo el nombre de «Montecristi Solar», este proyecto energético representa un hito significativo en el panorama nacional, con una capacidad concesionada impresionante que abarca dos fases distintas.

En su Fase I, Montecristi Solar se erige con una capacidad de cincuenta y siete punto noventa y seis megavatios (57.96 MW), mientras que en su Fase II, la capacidad se despliega con cincuenta y siete punto noventa y seis megavatios pico (57.96 MWp) y cincuenta y dos punto ochenta megavatios nominal (52.80 MWn).

En total, esta enmienda consolida una capacidad concesionada pico de Ciento quince punto noventa y dos megavatios pico (115.92 MWp) y una capacidad nominal total de Ciento cinco punto sesenta megavatios nominal (105.60 MWn).

La fuente primaria de energía para este proyecto es la solar fotovoltaica, marcando así un paso firme hacia la diversificación y la sostenibilidad en el sector energético del país. Ubicado en el Municipio Guayubín, provincia Montecristi, República Dominicana, Montecristi Solar no solo promueve la generación de energía limpia, sino que también contribuye al desarrollo económico y tecnológico de la región.

Este acuerdo refleja el compromiso continuo del Gobierno dominicano con la expansión de las energías renovables y el impulso de proyectos innovadores que fortalezcan la infraestructura energética del país. La firma de la Segunda Enmienda al contrato de Concesión Definitiva es un paso adelante hacia un futuro más sostenible y próspero para todos los dominicanos.

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Puerto Rico avanza en la implementación de medidas para lograr su transición energética con fuentes renovables. No obstante, la inestabilidad del voltaje presente en estos momentos generaría retos adicionales a los participantes del mercado. 

De acuerdo con Javier Rivera, CEO de Sunbeat Energy, la situación actual dificulta el funcionamiento adecuado de los equipos de energía renovable y obstaculiza el progreso del archipiélago hacia un futuro energético sostenible.

Al respecto, es preciso recordar que todos los equipos de energía renovable tienen unos parámetros de valores altos y bajos donde pueden desarrollarse; cuando estos están por debajo de los parámetros normales, los equipos tienden a protegerse y crea la contingencia de que el beneficiario no tenga el sistema energético en caso de una emergencia. 

¿Qué principal efecto negativo trae? Según explicó el empresario, además de propiciar la indisponibilidad del sistema, está creando una fisura entre lo que es la garantía y el servicio de sistemas de generación y almacenamiento distribuidos. 

“En este caso, el sistema eléctrico del país crea una sobrecarga de costos y de servicios que realmente no están cubiertos dentro de una garantía y que en un futuro podría tener un impacto económico a los residentes que se benefician de los equipos energéticos brindados por fondos federales o sencillamente por fondos privados”, observó Javier Rivera. 

¿Cuál sería la solución? Desde la perspectiva del referente de Sunbeat, aumentar la generación tanto en utility scale como generación distribuida permitiría contar con una mayor cantidad de potencia disponible para estabilizar el sistema y resolver las fluctuaciones de voltaje. 

Hasta tanto se resuelva a fondo esa problemática, Sunbeat Energy está ofreciendo en el mercado inversores y baterías con parámetros más amplios para hacer frente a las fluctuaciones de voltaje.

“Nos vemos atemperados a buscar una solución. Por eso, nuestros equipos ahora mismo en el mercado son unos de los que tienen los parámetros más amplios para enmendar los mismos. Además, tienen la capacidad de poder segmentar a unas áreas de mayor voltaje y de menor voltaje más amplios, en comparación a otros productos que están en el mercado”. 

Aquello no sería todo. Rivera mencionó que están orientando a los clientes para que reporten variaciones directamente a la compañía eléctrica Luma, y hagan sus querellas con el fin de estabilizar los voltajes por zonas. Sin embargo, reconoce que esto es un desafío que requiere de unir voluntades entre distintos actores del mercado. 

“Definitivamente, es una labor titánica. Cada sector tiene que incurrir en unos ajustes de voltaje por generación que muchas veces está hasta fuera de sus manos. Así que lo que se está haciendo es orientar al consumidor a poder comunicarse directamente con la agencia de generación, en este caso Luma, para que logre estabilizar el sistema y que los equipos que están brindando de alguna manera estabilidad al sistema puedan funcionar de manera apropiada”, comentó Javier Rivera, CEO de Sunbeat Energy. 

Y concluyó: “Encontrar un culpable no nos va a llevar a crear un pilar para la energía renovable y a trascender a nivel mundial. Lo más importante es unir voluntades entre el sector privado y el sector público. El llamado es a sentarse a buscar soluciones y conseguir las fortalezas de cada uno, para lograr la transformación energética del país”.

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Jinko Solar, reconocido fabricante chino de soluciones fotovoltaicas, fue una de las grandes empresas que asistieron al mega evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean.

Ricardo Palacios, director de ventas para Centroamérica, Caribe y México de Jinko Solar, dio a conocer la visión de la compañía en cuanto a proyectos y soluciones para los mercados de Latinoamérica y anunció que acompañarán las futuras convocatorias en la región.

“Buscamos la posibilidad de llegar a la mayor cantidad de participantes en las licitaciones. Y desde Jinko Solar seguimos de cerca los procesos con empresas, desde aquellas que están iniciando el desarrollo de sus proyectos hasta las más avanzadas en el camino”, sostuvo durante el panel de debate “Focus Panamá y Guatemala: Proyectos Utility Scale y la resiliencia e independencia energética como objetivo fundamental”.

De hecho, Palacios vaticinó que algunos clientes cercanos a la compañía que ya poseen concesiones activas estarán portando su presencia en ese tipo de convocatorias aunque ni siquiera tengan construidos los proyectos. 

En Panamá ya fue lanzada la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 para la contratación de largo plazo de potencia y energía exclusivamente a centrales de generación renovable.

La particularidad es que el sector aún está a la espera que la autoridad y la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA), entidad gestora de la licitación, 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. 

Aunque es preciso recordar que el nuevo gobierno de Panamá fue elegido el pasado domingo 5 de mayo e iniciará sus actividades recién el 2 de julio, por lo que aún resta conocerse si se entregarán ofertas antes de su asunción o mucho después

Mientras que por el lado de 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. 

A pesar de ello, desde Jinko Solar insistieron en que las licitaciones son pasos en la dirección adecuada para reducir la huella de carbono.

“Además, implica mantener matrices balanceadas dentro de las renovables y una oportunidad para poder ofrecer que los productos fotovoltaicos puedan estar en esos proyectos”, agregó el director de ventas para Centroamérica, Caribe y México de la compañía.

Cabe recordar que Jinko Solar ostenta una participación de mercado del 15% y cuenta con una capacidad productiva de aproximadamente 80 GW, pero en Latinoamérica el market share asciende a 30%, lo que significa que uno de cada tres módulos vendidos en la región es de su marca.  

A la par que avanza con la premisa de generar una solución completa para el sector, ya que no solo busca liderar en el segmento de los módulos teniendo el control de la fabricación de cada uno de los componentes para la generación fotovoltaica, sino además replicarlo para almacenamiento.

“Jinko tiene una incursión en baterías para almacenamiento, tanto para el segmento comercial – industrial como utility scale. Y una de las razones es porque sabemos que es el complemento ideal para lo que hacíamos anteriormente. Buscamos ofrecer soluciones 2 en 1, como una sola empresa que se encarga de hacer ambas tecnologías”, subrayó Ricardo Palacios en FES CA & The Caribbean.

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El mega evento FES México, organizado por Future Energy Summit, reunió a más de 500 líderes y del sector de las energías renovables de la región, con el fin de visibilizar las oportunidades y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética. 

Allí muchos expertos coincidieron en que en los últimos años el avance de la actividad renovable se ha visto principalmente por la generación distribuida, alcanzando récords históricos.

Uno de ellos fue, Francisco Alcalde, Key Account Manager de Sungrow, fabricante líder de inversores y sistemas de almacenamiento, quien habló de la importancia de este segmento para el país y propuso incentivar aún más la actividad en distintos puntos del país.

“En generación distribuida, estamos teniendo nuevas oportunidades de negocio con sistemas de almacenamiento para mejorar ciertas condiciones financieras en el mercado que pueden no solamente ayudar el tema de red sino que además genera ahorros bien recibidos para el mercado residencial, comercial e industrial”, explicó. 

Y agregó: “Si bien las zonas industriales como el Bajío y Nuevo León son las que van a tener mayor demanda, todo México tiene el potencial de crecimiento y tenemos que incentivar el uso de las renovables en cada sector del país”. 

De esta forma, sugiere establecer un marco regulatorio que sea acorde a cada una de las regiones. Al crear reglas de juego según la “tropicalización” se podría dar un crecimiento interesante de las renovables. 

En este sentido, de acuerdo al experto, el Gobierno tiene que incentivar la generación distribuida de forma ordenada en cada región teniendo en cuenta sus particularidades y necesidades de los sectores económicos.  

“Quiero poner el ejemplo de Sonora donde el gobierno está poniendo en cada una de las estaciones de policía paneles solares y patrullas eléctricas. Es un estado que se está modernizando porque las autoridades locales junto a la industria le están poniendo empeño. Esto debería replicarse en otras ciudades de distintos puntos del país”, aseguró.

Además de estas iniciativas renovables de menor escala, cabe destacar que en dicho estado está situado el megaproyecto que prevé transformarse en la planta solar más grande de Latinoamérica y la séptima en el mundo, con una capacidad de 1GW en su etapa final.

Este proyecto está ubicado en Puerto Peñasco y fue ideado por la actual administración y busca la soberanía energética del país utilizando los recursos energéticos nacionales en forma sustentable para aumentar el nivel de vida de los sonorenses, mejorar la competitividad económica de la región y atacar la pobreza energética en cualquiera de sus manifestaciones.

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El 30 de abril se llevó a cabo con éxito el seminario técnico «ShineElite Buenos Aires 2024» en Buenos Aires, Argentina, con la asistencia de más de 130 participantes.

El evento comenzó a las 16:00 horas y contó con la participación de Rubén Avendaño, ingeniero de soporte técnico, y Leandro Mendoza, especialista en marketing de productos, quienes expusieron las nuevas soluciones que Growatt ofrece en el mercado, destacando los aspectos técnicos clave de sus productos.

Durante el seminario, se presentó la nueva generación de inversores On-Grid e Híbridos, específicamente las series X y XH. Además, se introdujo el nuevo inversor off-grid SPF 6000ES Plus, que incluye mejoras significativas como dos entradas de CA para integrar un generador adicional sin la necesidad de un ATS extra, y dos MPPT que permiten instalaciones en diferentes orientaciones o inclinaciones, aumentando así la versatilidad del equipo.

El evento también incluyó una sesión de capacitación sobre la creación de cuentas y monitoreo a través de las plataformas de Growatt, diseñada para estandarizar los procedimientos entre los instaladores. Se exhibieron varios equipos, incluyendo el SPF 6000ES Plus con batería HOPE 5.5L-A1, el inversor comercial MAX 80KTL3-X, el MID 15KTL3-X para el segmento comercial, y el cargador de vehículos eléctricos THOR 11AS-P.

Este seminario no solo refuerza el compromiso de Growatt con el mercado argentino, sino que también demuestra su liderazgo en innovación y su enfoque en proporcionar soluciones energéticas avanzadas y adaptadas a las necesidades específicas de los mercados locales.

Growatt continúa consolidando su presencia en América Latina, ofreciendo productos de alta tecnología y capacitaciones que empoderan a los profesionales del sector y contribuyen al desarrollo sostenible de la región.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile dio a conocer que la empresa Enel Generación es la gran ganadora de la Licitación de Suministro 2023/01, destinada a abastecer el consumo de clientes regulados a partir del 2027 y 2028. 

Enel se adjudicó los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

Enel fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW), por lo que aportó 216 ofertas económicas (108 en cada bloque de suministro) ya que competía en todos los segmentos de la convocatoria. 

Y dentro del paquete de ofertas de la compañía incluían ocho centrales hidroeléctricas de pasada (sumaban 635 MW de potencia), cinco hidráulicas de embalse (2085), dos parques eólicos (82 MW) y cinco proyectos térmicos a gas natural (1959 MW). 

Aunque también es preciso recordar que este llamado contó con menor participación del sector renovable (sólo un tercio de la cantidad de interesados en 2022), a tal punto que fue la convocatoria con menor cantidad de oferentes desde la Licitación de Suministro 2013/01 (ese año hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta).

De todos modos, desde el Poder Ejecutivo de Chile y entidades del sector energético destacaron tanto el proceso licitatorio como los precios adjudicados por la Comisión Nacional de Energía en esta ocasión. 

“Es una muy buena noticia porque aseguramos el suministro a clientes regulados con un precio competitivo, haciendo que el sistema funcione y eso es un mérito (…) Es un precio muy eficiente que nos permite reflejar las condiciones de hoy en día”, aseguró Diego Pardow, ministro de Energía de Chile. 

“Es una buena noticia que podamos garantizar el suministro futuro de los clientes regulados. Seguimos teniendo precios competitivos pensando en los valores futuros de largo plazo. Estas señales de precios y de seguridad de suministro son los dos elementos que queremos rescatar como industria”, complementó Juan Meriches, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas.

Por otro lado, Pardow sostuvo que hubo críticas “bien recibidas” tras la licitación de suministro de 2022, (donde se adjudicaron 777 GWh/año a un precio promedio de 37,38 dólares por MWh lo que equivale a sólo el 14,8% de la energía total subastada en aquel entonces) y que “se reflejan” en los cambios dados para este llamado. 

Además, el titular de la cartera energética de Chile reconoció que el actual proceso contó con pocas ofertas y planteó que las autoridades del país deberán tratar de entender los motivos del bajo número de participantes.  

“Incluso una consultora mencionó que posibles postulantes decidieron no participar por un riesgo regulatorio, por lo que como reguladores necesitamos entender mejor qué hay detrás de ello”, subrayó.

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La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) envió una nota al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, en la expresaron su rechazo a la forma de pago de la deuda que mantiene CAMMESA por las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024. 

Tal como informó Energía Estratégica, el gobierno prevé cancelar la deuda de más de un billón de pesos (alrededor de 1250 millones de dólares) mediante un bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38) que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad (ver nota).

Esto significaba que aquellas entidades que acepten tales condiciones tendrán una quita cercana al 50% del capital pendiente; sumado a que el documento gubernamental no detalla si habrá un pago por intereses por la mora dada. Mientras que el plazo de adhesión – o rechazo – a dicho plan de pagos solamente es de cinco días hábiles.

Por lo que desde AGEERA catalogaron como “inaceptable” a la medida del Poder Ejecutivo ya que consideran que afecta a los derechos contractuales de las generadoras, viola el derecho de propiedad privada e impacta en compromisos financieros asumidos con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales. 

“Resulta una alteración a contratos adjudicados en procesos licitatorios públicos lo que genera un precedente que desalentará nuevas inversiones, como ya sucedió en el pasado», asegura la nota que lleva la misiva del presidente de AGEERA, Gabriel Baldassarre. 

“Afecta la seguridad jurídica en general, y de manera particular en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lo cual resulta de extrema gravedad ya que sería la primera oportunidad desde la creación del MEM, en la que la Administración Pública modifica unilateralmente contratos de abastecimiento”, agrega.

De esta manera, desde la asociación que representa al 91% de la capacidad instalada de generación eléctrica de Argentina señalaron que un problema financiero en el mercado energético nacional se convertiría en un incumplimiento del Estado, al que apuntaron como “fuerte signo de falta de seguridad jurídica”.

Además, fuentes del sector energético argentino, cercanas a este portal de noticias, expresaron que se podrían iniciar acciones judiciales entre las compañías perjudicadas por la falta de pagos de los meses previamente mencionados y el gobierno nacional.

“De todos modos, ese tema está en mano de lo que cada generador decida y también dependerá de la respuesta del gobierno”, aclararon desde la industria energética en conversación con Energía Estratégica. 

Mientras que del lado de AGEERA reiteraron la voluntad de diálogo y colaboración con las autoridades en pos de llegar a “soluciones aceptables” tanto para este como el resto de los problemas del sector.

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Las cancelaciones de subastas del actual presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO) provocaron un freno en la ejecución de nuevos proyectos a gran escala y el avance de la actividad renovable se ha visto principalmente en el segmento de generación distribuida.

En un contexto de incertidumbre política de cara a las elecciones presidenciales en el país previstas para el 2 de junio, más de 500 profesionales del ámbito local e internacional debatieron sobre los principales desafíos y oportunidades que presenta el sector renovable en el país durante el megaevento de Future Energy Summit (FES) desarrollado en México. 

Uno de ellos fue Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener 360, hace un llamado a la inversión en infraestructura de transmisión y a la creación de condiciones propicias para el desarrollo de nuevos proyectos.

Telener 360, una empresa mexicana fundada en 2015, se especializa en la instalación y operación de torres meteorológicas, un componente esencial en la construcción y operación de parques eólicos.

Durante la feria, Ordóñez Segura destacó que, debido a la pandemia y el rumbo que tomó la agenda política mexicana, la empresa tuvo que expandirse a otros mercados, como Chile, Colombia, Argentina, y los Estados Unidos, para mantener su negocio“.

“Actualmente operamos en la región de Magallanes (Chile ) y en Texas (EEUU) en torres de 50 metros a 160 metros de altura para proyectos que al final del camino serán destinados a la producción de hidrógeno verde. Las fabricamos en Querétaro (México) donde tenemos una planta de fabricación y las exportamos”.

Al analizar la coyuntura mexicana, el experto señaló que después de estar cinco años parados, es menester volver a generar condiciones óptimas de logística e infraestructura para reactivar la industria eólica.

En efecto, Ordóñez hace hincapié en la necesidad de invertir en redes de transmisión de alto voltaje: “Un plan estratégico de transmisión en el país donde se considere la variable de viento en lugares estratégicos es fundamental”. 

Según el CEO de Telener 360, el país tiene las condiciones para desarrollar proyectos eólicos a gran escala, pero es necesario contar con una infraestructura de transmisión sólida para que la energía generada pueda ser distribuida de manera eficiente.

Además, Ordóñez sugiere varias estrategias para fomentar el crecimiento del sector eólico. Una de ellas es fomentar la vinculación entre grandes y pequeñas empresas, permitiendo que las pymes participen en la construcción de nuevos proyectos. Esto puede lograrse con financiamiento adecuado y condiciones contractuales justas.

“Hay ocasiones que en los proyectos se piden cartas de crédito y piden que no haya anticipo, que se pague a 60 días. La pyme no puede sostener esas condiciones y queda fuera muchas veces”, explicó.

Otra recomendación es fomentar la investigación y el desarrollo en la industria, lo que podría ayudar a reducir costos y a mejorar la competitividad. También es crucial crear condiciones para que los proveedores puedan tener “márgenes de rentabilidad aceptables”, ya que actualmente muchos están operando con márgenes del 4 al 6%, lo cual no es sostenible a largo plazo.

Por último, llamó a que el Gobierno entrante brinde mecanismos que otorguen previsibilidad política a largo plazo. El experto enfatiza que la política debe ser impulsada por el bien del país, no por ideologías. Esto, junto con una colaboración estrecha entre el sector privado y público, contribuirá a crear un entorno favorable para el desarrollo eólico.

De esta forma, insistió en que la reactivación de la industria eólica en México requiere un enfoque multidisciplinario, con inversiones en infraestructura, políticas previsibles y apoyo a las pequeñas y medianas empresas. 

Con estas acciones, el país podrá volver a ser un referente en energía eólica y avanzar hacia una matriz energética más sostenible y renovable.

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No hay dudas de  que las Islas Galápagos, reconocidas por su biodiversidad y patrimonio natural, tienen un enorme potencial para el desarrollo de energías renovables debido a varios factores geográficos y ambientales. 

Teniendo en cuenta las oportunidades que presenta la región y en línea con sus objetivos de descarbonización, el Gobierno de Ecuador junto al Banco Interamericano de Desarrollo (BID) idearon un ambicioso plan de transición energética en el archipiélago ecuatoriano.

Se trata de una iniciativa que promueve proyectos sostenibles fomentando el uso de energías renovables y la eficiencia energética. En exclusiva con Energía Estratégica, José Ramón Gómez, especialista líder regional de energía en Banco Interamericano de Desarrollo explica en detalles cómo viene avanzando el plan y el rol que juega BID como un aliado estratégico para el desarrollo en Ecuador.

¿Cuáles son los avances de la implementación del plan de transición energética? ¿Qué tipo de inversiones en infraestructura eléctrica se están realizando? 

Estamos avanzando considerablemente en la ejecución del Plan de Transición Energética de Galápagos. En generación eléctrica y almacenamiento, se está avanzado en el proceso de contratación de la modernización para la isla Floreana, que será la primera con generación 100% renovable de Ecuador y de Sur América.

Asimismo, en la isla de Santa Cruz se logró la firma del programa energético de Colonophus, que generará 70% del suministro energético, a base de fuentes renovables y almacenamiento de energía para la isla. De igual forma, en la isla de Isabela se desarrolló un estudio con apoyo del Gobierno de Corea para lograr alcanzar 100% de generación con energías renovables y almacenamiento. Finalmente, en la isla de San Cristóbal, recientemente se llevó adelante la modernización y digitalización de la principal subestación eléctrica y se están definiendo las necesidades técnicas en generación renovable, almacenamiento y automatización del sistema eléctrico.  

En el área de automatización, se desarrollaron los lineamientos para los estudios especiales de control de la Microrred Santa Cruz-Baltra, las guías para estudios eléctricos y las especificaciones técnicas para la microred de la isla Floreana de las Galápagos para el Sistema de protecciones, comunicaciones y control. También se llevaron a cabo acciones de información y participación ciudadana y se le dio un impulso especial a la participación de la mujer en el sector eléctrico en las islas.

En eficiencia energética, actualmente se encuentra en ejecución un programa para el recambio de 2600 aires acondicionados a tecnología eficiente. Dentro de este, se emitieron medidas de construcción sostenible y arquitectura bioclimática, y actualmente se encuentra en formulación el proyecto de eficiencia energética en edificaciones públicas en las islas.

¿Qué proyectos renovables se planean desarrollar y cuantos MW se proponen adicionar?

El plan de transición energética contempla el desarrollo de 40,7 MW de potencia eólica y solar en las 4 islas, que tendrá un impacto de una reducción en el consumo de diésel para la generación eléctrica. Para el año 2025, sería cercano a los 1.7 millones de galones, equivalente a una disminución de 44% y para 2030 de alrededor de 2,8 millones de galones, equivalente a una disminución de 72%.

Además, el plan contempla el desarrollo de almacenamiento para el año 2025 de 58,14 MWh, así como   39,32 MWh propuestos en Santa Cruz- Baltra, San Cristóbal, Isabela y Floreana.

Asimismo, el Ministerio de Minas y Energía está estudiando la posibilidad de realizar un proceso público de selección (PPS) para financiar las inversiones necesarias para el cumplimiento del plan.

¿Cuál es el rol del BID en todas estas iniciativas?  

El Grupo BID apoyó al Gobierno de Ecuador, a través del Ministerio de Minas y Energía y Elecgalapagos, en la estructuración y formulación del Plan de Transición Energética. A su vez, hemos brindado apoyo técnico en el marco de la iniciativa RELAC “Renovables en Latinoamérica y el Caribe», de la cual Ecuador hace parte. Para ello, el BID ha canalizado el apoyo en asesoría técnica del National Renewable Energy Laboratory (NREL) de Estados Unidos para todo el desarrollo en automatización, así como la ayuda financiera del Gobierno de Corea en el desarrollo de las actividades técnicas e inversiones en la isla de Isabela. 

El BID juega un papel crucial en impulsar el desarrollo económico y social en Ecuador y en la región. Ofrecemos asistencia a través de financiamiento, asesoramiento técnico y transferencia de conocimientos en áreas críticas como educación, salud, infraestructura y medio ambiente. 

En lo que respecta a la transición energética, el BID promueve proyectos sostenibles que fomenten el uso de energías renovables y la eficiencia energética. Esto incluye apoyar la implementación de tecnologías más limpias y sostenibles, mejorar las políticas regulatorias y facilitar la inversión en energía verde.

 El objetivo principal es ayudar a los países a reducir su dependencia de combustibles fósiles, disminuir las emisiones de carbono y promover una economía más verde y resiliente.

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El Ministerio de Economía de la Nación lanzó la Resolución 58/24 para paliar la deuda que tiene con las generadoras de electricidad y petroleras, producto de reducir al mínimo las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y no abonar las bonificaciones del Plan Gas, respectivamente. 

El gobierno prevé fijar un plazo de cinco días para que generadoras y petroleras acepten cobrar la deuda  acumulada entre diciembre 2023, enero y febrero 2024, que oscila $1.074.258.000.000 (alrededor de USD 1250 millones). Esto significa que las empresas generadoras de electricidad y petroleras tendrán únicamente cinco días para prestar conformidad (si así lo consideran) y documentar el monto impago correspondiente.

Para ello se emitirá un bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38) que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad. Y el monto a emitir será de aproximadamente $600.000.000 a lo largo de la próxima semana.

En otras palabras, aquellas entidades que acepten tales condiciones tendrán una quita cercana al 50% del capital pendiente; sumado a que el documento gubernamental no detalla si habrá un pago por intereses por la mora dada. 

La Resolución 58/24 (y su respectiva modificatoria Res 66/24 publicada el mismo día) llega casi dos semanas después de la reunión en la que participaron de la reunión el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; los asesores del Ministerio de Economía Diego Adúriz, Martín Vauthier y Nicole Daltroy; y representantes de CAMMESA, YPF, Tecpetrol, Pluspetrol, Total Energies, CGC, Pan Energy, Pampa Energía, AES Corporation, Central Puerto y Grupo Capsa, entre otros.

El régimen será de carácter “excepcional, transitorio y único” para el saldo de las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de los meses previamente mencionados, en pos de restablecer la cadena de pago y preservar el abastecimiento del servicio público de electricidad. 

“En el caso, que se produjeran divergencias respecto de los montos que le corresponde a los Acreedores del MEM por las Transacciones Económicas de los meses de diciembre 2023, enero 2024 y febrero 2024, las diferencias podrán someterse a los procedimientos de solución de controversias previstos en las normas regulatorias y/o contractuales que estuvieran alcanzados por las transacciones mencionadas”, aclara la resolución que lleva la firma de Eduardo Rodríguez Chirillo.

Las liquidaciones serán canceladas en cuestión de diez días hábiles mediante la entrega de títulos públicos AE38 y el cálculo de los montos nominales a entregar de cada bono se realizará al tipo de cambio de referencia (Com. A3500) a la cotización vigente al cierre del día de la fecha de la aceptación formal por parte de los agentes generadores del MEM.

“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”, agrega la Res 58 de la Secretaría de Energía de la Nación. 

Además, la normativa del Poder Ejecutivo habilita la apertura de un nuevo plan de pagos en 48 cuotas para las distribuidoras eléctricas para los pagos a CAMMESA de febrero y marzo 2024. Mientras que la deuda de abril deberá ser saldada en 100% de la transacción en hasta 30 días corridos.

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El Ministerio de Energía de Chile publicó los resultados finales de los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica (PDGE) en las provincias de Antofagasta y Tocopilla, que tienen como objetivo orientar el uso del territorio para la generación renovable, con incidencia en la planificación de la transmisión eléctrica y con la referencia del rango de la proyección de la expansión energética hacia el 2050.

Su dimensionamiento responde a la capacidad de un único sistema de transmisión y a la agrupación de áreas con potencial de energía renovable, continuas o discontinuas, pero próximas entre sí. 

En total son cinco polígonos (tres en Antofagasta y dos en Tocopilla) que suman un total de 112440 hectáreas de superficie y un potencial priorizado por la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) de 10445 MW de capacidad a instalar. 

Aunque los documentos publicados en la web oficial del Ministerio de Energía de Chile también destacan que las regiones pueden lograr un potencial total que varía desde 8843 MW hasta 19945 MW de capacidad, dependiendo la tecnología a implementar. 

Y para todos ellos, Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) recomendó impulsar licitaciones de terrenos fiscales para almacenamiento de manera de minimizar la variabilidad en la disponibilidad de las energías renovables.

¿Cómo se distribuyen los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica?

Para la provincia de Antofagasta, el gobierno definió tres polígonos de 96.682 hectáreas en conjunto y que podrían abarcar de 6616 MW a 16671 MW de potencia renovable (8.218 MW serían los prioritarios por la PELP). 

El polígono N°1 abarca 18965 hectáreas, se emplaza en la comuna de Sierra Gorda, a 22 kilómetros del poblado de Baquedano y la Infraestructura eléctrica más cercana se encuentra a 5 km aproximadamente, correspondiente a LT 220 kV “El Cobre – Esperanza”, propiedad de Minera Esperanza.

Dicha área oscilaría entre 2046 MW de capacidad de concentración solar de potencia (CSP) o 4171 MW fotovoltaicos; aunque se aclara que existen múltiples intereses de uso alternativo, principalmente mineros, en las zonas con potencial energético. 

El segundo polígono se ubica en la comuna de Taltal, a aproximadamente 95 kilómetros de la ciudad homónima, y la infraestructura eléctrica más cercana es la S/E Guanaco y LT 66 kV correspondiente, a 4 km. 

En dicho terreno de 52190 hectáreas podría desarrollarse entre 2289 MW de potencia eólica o alrededor de 8395 MW solares fotovoltaicos, de acuerdo a la información provista por el Ministerio de Energía. 

Mientras que el polígono N°3 cuenta con 25527 hectáreas en los que la concentración solar de potencia (2.281 MW) o la generación fotovoltaica (4105 MW) serían las tecnologías para convertirlo en un Polo de Desarrollo de Generación Eléctrica.

El mismo se emplaza en la comuna de Taltal, a 105 kilómetros de la ciudad homónima; en tanto que la Infraestructura eléctrica más cercana se encuentra a 2 km en dirección suroeste y es la línea de transmisión 500 kV “ Los Changos – Cumbre”, propiedad de Transmisora Eléctrica del Norte.

Por el lado de la provincia de Tocopilla, el gobierno estableció dos zonas de 15758 ha  con un potencial de 2227 MW a 3.274 MW de capacidad renovable, siendo el primer dato mencionado el priorizado por la Planificación Energética de Largo Plazo.

El polígono N°1 (3.261 ha) tiene la posibilidad de desarrollar 815 MW fotovoltaicos en una zona de múltiples intereses de uso alternativo (industrial y residencial), a 10 kilómetros de la ciudad de Tocopilla y con cinco líneas de transmisión atraviesan el área seleccionada. 

La particularidad es que, para dicha región, la Evaluación Ambiental Estratégica recomendó el fortalecimiento del hidrógeno verde como actividad económica que ofrezca mayor diversificación y encadenamientos. 

En tanto que la segunda área definida (9833 ha), ubicada en la comuna de María Elena (a 50 km aprox del poblado homónimo) la proyección varía entre 1.412 MW de centrales CSP o 2.459 MW fotovoltaicos; y la línea de transmisión más cercana está a 500 metros y es la LT 500 kV Los Changos – Kimal.

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La Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó el anteproyecto de acuerdo por el cual emitirá las Disposiciones Administrativas de Carácter General para la Integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía al Sistema Eléctrico Nacional.

En el expediente completo que se encuentra disponible en la web de la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER), se indica que con esta propuesta se persigue una integración ordenada de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAE), permitiendo reducir los costos operativos, contrarrestar la variabilidad de centrales eléctricas y aprovechar los productos y servicios que pueden ofrecer los SAE para mejorar la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN.

Así también lo anticipó Walter Julián Ángel Jiménez, comisionado de la CRE durante el primer evento de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico):

“Esta regulación nos van a ayudar a meter eficiencias del sistema energético y que también podamos cumplir con un objetivo histórico, que es poder desarrollar una transición de un sistema pesado, de un sistema de grandes emisiones, recargado del 86.4% de combustibles fósiles desde el punto de vista de la matriz de energías primarias y poder transitarlo de manera mucho más rápida”, aseguró el comisionado durante FES Mexico.

¿Cómo se plantea su integración? La integración de los SAE al SEN se realizaría en alguna de las siguientes modalidades: SAE-CE, SAE-CC, SAE-AA y SAE no Asociado.

SAE-CE: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a una Central Eléctrica. Modalidad en la cual se integra un SAE a una Central Eléctrica intermitente, existente o nueva, y que comparten el mismo Punto de Interconexión. Sus características y modos de operación deberán responder a las presentes Disposiciones con base en los criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad y los planes de expansión del SEN;
SAE-CC: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a un Centro de Carga. Modalidad en la cual el SAE se encuentra integrado a un Centro de Carga, existente o nuevo, sin incluir una Central Eléctrica y que comparten el mismo Punto de Conexión, sin que el SEN observe distinción entre ellos. El SAE podrá ser utilizado para abastecer el propio consumo, asegurando que no exista inyección de energía eléctrica a la RNT o a las RGD mediante la implementación de la infraestructura necesaria para tal fin;
SAE-GE: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a un Generador Exento conforme a lo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter general, los modelos de contrato, la metodología de cálculo de contraprestación y las especificaciones técnicas generales, aplicables a las Centrales Eléctricas de Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida, publicadas mediante la resolución número RES/142/2017 o el instrumento que lo sustituya en materia de Centrales Eléctricas con Capacidad Instalada Neta menor a 0.5 MW, Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida.
SAE-AA: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a un esquema de Abasto Aislado. Modalidad en la que el SAE se incorpora a una Central Eléctrica intermitente cuya generación se destina al Abasto Aislado para la satisfacción de necesidades propias;
SAE no Asociado: SAE que no estará integrado a una Central Eléctrica o Centro de Carga, observándose de manera independiente su inyección y/o consumo a la RNT o a las RGD y requiere de un Permiso de Generación otorgado por la Comisión. Sus características y modos de operación deberán responder a las presentes Disposiciones con base en los criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad y los planes de expansión del SEN;

Respecto a los estudios de interconexión y conexión se indica que las solicitudes deberán realizarse de acuerdo con lo establecido en el MIC y será aplicable a las modalidades SAE-CE, SAE-AA y SAE no Asociado. En tanto que, en el caso de los SAE-GE, se debe atender lo establecido en el Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW y que pretendan cargarse desde la RNT o RGD.

Ofertas de Compra y Venta

El anteproyecto de acuerdo en el inciso 2.12 del Anexo, indica que las ofertas de compra y venta de energía y Productos Asociados que realice el conjunto SAE-CE y SAE no Asociado se sujetarán a lo establecido en las Reglas del Mercado y demás Disposiciones aplicables respecto a la representación de Centrales Eléctricas.

Además aclara que las ofertas de venta que realice el conjunto SAE-CE y SAE no Asociado para la Unidad de Central Eléctrica, se realizarán con base en la disponibilidad de la Central Eléctrica intermitente y la Energía Disponible del SAE, de acuerdo con el perfil de generación horario, Capacidad Instalada Neta y Potencia SAE presentados para el Estudio de Interconexión.

Por su parte, para el conjunto en la modalidad SAE-AA y SAE-CC, el Suministrador o Usuario Calificado Participante del Mercado que representa a los Centros de Carga se propone como actor responsable de realizar las ofertas de compra.

En la modalidad SAE-CE y SAE no Asociados podrán directamente ofrecer los Servicios Conexos establecidos en la regulación vigente, siempre y cuando cumplan lo requerido por las Reglas del Mercado. Y al respecto se precisa:

Los Servicios Conexos incluidos en el MEM son los siguientes:

Reservas de Regulación Secundaria.
Reservas Rodantes.
Reservas Operativas.
Reservas Suplementarias, según se define en los Manuales de Prácticas de Mercado.

Los Servicios Conexos no Incluidos en el MEM (SCnMEM) son los siguientes:

Servicio de Arranque de Emergencia;
Servicio de Operación en Isla; y
Servicio de Soporte de Tensión (potencia y reserva reactivas).

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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 este contexto, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica en el marco de Future Energy Summit (FES), Sergio Rodríguez, gerente de Servicio y Producto para Latinoamérica de Solis, fabricante líder en inversores solares analiza la actitud que ha tomado el gobierno actual en cuanto a la política energética y augura un crecimiento prolongado de energías renovables en los próximos años.

“Año tras año, la industria solar ha ido creciendo en República Dominicana y en los últimos años se ha incentivado más el autoconsumo. El presidente actual ha tenido un discurso y una acción política muy fuerte en favor de las energías renovables, electromovilidad y almacenamiento”, explica. 

Y agrega: “Esto no ocurre en muchos países de Latinoamérica donde el discurso no suele ir de la mano del accionar político. Este posicionamiento ha dado un muy buen mensaje a todos los inversionistas extranjero y República Dominicana crece a paso acelerado”.

Según el experto, el actual gobierno se ha mostrado como un “facilitador de políticas en favor de las renovables” que está abierto a escuchar a los privados para adaptarse a cualquier reto. Por ello, de mantenerse estas señales, considera que la actividad renovable continuará incrementándose.

De esta forma, para seguir con esta ola de crecimiento, el experto hace hincapié en que las políticas públicas tienen que llevarse adelante con mucha responsabilidad y perspectiva a largo plazo.

“Al ser una isla energética que solo limita con Haití, República Dominicana  requiere un mix energético balanceado de energía solar, eólica, almacenamiento y biomasa. Para lograr ello, se necesitan más reglas claras que faciliten e incentiven a las energías renovables”, afirma . 

También propone a quien llegue al poder, retirar los subsidios a las energías convencionales que suelen ser una barrera para los proyectos limpios.

De acuerdo a Rodríguez, República Dominicana es un mercado colmado de retos por lo que desde la compañía están constantemente innovando en sus inversores para solucionar todos los problemas que pueden generarse en la red. 

Por ejemplo, señala que el curtailment es todo un desafío que puede abrir una ventana de oportunidad para incrementar el uso de baterías en la región. 

“Si bien el almacenamiento no crece al mismo ritmo que el autoconsumo, a medida que logremos reducir los costos de las baterías, República Dominicana experimentará un boom de storage en los próximos 5 años. Mientras tanto estamos buscando dar con la configuración exacta de almacenamiento que el cliente demanda”, confiesa. 

En tanto a los productos más demandados por el país caribeño, el especialista cataloga como “soluciones estrella” la gama trifásica en bajo voltaje, es decir, equipos desde los 10 a los 60 kW en 220.

No obstante, por su amplia presencia en distintos países, cuentan con una variada gama de productos que se adaptan a las necesidades de cada mercado, lo cual los posiciona como la primera opción en inversores.

Además de República Dominicana, Rodríguez destaca a México, Honduras, Panamá, Colombia, Argentina y Chile como los países más atractivos para la compañía.

Sin embargo, concluye: “Todos los países en los que tenemos presencia son de nuestro interés. Si bien hay algunos que avanzan más rápidos que otros, no desatendemos ninguno y tenemos apetito por seguir creciendo en cada uno de ellos”.

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En el  megaevento de Future Energy Summit (FES) desarrollado en México, más de 500 profesionales del ámbito local e internacional debatieron sobre los principales desafíos y oportunidades que presenta el sector renovable en el país.

En efecto, durante la feria, muchos expertos coincidieron en que la industria eólica en México enfrenta retos en cuanto a seguridad jurídica y claridad regulatoria, que pueden tener un impacto significativo en la financiación a largo plazo de proyectos de energía renovable. 

Una de ellas fue Pilar Bisteni, Senior Project Manager de UL Solutions, líder en soluciones para energía renovable, quien destacó la necesidad de un marco regulatorio “sólido, estable y coherente” para garantizar la bancabilidad y la sostenibilidad en pos de atraer inversiones a este sector en crecimiento.

“Necesitamos seguridad jurídica para la financiación a largo plazo, que se puedan tener procesos regulatorios claros y firmes pero que puedan invitar a toda la industria, privada local y extranjera a participar”, indicó.

En el contexto de elecciones presidenciales en México, donde los cambios de administración pueden alterar significativamente las políticas energéticas, Bisteni aboga por una visión a largo plazo que supere el ciclo de un sexenio. 

“Independientemente de la ideología de los candidatos, las metas deben ser las mismas. Porque así es mucho más sencillo tener un escenario a largo plazo. Que vaya más allá de un sexenio, sino que sea a 50 años”, afirmó.

Para lograr estos objetivos, Bisteni asegura que es crucial la participación activa de expertos y asociaciones en grupos de trabajo para la planificación regulatoria.  Esa retroalimentación entre los distintos eslabones de la cadena de suministro resulta fundamental para la creación de una agenda energética adecuada.

Cabe destacar que UL Solutions ha estado trabajando estrechamente con el sector financiero para asegurar que los proyectos eólicos sean viables y sustentables. 

“Nuestros servicios van desde certificación de turbinas hasta curvas de potencia y estudios de producción de energías. En mi equipo de energías renovables, hacemos auditorías para proyectos que están en procesos de adquisición y de financiamiento”, señala Bisteni.

Teniendo en cuenta la vasta experiencia en el rubro, Bisteni hace predicciones sobre los costos de la energía eólica a futuro y advierte otros obstáculos que frenan el avance de esta industria.

“Aunque el LCOE (costo nivelado de energía) disminuirá por los avances tecnológicos con el correr de los años, y los costos de instalación también tenderán a bajar, el corto plazo presenta desafíos significativos”, explicó. 

Y agregó: “Si viene un boom de proyectos, no sabemos si habrá las grúas disponibles para todos. Va a haber competencia, pero no va a haber la misma economía de escala. A corto plazo, no vemos una bajada del LCOE, quizás una estabilidad. Pero sí a largo plazo”, explica.

Por ello, concluye en que la solución está en incentivar la actividad a través del trabajo articulado público y privado con una visión a largo plazo para aprovechar todas las oportunidades de las energías renovables y detonar la industria.

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El mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit, reunió a más de 500 líderes y del sector de las energías renovables de la región, con el fin de visibilizar las oportunidades y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética. 

Arctech Solar, fabricante y proveedora de soluciones de sistemas de estructura fija y sistemas de seguimiento solar, fue una de las empresas que participaron del encuentro, donde analizaron las “claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos” y cómo se posiciona Argentina dentro de la industria renovable de Latinoamérica. 

“Consideramos a Argentina como uno de los mercados prioritarios en la región. Se ha vuelto un país atractivo pero también demandante. Así como el desarrollo del país tiene exigencias nuevas, el desarrollo de productos con los que colaboramos los paneles, inversores y nuestros clientes impulsan la innovación”, manifestó Olvia Malagon, technical sales manager North & Latin America de Arctech

Desde la firma fundada en China confiaron que ese impulso está vinculado con la fórmula para afrontar la presión que reciben los módulos y trackers solares, producto de las “altas velocidades de viento en Argentina” y que las soluciones sean confiables para el mercado.

La innovación de Arctech fue que el tracker sea un poco más rígido, pero que al mismo tiempo proteja al panel solar; y la conclusión fue cambiar la posición de seguridad, es decir cómo se protegerá el panel y la estructura cuando recibe las cargas máximas de viento.

“Por ello, en lugar de que el tracker resista las altas presiones de viento a 30° o 45°, lo cambiamos a casi paralelo al suelo, con lo cual directamente se reduce toda la carga que reciben los módulos y por defecto protegemos ambas soluciones y logramos eficiencia y durabilidad de las plantas solares”, explicó Malagon durante FES Argentina.

Por otro lado, Arctech puso el foco en la importancia de estar en constante contacto con los fabricantes de paneles e inversores para lograr la eficiencia y facilitarles los procesos a los clientes, como también en brindar una mejor atención de campo. 

“La tendencia es que donde se completa la experiencia y satisfacción del cliente no es durante el proceso de venta o el diseño técnico del producto, sino en la experiencia en sitio, en servicio cuando se instala el tracker”, apuntó la technical sales manager North & Latin America de la compañía. 

“Estamos implementando en Argentina un servicio para el cliente mediante equipo local, completando los procesos que involucran cuestiones logísticas, de instalación y más. Nos toca apostar por el servicio al cliente en sitio y también serán interesantes los proyectos agrovoltaicos, por lo que posiblemente se puedan encontrar algunas soluciones”, concluyó. 

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El Directorio de Generadoras de Chile designó a Camilo Charme Ackermann como nuevo director ejecutivo de la asociación gremial, posición desde la cual liderará el trabajo directivo de la entidad que reúne a las principales empresas generadoras y de almacenamiento eléctrico del país. Charme se desempeñaba a la fecha como gerente general de la organización.

Adicionalmente, el Directorio decidió conformar un Comité Ejecutivo, conformado por tres representantes de sus asociados, que colaborará activamente en la coordinación e implementación del plan estratégico del sector. Esta instancia estará representada por Jaime Pino, presidente del Directorio, representante de Innergex; Juan Eduardo Vásquez, director en representación de Colbún; y Joan Leal, director en representación de EDF Chile.

El presidente del Directorio de Generadoras de Chile, Jaime Pino, señaló que el nuevo director ejecutivo “tendrá el desafío de posicionar la visión de Generadoras de Chile en aquellas instancias donde se produce el debate en torno a materias regulatorias y de toma de decisión, con el objetivo de promover políticas públicas para modernizar el sector y contribuir a la materialización de iniciativas que son clave para que las empresas de generación sigan aportando a la transición energética y el, desarrollo sustentable del país, para lo cual contará con todo el apoyo y orientación tanto del Directorio como del Comité Ejecutivo del mismo”.

“Agradezco la confianza del Directorio para liderar esta etapa de Generadoras de Chile desde este rol, el cual asumiré con entusiasmo y el compromiso de todo el equipo ejecutivo del gremio, con el objetivo de fortalecer el trabajo de la asociación, impulsar la agenda energética y trabajar proactivamente con actores públicos y privados con el objetivo común de facilitar todas las condiciones que requiere esta industria estratégica para seguir invirtiendo en nuevos proyectos de energías y almacenamiento que son indispensables para un proceso de transición energética segura, responsable y con mirada de largo plazo”, señaló Charme.

Camilo Charme Ackermann es abogado de la Universidad Católica de Chile, Máster en Derecho Público de la Universitat Pompeu Fabra, y Máster en Economía de Mercados Regulados de la Universitat de Barcelona. Además, cuenta con un Diplomado en Administración de Empresas (AMP-Universidad de Los Andes) y un Diplomado en Gobiernos Corporativo (Pontificia Universidad Católica de Chile).

Desde la perspectiva profesional, cuenta con amplia experiencia en el sector eléctrico, habiendo ocupado cargos ejecutivos en empresas de distribución, transmisión y generación, lo que le ha dado un profundo conocimiento en el tema de relacionamiento con autoridades y stakeholders, así como en liderazgo de equipos de trabajo.

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Recientemente, JinkoSolar ganó cinco sellos de «Mejor Marca de Energía Fotovoltaica» en países clave de América Latina, incluyendo Brasil, Colombia, México, Chile y en toda la región de LATAM.

Esto es un testimonio del arduo trabajo de nuestro equipo y su dedicación incansable para liderar la innovación en la industria solar y contribuir a un futuro más sostenible.

Los prestigiosos sellos fueron otorgados por el renombrado EUPD Research, uno de los principales institutos de investigación y aplicación en el campo de la energía fotovoltaica y el almacenamiento de energía.

Con su investigación de mercado impulsada por datos y su servicio de consultoría, EUPD Research ha sido fundamental en el desarrollo de soluciones innovadoras e integradas para empresas impulsadas por la sostenibilidad.

Para JinkoSolar, estos sellos representan más que solo reconocimiento; son una validación de nuestro compromiso de proporcionar productos de alta calidad y soluciones confiables que impulsen la adopción de la energía solar en toda la región de LATAM y más allá.

Como líderes de la industria, buscamos constantemente superar las expectativas y dar el ejemplo, impulsando la innovación y promoviendo la sostenibilidad en cada etapa.

Nuestro equipo está dedicado a enfrentar los desafíos de hoy y dar forma al futuro de la energía solar con pasión y determinación.

Con tecnología de vanguardia, procesos mejorados y un compromiso inquebrantable con la excelencia, continuaremos elevando el estándar de la industria e inspirando cambios positivos en todo el mundo.

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El Ministerio de Bienes Nacionales de Chile relanzó el plan nacional para impulsar proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en terrenos fiscales, cuyo destino sea conectarse a alguna subestación del Sistema Eléctrico Nacional. 

La decisión llegó casi cuatro meses desde la suspensión de la anterior convocatoria (dada de baja por un gran número de inquietudes y aclaraciones necesarias) y al igual que en aquel entonces, el llamado busca promover la asignación de terrenos fiscales para el desarrollo, construcción y operación de sistemas de storage, del tipo stand alone.

El proceso está abierto a todo tipo de tecnologías (química, potencial, térmica, entre otras), pero con la la particularidad de que este plan nacional es que sí existirá límite de capacidad de almacenamiento a emplazar en cada una de las macrozonas identificadas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), por lo que la sumatoria de los proyectos comprometidos en las subestaciones específicas no podrá sea superior al máximo indicado en el siguiente cuadro. 

Las entidades interesadas en participar deberán considerar la disponibilidad real de conexión a la subestación específica y los requerimientos de la macrozona, según lo determinado por el Coordinador Eléctrico Nacional, asumiendo la totalidad de los riesgos asociados. 

Y cada oferente podrá presentar hasta cuatro postulaciones por cada macrozona específica, pudiendo ser acogido a trámite un máximo de dos de ellos proyectos por cada una de las macrozonas definidas. Por tanto la entidad interesada deberá indicar un orden de prioridad (mayor a menor) para una posible adjudicación. 

Además, cada sistema propuesto deberá tener una duración mínima de 4 horas y el plazo de concesión solicitado para el terreno fiscal no podrá exceder de 40 años, contados desde la suscripción del contrato de concesión. 

Mientras que la ejecución del proyecto no podrá exceder del 30 de junio de 2027; aunque el concesionario podrá solicitar el término anticipado del contrato, sin sanción alguna, siempre y cuando acredite que participó de algún proceso licitatorio relacionado con sistemas de almacenamiento del Ministerio de Energía realizado entre 2024 y 2025, siempre que se trate del mismo proyecto descrito en este proceso de storage en terrenos fiscales.

Cabe recordar que Chile apunta a implementar las medidas necesarias para lograr el 100% de energías cero emisiones al 2050 en generación eléctrica y el 80% de energías renovables al 2030, por lo que prioriza este tipo de centrales en propiedad fiscal, principalmente ubicadas en el Norte Grande del país. 

A la par que el país avanza con el proyecto de ley de Transición Energética, el cual habilitaría futuras licitaciones de almacenamiento por USD 2000 millones, ya sea como proyectos de infraestructura y como prestadoras de servicios complementarios. 

¿Cómo sigue el proceso?

La convocatoria contará con una sola ventana de postulación para presentar los proyectos, que estará abierta desde el próximo lunes 13 de mayo hasta el jueves 23 de dicho mes. Seguidamente el Ministerio de Energía tendrá un mes para analizar técnicamente las propuestas; pero recién el 3 de julio se darán a conocer los proyectos técnicamente admitidos. 

Mientras que la tramitación (regional y nivel central) de la concesión se llevará a cabo hasta el 30 de junio de 2025 y la firma de contrato de concesión de los terrenos fiscales en cuestión se hará en noviembre de dicho año.

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“Hoy, digo frente a ustedes y toda la nación que tengan confianza, que las soluciones comenzarán muy pronto dentro de nuestras propuestas, nuestro plan de gobierno y de todas las gestiones que haré con empresas privadas nacionales e internacionales para arrancar el dínamo de la economía nuevamente”, declaró José Raúl Mulino, presidente electo de la República de Panamá para el periodo 2024-2029.

Tras imponerse con la mayoría de los votos en las elecciones generales de Panamá, el candidato del partido Realizando Metas (RM) y persona de confianza del expresidente Ricardo Martinelli fundador del espacio político de derecha, aseguró que durante su gestión impulsará un gobierno abierto al diálogo, proinversión y proempresa privada.

«A los demás presidentes y representantes de gremios y asociaciones los convocaré en los primeros días de mi gobierno para sentar las bases de una unidad nacional», exclamó Mulino en su sede de campaña al finalizar los comicios.

Sus declaraciones fueron bien recibidas por el sector privado, atento a la trayectoria del presidente electo no sólo en la función pública sino como abogado miembro de diversas organizaciones como la Asociación Panameña de Ejecutivos de Empresa (APEDE), la Asociación Panameña de Derecho Marítimo (APADEMAR) y el Consejo Nacional de la Empresa Privada (CONEP).

En el ámbito de las energías renovables, Juan Andrés Navarro, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), valoró la apertura y búsqueda de consensos del nuevo mandatario para lograr un auge económico desde distintos sectores productivos, entre ellos el solar:

«La Cámara Solar espera un amplio diálogo y consulta por parte de las autoridades electas recientemente con el sector privado panameño, incluyendo a las empresas miembro de la Cámara Solar. Dicho diálogo será sumamente importante a fin de fijar un plan conjunto de acción para los primeros 100 días de gobierno, que garantice la inversión y el desarrollo del sector de energía solar y de energía limpia en Panamá», declaró Juan Andrés Navarro.

Habrá muchos temas por abordar. En el marco de la Agenda de Transición Energética, la Secretaría Nacional de Energía (SNE) de Panamá se encuentra comprometida con 242 líneas de acción, 61 objetivos y 30 metas de alto nivel. A partir de esta política se han impulsado medidas puntuales como la eliminación del impuesto selectivo al consumo para componentes de energía solar o la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 que promete 500 MW exclusivamente renovables, a las que se esperan que de continuidad.

«Las políticas estatales sobre la energía limpia se deben mantener en el nuevo gobierno, pues el desarrollo de la industria solar en Panamá hasta ahora no ha gozado de incentivos fiscales importantes: todo lo contrario, la industria solar en Panamá se ha desarrollado gracias a las fuerzas del mercado y a los precios competitivos de la energía solar versus otras tecnologías. Por lo anterior, en la Cámara Solar no prevemos cambios en la política estatal hacia las energías limpias, ni hacia la energía solar, ni la energía eólica, ni hacia las plantas hidro que ya están funcionando, pues todas generan energía a precios competitivos», consideró Navarro.

De allí es que la nueva autoridad, que iniciará su gobierno el 1 de julio próximo desde el Palacio de las Garzas, despierta expectativas para garantizar la continuidad de políticas energéticas e incluso potenciarlas en pos de aumentar la dinámica del sector privado.

«Las elecciones en Panamá dieron un giro político a la dirección del Estado, profundizando la democracia panameña y abriendo nuevamente la puerta a la inversión privada y al desarrollo sostenible», reafirmó el referente de CAPES.

De esta manera, la confianza por dar continuidad a las inversiones llega como un respiro para los actores del mercado que ya se han posicionado y nuevos jugadores que podrían ingresar. Y es que, José Raúl Mulino, presidente electo de la República de Panamá, aseguró que como abogado dará importancia y prioridad a la seguridad jurídica durante su gobierno haciendo énfasis también a que va a honrar los compromisos internacionales de Panamá, entre los que podría entrar el Acuerdo de Paris, por lo que desde la óptica de Juan Andrés Navarro esto dará estabilidad a los sectores financiero, eléctrico y energético.

La entrada Mulino nuevo presidente de Panamá: ¿Garantizará continuidad de políticas energéticas? se publicó primero en Energía Estratégica.

En un país como Colombia 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 contexto, especialistas del sector afirman que las inversiones en infraestructura se tornan fundamentales para atraer nuevas inversiones de proyectos renovables que ayudan a satisfacer la demanda energética y diversificar la matriz colombiana. 

Uno de ellos es Luis Miguel Bedoya, quien en conversaciones con Energía Estratégica analiza las últimas medidas tomadas por el Gobierno para combatir el fenómeno de El Niño y propone acciones fundamentales para detonar la actividad.

Colombia tiene un 1 GW de proyectos en periodo de prueba, ¿Por que demoran tanto en entrar en operación comercial y qué tanto afectan al generador? 

 La principal causa de las demoras tiene que ver con los permisos de conexión por parte de los operadores de red. 

Estos retrasos perjudican al generador de formas incalculables ya que el análisis financiero de los proyectos lo realizan teniendo un periodo de tiempo y una tasa de cambio pre establecida. Por ello, estas demoras sumadas con la variabilidad de la TRM puede afectar sus proyecciones.

No obstante, la UPME ha puesto el foco en este problema y ha destrabado muchos proyectos. El trabajo que están haciendo por apostarle a la transición energética está yendo más allá de sólo el discurso.

¿Qué opinión le merece la subasta por Cargo de Confiabilidad?  ¿Los proyectos adjudicados son los suficientes para hacer frente a la demanda del 2027 y 2028?

Me pareció muy bien pensada y ejecutada. Puede atacar los problemas a mediano plazo y se realizó teniendo en cuenta la dinámica de las cargas. 

En teoría la energía adjudicada parece ser suficiente, siempre y cuando el fenómeno de El Niño no se vuelva a complicar ya que somos altamente dependientes de la energía hidroeléctrica. El foco se debe poner en que sí se ejecuten los proyectos asignados en la subasta y en los plazos asignados.

¿Y qué te parecieron las medidas que está tomando el Gobierno para hacerle frente a El Niño?

Las medidas le dieron mucha agilidad a los trámites y desatascaron algunos cuellos de botella que eran evidentes. Fueron muy bien pensadas pero no debería ser la excepción sino la regla.

¿Qué cambios sugieres en el marco regulatorio para impulsar la actividad renovable en Colombia?

Soy un fiel creyente de que las renovables no tienen un despegue mayor en Colombia debido a problemas con la transmisión. Si bien es cierto que se encuentran varios proyectos en ejecución no debemos dejar de lado las complejidades y tiempos de ejecución de estos proyectos. En el momento en que nuestro sistema sea aún más robusto, incluyendo especialmente a La Guajira en estas interconexiones, podremos ver realmente un mayor boom en los generadores renovables.

A su vez, también es fundamental incentivar la generación distribuida en Colombia, un segmento que viene creciendo a pasos agigantados con respecto a años anteriores.

Desde el año pasado se ha disparado un boom en este rubro en el país y aunque hay muchos proyectos en periodo de prueba se prevé un incremento rápido de 2 a 3 GW.

La entrada Solicitan robustecer las redes de transmisión para un “boom de renovables” en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

Canadian Solar, empresa N°5 del mundo de fabricación de paneles fotovoltaicos Tier-1, participó del panel de debate “Perspectivas de las energías renovables: Utility Scale, almacenamiento y la generación distribuida” del mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Jose Ewing, senior sales manager de Canadian Solar, analizó cómo puede crecer el mercado argentino de las energías renovables y qué señales son necesarias, tanto desde el sector privado como del nuevo gobierno nacional. 

“Si Argentina comienza a dar incentivos a medianos proyectos, por ejemplo de 1 a 10 MW de capacidad, se incentiva la industria local para desarrollar parques de esa índole, construirlos y buscar partners internacionales que los apoyen en el proceso”, señaló. 

“Si se abre el mercado, regula e incentiva a la industria nacional, el empleo estará. Cuando se tienen incentivos, como para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en Chile, se abre un mercado nacional, que el de utility scale llega detrás; por lo que hay que partir incentivando esos segmentos”, agregó. 

Cabe recordar que hoy en día los PMGD (hasta 9 MW de capacidad por proyecto) de Chile suman 3005 MW de potencia instalada, de los cuales 2721 MW operativos corresponden a parques de generación renovable. 

Mientras que Argentina recientemente tuvo casi 100 proyectos ganadores de esa índole (hasta 20 MW) a través de la licitación pública RenMDI realizada a mediados del año pasado. 

En dicha convocatoria el renglón N°1 estuvo orientado a reemplazar generación forzada y tuvo 46 parques adjudicados por 514,08 MW; en tanto que el renglón N°2 (destinado a diversificar la matriz energética) confirmó 52 emprendimientos asignados por 119,6 MW. 

Además, Canadian Solar posee una penetración de mercado de 3,5 GW en Brasil, 500 MW en Chile, 350 MW en Colombia y 200 MW en operación en Argentina más 28 MW de suministros de soluciones fotovoltaicas; pero buscan adentrarse aún más en el mercado regional. 

“El mercado argentino quiere entrar en una industria en la que todos puedan participar. Pero el tema es cómo incentivar a la parte política a que busque una regulación donde todos los jugadores del sector tengan participación y luego se entable la temática de la huella de carbono”, subrayó José Ewing. 

“Por ejemplo, en Chile contamos con un precio estabilizado por muchos años, que permitió que muchos inversionistas vean a Chile como una oportunidad. Porque cuando uno tiene un valor que se regula cada cuatro años con un porcentaje y sinfín de detalles pero finalmente es regulado, el inversionista ve estabilidad”, continuó. 

“Luego hay un tema jurídico de cuánto dura la estabilidad. Si se brinda tranquilidad, el inversionista quiere ser cofinanciador de una central y los bancos internacionales tendrán mejores tasas de interés”, añadió el senior sales manager de Canadian Solar.

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En un evento significativo para la industria de la energía solar, Growatt ha sido honrado con los premios ‘TOP Brand PV Mexico 2024’ y ‘TOP Brand PV Chile 2024’ durante el reciente Solar Storage Mexico 2024, destacando su excelencia en innovación y compromiso con la sostenibilidad.

Desde su fundación en 2011 por un grupo de pioneros liderados por David Ding, Growatt ha estado en la vanguardia de la industria fotovoltaica global. Con la misión de hacer accesible la energía sostenible en todo el mundo, Growatt ha establecido su presencia en más de 180 países y conectado a más de 2.1 millones de usuarios finales a través de su plataforma en la nube.

En latam, Growatt ha fortalecido su posición no solo como proveedor líder de inversores residenciales, sino también como un innovador clave en soluciones de almacenamiento de energía fotovoltaica. Los productos destacados de la compañía, como el inversor NEO 2000M-X y el inversor de almacenamiento residencial SPH 10000TL-HU-US, son ejemplos de las importantes mejoras tecnológicas logradas por Growatt.

Estos productos están diseñados para ofrecer mayor eficiencia y confiabilidad, adaptándose a las necesidades específicas de los mercados locales y contribuyendo significativamente al avance de la energía sostenible en la región.

EUPD Research, un instituto de investigación y consultoría con amplia experiencia en el mercado energético, ha reconocido a Growatt por su capacidad para innovar y adaptarse a los requerimientos cambiantes del mercado. Esta capacidad no solo ha mejorado la posición de Growatt en la industria, sino que también ha fortalecido su compromiso con el servicio al cliente y la sostenibilidad ambiental, pilares fundamentales de su estrategia corporativa.

Con oficinas y un robusto equipo de postventa en México, Growatt no solo asegura un servicio excepcional sino que también fortalece las relaciones con los clientes en toda la región de América Latina, apoyando el avance hacia un futuro energético más verde y sostenible.

Mirando hacia el futuro, Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, afirma: «Continuaremos nuestro compromiso con la localización, impulsando agresivamente los proyectos residenciales, comerciales y de almacenamiento de energía para fomentar el desarrollo de nuevas energías en América Latina».

Growatt sigue dedicado a contribuir significativamente al desarrollo sostenible y a la protección ambiental en cada mercado que opera, promoviendo soluciones que no solo satisfacen las necesidades energéticas actuales sino que también aseguran un futuro energético sostenible para generaciones futuras.

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Genneia, la compañía líder de energías renovables en el país, acompaña a Aldebaran Resources Inc., empresa especializada en exploración mineral, en la compensación de sus emisiones generadas en Argentina a través de la entrega de 848 Certificados de Unidades de Carbono Verificadas (VCU´s).

Los certificados fueron adquiridos con el propósito de compensar la huella de carbono generada por dos centros de operaciones de Aldebaran Resources Inc.

En referencia a las oficinas centrales ubicadas en San Juan Capital, se logró neutralizar las emisiones correspondientes a los alcances 1 y 2, calculadas para el año 2021. Esto implica la descarbonización tanto de las emisiones directas resultantes de las operaciones como de las emisiones indirectas vinculadas al consumo de electricidad.

Adicionalmente, se compensaron las emisiones del alcance 1 generadas durante el año 2021 para el Proyecto Altar-Río Cenicero, situado a 170 km al oeste de la Localidad de Barreal en el Departamento Calingasta, provincia de San Juan.

“Estamos orgullosos del trabajo realizado junto a Aldebaran Resources Inc. en el proceso de compensación de la huella de carbono de sus operaciones y del gran proyecto que llevan adelante en San Juan. Desde Genneia, continuamos reforzando nuestro enorme compromiso que apunta a descarbonizar la industria, promoviendo así la lucha contra el cambio climático.”, expresó Gustavo Anbinder, Director de Negocios & Desarrollo de Genneia.

Esta iniciativa desarrollada por la empresa busca, no sólo perfeccionar sus proyectos, asegurando el triple impacto de todos sus procesos, sino también estimular a cada industria a que pueda reducir y compensar sus emisiones de gases contaminantes a la atmósfera acompañando a potenciar la transición energética.

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

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Una de las principales tecnologías para mitigar el cambio climático y colaborar con la descarbonización del planeta es la captura, almacenamiento y reutilización del dióxido de carbono (CO2), que se emite producto de los procesos productivos industriales. Hoy no sólo basta con dejar de emitir, sino que se hace necesario también usarlo como fuente para generar otros productos como biocombustibles, polímeros, fertilizantes, etc. Esto bien lo sabe la empresa CMPC, líder en la producción de madera y celulosa, quienes en una alianza con AFRY Chile, realizaron un workshop a su equipo de estudios y medioambiente con el objetivo de conocer la experiencia internacional de la compañía de origen nórdico sobre la cadena de valor de CCUS (Carbon capture, use and storage).

El taller, conducido por Max Larsson, Gerente de Tecnologías de Capturas de Carbono de AFRY, comprendió definiciones generales de las tecnologías disponibles para la captura de CO2, su purificación, transformación y uso, un análisis profundo de la precombustión, poscombustión y la oxicombustión, que corresponden a procesos de captura de carbono. Además, se trataron temas referentes al transporte y almacenamiento de CO2 a gran profundidad. Este último, implica la captura de CO2 en emplazamientos industriales, su transporte a sitios de almacenamiento geológico y su inyección a profundidades significativas bajo tierra o en el fondo del océano.

Una de las principales ventajas de capturar, almacenar y/o usar el dióxido de carbono es la  reducción de las emisiones netas de CO2 a la atmósfera, contribuyendo a reducir los gases de efecto invernadero y mitigar el calentamiento global, colaborando de esta manera con los objetivos establecidos en la COP21 (Paris 2015). Además, el almacenamiento y uso de CO2 puede ayudar a mejorar la calidad del aire y a prevenir la acidificación de los océanos al reducir la cantidad de CO2 liberado a la atmósfera. Este enfoque también ofrece la posibilidad de utilizar infraestructuras existentes, como oleoductos y pozos de petróleo y gas, para facilitar el transporte y almacenamiento del CO2, lo que podría ayudar a reducir los costos y acelerar la implementación a gran escala de esta tecnología crucial para la sostenibilidad ambiental.

La empresa CMPC se encuentra en etapa de reconocimiento de antecedentes y aprendizaje respecto de estas tecnologías  y la realización de este workshop permitió ampliar el conocimiento, así como contar con mayores antecedentes y experiencias internacionales respecto de los procesos y tecnologías que pudieran ser relevantes para aplicar en sus plantas de celulosa en Chile y Brasil, entregando un sello de sustentabilidad a sus procesos.

El Subgerente de Estudios de CMPC, Omar Uyarte, destacó la importancia de contar con especialistas que entreguen una base robusta para la discusión. “Este tipo de reuniones nos permite conocer lo que pasa a nivel global, respecto a la madurez de las tecnologías. Con ello, las planificaciones estratégicas se pueden abordar con mayor información”, explicó.

Por su parte, el Country Manager de AFRY Chile, Rodrigo Brisighello, destacó el objetivo del taller y su relevancia para aportar a la sustentabilidad de un sector tan importante como el forestal. “A través de esta actividad logramos presentar estrategias para abordar el tema de CCUS en sus plantas de celulosa, basados en la experiencia y competencias de AFRY en la materia, evidenciando nuestra capacidad para contribuir de manera significativa a este campo y en una industria que está buscando siempre mejores formas de hacer las cosas”.

“Finalmente, lo que nosotros buscamos como compañía es hacer futuro (making future) para nuestros clientes, a través de nuestros procesos de ingeniería y consultoría, y esta actividad apuntaba justamente a eso, lo que la convierte en una iniciativa de alto impacto para nosotros, el cliente, y su industria”, agregó Brisighello.

AFRY cuenta con un numeroso grupo de profesionales que se dedica a la consultoría en asuntos de captura, almacenamiento y uso de CO2 a nivel mundial, liderado por Stuart Murray, quien posee más de 18 años de experiencia y es especialista en tecnologías de bajo carbono, modelamiento de mercado energético y valorización de activos energéticos, asesorando en transacciones de activos de energía renovable y convencional en América del Norte, Europa y Asia.

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En el marco de la crisis energética que enfrenta Colombia por los efectos del fenómeno de El Niño, crece el interés por diversificar la matriz colombiana que tradicionalmente ha sido hidroeléctrica y adicionar más energías renovables.

Como ya había anticipado este medio, se encuentran en período de pruebas un total de 1029 MW, de los cuales 31.9 MW son eólicos y 997,1 MW son solares. 

Si bien XM estima que estos entren en operación entre el 2024 y el 2025, muchos de estos proyectos vienen demorados desde hace años, lo cual genera incertidumbre en el sector.

En conversaciones con Energía Estratégica, Pablo Corredor, especialista en energías renovables y gerente de la firma PHC, hace un análisis detallado de las últimas medidas regulatorias que motivan la prolongación de esos retrasos.

“Por la Resolución 060 del 2019 y los acuerdos de la CNO, los requisitos técnicos que se necesitan para poder entrar en operación se han robustecido y vuelto aún más estrictos. Esto hace que el periodo de pruebas que comúnmente duraba 6 meses ahora lleve años”, afirma.

Además, el especialista también califica como un “incentivo perverso” la liberación de pagos por desviaciones a los generadores de energía solar y eólicos.

“Esta medida no reconoce de forma adecuada la variabilidad de las eólicas y las solares. La tolerancia que se permite para el despacho o la operación en tiempo real es muy estrecha. Entonces la alternativa de no pagar esas desviaciones es seguir permaneciendo en pruebas”, explica.

En otras palabras, la regulación actual en materia de desviaciones al programa de generación en algunos casos, no permite que se haga uso eficiente de las plantas de generación con Fuentes No Convencionales de Energía Renovables (FNCER), en periodos de baja hidrología.

También, explica que genera demora porque eleva el costo de oportunidad de utilizar las plantas renovables.

“El incentivo es acercarse lo más posible al precio de bolsa para no pagar las desviaciones. Las desviaciones se pagan por la diferencia entre el precio de bolsa  y el precio de oferta del generador. Entonces el generador ve ofertas de plantas renovables variables que uno no las entendería de forma racional. Son costos de oportunidad sumamente altos”, insiste.

Por todo lo expuesto, el experto concluye que las señales regulatorias que se están dando para combatir los efectos del fenómeno de El Niño son las que hacen que los proyectos continúen en periodo de pruebas.

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Coral Energía, empresa del Grupo Iraola que nació en 2016 enfocada al desarrollo de proyectos de energía renovable, expuso en el mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit, que reunió a más de 500 líderes de la industria renovable de la región.

Marcelo Álvarez, director comercial & estrategia corporativa de Coral Energía, dio a conocer cuáles son los próximos pasos de la compañía en el mercado argentino, cómo ven la competitividad en el país y cómo pretenden colaborar con las metas climáticas establecidas. 

“Coral Energía posee cerca de 150 MW firmados en 17 proyectos (de 3 a 20 MW de capacidad por parque) a lo largo de cinco provincias, los cuales deben ser construidos en los próximos dos años. Pero la compañía tiene una posición agresiva de quintuplicar en seis años la proporción que tiene hoy en día”. 

“El objetivo del pipeline es llegar a 1 GW de capacidad instalada al año 2030, que representaría aproximadamente un 12% del market share total de los vendedores de energías renovables en Argentina”, agregó Álvarez en el evento de Future Energy Summit.

Dentro de esa cartera de proyectos, la empresa busca diversificarse a lo largo de algunos nichos de mercado, tales como la generación de energía renovable para la industria minera, venta de energía para Grandes Usuarios de la Distribuidora (GUDI), competencia en el Mercado a Término (MATER) y acuerdos con provincias específicas para generación distribuida en punta de línea que mejore la calidad de servicio.

Y cabe recordar que Coral Energía fue uno de los grandes ganadores de la licitación RenMDI (8 proyectos por 110 MW de capacidad – todos en el renglón N°1 orientado a reemplazar generación forzada) y se adjudicó otros 4 parques solares (20 MW totales) en la convocatoria de renovables realizada por la provincia de Santa Fe a mediados del año pasado.

Por lo que actualmente la unidad de negocio del Grupo Iraola se encuentra en la fase de estructuración del financiamiento y por empezar el proceso de compras de equipamientos y construcción de sus parques fotovoltaicos adjudicados. 

“Además, hay muchas oportunidades para nuevos nichos, como por ejemplo el almacenamiento de energía. Si el mercado saca subsidios, se vuelve de competencia y se abre a la inversión, podremos transitar aceleradamente la adopción de acumulación y alcanzar a países vecinos”, añadió Marcelo Álvarez durante el panel de debate “Perspectivas de las energías renovables: Utility Scale, almacenamiento y la generación distribuida”. 

Perspectivas a futuro

El director comercial & estrategia corporativa de Coral Energía también aportó su mirada sobre la evolución de la energía renovable en Argentina para el corriente año, que ya cuentan con 5.947 MW instalados (sin contar las centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW de capacidad). 

“Durante el 2024 se construirán los 500-600 MW adjudicados en la licitación RenMDI, porque baja costos y no veo problema en ello. Es decir que de los 1350 MW solares instalados a gran escala, pasaremos a cerca de 1.7 GW, producto de lo que termina de construirse del Programa RenovAr y de RenMDI”, sostuvo.

“Pero para que el mercado avance a la velocidad pedida, hace falta que el mercado de derechos de emisiones GEI sea catalizador del proceso de adopción de energías renovables, en paralelo con la ley de transición energética, hoja de ruta y la necesidad de buscar financiamiento climático”, subrayó.

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AE Solar, un fabricante alemán de módulos fotovoltaicos con más de 20 años de experiencia en la industria renovable, continúa fortaleciendo sus negocios, manteniendo una presencia activa en más de 100 países.

En el último megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, José Luis Montoya, gerente de ventas de AE Solar, destacó el papel fundamental de la empresa para aumentar la competitividad de nuevos proyectos y cómo con una combinación corporativa y técnica, respaldada por su estatus como Tier One y reconocimiento como Top Performer por el PV Evolution Labs (PVEL), van ganando mercado.

«El tema de precio es importante. Ahí nosotros estamos haciendo una apuesta para generarle al cliente un ‘precio justo’ gracias a las distintas habilidades de fabricación y a los distintos aspectos en cuanto a la calidad del producto, para que el costo-beneficio sea el más adecuado para ellos», aseguró José Luis Montoya. 

Y añadió: «En la fórmula del LCOE hay varios componentes, por ejemplo los costos financieros, la inversión inicial, los costos de sustitución, los costos de operación y mantenimiento y sobre todo también la generación de energía. Es una fórmula muy básica que me gusta mencionar porque en todos y cada uno de los componentes de esa fórmula AE Solar aporta valor».

En términos de costos financieros, Montoya destacó que la reputación y solidez de AE Solar como empresa Tier One les permite obtener condiciones más favorables en la financiación, lo que se traduce en un LCOE más bajo para sus clientes. Además, la inversión inicial se ve beneficiada por la calidad y durabilidad de los módulos, respaldados por una garantía de producto de 15 años y un desempeño probado durante al menos 30 años.

Ahora bien, la estrategia de negocios va más allá. Además, enfatizó la importancia de ofrecer soluciones adaptadas a las necesidades específicas de cada cliente. En un mercado diverso como América Latina, donde los terrenos y las condiciones climáticas varían considerablemente, la flexibilidad en la oferta de módulos es esencial. Desde módulos de menor formato para áreas remotas hasta soluciones especializadas para aplicaciones agrovoltaicas, AE Solar se esfuerza por brindar opciones que maximicen la rentabilidad del cliente.

Haciéndose eco de las declaraciones de Edward Veras, director de la Comisión Nacional de Energía (CNE) durante el megaevento de FES en República Dominicana, José Luis Montoya señaló que ante las limitaciones de uso de suelo en zonas agrícolas, ellos pueden adaptar su oferta para acompañar el diseño de proyectos agrovoltaicos o incluso flotantes que permitan continuar ampliando el parque de generación a medida de las necesidades y oportunidades de cada mercado.

«Tenemos la habilidad para flexibilizar nuestra capacidad productiva y darle diversidad al cliente para la aplicación que necesite», declaró Montoya. 

Y es que la innovación también juega un papel crucial en la estrategia de AE Solar. El referente comercial de esta marca alemana de módulos mencionó que la empresa continua ampliando su abanico de oferta para el sector fotovoltaico e incluso logró ser pionera en la integración de chips NFC en sus productos para combatir la piratería, garantizando trazabilidad para corroborar la autenticidad y calidad de cada módulo.

¿Qué productos ofrecen y ya están disponibles para mercados latinoamericanos? En cuanto a tecnología, el gerente de ventas mencionó que ofrece un amplio portafolio de módulos de AE Solar que incluye tecnologías PERC con eficiencia de hasta 21.3%, TOPcon de hasta 22.6 % y HJT de hasta 23 %. Más allá de la potencia y eficiencia, José Luis Montoya, gerente de ventas de AE Solar, concluyó su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe sosteniendo que su enfoque principal es asegurar que los módulos estén adaptados a la aplicación específica del cliente, resultando en LCOE más competitivos para nuevos proyectos fotovoltaicos.

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La reciente aprobación de la Ley de Fomento del Hidrógeno Verde como combustible y como vector energético en sus diferentes aplicaciones (Ley N° 31992), ha incrementado el interés por desarrollar proyectos piloto de hidrógeno verde en Perú.

Para producir hidrógeno verde, se necesita realizar la electrólisis del agua utilizando electricidad baja en carbono suministrada por energía renovable, sin embargo, el principal reto sigue siendo el costo de este modo de producción.

Teniendo en cuenta esa barrera, Edmundo Farge, experto en hidrógeno, destaca aspectos claves a tener en cuenta para garantizar que los electrolizadores sean capaces de satisfacer las necesidades de producción de este vector energético en plantas industriales de manera eficiente, segura y sostenible.

“La electrólisis es un proceso fundamental en el campo de la energía sostenible, en el que el agua se divide en hidrógeno y oxígeno mediante una corriente eléctrica. Un electrolizador eficiente es clave para optimizar este proceso para la escalabilidad industrial y el impacto ambiental”, explica.

De esta forma, comparte las principales propiedades a tener en cuenta a la hora de invertir en un electrolizador:

Eficiencia energética: los electrolizadores de alto rendimiento deben ser altamente eficientes en la conversión de electricidad en hidrógeno, minimizando las pérdidas de energía durante el proceso.
Alta densidad de corriente: deben ser capaces de manejar altas densidades de corriente para aumentar la producción de hidrógeno sin comprometer la eficiencia. 
Durabilidad: deben estar diseñados para funcionar de manera continua durante largos períodos de tiempo sin degradación significativa, lo que garantiza una vida útil prolongada y un mantenimiento mínimo. Esta estabilidad operativa a largo plazo se debe mantener en diversas condiciones.
Rentabilidad: los electrolizadores eficientes suelen tener sistemas de mantenimiento simplificados y componentes duraderos que reducen los costos operativos de mantenimiento. A su vez, el experto estima que deben tener precios competitivos para la instalación y operación con un CAPEX por stack menor a 200 U$S /kW.
Flexibilidad en la carga: deben ser capaces de ajustar fácilmente la producción de hidrógeno según la demanda de la planta industrial, lo que permite una operación más eficiente y económica. Los niveles de presión deben ser los adecuados para el almacenamiento y el transporte del vector energético. 
Rápido tiempo de respuesta: deben tener la capacidad de arrancar y detener rápidamente para adaptarse a cambios repentinos en la demanda de hidrógeno.
Operación segura: requieren cumplir con rigurosos estándares de seguridad para garantizar una operación sin riesgos, incluyendo la gestión segura del hidrógeno producido. Además,su diseño tiene que ser compacto para una utilización óptima del espacio.
Integración con energías renovables: se necesita la eficiente compatibilidad con fuentes de energía renovable, como la solar o la eólica, para aprovechar fuentes de energía limpia y reducir las emisiones de carbono. Estos deberán reducir al máximo el impacto al medio ambiente.
Escalabilidad: requieren la fácil y adecuada adaptación a diferentes tamaños de plantas industriales y requisitos de producción de hidrógeno.
Control avanzado: deben contar con sistemas de control avanzados que optimicen la operación del electrolizador, maximizando la eficiencia y minimizando los costos operativos. Esto se logra según Farge, con la incorporación de los últimos avances tecnológicos.

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

Teniendo en cuenta este potencial, días atrás la Cámara de Comercio e Industria de Arequipa (CCIA) y el Gobierno Regional de Arequipa (GRA) llevaron adelante el foro “Arequipa, destino y proveedor mundial de energías limpias y bajas en carbono”, donde importantes players del sector tanto públicos como privados exploraron las oportunidades que existen en la región peruana para montar proyectos renovables.

En dicho encuentro, el Gobierno Regional de Arequipa reveló que inversores extranjeros planean invertir alrededor de 35 millones de dólares en nuevos proyectos industriales en Arequipa. Entre ellos, la construcción de una planta de producción de hidrógeno verde en La Joya, proyecto que atrajo inversiones que originalmente buscaban establecerse en Chile pero encontraron mayores beneficios en Arequipa. 

Se trata de “Horizonte de Verano”, a cargo de Verano Energy, el cual contempla la producción de hidrógeno y amoniaco verde con 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.

Cabe destacar que este año la compañía ya ingresó a trámite el Estudio de Impacto Ambiental detallado (EIA-d). De acuerdo a Verano Energy, su construcción abarca la instalación de un giga parque solar el cual suministrará energía a una planta de electrólisis, que utilizará agua desalinizada procesada en la misma planta, para producir hidrógeno y convertirlo en amoniaco. 

 Esta producción será transportada mediante un ducto de 26 kilómetros hasta la costa, donde se encontrará una instalación de almacenamiento y distribución marítima para transportar amoniaco verde.

Por otro lado, en el evento también se compartió la experiencia de Cachimayo, Planta pionera en la producción de hidrógeno verde de Enaex Perú en Cusco. Según Irina Salazar Churata, gerente de Ciencia, Tecnología e Innovación del Gobierno Regional de Arequipa, esta planta de hidrógeno verde podría no sólo abastecer de energía a los arequipeños, sino que también podría dedicarse a la exportación.

“Que Cachimayo abra el mercado de exportación significaría ingresos económicos adicionales para la ejecución de obras. Se estima la inversión en 2 mil 500 millones de dólares”, advirtió.

Además, la posibilidad de comercializar al exterior hidrógeno verde se vuelve cada vez más viable tras la aprobación de la Ley del Fomento al Hidrógeno Verde, la cual tiene como objetivo impulsar 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 efecto, teniendo en cuenta el alto potencial para la producción de este vector del país y el interés de inversores extranjeros por desarrollar proyectos, según pudo saber Energía Estratégica, la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) afirma que la reciente ley podría convertir a Perú en un líder de la energía del futuro. 

Por todo lo expuesto y para no quedarse atrás en esta carrera por descarbonizar la economía peruana, el presidente de la CCIA, Julio Cáceres Arce, sostuvo en un comunicado de prensa que es imperativo que Arequipa tenga energía más barata y limpia, para competir con Lima en cuanto a costos de producción. 

“La región tiene que ser más atractiva para las empresas e inversiones, y apostar por las energías renovables es la mejor opción” concluye.

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Introducción

El mundo, Argentina y otros países a nivel global han indicado su intención –y, en su caso, ratificado tratados y/o compromisos supranacionales– para la transición hacia economías sostenibles, más verdes y sustentables. El avenimiento de nuevos paradigmas y mandatos legales expresos impulsa a diversos sectores con impacto ambiental a optar por mecanismos para reducir sus emisiones a los fines de combatir el cambio climático –uno de los problemas relacionados con la triple crisis planetaria, junto con la pérdida de biodiversidad y la contaminación–.

En torno a ello, y en el marco de la Convención Marco de Naciones Unidas para el Cambio Climático (“CMNUCC”) se han ratificado diferentes tratados internacionales, entre ellos, el Protocolo de Kyoto y el Acuerdo de París, en virtud de los que los Estados signatarios se han comprometido a adoptar una serie de medidas para mitigar el cambio climático, incluyendo Argentina.

Como consecuencia, la transición energética, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (“GEI”) y la prevención de impactos en los ecosistemas se han ido convirtiendo en vectores fundamentales para hacer frente al cambio climático.

En este marco, nuestro país se comprometió a reducir para el año 2030 las emisiones de GEI en un 26% menos de lo que ya se había comprometido en el 2016. En línea con ello, en Argentina se han adoptado una serie de medidas y planes de política pública tendientes a:

establecer medios y acciones para limitar las emisiones de GEI y lograr la adaptación de los territorios, ecosistemas, sectores y comunidades más vulnerables a los impactos del cambio climático: por ejemplo, Argentina cuenta con un “Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático” que establece un conjunto de estrategias a los fines de que el país haga frente a los desafíos del cambio climático. Así también, a fines de 2023 se dio a conocer la “Estrategia Nacional para el Uso de los Mercados de Carbono”, con el objetivo de promover la implementación de los mercados de carbono como uno de los mecanismos de precio al carbono, para contribuir en la adaptación y en la mitigación del cambio climático en el territorio nacional; y,
lograr la transición energética: con el objetivo de reducir las emisiones GEI a través de una matriz más limpia, se adoptaron procesos públicos competitivos para promover la inversión en el sector de generación eléctrica de fuente renovable (por ejemplo, las rondas del Programa RenovAr) y, como contrapartida, se establecieron obligaciones en cabeza de los Grandes Usuarios (GU) del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) de consumir cierto porcentaje de energía proveniente de fuentes renovables. Asimismo, a mediados de 2023 se aprobó el “Plan Nacional de Transición Energética a 2030” y los “Lineamientos y escenarios para la Transición Energética a 2050”. Por su parte, durante el segundo semestre de 2023, se envió al Congreso de la Nación el proyecto de ley de “Promoción del Hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero” y se publicó la “Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno”; no obstante, a la fecha, el proyecto de ley no ha sido tratado en el recinto.

Distintas compañías en numerosos sectores han establecido objetivos corporativos para la reducción de su huella de carbono y resulta inminente que nuestro país, así como lo han hecho otros países, adopte un marco legal para ello. A modo de ejemplo, el pasado 24 de abril el Parlamento Europeo aprobó la Directiva sobre diligencia debida de las empresas, en cuyas disposiciones se establece la obligación de las empresas de adaptar un plan de transición climática conforme al Acuerdo de Paris y con el objetivo de limitar el calentamiento global a un máximo de 1,5 ºC.

Considerando que la sostenibilidad empresarial se está convirtiendo en un mandato para hacer frente al cambio climático, en el presente artículo se plantean ciertas alternativas de interés para las diferentes industrias a los fines de reducir las emisiones de GEI y, en consecuencia, su huella de carbono.

Alternativas para la reducción de emisiones de GEI y/o Huella de Carbono
Comercialización de energía eléctrica a partir de fuentes renovables

De acuerdo con el Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero (INGEI) de 2021, el sector energético es uno de los sectores que más GEI emite, siendo responsable del 51% de las emisiones. De aquí deriva la importancia de que este sector en particular lleve a cabo una transición energética. Otros sectores que involucran procesos industriales –la minería, por ejemplo– representan alrededor del 6%.

Específicamente con relación al sector eléctrico, la Ley Nº 27.191, modificatoria de la Ley Nº 26.190, dispuso que los Grandes Usuarios del MEM están obligados a alcanzar como mínimo una incorporación al 31 de diciembre de 2025 del 20% del total del consumo propio de energía eléctrica con energía proveniente de fuentes renovables.

A los efectos de cumplir con tales obligaciones, los Grandes Usuarios pueden optar por:

autogenerar o comprar energía eléctrica de fuentes renovables en el Mercado a Término de Energías Renovable (“MATER”) mediante la celebración de contratos de abastecimiento (PPA, por sus siglas en inglés, Power Purchase Agreement), en forma directa o a través de comercializadora o una distribuidora; y/o
adquirir energía a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (“CAMMESA”), bajo lo que se conoce como el mecanismo de “compras conjuntas”. Este es el mecanismo que rige por defecto, en el caso de que no se opte por otra alternativa.

Cabe destacar que bajo el MATER los Grandes Usuarios abonan la energía eléctrica a un precio acordado con cada generador o comercializador, con un único límite máximo de 113 USD/MW. En cambio, bajo el mecanismo de compras conjuntas se abona un promedio del precio bajo los contratos de abastecimiento firmados entre CAMMESA y generadores adjudicados en diferentes convocatorias públicas como el Programa RenovAr, más el pago de cargos extra específicos.

Si bien, a los efectos de cumplir con los objetivos establecidos por la normativa, los Grandes Usuarios pueden optar en forma total o bajo esquemas híbridos por cualquiera de las alternativas mencionadas, en caso de tener objetivos corporativos de reducción de la huella de carbono y/o que en el futuro se impusieran obligaciones a nivel nacional de reducción de emisiones de GEI, los Grandes Usuarios requieren acreditar el origen de la energía consumida.

Una de las formas de acreditar el origen de la energía es a través de certificados de energías renovables “I-REC” (por sus siglas en inglés, Renewable Energy Certificates).

Los I-REC son certificados de energía renovable, instrumentos de mercado que otorgan a su titular derechos de propiedad sobre atributos ambientales y sociales de la generación de un megawatts-hora (1 MWh) de energía eléctrica renovable. Cada I-REC garantiza que 1 MWh de energía se ha generado a partir de fuentes renovables, como un parque solar fotovoltaico o eólico.

En Argentina, el Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM), es el único organismo autorizado por la International Tracking Standard Foundation (“I-TRACK Foundation”) para emitir I-RECs para su comercialización. Recientemente, la I-TRACK Foundation renovó sus productos con el objetivo de certificar no solo información sobre electricidad, sino también sobre biogás o biometano, hidrógeno y unidades de dióxido de carbono removidas de la atmósfera.

Actualmente, dado que en Argentina todavía no se encuentran regulados los sistemas de trazabilidad y seguimiento para la emisión y comercialización de los I-REC, estos certificados por sí solos no permiten acreditar el cumplimiento de los objetivos fijados por las Leyes Nº 26.190 y 27.191 (es decir, se debe efectivamente adquirir energía eléctrica de fuente renovable por alguna de las alternativas más arriba mencionadas). Sin embargo, sí pueden ser utilizados para “capturar” el beneficio de la generación de energía renovable, cumpliendo con las políticas internas de cada empresa, según sea el caso, y acreditando la reducción de emisiones de GEI.

Adquisición de créditos de carbono en mercados voluntarios

En los últimos años, en torno al cumplimiento de los compromisos internacionales asumidos por cada país, se han desarrollado los mercados de crédito de carbono como sistemas comerciales en los que se comercializan créditos de carbono o derechos de emisión. De esta forma, a través de los mercados de carbono, las empresas pueden compensar su huella de carbono, mediante la adquisición de créditos de carbono de entidades que eliminan o reducen estas emisiones. Los créditos de carbono equivalen a la remoción de una tonelada de dióxido de carbono (tnCO2eq) de la atmósfera.

Actualmente, existen dos tipos de mercados de carbono: (i) los obligatorios o regulados (Argentina aún no posee un mercado obligatorio o regulado); y (ii) los voluntarios, dentro de los que las empresas que desarrollan proyectos de mitigación, absorción o reducción de los GEI de la atmósfera pueden registrarse, certificar (en cumplimiento de estándares internacionales) para luego comercializarlos en este mercado. En estos últimos, los proyectos desarrollados por empresas o instituciones privadas tienden a contribuir con la reducción de emisiones de GEI y son comercializados para que otras empresas puedan contabilizarlo para compensar sus emisiones y así reducir su huella de carbono.

Al igual que en el caso de los I-RECs, a la fecha Argentina carece de un mercado regulado en el cual la autoridad nacional intervenga de manera directa o brinde algún tipo de autorización. Por tal motivo, las empresas que pretendan implementar proyectos que generen créditos de carbono o adquirirlos para compensar sus emisiones deben hacerlo en el ámbito de un mercado voluntario de carbono, local o internacionalmente.

No obstante la falta de regulación específica a nivel federal y/o local, los proyectos del mercado regulado y voluntario que se lleven adelante en el territorio nacional y contribuyan a mitigar los impactos del cambio climático pueden ser registrados en el Registro Nacional de Proyectos de Mitigación del Cambio Climático (RENAMI).

Por otra parte, los créditos de carbono han sido objeto de transacciones bajo distintas modalidades, por ejemplo, mediante Emission Reductions Payment Agreements (ERPA), que incluso han tenido el respaldo de instituciones como el Banco Mundial.

En simultáneo, ciertos países y organizaciones internacionales comenzaron a imponer restricciones a la importación de productos con huella de carbono elevadas. Tal es el caso de la Unión Europea que en abril de 2023 aprobó un mecanismo de ajuste en frontera por emisiones de carbono, el cual se introducirá progresivamente desde 2026 hasta 2034 y fijará un precio –tasa de carbono– a la importación de ciertos productos que provengan de países con reglas menos estrictas que los de la Unión Europea para las emisiones de GEI.

De esta forma, los importadores del país destino tendrán que pagar cualquier diferencia entre el precio del carbono pagado en el país de producción y el precio de los derechos de emisión de carbono del Régimen Comunitario de Comercio de Derechos de Emisión.

Por ello, la reducción de GEI no es solo un objetivo vinculado a cuestiones internas de una empresa, sino que es un aspecto que no debe ser desatendido ya que podría limitar la comercialización de productos en mercados externos.

Desarrollo de proyectos de reducción, remoción y/o captación

Como otra alternativa para reducir la huella de carbono, se pueden realizar planes de reducción y compensación de emisiones que incluyan el desarrollo de proyectos que contribuyan, respecto de los GEI, con la:

Reducción: por ejemplo, a través de la conservación de bosques y humedales;

Remoción: por ejemplo, mediante la reforestación y la agricultura restaurativa del suelo; y/o

Captación y almacenamiento de CO2 producto de procesos industriales –por ejemplo, de la producción de acero, cemento o quema de combustibles fósiles– o su reutilización en otros procesos industriales –por ejemplo, para la producción de plásticos y biocombustibles–.

Para el financiamiento de estos proyectos se puede recurrir a la emisión de bonos verdes, que son instrumentos financieros para la gestión de deuda mediante la compensación de emisiones de CO2 que permiten tanto a empresas como a individuos reducir el impacto de su huella de carbono. En este sentido, los bonos verdes promueven el financiamiento climático de proyectos que contribuyen a la mitigación del cambio climático, y sus proceeds son aplicados a fines vinculados a ello. Tal es así que algunas compañías, local e internacionalmente, han apostado por la emisión de bonos verdes y/o toma de deuda bajo la forma de green loans, para financiar inversiones en activos físicos y bienes de capital situados en el país vinculados a la mitigación del cambio climático en general.

Al respecto, en el mercado de capitales de Argentina se encuentran regulados los bonos sociales, verdes y sustentables (Bonos SVS) y los Bonos Vinculados a la Sostenibilidad (Bonos VS).

Conclusiones

De acuerdo con lo expuesto, es evidente que, por un lado, hay un mandato en la reducción de emisiones de GEI al que los Estados se obligaron ante la necesidad de responder frente a la crisis climática, lo que deriva en exigencias hacia las industrias ya sea desde el lado de compromisos empresariales internos, los consumidores y/o la creciente actividad regulatoria en esta materia. En este sentido, la reducción de emisiones de GEI es un imperativo global que requiere la acción concertada de gobiernos, empresas y ciudadanos. Por otro lado, existen diversas alternativas disponibles para las industrias que desean reducir su huella de carbono y contribuir a la lucha contra el cambio climático.

Por su parte, es destacable el auge de los mercados obligatorios o regulados y voluntarios de carbono constituyen un vector más de la transición energética. En este contexto, destacamos la señal enviada por el actual gobierno en el primer borrador del proyecto de ley titulado “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” que tuvo tratamiento en el Congreso de la Nación Argentina a principios de este año. Este proyecto, aunque no fue aprobado, contenía políticas que incentivarían la instrumentación de un mercado de carbono al disponer límites anuales de derechos de emisión de GEI a los diferentes sectores de la economía. Sin embargo, la versión del proyecto de ley que se encuentra actualmente en tratamiento en el Congreso de la Nación eliminó las disposiciones relativas a la regulación del mercado de carbono.

De todas formas, aquello no obsta a que en nuestro país se sigan desarrollando proyectos para la reducción de GEI, ni que aquello sea un obstáculo para que las empresas trabajen en sus objetivos individuales de reducción de su huella de carbono. Conforme indicamos anteriormente, los objetivos deben ser fijados no solo atendiendo al mercado interno, sino en aras de una visión más globalizada que permita expandir el negocio y evitar trabas para la comercialización en otros mercados.

En definitiva, es crucial reconocer la demanda de reducción de la huella de carbono para hacer frente al cambio climático y construir así un futuro más sostenible. Las empresas que aprovechen esta oportunidad no solo mejorarían su gestión ambiental, sino que también obtendrían una ventaja competitiva al atraer a mayores consumidores e inversores, y aportarían al cumplimiento de la Agenda 2030 mediante el Objetivo para el Desarrollo Sostenible Nº 14 (Adoptar medidas urgentes para combatir el cambio climático y sus efectos) y el Nº 7 (Garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna).

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A pesar de que los costos continúan siendo un desafío, en Colombia, el hidrógeno verde emerge como una prometedora alternativa para la transición hacia una matriz más sostenible. 

En línea con esos objetivos, la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia), bajo la dirección ejecutiva de Mónica Gasca, está liderando los esfuerzos para impulsar la industria del hidrógeno en el país.

Durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Gasca comparte los principales ejes de trabajo de H2 Colombia para acelerar los 28 proyectos de hidrógeno en desarrollo y cumplir con las metas establecidas para 2030.

“Con una cartera de proyectos que incluye 28 iniciativas en desarrollo, H2 Colombia se enfoca en construir una base sólida para la producción y utilización del hidrógeno verde en el país. La mayoría entrarán después del 2035 porque son grandes de 5 GW que necesitan tiempo para construirse. Dentro de ese portafolio, tenemos en desarrollo 15 GW de electrólisis y una planta de hidrógeno azul de 190 kilotoneladas”, explica.

Según Gasca, para acelerar la entrada en operación de estos proyectos y cumplir sus ambiciosas metas, H2 Colombia ha definido tres ejes de trabajo clave a mejorar: financiamiento, demanda e infraestructura.

En cuanto al financiamiento, la especialista destacó la importancia de asegurar recursos para proyectos de gran envergadura. 

“En colaboración con la Unión Europea, H2 Colombia está trabajando en una propuesta de facility de financiamiento para Colombia, que permitirá canalizar recursos hacia los proyectos de hidrógeno a gran escala”, señala.

La experta cree que la meta del precio establecido de 1.7 dólares por cada kilogramo de hidrógeno al 2030 podría cumplirse, sin embargo, advierte que la suba del 30% en los costos de los electrolizadores a nivel mundial han complicado esa posibilidad.

Teniendo en cuenta ese incremento, la especialista estima: “Puede ser que los proyectos más competitivos logren ese precio pero otros tendrán un valor un poco más alto. Hemos calculado un precio de 2,1 dólares por kg que igual sigue siendo muy competitivo”.

En lo que respecta a la demanda, H2 Colombia busca promover el uso del hidrógeno verde a nivel nacional, tanto para exportación como para consumo interno. A través de un estudio en colaboración con la UE, la asociación está identificando las industrias locales que podrían utilizar hidrógeno verde y evaluando sus necesidades específicas.

Como tercer eje, H2 Colombia está colaborando con el Banco Mundial y la Agencia Nacional de Infraestructura para identificar los puertos más convenientes para la exportación de hidrógeno y determinar las inversiones necesarias para modernizarlos.

Además, Gasca resalta la importancia de establecer un marco regulatorio claro y preciso para el sector del hidrógeno en Colombia. En este sentido, destaca la necesidad de implementar un Sandbox Regulatorio, que permita promover la innovación y adaptar la regulación a las necesidades específicas de esta tecnología emergente.

También, advierte la necesidad de aplicar beneficios tributarios a los privados tanto para el hidrógeno como para combustibles sintéticos: “No podemos solamente centrarnos en el hidrógeno, porque estamos viendo que la exportación se basa en los derivados. Hay un mundo de oportunidades para los combustibles sintéticos. También se necesitan incentivos en la demanda para que las industrias consuman hidrógeno localmente”. 

De esta forma, H2 Colombia está trabajando incansablemente para impulsar la industria del hidrógeno en el país, con el objetivo de cumplir con las metas establecidas para 2030 y situar a Colombia como un actor clave en la producción y utilización del hidrógeno verde a nivel mundial.

“Tenemos una meta como país muy ambiciosa a 2030 que nos ha situado como uno de los países más competitivos en la producción de hidrógeno y como un socio a nivel mundial para países como Alemania o Corea. Por eso tenemos que trabajar en conjunto con todos los agentes”, afirma.

Y concluye: “No solo es responsabilidad del gobierno, decirnos qué hacer. Desde el sector privado también tenemos que ser muy propositivos. Y uno de los objetivos de la asociación es adelantar estos estudios para que el gobierno pueda tomar esas decisiones de manera acertada”.

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S-5!, fabricante de soluciones de fijación para techos metálicos, tuvo una participación destacada en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe. Allí, Juan Carlos Fuentes, director de Negocios Internacionales para LATAM & Europa de S-5!, compartió el enfoque particular de la empresa ante el crecimiento de sistemas de energía solar instalados sobre superficies metálicas.

«Lo que estamos tratando de hacer es que los techos sean perfectos para recibir solar. Sabemos que la tendencia es que casi la mayoría de las industrias o los almacenes grandes con techos metálicos van a recibir paneles fotovoltaicos en el futuro, por qué no diseñarlos ya pensando en eso», introdujo el referente regional de S-5!.

La empresa no sólo se anticiparía a nuevos diseños de techos metálicos que permitan aplicar sus abrazaderas para conductos eléctricos, soportes para paneles solares, entre otros productos, sino también a explorar sinergias con otros actores del mercado que permitan mejorar la calidad y seguridad de este tipo de instalaciones.

En tal sentido, mencionó que se encuentran trabajando con arquitectos y fabricantes de cubiertas y tejados para que sus diseños empiecen a contemplar un uso para generación distribuida en distintos mercados, empezando por Estados Unidos donde tienen una mayor participación al ser una empresa americana.

«En California, se está tratando de hacer una ley que le llaman «edificios listos para energía solar» que ya vienen con toda la canalización y con toda la instalación en techos. Con esto se busca sobre todo mejorar la calidad de distintas variedades de techos. Entonces, estamos trabajando en ese aspecto para pensar a futuro, para pensar que los techos van a recibir paneles fotovoltaicos y dejarlos diseñados ya para eso».

De esta manera, S-5!  genera un enlace perfecto entre las demandas que de pronto pueda haber en el sector energético renovable, por ejemplo aquellas que tengan los instaladores de sistemas fotovoltaicos y electricistas, con soluciones que desde etapas tempranas puedan ser resueltas por los fabricantes de techos metálicos o arquitectos que diseñen almacenes y complejos industriales.

«Tratamos de hacer que nuestros sistemas sean más eficientes, que demoren menos tiempo la instalación sobre el techo», afirmó Juan Carlos Fuentes, durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe.

Considerando que además de la eficiencia, la durabilidad es otro de los pilares fundamentales en la estrategia de S-5!, Fuentes señaló que principalmente en un entorno como el Caribe, donde las fuerzas naturales como los vientos categoría cuatro o cinco presentan desafíos adicionales, la resistencia de las estructuras de soporte para paneles solares se torna crucial.

«Si todos los fabricantes de módulo hablan de una garantía y rendimiento de 25 a 30 años, hay que hacer que la estructura de lo que está soportando ese panel tenga la misma durabilidad. Por ello, estamos trabajando con tecnología que permita hacer instalaciones y fijaciones más eficientes y resistentes, mejorando los estándares de calidad que existen».

Hoy en día, S-5! continúa buscando formas de mejorar y optimizar sus productos y procesos para ofrecer soluciones cada vez más eficientes y rentables. Es por ello que, en cuanto a la relación entre costo y calidad, Fuentes además enfatizó que S-5! busca ser competitivo sin comprometer la calidad de sus productos: «No es bajar en calidad al bajar el precio, sino tener el precio correcto para el mercado correcto». Más bien, aclaró que la empresa busca encontrar el equilibrio adecuado entre precio y calidad para satisfacer las necesidades de diferentes mercados.

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El gobierno de la provincia de Chubut avanza en el desarrollo de un nuevo proyecto de generación renovable que permita aprovechar el potencial energético y los recursos naturales de la región. 

Nicolás Citadini, secretario de Infraestructura, Energía y Planificación de la Provincia del Chubut, confirmó que se tratará de un parque eólico de 200 MW capacidad que se ubicará en la localidad de El Escorial (departamento de Gastre), a aproximadamente 350 kilómetros de Rawson. 

“Ya lo analizamos junto a Eduardo Rodríguez Chirillo y Mariela Beljansky y discutiendo profundamente las condiciones que puso el gobierno nacional y creo que prosperará con el nuevo marco regulatorio. El Estado debía dar garantías y emitir deuda soberana por USD 400.000.000 y tomar crédito internacional, pero el gobierno negó ello ya que cambiaron las condiciones y esta vez tiene que ser inversión privada”, explicó durante un evento. 

Todo indica que el mecanismo que se pretendía aplicar era el Decreto 476/2019, lanzado en el gobierno de Mauricio Macri, que hoy en día está vigente y que permite la celebración de contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable entre el estado nacional con empresas provinciales de energía y por el cual se firmaron ampliaciones de otros parques renovables a lo largo del país. 

Pero tras la negativa por parte del Poder Ejecutivo Nacional, el proyecto deberá llevarse a cabo a través de un contrato PPA (Power Purchase Agreement) y por resolución se eliminará la emisión de deuda soberana mencionada, aunque se respetará todo el paquete de la central eólica mediante un fideicomiso y el inversor privado en cuestión deberá invertir alrededor de USD 360.000.000. 

Torres aportó más detalles sobre la propuesta de la empresa de energía patagónica

“Rodríguez Chirillo contó que CAMMESA ya no será más el garante de que uno pueda cobrar esa energía que produce, por lo que tuvimos que decirles a los inversores que debe ser a través de un mercado abierto”, mencionó Citadini

“Las cooperativas en Chubut no se pueden buscar porque están todas quebradas, así que habrá que enfocarse en el mercado de los grandes consumidores o en la industria”, agregó. 

A pesar de esos cambios, el secretario de Infraestructura, Energía y Planificación de la Provincia del Chubut confió que los inversionistas (ya tuvieron reuniones al respecto) aún están dispuestos a aportar el capital necesario y espera que “en los próximos dos o tres meses” se cierre el acuerdo y haya mayores avances en el parque eólico. 

“CAMMESA antes era el garante de esa energía, pero ahora sólo será el administrador. Por lo que habrá que buscarle la vuelta y vender la energía en el mercado abierto”, insistió el funcionario patagónico. 

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En el mega evento Future Energy Summit (FES), realizado en Argentina, más de 500 líderes y referentes del sector de las energías renovables del país y la región coincidieron en que el 2024 es un año marcado por el impulso hacia la transición energética y el crecimiento de las energías renovables en el país.

Uno de ellos fue  Ignacio Agustín Dapena, Smart PV Business Director de Huawei Argentina, un gigante tecnológico global, que ha emergido como líder indiscutible en el país con sus inversores y soluciones de almacenamiento solar.

En efecto, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, llevada adelante durante la feria, ratificó que la empresa ha consolidado una presencia significativa tanto en el mercado argentino como en el resto del mundo.

 «Somos el tecnólogo más importante en inversores stream con más de 300 GW vendidos a nivel global. Este volumen de ventas subraya el impacto que Huawei tiene en el desarrollo de soluciones de energía solar en América Latina”, señala Dapena.

Y agregó: “En Argentina, la compañía representa el 67% de la potencia instalada en inversores para proyectos de energía solar y tiene como objetivo superar el 80% de penetración en proyectos renovables durante este año”. 

Esta ambiciosa meta refleja el interés de la compañía por incrementar la adopción de energías renovables en Argentina, de la mano de la industria solar.

En concreto, la unidad dirigida por Dapena cubre todas las áreas de energía fotovoltaica, desde generación distribuida a nivel residencial, industrial y comercial, hasta proyectos a gran escala. 

Además, ofrece soluciones de almacenamiento que son aplicables tanto a sistemas conectados a la red como a aquellos aislados del sistema eléctrico.

 «Nuestros servicios de grid forming, a través de sistemas de baterías, son claves para mercados como el argentino ya que pueden resolver varios problemas de inestabilidad en la red y curtailment», agregó.

A su vez en el campo de la electro movilidad, Dapena destacó que la compañía está avanzando con estaciones de carga inteligentes, diseñadas tanto para uso residencial como para carga rápida en contextos comerciales o industriales. De esta forma, la empresa coopera con partners de la industria automotriz para descarbonizar este sector.

Según el ejecutivo, Huawei ha estado presente en Argentina desde 2001, manteniendo su compromiso a lo largo de diversas situaciones macroeconómicas, lo cual les ha permitido “entender muy bien a los clientes locales”.

Gracias a su expertise internacional, hoy invierte fuerte en el país con más de 500 empleados, no solo en la parte de ventas, sino también en servicio e ingeniería, desarrollando soluciones.

“El potencial de Argentina para la transición energética es enorme y Huawei está trabajando junto con la industria para diseñar soluciones que se adapten a las necesidades del mercado. La experiencia de la compañía en más de 170 países le permite cooperar con la industria, aportando conocimientos y soluciones innovadoras” afirma el experto.

Además de Argentina, Dapena asegura que también están expandiendo su presencia en Uruguay y Paraguay, explorando nuevas oportunidades para las energías renovables en la región. Con el tiempo, espera incrementar su participación en estos mercados, consolidando aún más su liderazgo en el sector energético.

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Por los efectos del fenómeno de El Niño, las hidroeléctricas, principal fuente de energía del Ecuador, no están siendo suficientes para abastecer la creciente demanda energética del país.

Esta situación hizo que se incremente el interés por invertir en proyectos renovables en la región. Si bien el potencial eólico y solar es inmenso, el acceso al financiamiento se convierte en la principal barrera a la hora de ejecutar este tipo de desarrollos.

Bajo esta premisa, la empresa ARQO Projects Partners Advisory, está trabajando para impulsar un mercado local de financiamiento para proyectos renovables en Ecuador. 

En conversaciones con Energía Estratégica, el fundador de ARQO, Rodrigo Quezada, comparte su visión y las actividades que su empresa está llevando a cabo para lograr este objetivo.

“Buscamos promover las finanzas sostenibles en Ecuador porque no existen mecanismos de financiamiento a nivel local. En general, los que realizan el Project finance son empresas internacionales”, explica.

Y agrega: “Creemos que hay condiciones para crear un mercado local en cuanto a bonos verdes en el corto y mediano plazo para capital y operación para proyectos aprobados o para estudios previos”.

Si bien Quezada reconoce que el financiamiento local para proyectos de energía renovable todavía se percibe como un capital de riesgo, sostiene que es una oportunidad viable. Para acelerar este proceso, sugiere mejorar las condiciones para los promotores locales y abrir el juego a empresas mixtas para que puedan invertir en estos capitales iniciales.

“Comparado con otros países de la región como Chile y Colombia, Ecuador está rezagado en términos de financiamiento y desarrollo de proyectos de energía renovable. Esto abre una ventana de oportunidad. Es fundamental que el país avance en esta dirección para cumplir con sus compromisos de descarbonización”, insiste.

En efecto, el experto señaló que actualmente están apoyando a una empresa en el sur de Ecuador, provincia de Loja, que en la última licitación ganó un proyecto de 50 MW. 

“Esta compañía tiene un portafolio de dos proyectos solares, uno eólico, uno hidráulico y una línea de transmisión para conectar esa energía al sistema eléctrico nacional. Esos proyectos suman una inversión de 460 millones de dólares y se está en una etapa inicial por comenzar los estudios previos. La idea es tenerlos listos para los próximos PPS o licitaciones que haga el gobierno central”, revela.

Además de sus actividades en Ecuador, ARQO también está colaborando con la firma francesa TGS para desarrollar la plataforma ESG Activator, que evalúa las estrategias y planes de descarbonización de las empresas para evitar el greenwashing y mejorar su posicionamiento de reputación.

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El pasado 16 de abril se realizó el tercer y último taller del «Diálogo Unión Europea – Argentina: Desarrollando un entorno favorable para la electromovilidad en Argentina», que contó con el apoyo de la Delegación de la Unión Europea en Argentina y forma parte del ciclo del proyecto Diálogos Climáticos de la UE en el país, un proyecto financiado por la UE que reunió a más de 500 actores para debatir acciones climáticas sobre biometano, eficiencia energética y electromovilidad.

Este espacio tuvo como objetivo iniciar y posibilitar intercambios sobre opciones de políticas climáticas, experiencias, casos de éxito y buenas prácticas para impulsar el desarrollo de políticas, conocimiento, innovación e inversiones adecuadas para promover la electromovilidad en Argentina.

Los talleres se realizaron en el CEARE (Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética) de la Facultad de Derecho de la UBA durante los meses de diciembre de 2023, marzo y abril de 2024, y contaron con la participación de un total de más de 200 actores, en su mayoría presentes, y participantes también conectados virtualmente de la Unión Europea y diversas provincias argentinas. Se abordaron temas como tecnologías de vehículos eléctricos e infraestructura de recarga; así como también, casos y proyectos de descarbonización del transporte y sus políticas de promoción.

Esta última actividad, realizada el 16 de abril de 2024, se focalizó en las oportunidades en la cadena de valor y la promoción de inversiones para la electromovilidad, donde participaron más de 70 personas, permitiendo la participación de representantes y tomadores de decisión del sector público, a nivel nacional y subnacional, el sector privado, la sociedad civil y la academia.

Los distintos paneles de este último encuentro contaron con la presencia de representantes de la Delegación de la UE en Argentina, funcionarios de los gobiernos de Jujuy, Catamarca y San Juan; así como del sector privado y bancos internacionales de desarrollo de América y Europa.

Durante la apertura, Viktoria Lövenberg, Jefa de la Sección Económica y Comercial de la Delegación de la Unión Europea en Argentina, destacó que nuestros países comparten un vínculo histórico y una proyección de cooperación a largo plazo, resaltando a su vez, que Argentina tiene la oportunidad de posicionarse como un aliado clave en la estrategia europea de electromovilidad abasteciendo distintos eslabones de esa cadena de valor.

Por otro lado, a nivel subnacional, los representantes de las provincias de Jujuy, Catamarca y San  Juan coincidieron en la oportunidad de participar en la cadena de valor de la electromovilidad para  el desarrollo local. Así como la necesidad de explorar la participación regional del agregado de  valor en nuevas etapas dentro de este proceso, más allá de la actividad extractiva y la provisión  de minerales. 

Mientras tanto, desde el sector privado automotriz, se instó a ver este sector en términos  estratégicos y visualizarlo en su integración complementaria con Brasil. Como generador de miles  de puestos de trabajo y frente a la dimensión del desafío planteado por la transformación hacia la  electromovilidad, se requieren políticas de acompañamiento, acceso al financiamiento e incentivos específicos. 

En cuanto al bloque de discusión del sector financiero, se analizaron los problemas actuales y se  sugirió repensar los mecanismos convencionales, buscando formas innovadoras de financiación, como en los casos de existencia de marcos indicativos o derechos de emisión. Se generó un  valioso debate sobre las tendencias actuales de inversión y financiación en apoyo de soluciones  de movilidad sostenible en la región y en Europa. 

Si bien esta fructífera serie de diálogos concluye con esta última actividad, el trabajo conjunto  entre la Unión Europea y Argentina para avanzar en una agenda climática ambiciosa continuará  sin pausa. Se desarrollarán «Hojas de Ruta» con acciones y medidas específicas que recojan los  resultados y conclusiones de estos encuentros, que brinden una orientación estratégica para que Argentina pueda alcanzar sus metas nacionales en términos de mitigación del cambio climático  vinculados al biometano, la eficiencia energética y, por supuesto, la electromovilidad, materia que ha sido convocada en esta oportunidad.

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Por más de un siglo, el Grupo Nexans, con sede central en Paris, Francia; ha jugado un papel crucial en la electrificación del planeta y está comprometido a electrificar el futuro. Con alrededor de 28,000 personas en 42 países, el Grupo lidera el camino hacia un mundo eléctrico: seguro, sostenible, renovable, descarbonizado y accesible para todos. En el 2023, Nexans generó ventas por 6.5 billones de euros.

El Grupo es líder en el diseño y la fabricación de sistemas de cableado y servicios que cubren toda la cadena de electrificación, desde la Generación de energía, pasando por su Transmisión y Distribución, hasta el uso de esta a nivel residencial, comercial e industrial. Nexans es la primera empresa de su industria en crear una Fundación que apoya iniciativas sostenibles para brindar acceso a la energía a comunidades desfavorecidas en todo el mundo. El Grupo está reconocido en la Lista A de Cambio Climático de CDP como líder mundial en acción climática y se ha comprometido a alcanzar cero emisiones netas para el 2050, en línea con la iniciativa Science Based Targets (SBTi).

Nexans está presente en Colombia desde 2008 y en abril del 2022 completó la adquisición del fabricante colombiano de cables premium, CENTELSA con el firme propósito de continuar electrificando el futuro de Colombia y Latinoamérica. Así, el Grupo espera seguir consolidando su oferta de valor a lo largo de la cadena de electrificación, reafirmándose como un aliado estratégico en la transición energética de la región.

Innovando por la seguridad

Actualmente, Centelsa by Nexans cuenta con sedes en Cali y Bucaramanga, así como un centro de distribución en Ecuador. Cali se posiciona como la sede regional de Nexans en la zona andina (Chile, Colombia y Perú). Para el año 2023, Centelsa by Nexans logró recuperar más 1.000 toneladas de residuos y 9.000 carretes, demostrando así su compromiso con el medio ambiente y una producción responsable. Allí también se desarrollan todas las innovaciones de los productos, donde se cuenta con un laboratorio especializado. La organización cuenta con 661 colaboradores, entre personal administrativo y de operaciones; siendo el 16% de este, femenino.

Las soluciones de cableado de Centelsa by Nexans están enfocadas en hacer el trabajo de los electricistas e instaladores, más rápido, seguro y eficiente, lo que conlleva además en ahorros en los tiempos de instalación y mayor seguridad para ellos.

“Fire Safety” o Nexans Seguridad Ante Incendios es una propuesta global de Nexans que está presente en Colombia agrupando las soluciones de cableado libre de halógenos ya existentes en el mercado, a los cuales se les realizan mejoras para que ante la posible presencia de fuego las instalaciones eléctricas tengan un mejor comportamiento mitigando el impacto sobre la vida de las personas.

Por otro lado, la compañía también ha lanzado para los alambres y cables THHN, productos de uso intensivo en construcción residencial, la solución Nexans Línea Plus, que incluye un desarrollo digital en alianza con Authentic Vision, una etiqueta especial que contiene un holograma de seguridad y un código QR con información única para cada rollo de producto, que permite validar la autenticidad de los productos Centelsa by Nexans. Las personas solo deben escanear por medio del aplicativo móvil disponible en el portal web de Centelsa by Nexans – solución Nexans Línea Plus, y verificar que el producto es original.

Eco-construcciones

La vida útil de los carretes con madera agroforestal es finita. Luego de su empleo, suelen perder consistencia a la hora de proporcionar agarre y cohesión en el transporte de cables. Sin embargo, siguen siendo utilizables para otras labores como la construcción y el reforzamiento de estructuras.

A partir de lo anterior, Nexans y Bucarretes crearon la iniciativa Ecoescuelas. Esta consistió en la construcción de dos recintos habitacionales que se convirtieron en aulas escolares para la Institución Educativa Llanadas, en el municipio de Lebrija, a 20 minutos de la ciudad de Bucaramanga, Colombia.

Estas estructuras, además de preservar el medio ambiente, le permiten a cerca de 120 niños y niñas de primaria y preescolar tener nuevos espacios completamente equipados para su uso. Las dos nuevas aulas comprenden un área total de 120m2 y una extensión de 36m2.

Además, en junio de 2023, en conjunto con Enel Green Power, se entregó un Ecosalón para la comunidad del corregimiento El Potrerillo, en el Cesar. La iniciativa contó con una inversión de más de $230 millones, en donde ambas compañías fomentaron la inclusión laboral de seis personas de la comunidad durante los cuatro meses que tomó su desarrollo.

Para construir las paredes, ventanas y pisos del Ecosalón y sus oficinas, se aprovechó la madera recuperada a partir de 66 carretes y 700 estibas en las que se transportaron los cables de baja y media tensión de Centelsa by Nexans para el parque solar La Loma, de Enel Green Power; así como 64 ruedas de los cilindros de las guayas metálicas utilizadas en el proyecto. De esta forma, se evitó que 67,7 m3 de madera, equivalente a 285 árboles de pino y 12.641 puntillas metálicas fueran dispuestas inadecuadamente como residuos, previniendo la emisión de aproximadamente 12 toneladas de CO2.

Lucha contra la falsificación

Actualmente, existe una problemática a nivel nacional que afecta el bienestar y la salud de las personas y los hogares colombianos, pero, además, no contribuye con el ahorro de energía, y es el aumento en el uso de productos y servicios piratas e ilegales, como los cables para las instalaciones eléctricas, que se ofrecen como cables certificados y no lo son.

El uso de estos cables adulterados en las instalaciones eléctricas incrementa el riesgo de accidentes y pone en riesgo la vida de las personas y los hogares. Según cifras entregadas por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, históricamente el 43% de los accidentes relacionados con el uso fraudulento de energía han resultado en quemaduras.

La piratería es una práctica que puede llegar a tener consecuencias devastadoras. Es por eso que Centelsa by Nexans está comprometida en combatir la piratería en la producción y distribución de cables eléctricos.

Los alambres y cables falsificados usan materiales no aptos para conducir electricidad, lo que genera mayores pérdidas y posibles incrementos en el cobro de energía, adicionalmente su alta resistencia eléctrica genera incrementos de temperatura por lo cual el plástico tiende a derretirse, desencadenando cortocircuitos e incendios y humos tóxicos, poniendo en riesgo la vida de las personas.

Para esta problemática, Centelsa by Nexans ha desarrollado campañas de educación y concientización, entre ellas, la campaña “Cuando es original, se nota. Y cuando no, también”, que busca sensibilizar sobre el tema.

Gracias a la labor conjunta de La Superintendencia de Industria y Comercio, la Policía Nacional y Centelsa by Nexans, a inicios del 2024 se realizó una de las primeras medidas cautelares correspondientes al proceso judicial de retirar del mercado alrededor de 1.800 rollos de alambre y cable falsificado, así como carretes Centelsa by Nexans, en diferentes puntos de la ciudad de Bogotá y que representaron cerca de 300 millones de pesos y más de cinco toneladas en cobre.

Para este 2024, Centelsa by Nexans proyecta hacer varios lanzamientos enfocados en brindarle a su usuario productos más sostenibles enfocados en un uso más seguro, fácil y le generen más beneficios. Además, espera seguir ganando participación en el mercado colombiano y latinoamericano, participando en proyectos que fomenten la transición energética.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile abrió las ofertas económicas de las cinco empresas presentadas en la Licitación de Suministro Eléctrico 2023/01, cuyo objetivo es asignar 3600 GWh para abastecer el consumo de energía eléctrica de clientes regulados a partir del 2027 y 2028. 

En total hubo 230 propuestas de precios a lo largo de los 25 proyectos renovables (4038,1 MW de capacidad) y las 5 centrales térmicas (1959 MW) que compiten del proceso licitatorio, a un valor promedio de USD 63,36 MWh (USD 63 MWh para el bloque de suministro N°1 y USD 63,7 MWh para el N°2).

Tal cantidad de ofertas económicas se debe a la diferenciación entre los bloques de suministro (1500 GWh del N°1 y 2100 GWh del N°2), la incorporación de la segmentación zonal con frontera en las barras del Sistema Eléctrico Nacional desacopladas (hecho que otorgó libertad de ofertar para cualquiera de estas zonas) y la composición de tres franjas horarias.

Energía Estratégica trae los principales aspectos de lo que dejó la apertura de sobres económicos realizada el jueves 2 de mayo del 2024, como también uno por uno el detalle de cada compañía (ver adjunto).

Enel Generación Chile, empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW) aportó 216 ofertas económicas, ya que compite en todos los segmentos de la convocatoria por lo que repartió 108 sobres al bloque de suministro N°1 y otros 108 al N°2). 

Sus iniciativas contemplan una capacidad esperada de producción de energía a nivel anual de 24571 GWh (sólo serían asignables 1500 GWh a partir del 2027) a un precio promedio de USD 61,93 MWh.

Por el lado de Inversiones La Frontera Sur, entidad bajo el control de la norteamericana Innergex Renewable Energy, propuso los valores de USD 87,38 MWh (sección horaria A), USD 45 MWh (hora B) y USD 88,15 MWh (franja horaria C).

La particularidad es que dicha firma concursa en la zona 3 del bloque de suministro N°2 , mediante la central hidroeléctrica Frontera, de 109,3 MW de potencia, que se ubicaría en la comuna de Mulchén (región del Bio-Bio), entraría en operación el 31 de diciembre del 2027 y sólo podría ser adjudicada hasta 299,2 GWh/año. 

Innergex Energía Renovable, que se encuentra bajo el paraguas de la firma norteamericana homónima, reveló un monto de USD 83,49 MWh en sus cuatro ofertas para suministrar energética eléctrica a las zonas 1 y 2 en los bloques horarios A y C. 

Y cabe recordar que la compañía presentó tres proyectos de almacenamiento BESS (Battery Energy Storage System) en la región de Atacama, que totalizan 120 MW de potencia instalada neta con 5 horas de disponibilidad. 

La española Fotowatio Renewable Ventures (FRV), con la firma FRV Development Chile, hizo lo propio a un precio de USD 110 MWh en sus dos ofertas para cada bloque de suministro en las franjas horarias de 00:00 a 07:59 hrs., 23:00 a 23:59 hrs y de 18:00 a 22:59 hrs.

Sus proyectos en cuestión son Tirana Oeste – A (17,6 MW fotovoltaicos y 92,8 MW de baterías) que podría comercializar 60,8 GWh proveniente de generación solar y 135,5 GWh de la carga del sistema de almacenamiento; y Tirana Oeste – B (25 MW solar y 131,2 MW de storage) por 86 GWh de generación y 191,6 GWh de las baterías.

Mientras que GR Power, brazo de la comercializadora Grenergy, propuso un precio de USD 78,2 MWh en sus ofertas para cubrir la demanda de los segmentos horarios A y C de la zona 1, además de USD 44,2 MWh para la banda horaria B de la zona 2. Ofertas válidas para el bloque de suministro N°1, que busca abastecer 1500 GWh a partir del 2027. 

Pero de todas las ofertas económicas, poco más de la mitad de las presentadas por Enel, una de Inversiones La Frontera Sur y otra de GR Power no exceden el precio de reserva o valor máximo fijado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), que se detalla a continuación.

Precio de reserva (USD/MWh)

Bloque de Suministro

Zona

Horario A
Horario B

Horario C

N° 1

1
64
64
64

2

64

64

64

3
64
64

64

N° 2

1
62
62
62

2
62
62

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Los ganadores de la Licitación de Suministro 2023/01 se darán a conocer el próximo miércoles 8 de mayo; pero de no culminar el proceso en una primera etapa, se realizará una segunda fase de subasta, con presentación de ofertas económicas el lunes 13 de mayo y su asignación al día siguiente.

A continuación, el detalle de las 230 ofertas económicas:

Excel ofertas lic suministro – Hoja 1

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La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) aprobó modificaciones a las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad, aquellas que fueron sometidas a consulta pública tres meses atrás (ver), despertando posiciones a favor y en contra. 

Según consta en la Resolución AN N° 19112 – Elec publicada a finales de abril, ahora se contempla el uso de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) como complemento al cálculo de la potencia firme para el caso de las centrales de generación renovables. 

Si bien los actores del mercado vieron con buenos ojos actualizar las “reglas del juego” incluyendo nuevas tecnologías, el haberlo hecho en la antesala de las elecciones generales de Panamá y transitando el inicio de un periodo de licitación, el primero exclusivamente para renovables, generó el descontento de algunos. 

Empresas como AES, Alternegy, Enel, Generadora del Atlántico, Internergy y Sparkel Power, y gremios como la Asociación de Grandes Clientes Eléctricos (AGRANDEL), además de las distribuidoras eléctricas, realizaron observaciones varias que apuntaban desde ampliar los plazos de comentarios hasta a dar lugar a un mercado completo de servicios auxiliares como regulación de frecuencia primaria, de respuesta rápida y reserva rodante (ver). 

Finalmente, se resolvió aprobar las modificaciones vinculadas a la definición de los Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB), Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías de un generador (SAEBg) y Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías para el Sistema Principal de Transmisión (SAEBt), así como su inclusión en esos términos en las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad. 

De esta manera, la empresa de transmisión será considerada participante consumidor cuando en un periodo de mercado compra energía al Mercado Mayorista de Electricidad para realizar la carga de sus SAEBt; y, será considerada participante productor, cuando en un periodo de mercado vende energía al Mercado Mayorista de Electricidad producto de la inyección de energía al Sistema por sus SAEBt. 

Y, en líneas generales, un participante productor (aquel que produce energía para su venta a nivel mayorista -sea este generador, autogenerador o cogenerador-) podrá vender por contratos de potencia y energía en la medida en que cuente con generación para su respaldo, no sólo con unidades generadoras propias o con generación que contrata de otro participante productor, sino también con los ahora denominados SAEBg que le pertenecen. 

Hoy, jueves 2 de mayo, se vence el plazo por el cual el Centro Nacional de Despacho (CND) debía presentar ante el Comité Operativo las propuestas de modificación al Reglamento de Operación y la Metodología de Detalle correspondiente, para que las mismas cumplan con las modificaciones aprobadas. Por lo que desde hoy no deberían haber impedimentos operativos para incluir SAEB en el sistema. 

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La Cámara de Diputados de Argentina dio luz verde a las reformas estructurales propuestas por el oficialismo y aprobó el proyecto de ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”, popularmente conocido como “Ley Ómnibus”.

“Es un primer paso fundamental para sacar a Argentina del pantano que ha sido las últimas décadas. Quiero agradecer la enorme tarea de todos los Diputados que, entendiendo el momento histórico, decidieron acompañar nuestro proyecto”, manifestó el presidente Javier Milei a través de sus redes sociales. 

¿Qué implica para el sector energético? La Cámara Baja le dio media sanción a la declaración de emergencia pública en materia administrativa, económica, financiera y energética por el plazo de un año, la privatización total de Energía Argentina (ENARSA) y las reformas a Leyes N° 15.336 y 24.065 con el fin de liberar la comercialización, competencia y ampliación del mercado eléctrico, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales.

Con ello el Poder Ejecutivo pretende “adecuar” las tarifas del sistema energético para que éstas reflejen el costo real del suministro y propender a la explicitación de los diferentes conceptos a pagar por el usuario final, con las distribuidoras actuando como agentes de percepción o retención de los importes a percibir en concepto de energía, transporte e impuestos correspondientes al MEM y al Fisco. 

Además, la Cámara de Diputados de la Nación aprobó, en lo particular, los doce capítulos del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) sin modificaciones al tiempo de extensión del mecanismo (30 años) ni a los montos de inversión en activos computables (desde USD 200.000.000 hasta USD 900.000.000, cualquiera sea el sector productivo involucrado); pero sí respecto plazo de adhesión. 

Los vehículos de proyecto único (VPU) titulares de una o más fases de un proyecto que califiquen como “Gran Inversión” podrán solicitar participar de este régimen en los primeros dos años desde su entrada en vigencia, pero el gobierno sólo podrá prorrogar el plazo en un año en lugar de dos como primeramente estaba previsto. 

Del mismo modo, el RIGI establece beneficios fiscales que alcanzan a impuestos nacionales y provinciales. En efecto, el artículo 187 dispone que las importaciones para consumo de mercaderías o temporarias de las firmas adheridas estarán exentos de derechos de importación, el impuesto PAIS, tasa estadística (de jurisdicción nacional) y “de todo régimen de percepción, recaudación, anticipo o retención de tributos nacionales y/o locales”.

Miradas contrapuestas

La particularidad es que esta media sanción llegó pocos días después de que parte del sector energético de Argentina manifestó ciertas dudas respecto al RIGI, como por ejemplo en los montos de inversión, plazos de adhesión y el incentivo al desarrollo local e internacional, principalmente en proyectos de hidrógeno verde.

“¿Cuántos se imaginan que puede encargar un electrolizador para un proyecto, aunque sea piloto a mediana escala? No menos de 3 a 5 años. Un proyecto de verdad de H2V hay que pensarlo a 100 años. Comienza con una generación y le van a seguir 2, 3, 4 más. Los proyectos deben tener estabilidad jurídica, pero deben tener estabilidad a lo largo de toda la vida del proyecto”, planteó Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER).

“El RIGI desarma toda política destinada a desarrollar proveedores, estimular el compre argentino y mejorar la competitividad de la industria y las pymes. Nuestras industrias deberán pagar aranceles de importación para ciertos insumos que no deberán afrontar quienes ingresen en este régimen, generando desincentivos groseros a la producción en el país”, señaló en sus redes sociales el ex-ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas, a pesar que aclaró que está conceptualmente a favor del creación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. 

Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación, recogió el guante, garantizó que el Estado no obstaculizará el esfuerzo del sector privado y subrayó que desde el gobierno trabajan en ajustar la propuesta de ley de hidrógeno. 

“Queremos que los proyectos de H2 tengan la chance de existir y luego, naturalmente, vendrá la posibilidad de hacer acuerdos con proveedores locales porque los ayudará a ser más competitivos o por los servicios de post-venta, pero es una decisión del inversionista y debe tener total libertad de contratar los proveedores que desee”, apuntó Beljansky.

“Pretendemos revisar las cuestiones que ya están. Pero ya entendimos que el RIGI necesita algunos ajustes para considerar los tiempos de implementación de proyectos de H2V pero esperamos que se acerquen las propuestas del sector. También podemos trabajar de la mano de los legisladores, pero que se haga de manera articulada”, agregó. 

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Si bien el despliegue del hidrógeno libre de carbono en el mundo está previsto para finales de la década, requiere superar una serie de barreras como los altos costos asociados al vector, regulaciones que favorezcan su producción e inversiones en infraestructura para desarrollar la actividad. 

De acuerdo al Brochure 2024 publicado por la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), estos obstáculos a nivel mundial se convierten en oportunidad para Perú, donde los costos de producción de electricidad son bajos y el potencial de generación a través de energía renovable es alto, equivalente a 47500 MW, según las estimaciones de la Asociación Peruana de Energía Renovable (SPR).  

Sumado a esto, la asociación afirma que la reciente promulgación de la Ley de Fomento del Hidrógeno Verde como combustible y como vector energético en sus diferentes aplicaciones (Ley N° 31992), podría convertir a Perú en un líder de la energía del futuro. 

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“El Perú tiene un alto potencial para ser un productor y exportador de hidrógeno verde a precios competitivos por la abundancia y calidad de sus recursos solar y eólico. La existencia de un mercado interno a mediano plazo (minería, siderurgia, acero, transporte, etc) y del potencial exportador abre las oportunidades a diversificación económica de las regiones donde sería interesante desarrollar plantas de H2V”, explica H2 Perú..

Y agrega: “El gas natural disponible en Perú, además de su rol preponderante en la transición energética, dejará infraestructura de transporte y almacenamiento que podrán ser convertidas”.

En efecto, el Brochure 2024 afirma que el desarrollo de la cadena de valor a través de la investigación, innovación y capacitación de proveedores representa una oportunidad de desarrollo socioeconómico en regiones del país.

Además, se espera que está actividad genere un gran número de fuentes de trabajo. Según estimaciones de H2 Perú, el desarrollo de una industria del H2V tiene el potencial de crear como mínimo: 22 mil empleos del 2020 al 2030, 87 mil empleos del 2030 al 2040; y 94 mil empleos del 2040 al 2050.

A su vez, proyecta que se reducirán hasta 750 mil toneladas de CO2 anualmente para el año 2030. De hecho, la huella de carbono de este vector energético es 60% menor a la del hidrógeno gris o convencional. 

Teniendo en cuenta estos números, la industria del hidrógeno verde podría ayudar a mitigar el impacto negativo que aportan diversas industrias tanto en Perú como en el resto del mundo.

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Durante el reciente megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Alejandro Ramos, director Comercial España & Latam de Schletter, compartió sus perspectivas sobre el futuro de la empresa en la región.

Schletter avanza como proveedor en el sector energético con un historial impresionante de más de 700 MW en contratos. Pero buscaría ir por mas y posicionarse como suplidor líder no solo en Europa sino también en el Caribe.

«Contamos con un track record de más de 700 MW y, sumando solamente lo que hemos terminado de firmar y queremos formalizar en este 2024, queremos llegar a la cifra de 1 GW. Es una meta que está a la vuelta de la esquina y queremos evidentemente que el Caribe sea parte de ese hándicap, donde lo lo lograremos localmente»

La meta de alcanzar la cifra de 1 GW en contratos representa un salto significativo en su trayectoria y subraya su compromiso con el crecimiento y la innovación en el sector energético en nuevas latitudes.

Reconociendo que no existe un terreno perfecto, la empresa ha desarrollado una gama de productos especializados y estandarizados para garantizar la eficacia y seguridad de sus proyectos. Desde fijaciones horizontales y verticales hasta adaptaciones para diversas condiciones climáticas y de suelo, Schletter demuestra su capacidad para abordar los desafíos de manera integral.

La colaboración con socios del sector y el continuo enfoque en la investigación y desarrollo son elementos clave en la estrategia de Schletter. Ramos señaló durante su participación en FES que están cerrando diversos acuerdos con líderes del mercado para impulsar la innovación y mejorar la adaptabilidad de los productos.

«Estamos trabajando con compañeros del sector, diferentes panelistas, diferentes distribuidores para poder ir más allá en lo que es nuestro i+ d y desarrollar productos que no solamente ayuden a nuestro cliente nivel de estructurista», explicó.

Y añadió: «hay diferentes macroacuerdos que se van a cerrar en el futuro próximo. No puedo entrar en mucho detalle pero es con distintos panelistas líderes Tier One para poder acercarnos y mejorar nuestra adaptabilidad con módulos y con el suelo».

El contexto caribeño, con su clima favorable pero también con cargas de viento elevadas no son un impedimento para la oferta de la empresa, ya que la visión de Schletter se enfoca en ofrecer soluciones adaptadas a las necesidades del mercado, priorizando la seguridad y la calidad en todas sus operaciones, buscando garantizar la fiabilidad y durabilidad de sus estructuras incluso en las condiciones más exigentes.

De allí, Alejandro Ramos, director Comercial España & Latam de Schletter, también destacó la importancia de la mejora continua en el sector energético, motivo por el cual Schletter no solo invierte en tecnología y desarrollo de productos, sino que también ha optimizado sus procesos internos para ofrecer un servicio de operación y mantenimiento altamente eficiente y rentable.

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El gobierno de Argentina prepara nuevos mecanismos para incentivar la inversión privada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y ampliar la capacidad de transporte disponible, uno de los principales cuellos de botella para el avance de las energías renovables a lo largo del país. 

Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación, confirmó que en los próximos días se publicaría una resolución de la Secretaría de Energía por la que se establecerán nuevas reglas de juego que faciliten el desarrollo de las obras en más de 132 kV.

“Oferta y demanda son los que tendrán que generar las condiciones que alguien quiera invertir en esa ampliación de la transmisión eléctrica; pero el estado como tal no pondrá dinero porque, aunque lo quisiera, no tiene la plata para hacerlo”, manifestó durante el Foro de Transición Energética e Hidrógeno Verde realizado en la provincia de Chubut. 

¿Cómo funcionará ese mecanismo? La funcionaria explicó que la resolución permitirá que el propio Estado o un agente del sector privado presente un proyecto de transporte eléctrico y éste vaya a licitación. 

Si la entidad que formuló dicha obra y se tomó el trabajo de realizar los estudios para llevarla a la convocatoria no resultara ganadora de esa licitación, recibirá un pago por parte del adjudicatario gracias a la idealización de la propia obra y por incurrir en costos previos del desarrollo. 

“¿Para qué se hace? Para que la oferta y la demanda sean los que se quieran vincular y quienes serán los actores fundamentales de la cadena”, subrayó la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación. 

“Y otras cosas que se plantearon y que vemos jurídicamente, son limitaciones asociadas con la seguridad, como el riesgo a que se desarrolle energía renovable en zonas fronterizas. Espero también que esta semana esté publicado el decreto, que como muchos proyectos de hidrógeno verde están en zonas costeras, marítimas y algunas de frontera, pueden tener algunas dificultades”, agregó Beljansky.

Es decir que la actual gestión podría dar continuidad a dos mecanismos que hoy en día ya están en marcha, tal como la presentación a inversiones en redes de transmisión en el MATER junto a proyectos de generación o una nueva etapa tras conocerse que CAMMESA recibió 20 manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión.

De esas MDI, una corresponde exclusivamente a ampliación del transporte y cuatro para concretar aportes económicos para la construcción de líneas para el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en zonas aisladas de la red; en tanto que las MDI que también contemplan parques renovables conforman el grueso de ese llamado.

Mientras que el MATER permite que los proyectos que soliciten prioridad de despacho en el MEM también puedan incluir inversiones en la expansión de las redes de transmisión eléctrica nacional. 

Incluso, CAMMESA ya adjudicó una obra de dicha índole (PCR propuso la repotenciación de CCSS en la ET de la línea 500 kV ET Olavarría – Abasto, que representaría un aumento más de 440 MW de capacidad en el corredor Comahue – Patagonia – PBA) y otras once solicitudes similares compiten en el llamado vigente (ver nota)

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Seraphim, una empresa Tier 1 fabricante de módulos fotovoltaicos, se destaca por su gran variedad de productos de tecnologías p-type y n-type, con altos porcentajes de eficiencia y probada experiencia en variedad de países y segmentos del mercado.

En Latinoamérica, se posiciona como aliado clave para nuevos proyectos fotovoltaicos de mediana y gran escala. Por lo que sus representantes en la región identifican un alto atractivo en plazas estratégicas que se encuentran impulsando licitaciones.

Durante su participación en el evento “Future Energy Summit Central America & The Caribbean”, Nicholas Serrano, gerente técnico de producto para Latinoamérica de Seraphim hizo especial mención a la licitación de 500 MW en Panamá, la licitación de 1500 MW en Honduras, así como a los planes de expansión en Guatemala que podrían desembocar en una convocatoria en el orden de los 1300 MW.

“Desde Seraphim celebramos estos esfuerzos de los gobiernos y queremos contribuir a este futuro que tiene la transición energética”, declaró.

En relación con las recientes licitaciones anunciadas en la región, Serrano señaló la importancia de las mismas para impulsar la competitividad del sector con energías renovables, en especial la solar fotovoltaica.

“Todos sabemos que los módulos fotovoltaicos tienen un peso significativo en el CAPEX de los proyectos, aproximadamente un 40%. Por eso, es importante mejorar la eficiencia de los módulos para entregar mayores cantidades de energía a un mismo precio”, apuntó.

Y aseguró: “En Seraphim continuamente estamos trabajando en investigación y desarrollo para mejorar las eficiencias de nuestros módulos, también para optimizar los componentes mecánicos y eléctricos de nuestros módulos de manera de poder entregar nuestros clientes soluciones económicamente viables y que reduzca el LCOE de estos proyectos”.

En este contexto, Nicholas Serrano expresó el entusiasmo de la empresa por participar en estos proyectos y contribuir a la transición energética hacia fuentes limpias. Ahora bien, advirtió que hay algunos aspectos que requieren revisión para asegurar el éxito de PPAs.

De allí, destacó la necesidad de mejorar la competitividad de las licitaciones, así como la transparencia, la gobernanza y la regulación, subrayando la importancia de acciones coordinadas del sector público y privado para alcanzar las metas energéticas establecidas para 2030 y 2050 en la región.

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AE SOLAR, premiada marca alemana con dos décadas de expertise en el mercado fotovoltaico, estuvo presente en el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina a fin de seguir avanzando en su participación en la región. 

José Luis Montoya, sales manager de AE Solar, participó del panel de debate denominado “Claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos” dio a conocer los próximos pasos de la compañía y enfatizó en el rol de la energía agrovoltaica en Latinoamérica, permitiendo el doble uso de la tierra para la generación de energía y actividades agrícolas y ganaderas.

“De la mano con el equipo de investigación en Alemania, pudimos generar el módulo TERRA, especialmente diseñado para aplicaciones agrovoltaicas para no competir con el uso del suelo, sino ir de la mano con ello”. 

“El producto disminuye hasta 75% la probabilidad de microfisuras porque a la configuración de las celdas (de geometría rectangular) le hicimos un giro de 90 grados para que el lado largo de la celda vaya paralelo al lado largo del módulo. 

Es decir que dicho módulo bifacial se instala verticalmente, sirve a modo de cerca y, al dejar de estar inclinado, aporta más espacio para pastoreo, cosechas, tractores y demás actividades agrícolas; sumado que, al tener esa posición de la celda paralela al módulo, posee más flexibilidad y puede adaptarse a pequeñas deformaciones que se dan con las cargas de vientos. 

Y cabe recordar que la energía agrovoltaica es un concepto desarrollado por Alemania en 1981 que vincula dos sectores estratégicos en una relación virtuosa de sustentabilidad: las energías renovables y la agricultura.

En ese sentido, soluciones como la tecnología agrovoltaica se convierte en una alternativa relevante para generar acciones de cambio, optimizando el uso del terreno y aumentando el porcentaje de humedad en los suelos gracias a la sombra que generan los paneles solares fotovoltaicos, haciendo más eficiente el uso del agua para el riego y protegiendo el cultivo de las altas temperaturas y la irradiación solar.

Por lo que desde AE SOLAR, mediante nuevas tecnologías y soluciones, buscan suplir casos puntuales de diversos nichos de mercado, entre ellos el agrovoltaico para el cual observan un alto potencial en Argentina, considerando que dicha alternativa también se posiciona como una alternativa para alcanzar la meta de carbono neutralidad en el futuro y de reducir el uso de combustibles fósiles. 

“Nos preguntamos cómo le damos más energía al cliente y cómo le hacemos ganar dinero. Y aparte de eficiencia, se trata de crear nueva tecnología. No sólo con tecnología comerciales, sino también fabricadas específicamente para esas necesidades”, subrayó Montoya.

“Además, por las limitaciones que tiene Argentina en cuanto a salida de divisas, analizamos tener un espacio local para despacho de local, que favorezca las formas de pago y amortigüe la forma en la que el cliente argentino tome los módulos de AE SOLAR sin que entre en el dilema de los meses de pago, cuota y demás”, continuó. 

A lo que se debe añadir que desde la compañía de origen europeo están creando un fondo de inversión donde interactúan con aliados locales, EPCistas y desarrolladores para crear proyectos en conjunto y que ello los lleve a crear la energía. 

“Comenzamos con análisis a fondo de cómo cambia el ámbito político en Argentina para conocer temas legales, financieros y tributarios para escoger aliados y así avanzar a nivel local”, concluyó el sales manager de AE SOLAR.

La entrada AE SOLAR focaliza en soluciones para el sector agrovoltaico de Hispanoamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

Como parte de sus esfuerzos por impulsar energías renovables en el país, el Gobierno dominicano firmó un contrato de concesión definitiva para el proyecto «Instalación Fotovoltaico Santa Clara Energy Group de 84 MWp / 67.70 MWn».

El contrato fue rubricado por el director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Edward Veras Díaz, y Marco Antonio Gonzalez Soto, representante de la empresa concesionaria Santa Clara Energy Group, S.R.L.

El proyecto, con una capacidad instalada nominal de 67.70 MWn y una capacidad pico de 84 MWp, estará ubicado en el paraje de Santa Cruz, en el municipio Pedro Brand, provincia Santo Domingo, República Dominicana.

Esta instalación fotovoltaica, alimentada por energía solar, no solo impulsará la capacidad de generación energética del país, sino que también contribuirá significativamente a la diversificación de su matriz energética hacia fuentes renovables.

Además, se destaca que el proyecto contará con una capacidad de almacenamiento de 20.03 MW y 80.12 MWh, lo que garantizará una gestión eficiente de la energía generada, mejorando así la estabilidad y confiabilidad del suministro eléctrico en la región.

La concesión otorgada refleja el compromiso continuo del Estado dominicano con el desarrollo sostenible y la promoción de inversiones en el sector energético, en línea con los objetivos de mitigación del cambio climático y la transición hacia una economía más verde y resiliente.

Con este hito, se abre un nuevo capítulo en el panorama energético de la República Dominicana, marcado por el avance hacia una mayor autosuficiencia energética y la consolidación de su posición como líder regional en la adopción de tecnologías limpias y renovables.

La ceremonia de firma contó con la presencia de la embajadora de Alemania en el país, Maike Friedrichsen; así como otros ejecutivos de la empresa y colaboradores de la Dirección Jurídica de la CNE.

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Como la empresa en constante crecimiento, innovación y expansión que somos, estandarizaremos nuestra marca a nivel mundial, reflejando nuestros valores fundamentales en nuestro nombre comercial.

Thor, uno de los grandes dioses nórdicos, era considerado el protector de la humanidad y del planeta Tierra, Señor del clima y de la energía eléctrica.

Dado que el cambio climático es uno de los retos más dramáticos de nuestro tiempo, con nuestros módulos solares queremos contribuir a la preservación y defensa de un planeta en el que merezca la pena vivir. Con esto en mente, hemos decidido dejar atrás la marca Sunova Solar y continuar nuestro futuro como Thornova Solar.

Nuestros últimos paneles fotovoltaicos de alta densidad son sinónimo de una producción eléctrica excepcional y se utilizan en aplicaciones que van desde los sistemas solares flotantes hasta las tierras bajas y las altitudes alpinas.

Estudios recientes realizados en todo el mundo han demostrado que los grandes cultivos solares no solo convierten la luz solar en electricidad, sino que también podrían promover la formación de nubes y, por tanto, la lluvia en regiones desérticas —un claro atributo de Thor para proteger nuestro planeta, que también se refleja en nuestra ambiciosa visión de convertirnos en uno de los principales proveedores mundiales de energía verde en el negocio fotovoltaico.

Además, los rasgos de la personalidad de Thor, como admitir positivamente los errores, afrontar los retos de frente, aceptar el cambio como una oportunidad de crecimiento y considerar a las personas como los activos más importantes, reflejan a la perfección los principios fundamentales de nuestra empresa.

Thornova Solar se compromete a aceptar el cambio; a trabajar en equipo; a ser fuertes, audaces, ambiciosos y a ser nuestros propios héroes. Junto con nuestra misión de convertirnos en la empresa energética más centrada en el cliente, esto nos convierte en un socio fiable y sostenible a largo plazo tanto para nuestros clientes como para el resto de nuestros partners.

La transición total a la marca Thornova Solar será gradual pero definitiva. En los próximos meses, nuestras dos marcas -Sunova Solar y Thornova Solar- coexistirán en nuestras comunicaciones corporativas, como un recordatorio de nuestros orígenes; una expresión de nuestro desarrollo y una confirmación de nuestro compromiso con nuestros clientes de proporcionarles el mejor soporte técnico.

Todos los compromisos y contratos, así como las garantías y sus seguros que se suscribieron bajo la marca Sunova Solar, seguirán siendo válidos sin restricción alguna.

Acerca de Sunova Solar / Thornova Solar

Sunova Solar y Thornova Solar son empresas Tier 1, centradas en soluciones energéticas y en el diseño y la fabricación de componentes de energías renovables, como módulos fotovoltaicos, células solares, inversores y soluciones de almacenamiento en baterías solares.

Nuestro equipo de I+D se centra en el desarrollo constante de tecnología solar innovadora para los mercados de generación distribuida sobre tejado y de energía solar montada en suelo a escala de servicio público. Gracias a nuestras modernas instalaciones de producción automatizada, ofrecemos la fiabilidad y el rendimiento que usted y sus clientes esperan.

Nuestro apoyo logístico y de almacenamiento local en todo el mundo garantiza que sus proyectos se instalen siempre a tiempo.

Actualmente, Sunova Solar opera cuatro plantas de fabricación en China y Vietnam y está construyendo dos fábricas más.

A finales de 2024, tendremos una capacidad plenamente operativa de 10 GW en módulos fotovoltaicos y 9 GW en células solares. Todas nuestras operaciones en China están situadas fuera de la zona de Xinjiang.

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El Segundo Debate Presidencial de México se llevó a cabo este domingo 28 de abril. En el diálogo entre las candidaturas se abordaron cuatro bloques temáticos: el crecimiento económico, empleo e inflación; pobreza y desigualdad; infraestructura y desarrollo; y, cambio climático y desarrollo sustentable.

En el inicio, Jorge Álvarez Máynez, candidato del Movimiento Ciudadano, fue el primero en pronunciarse sobre el sector energético con un enfoque en energías renovables variables: “México se necesita mover con el sol, con el viento y cambiar un modelo que abastezca a la inversión de energía”, planteó.

Avanzado el bloque sobre infraestructura y desarrollo, aseguró: “Va a haber continuidad en obras de infraestructura importantes; por ejemplo, la presa Vicente Guerrero en Nuevo León, que será tres veces más grande que El Cuchillo. Pero tiene que haber continuidad en toda una visión que abarque a todo México, que ese desarrollo regional llegue a todas las regiones del país y que se pueda hacer presente a través de proyectos multianuales y que impliquen el desarrollo de diversos estados; por eso, necesitamos un plan que tenga metas, que tenga objetivos y que tenga plazos definidos”.

En tal sentido, el candidato del Movimiento Ciudadano ya había adelantado durante su campaña que de ser elegido como nuevo presidente de México, apuntará a “arreglar el modelo energético” y desarrollar proyectos de energías limpias y baratas como eólica y solar, priorizando su localización en Oaxaca, Zacatecas, Tamaulipas y Yucatán.

Pero aquello no sería todo. Durante su participación en este segundo debate presidencial añadió: “En el plan Nacional de infraestructura educativa vamos a colocar paneles solares en todas las escuelas de este país para garantizar que tengan acceso a energía eléctrica y en todos los hospitales y centros de salud para que los pacientes y las pacientes puedan tener una atención digna”.

Y durante su intervención sobre cambio climático y desarrollo sustentable, sostuvo: “Necesitamos un nuevo modelo de energía sustentado en energías limpias que además son más baratas. En la energía del sol, en la energía del viento. No hay planeta B, este es nuestro hogar común”.

“El gran problema que tenemos en el cambio climático son los gases de efecto invernadero pero el 51 % de esos gases los genera el modelo actual de generación de energía que está basado en combustibles fósiles, en combustóleo y en termoeléctricas, además de que cada vez es más caro para las personas. Por eso, necesitamos cambiar el modelo de generación de energía a un modelo de energías limpias basado en la energía solar y en la energía del viento, en la energía eólica”.

E insistió: “En lo que México sí es rico es en la potencialidad que tenemos para la energía solar y para la energía eólica y además hay que hacerla con una perspectiva que incluya las comunidades a los pueblos originarios, a las campesinas y a los campesinos en los modelos de desarrollo. No la reforma energética que propuso Peña Nieto para unas cuantas manos que concentraron las concesiones y los beneficios de esa reforma. Para tener una lucha frontal contra el cambio climático hay que entender la dimensión del problema”.

Por su parte, Xóchitl Gálvez, de la alianza opositora Fuerza y Corazón por México subrayó durante el primer bloque temático: “Voy a trabajar para que haya certeza jurídica, energías limpias y baratas”.

Ya hacia el tercer bloque sobre infraestructura y desarrollo, expresó: “Vamos a financiar la instalación de 2 millones de paneles solares para que las familias dejen de pagar tanto dinero en luz. El nearshoring es una realidad que se está yendo a otro lado porque México no le da certeza jurídica a los inversionistas. Necesitamos energía limpia y barata. Necesitamos apostarle a la educación, a la ciencia y a la tecnología”.

Respecto a infraestructura, es preciso recordar que Xóchitl Gálvez ya había anticipado en los últimos meses que, de llegar a lograr el máximo apoyo popular en la votación, atenderá la expansión del sistema de transmisión y el parque de generación, promoviendo al menos 100 nuevos proyectos renovables y, como medida concreta, propuso retomar las subastas eléctricas:

“Mi apuesta son las energías renovables y el uso de gas natural como el combustible de transición pero sobre todo apostarle al hidrógeno para grandes consumos. Tenemos que volver a las rondas para la energía limpia, para el tema petrolero y para las subastas eléctricas. En ese sentido esa será mi apuesta como presidenta de México”.

Además, la candidata de la alianza opositora Fuerza y Corazón por México sostuvo: “No concibo el desarrollo económico sin el pleno respeto al medio ambiente. Nuestra apuesta será un desarrollo sustentable”.

“Para mí el tema es: energías renovables. Hay quien cree que estas ponen en riesgo el sistema eléctrico nacional; lo que tenemos que hacer es hacer más líneas de transmisión y darle confiabilidad al sistema. Yo propongo que el 50% de energía sea renovable para el 2030, que México regrese a ser uno de los países que más energía barata pudo ofrecer en los mercados gracias a la participación del sector privado, que la gente tenga energía limpia y barata, que tengamos cero neto de emisiones para el 2050. Tenemos que dejar esta adicción a los combustibles fósiles”, finalizó.

Por su parte, Claudia Sheinbaum, candidata del oficialismo por la Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México, recordó que durante años fue investigadora del instituto de ingeniería de la UNAM y que justamente el tema que encaró fue energía y cambio climático, por lo que en el último bloque temático desarrolló:

“Hay que trabajar en dos sentidos. El primero tiene que ver con la mitigación de gases de efecto invernadero, eso significa reducir las emisiones que provocan el cambio climático; México tiene 1.8% de esas emisiones y ahí vamos a avanzar en la transición energética que ya lo voy a mencionar un poco más adelante. Por otro lado, la adaptación al cambio climático, que es parte de lo que ya se está trabajando y que ahora vamos a desarrollar también para que podamos atender la adaptación en términos del agua, en términos de la producción en el campo, en términos de la producción industrial”.

Repasando su trayectoria política trajo a colación también los casos de éxito que implementó en Ciudad de México y que considera que podría replicar a nivel nacional.

“Estamos planteando en la transición energética, por supuesto, y como lo planteé tiene que ver con la mitigación de gases de efecto invernadero que provocan el cambio climático global. La única de los tres que ha hecho acciones para el desarrollo en una ciudad de energías renovables es su servidora cuando fui jefa de gobierno: todos los techos de la Central de Abasto tiene una planta solar de 19 MW, la más grande que haya en cualquier lugar del mundo, de igual manera reforestamos 34 millones de árboles (después voy a pasar a lo que se de reforestación por parte del Gobierno Federal) hicimos 17 parques, dos plantas recicladoras de basura, una planta piloto de basura orgánica que vamos a llevar a otros lugares del país inversión de alrededor de 20,000 millones y se hizo una reducción de 2.6 toneladas de CO2 mientras fui jefa de gobierno; es decir, ya lo hicimos y lo vamos a hacer a nivel nacional”.

Un punto coincidente entre los tres candidatos para continuar con el proceso de transición energética fue facilitar el acceso a paneles solares a particulares. Durante su participación, Claudia Sheinbaum planteó:

“Vamos a avanzar en la transición energética al 2030 50% eso lo dijo México en la última COP. Autos y transporte eléctrico, paneles solares particularmente para las viviendas en el norte del país y en el sur”

Ahora bien, en lo que sí disintió la candidata por el oficialismo es respecto a subastas: “Dice que va a recuperar las rondas, que va a recuperar lo que significó la privatización de Pemex. Lo que ellos tenían y no pueden negarlo son negocios sucios con energías limpias, lo que estamos haciendo nosotros y lo que vamos a seguir haciendo son energías renovables y al mismo tiempo tener una base con el gas están construyendo muchísimas plantas de ciclo combinado la planta de Puerto Peñasco de 5 GW y vamos a seguir construyendo la transición energética de nuestro país”, concluyó.

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El gobierno lleva acumulado una deuda de más de USD 2200 millones con las generadoras de electricidad y petroleras que abastecen con gas a centrales termoeléctricas debido a que decidió no pagar las bonificaciones del Plan Gas y reducir al mínimo las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).

Este hecho, y el anuncio del superávit fiscal por parte del Poder Ejecutivo generaron controversias dentro del sector político de Argentina; a tal punto que la ex-presidenta Cristina Fernández de Kirchner acusó al actual presidente Javier Milei de no tener superávit por la cantidad de pagos postergados que acumula el Estado. 

«No tenés superávit hermano, mirá todo lo que debés», le dijo la ex mandataria el pasado sábado en un acto público en Quilmes. 

Milei no fue ajeno al tema, sino que salió al cruce de CFK y confirmó que se saldará la deuda con Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico en el mes de julio a partir del superávit generado en lo que va del 2024.

“Los pagos a CAMMESA se harán a mitad de año, con lo cual a lo largo de los primeros cinco meses del año, estamos generando mucho superávit financiero para compensar el aumento en las partidas por el pago de CAMMESA y el pago de los aguinaldos”, aseguró. 

“Cuando vengan esos números, operativamente quedaremos en déficit, pero con todo acumulado previamente las cuentas seguirán equilibradas. El superávit tiene mucha motosierra y alguna parte de las licuadoras, que cuando se conviertan en permanente, se traducirán en ajuste”, agregó públicamente.

Incluso, el ministro de Economía, Luis Caputo, encabezó un encuentro donde recordó que la actual gestión se hizo cargo con fondos del ejercicio 2024 de las transacciones impagas de octubre y noviembre 2023 (correspondiente a la administración de Alberto Fernández) y reveló una estrategia para cancelar las transacciones de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de títulos públicos por un monto aproximado de 600 MM de valor nominal.

Cabe recordar que desde enero, CAMMESA dejó de recibir fondos del Tesoro Nacional y se quedó sin caja para pagar la electricidad a las generadoras y transportistas; y hasta Hernán Lacunza, ex ministro de Hacienda de la Nación durante la presidencia de Mauricio Macri, denunció que la motosierra del gobierno de Javier Milei había pasado por el sector energético y que el superávit no era 100% real por la falta de pagos. 

“El superávit fiscal de enero es 25% motosierra (obra y provincias), 57% licuadora (jubilaciones, salarios y planes) y 18% freezer (pagos energía). El último 75% no es extensible, habrá que reemplazarlo por otras fuentes. No se le pagó la energía a CAMMESA, eso es como si una familia no pagara la luz de su hogar. Lo tiene que pagar el Estado mientras haya subsidios”, cuestionó meses atrás.

Rodríguez Chirillo también salió al cruce

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, criticó a la ex-presidenta Cristina Fernández de Kirchner por su análisis del panorama energético actual en el que adjudicó los altos precios actuales de la energía a las medidas tomadas durante los gobiernos de Macri y Milei.

“Lo único correcto que dijo CFK es que el sector energético es complejo. Hago algunas aclaraciones para que no confunda a la gente. No podemos permitir que los responsables de dejar al sistema eléctrico desfinanciado, desinvertido y al borde del colapso hablen tan livianamente…”, acusó vía redes sociales.

“Transformaron a Cammesa en un apéndice del Estado desde donde manejaron arbitrariamente todo el sector con la política intervencionista y no exenta de información poco transparente. Esto generó distorsiones y contribuyó al desequilibrio financiero del sector. El presidente Javier Milei nos encomendó corregir estos errores, eliminar transferencias al sector, reflejar el costo del suministro en tarifa promoviendo la competencia, la inversión privada y enfocando los subsidios en quienes realmente lo necesitan”, declaró.

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Huawei Digital Power tuvo una participación destacada en el megaevento Future Energy Summit Central America & the Caribbean (FES CA&C) llevado a cabo durante el mes de marzo del 2024.  

Durante su keynote ante un auditorio de más de 400 profesionales del sector energético, la empresa llevó a cabo una ponencia denominada “Soluciones de almacenamiento como Futuro de las Renovables en Centroamérica y el Caribe”. 

Allí, Diomedes Quijano, CTO en Centroamérica y el Caribe de Huawei Digital Power, se refirió a 10 pilares para poder garantizar la inserción de los sistemas de almacenamiento dentro de las matrices energéticas: 

PV & BESS como energía confiable; Efectiva administración de plantas; Manejo completo e inteligente del ciclo de vida ; formación de red en todos los escenarios; seguridad tetradimensional; seguridad de la celda al BESS; MLPE & CLPE (electrónica de potencia a nivel de módulo y a nivel de celda); Manejo en alto voltaje y confiabilidad; alta frecuencia y densidad energética; y, alta calidad de la energía gestionada a través del sistema.

Teniendo en cuenta estos pilares, el especialista hizo énfasis en depositar interés inmediato en la efectiva gestión y administración de plantas, como también en los niveles de seguridad que necesitan los sistemas de almacenamiento. 

Por el lado de la gestión y administración efectiva de plantas se refirió a que, a medida que crece el parque de generación local, se requerirá con mayor urgencia una coordinación efectiva del despacho energético y el balance dinámico de los sistemas de potencia que conforman el plantel energético. 

“Observamos que vamos a necesitar herramientas que nos permitan una gestión masiva y efectiva de las distintas plantas que van a ingresar al sistema. Tiene que darse un fenómeno denominado coordinación multienergía, esto es, permitir el ingreso de múltiples tipos de fuentes de energía pero al mismo tiempo coordinar su tecnología e ingreso a la red eléctrica, verificar las condiciones del sistema de transmisión y demás”, subrayó el CTO en la región de Huawei Digital Power.    

Respecto a seguridad en sistemas BESS, consideró que, como su abordaje puede realizarse desde múltiples ángulos, es preciso garantizar múltiples capas de protección que , que a su vez faciliten el desarrollo de una matriz energética estable y al mismo tiempo la robustezca para que brinde respuestas efectivas ante las necesidades de los agentes de mercado y, por supuesto, los usuarios finales. 

Luego, enfatizando aún más en los aspectos de  seguridad que necesitan los sistemas de almacenamiento (BESS) indicó que se deben garantizar múltiples niveles de seguridad “desde la celda al punto de interconexión”, de esta manera se establecerá el ingreso de los BESS en conjunto con las fuentes renovables de una manera sostenible y confiable en el tiempo. 

“Cada vez que pensemos en sistemas de almacenamiento, tenemos que considerar que  desde la celda del sistema de almacenamiento hasta su integración con la red hay  que garantizar múltiples niveles de seguridad”, consideró.  

Concebir así los sistemas permitirá ir adoptando de a poco y hacia un concepto macro, la seguridad tetradimensional, en palabras del especialista: 

“En todos los escenarios posibles tenemos que lograr lo que nosotros denominamos una seguridad tetradimensional. La seguridad tetradimensional implica desde los (1) dispositivos de control y monitoreo (software) a nivel local del BESS, (2) los dispositivos que conforman el BESS l, (3) monitoreo y control a través de la integración con tecnologías de la información y comunicación (TIC’s) y, lógicamente, (4) también todo lo que implica la seguridad a nivel del macrosistema conformado por los distintos mercados y países”. 

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Desde 2021, reina la incertidumbre y preocupación por los altos precios de la electricidad que han ido en aumento, golpeando los bolsillos de hogares y empresas en Colombia. 

Sumado a esto, tal como advirtió el Comité Intergremial Atlántico, las tarifas de energía eléctrica subirán aún más a partir de mayo como consecuencia de la Resolución No. 40116 del Ministerio de Minas que obliga a las termoeléctricas a hacer despachos forzados y fija nuevas reglas para el despacho de las hidroeléctricas. 

Esa medida ocasiona incrementos en el costo de las restricciones a través de las cuales se distribuye el costo de la generación forzada del parque termoeléctrico.

En este contexto, en su informe Precios de Electricidad: ¿El cielo es el límite?, la Cámara Colombiana de Energía (CCENERGÍA) advierte que las causas de este fenómeno pueden explicarse por factores como: la sequía y el bajo nivel de los embalses; la volatilidad del mercado internacional de energía y la problemática del proceso de formación de precios para los usuarios finales donde los valores absolutos de cada componente de los costos unitarios (CU) se duplicaron en poco tiempo.

Tras analizar el costo de racionamiento operativo -CRO-, publicado por la UPME, la cámara asegura que la dinámica creciente de los precios de la energía no responde necesariamente a un incremento paralelo de los costos de generación, ni a un aumento transversal de los costos del sector productivo nacional.

“A esto se sumó la relación bidireccional entre los precios de la energía y el IPP la cual generó una retroalimentación nociva que incrementó la persistencia del choque inflacionario registrado entre 2021 y 2023”, explica.

Y agrega:  “En efecto, el sector industrial es un consumidor importante en el mercado no regulado y un gran porcentaje de los costos que enfrenta este sector provienen del precio de la energía, por lo que el incremento de la tarifa del costo unitario – debido a la indexación – genera efectos de segunda ronda sobre el IPP y contribuye a elevar aún más los precios de la energía”.

De acuerdo al reporte, por el nivel que han alcanzado los costos unitarios de prestación del servicio eléctrico en el país, los costos reflejan más un enfoque meramente contable, que un enfoque de eficiencia.

Según la Cámara, los altos precios de electricidad en Colombia ameritan que se revise en el próximo ciclo de actualización de fórmulas tarifarias los elementos que han contribuido al incremento acelerado de dichos precios, así como los instrumentos que deben ponerse en marcha para alertar eficazmente sobre el posible desborde en las diferentes regiones del país y plantear acciones para mitigar oportunamente los impactos sobre la factura de los usuarios.

Todo ello, sin incurrir en la explicación simplista de bajar el consumo para obtener tarifas más económicas. 

“En la medida que los costos dejen de tener componentes dinámicos y flexibles de la prestación del servicio, en especial en el componente de distribución, que impacta significativamente a la “última milla” del servicio, y deriven en costos medios en los cuales se reflejan múltiples costos reales y contables de las empresas, veremos una espiral imparable de precios, cuyo techo quizás sea el cielo”, advierten.

Por ello, la Cámara Colombiana de la Energía propone que el nuevo ciclo de revisión de fórmulas tarifarias tome en consideración la dinámica reciente de costos, indexaciones y facturas reales sobre los mercados de cada empresa. 

“Los factores que más influyen en un crecimiento acelerado de los precios de electricidad han sido ampliamente diagnosticados y las empresas eléctricas pueden contribuir a mitigar los efectos de una mayor demanda acompañada de altos precios, que dan origen a la creciente inconformidad de los usuarios y a la dificultad para que los efectos inflacionarios no se atenúen”, concluyen.

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El Departamento de Energía de EE. UU. (DOE) publicó su último informe de la serie Pathways to Commercial Liftoff, que describe cómo el sector eólico marino de EE. UU. se está adaptando a los desafíos y está preparado para un progreso continuo para crear decenas de miles de nuevas y buenas empleos bien remunerados y ampliar el acceso a energía limpia para millones de estadounidenses, con un camino hacia el despliegue de más de 100 gigavatios (GW) para 2050. El informe Pathways to Commercial Liftoff: Offshore Wind  concluye que el sector hoy está preparado para despegar, gracias a la continua esfuerzos para adaptarse a los recientes desafíos del mercado. Los proyectos que avancen en los próximos años sentarán las bases para un despliegue consistente a largo plazo, una descarbonización y beneficios económicos en todo el país en apoyo de los ambiciosos objetivos del presidente Biden de lograr un sector energético 100% limpio para 2035 y una Economía cero emisiones para 2050.

«La energía eólica marina ya está alimentando a más de 100.000 hogares estadounidenses, y con el Informe de despegue de la energía eólica marina y las nuevas inversiones, la Administración Biden-Harris está ayudando a cumplir la promesa de que esta tecnología escalará rápidamente en los próximos años», dijo  el subsecretario de Estado de EE.UU. Energía David Turk . «El sector eólico marino está avanzando rápidamente incluso frente a los desafíos macroeconómicos, lo que prepara a la industria para crear buenos empleos y respaldar un sistema energético limpio y resiliente».

Para ayudar a aprovechar el potencial de esta industria, el DOE anunció hoy su intención de financiar $48 millones en proyectos de investigación y desarrollo para el desarrollo de tecnología eólica marina, fabricación nacional y más: nuevos fondos del DOE que forman parte de recursos federales más amplios que Biden- La administración Harris se está desplegando para hacer crecer la industria eólica marina estadounidense. El DOE también está anunciando sus últimos pasos para respaldar la transmisión eólica marina, incluido el apoyo a las necesidades de estandarización y el desarrollo de directrices y un nuevo análisis para el Golfo de México.

El informe Pathways to Commercial Liftoff: Offshore Wind Deployment analiza los desafíos del mercado y las soluciones que ya están en marcha, y descubre que el sector se está adaptando a las recientes presiones de costos y verá menores riesgos y costos a medida que la implementación aumente con el tiempo. Las conclusiones y puntos de vista clave incluyen:

El mercado eólico marino estadounidense se encuentra en un punto de inflexión . A pesar de enfrentar desafíos macroeconómicos, el sector se está adaptando y se está incorporando una mejor mitigación de riesgos en la planificación industrial. El liderazgo estatal ha sido y seguirá siendo fundamental, al igual que la política federal, incluido el uso de herramientas de larga data y nuevos recursos disponibles a través de la Ley Bipartidista de Infraestructura y la Ley de Reducción de la Inflación.
El sector está preparado para el despegue , comenzando con proyectos de entre 10 y 15 GW con un camino hacia la decisión final de inversión en los próximos años.  Estos proyectos sentarán las bases para un despliegue consistente a largo plazo, una descarbonización y beneficios económicos en todo el país. A más largo plazo, la energía eólica marina puede generar más de 100 GW de energía limpia para 2050.
Si bien los costos aumentaron en los últimos años, existe un camino hacia la reducción de costos en el futuro . Los aumentos de costos fueron impulsados ​​por la rápida inflación de los costos de los equipos, el aumento de las tasas de interés, las limitaciones de la cadena de suministro y los retrasos en los cronogramas, pero los vientos en contra de los costos globales han comenzado a estabilizarse y las nuevas solicitudes de compra reducen el riesgo de desarrollo en el futuro. Los gobiernos y la industria están aprovechando las lecciones aprendidas, con esfuerzos continuos para perfeccionar la adquisición de proyectos y proveedores, fomentar la colaboración regional para la planificación de la cadena de suministro y la transmisión, y realizar inversiones para respaldar la infraestructura habilitadora necesaria.
La energía eólica marina tiene una propuesta de valor convincente y distintiva. La energía eólica marina es un pilar central de la descarbonización de los centros de población costeros, y los costos de extracción reflejan no solo el costo de generar energía limpia, sino también el costo de entregar energía a los centros de carga costeros (transmisión) y la oportunidad de revitalizar la infraestructura marítima y la manufactura nacional. La energía eólica marina tiene una propuesta de valor convincente y distintiva que complementa otros recursos limpios, con altos factores de capacidad y una fuerte producción invernal que respaldan la confiabilidad de la red y la diversidad de recursos.

En apoyo al desarrollo acelerado de la energía eólica marina, el DOE también anunció hoy:

48 millones de dólares para proyectos de investigación destinados a abordar las principales áreas de necesidad de energía eólica marina

La Oficina de Tecnologías de Energía Eólica (WETO) del DOE publicó un Aviso de Intención para financiar proyectos que apoyen la investigación y el desarrollo nacionales acelerados para tecnologías eólicas marinas tanto flotantes como de fondo fijo para su implementación frente a ambas costas, asociaciones para expandir la fabricación nacional de energía eólica marina y las cadenas de suministro en el Región de los Grandes Lagos, protección de la vida silvestre marina a través de nuevas tecnologías de monitoreo y liderazgo académico estadounidense en energía eólica marina flotante.

Hoja informativa sobre financiación

La Administración Biden-Harris publicó una nueva hoja informativa interinstitucional que describe los recursos federales clave disponibles para apoyar el despliegue de la energía eólica marina. Esto incluye programas impositivos, subvenciones y oportunidades de financiación, y programas de financiación federal del DOE, el Departamento del Interior, el Departamento de Comercio y el Departamento de Transporte.

Innovación en la fabricación de palas de turbinas eólicas nacionales RFI

WETO solicita información sobre el estado actual de la fabricación de palas de turbinas eólicas en Estados Unidos, las futuras necesidades de innovación en la fabricación de palas en el país, el desarrollo de la fuerza laboral de fabricación y cómo los recientes incentivos e iniciativas fiscales afectan el pensamiento y las estrategias de las partes interesadas.

Estandarización y orientación sobre la transmisión de energía eólica marina en el Atlántico

En consonancia con las recomendaciones del Plan de Acción de Transmisión de Energía Eólica Marina del Atlántico publicado el 21 de marzo, la Oficina de Despliegue de Red (GDO) anunció un próximo apoyo para las necesidades de estandarización de la transmisión de energía eólica marina y el desarrollo de directrices.

Análisis de transmisión de energía eólica marina en el Golfo de México

GDO y WETO están ampliando su cartera de transmisión eólica marina más allá del Atlántico y Occidentecostas para incluir la región del Golfo de México, comenzando con una revisión de la literatura y un análisis de lagunas.

El DOE desarrolla sus informes Pathways to Commercial Liftoff con una amplia participación de las partes interesadas y modelado de sistemas. Se agregarán informes adicionales en los próximos meses y continúa fomentando la participación del público y la participación de las partes interesadas a través de foros de la industria y por correo electrónico a liftoff@hq.doe.gov . Obtenga más información sobre los hallazgos del informe «Pathways to Commercial Liftoff: Offshore Wind» y regístrese para un seminario web el viernes 10 de mayo de 2024 a las 3:00 p.m.EDT.

Obtenga más información sobre cómo WETO, GDO y la Oficina de Programas de Préstamos del DOE  están apoyando el avance de la energía eólica marina nacional y suscríbase al boletín Catch the Wind para obtener la información más reciente sobre oportunidades de financiación, eventos y otras noticias relacionadas con la energía eólica marina.

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El mercado eléctrico peruano enfrenta una serie de desafíos que afectan a los generadores de energía tanto convencionales como renovables.

Aunque el sector energético en Perú ha experimentado un crecimiento considerable en las últimas décadas, todavía enfrenta obstáculos significativos para adaptarse a las cambiantes demandas de energía y a los requisitos de sostenibilidad.

El marco regulatorio y las políticas energéticas juegan un papel crucial en la manera en que los generadores pueden operar y desarrollarse en el país. Por ejemplo, la falta de incentivos para la adopción de energías limpias, junto con la demora en la aprobación de leyes clave, puede obstaculizar la inversión y el crecimiento del sector. 

De esta forma, los generadores de energía a menudo enfrentan regulaciones y procesos administrativos complejos que ralentizan el avance de sus proyectos.

Sumado a esto, existen un gran número de costos que deben afrontar los generadores de energía. Para llevar transparencia al sector, Freddy Díaz, especialista con más de 15 años de experiencia en mercados eléctricos y fundador de Energía Digital, consultora que brinda asesoría energética, revela la lista de los más significativos.

De acuerdo al experto, si bien al momento de evaluar proyectos de generación eléctrica en el SEIN, además del CAPEX y OPEX propiamente, se tienen en cuenta algunos costos asociados por participar en el mercado, a veces los generadores no tienen claridad de cuáles son exactamente estos, ni cuál podría ser el impacto en el proyecto evaluado.

En conversaciones con Energía Estratégica, Diaz señala: “Estos son los costos asociados a la compraventa de energía y deben ser afrontados por todos los generadores tanto renovables como convencionales. Los generadores de energía limpia quedan exceptuados de pagar solo el costo del Canon del agua y la Regulación Primaria de Frecuencia”.

“Desde Energía Digital hacemos estimaciones de los ingresos y egresos de las centrales de generación a 10 o 20 años. Toda esa información sirve para que los generadores puedan hacer su evaluación económica”, agrega. 

Por ello, a continuación, el experto presenta los 7 costos más relevantes a tener en consideración:

✔ El Aporte por Regulación (APR) es un tributo destinado al sostenimiento institucional de los organismos reguladores. Este aporte se aplica a empresas del sector eléctrico y minería, tiene como objetivo financiar funciones como la supervisión, regulación y fiscalización. Actualmente es un valor ligeramente menor al 1.0% de las ventas de energía y potencia.

✔ El aporte al Presupuesto del COES (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional), determinado anualmente, se utiliza para cubrir los gastos operativos del COES. Los integrantes del mercado (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) contribuyen en proporción a sus ingresos del año anterior.

✔ Los Costos Operativos Adicionales son las compensaciones pagadas a las centrales que, debido a inflexibilidades operativas o condiciones del despacho, no logran cubrir sus costos variables de operación con la valorización de su energía al costo marginal. Esta compensación es pagada por todos los Generadores en proporción a sus retiros de energía. Es decir, están relacionados directamente con los PPAs que tengan vigentes en el mes de valorización. En el Q1 2024 representó un costo de 1.78 USD/MWh-retirado.

✔ El Ingreso Tarifario, según los procedimientos del COES, está relacionado al saldo resultante y al saldo de rentas de congestión, por la diferencia que existe entre las entregas y retiros en el MME valorizados al costo marginal. El costo total por este concepto es asignado a los Generadores en proporción a su ingreso por potencia. En el Q1 2024 representó un costo de 424.0 USD/MW-mes-firme. Varía de forma proporcional al precio spot del mes.

✔ El Canon de Agua es una compensación a favor del Estado relacionado con el uso y aprovechamiento de los recursos hídricos. El monto pagado por los generadores hidroeléctricos es el producto de la energía activa generada en un determinado mes por el 1.0% de la tarifa en barra en hora fuera de punta. Este costo es exclusivo para generadores hidroeléctricos. 

✔ La Regulación Primaria de Frecuencia es un servicio obligatorio en el SEIN y no sujeto a compensación, provisto por los generadores con capacidad mayor a 10 MW. Por el momento, los renovables como solares y eólicos están exentos de esta obligación. El costo de oportunidad de brindar el servicio viene a ser la energía dejada de inyectar (alrededor del 3% de la capacidad) valorizada al costo marginal. 

Según comparte el experto a Energía Estratégica, aunque de momento las renovables están exceptuadas de este costo, advierte que “hay propuestas de ley para que las tecnologías limpias también tengan la obligación de brindar este servicio”.

✔ La Regulación Secundaria de Frecuencia es un servicio brindado por los Generadores adjudicados, por el cual todos los Generadores pagan en proporción a sus entregas de energía. En el Q1 2024 representó un costo de 0.92 USD/MWh-entregado.

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LONGi ha anunciado la conservación de su calificación AAA en el informe de bancabilidad PV ModuleTech de PV-Tech para el primer trimestre de 2024, marcando el 17º trimestre consecutivo en el que la compañía ha logrado esta clasificación superior.

La constante calificación AAA no sólo subraya el compromiso inquebrantable de LONGi con productos y servicios de alta calidad, sino que también refleja la sólida salud financiera de la compañía y su estabilidad sin precedentes dentro de la industria fotovoltaica, confirmando su estatus como líder del mercado y reflejando la confianza y el reconocimiento del que goza dentro del sector.

El riguroso análisis que se lleva a cabo en cada edición del informe de bancabilidad de PV-Tech evalúa exhaustivamente a los fabricantes en una serie de áreas clave, tanto desde el punto de vista de la fabricación como financiero, incluyendo el posicionamiento de la cadena de valor, las capacidades de producción, los perfiles globales de envío de módulos, el gasto de capital (capex), el gasto en I+D, el flujo de caja, la gestión de la deuda, la valoración, la rentabilidad y las métricas de facturación.

LONGi ha mantenido su categoría AAA durante 17 trimestres gracias a una cultura de innovación constante. La empresa invierte continuamente en I+D y colabora con socios líderes del sector para ampliar los límites de la oferta de productos y servicios. Este enfoque no sólo distingue a la empresa en términos de rendimiento actual, sino que también sienta una base sólida para el crecimiento sostenido y el avance futuro.

De cara al resto de 2024 y más allá, LONGi reafirma su compromiso de liderar el sector de la tecnología solar, adaptándose a los cambios del mercado y ofreciendo un mayor valor a clientes y socios de todo el mundo. La empresa avanzará en su viaje hacia la transformación energética de escenarios completos, guiada por su visión de aprovechar la energía solar para construir un mundo más verde.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno. La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono. www.longi.com

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Trina Solar, líder mundial en soluciones fotovoltaicas inteligentes y de almacenamiento de energía, recibió nuevamente el premio Top Brand PV Awards de EUPD Research. Este año la distinción fue realizada en la feria Solar+Storage Guadalajara, reforzando la fiabilidad de la compañía asiática.

La encuesta de este 2024 muestra que Trina Solar recibió cinco sellos para sus mercados en México, Chile, Brasil, Colombia y resto de Latinoamérica, demostrando un nivel excepcional de satisfacción de los instaladores y de valor recomendado entre las principales marcas mundiales. La compañía es una de las mejores marcas en el mercado fotovoltaico mundial, según la opinión de los instaladores y usuarios finales, y es reconocida por su fiabilidad y confianza.

“Este reconocimiento reafirma a Trina Solar como el mejor y más confiable fabricante de módulos solares, lo que nos enorgullece porque este reconocimiento se basa en la libre opinión de los usuarios de nuestros módulos solares de alta calidad y eficiencia. Esto nos motiva a seguir el camino que hemos liderado, como actor relevante en energías renovables, y respalda las inversiones que Trina destina en Investigación y Desarrollo para dotar de la última tecnología a nuestros clientes y asegurar los más altos estándares de calidad en nuestros productos. De hecho, Trina es uno de los fabricantes de módulos con mayor número de patentes tecnológicas registradas, posicionándonos como el proveedor de soluciones integrales ideal para aquellos clientes que construyan proyectos solares y/o de almacenamiento”, explicó Álvaro García-Maltrás, presidente para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

Este organismo encuesta todos los años a miles de instaladores de más de 30 países y regiones, solicitando su opinión sobre las marcas fotovoltaicas y de almacenamiento y su rendimiento en términos de módulos, inversores, sistemas de estanterías, venta al por mayor y almacenamiento. El análisis Top Brand PV se basa en décadas de experiencia en investigación y en modelos de evaluación únicos que representan la máxima calidad y objetividad.

“Este sello de calidad e innovación, que caracteriza a Trina Solar, es aplicado a la fabricación de todo nuestro portfolio, como nuestros Trackers con software inteligente de seguimiento de última generación, y las soluciones de almacenamiento que la unidad de Trina Storage ha comenzado a comercializar en América Latina este año”, destacó García-Maltrás.

EUPD Research es un organismo alemán de certificación mundial en el sector solar con más de 22 años de experiencia en la medición y el análisis de la percepción de los intermediarios del mercado fotovoltaico y los clientes finales. 

El reconocimiento a la marca se dio en medio de su participación en Solar+Storage Guadalajara, donde formó parte de este importante evento como uno de los grandes expositores de la feria, contando con un stand, sorpresas para los asistentes y fue el anfitrión principal del evento Energy Night, como único patrocinador de la tradicional cita.

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El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, IPSE y el Ministerio de Minas y Energía, inauguran el proyecto ‘Central Híbrida de Puerto Cachicamo’ que suministrará energía eléctrica a todo el corregimiento de Puerto Cachicamo, municipio de San José del Guaviare, Guaviare.

“Las Comunidades Energéticas son la herramienta clave para la disminución de la pobreza energética en Colombia, comunidades que ahora tienen la posibilidad de mejorar sus condiciones de vida con la ayuda de la energía solar. Hoy las familias de Puerto Cachicamo en el Guaviare, son parte del gran propósito de la Transición Energética Justa, para contribuir al desarrollo de los territorios y la democratización de la energía”, afirmó el ministro Andrés Camacho.

El proyecto se llevó a cabo con una inversión de $2.822.719.767, además de garantizar el servicio de energía eléctrica, la central beneficiará a cerca de 100 familias que conforman el territorio con el fortalecimiento de sus proyectos productivos, trayendo progreso sostenible y sustentable.

“Esta Central de Generación Híbrida cuenta con 266 paneles solares de capacidad fotovoltaica de 110.3 kW, 48 baterías de 4.710 Ah y un grupo electrógeno diésel de respaldo de 23 kW. Esto permite que, a partir de hoy, este territorio de paz tenga por primera vez energía renovable», aseguró Danny Ramírez, director del IPSE.

El objetivo es que Puerto Cachicamo forme parte de las Comunidades Energéticas, estrategia del Gobierno Nacional que busca descarbonizar la economía, así como, aumentar la eficiencia energética, descentralizar la generación, almacenamiento y consumo de energía.

Desde el ministerio de Minas y Energía y sus entidades adscritas, se sigue construyendo caminos para fortalecer a las Comunidades Energéticas en un abrazo colectivo de organización para crear la Energía del Cambio que necesita Colombia.

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La Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR), en conjunto con el Instituto Nacional de Aprendizaje (INA) y la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (ONUDI), llevaron a cabo un foro para analizar los resultados del Reporte sobre el Desarrollo Industrial 2024 de la ONUDI.

“A nivel mundial, cada empleo del sector manufacturero crea, en promedio, 2,5 puestos de trabajo en otros sectores de la economía. En comparación con otras actividades, la industria manufacturera contribuye de forma importante a la innovación ecológica: el 60 % de todas las patentes verdes del mundo pertenecen a empresas industriales”, dijo Johannes Dobinger, representante para México y Centroamérica de la ONUDI.

El Informe destaca el papel crucial del sector industrial en la búsqueda de soluciones para el desarrollo sostenible, dada su significativa influencia en los objetivos sociales y medioambientales. También señala que la industria juega un papel clave para acelerar el crecimiento, la innovación, la creación de empleo, la reducción de la pobreza y el hambre, la creación de sociedades más equitativas y la lucha contra el cambio climático, cuyo rol se hace preponderante en un contexto donde un 15 % de los ODS están en camino, un 48% fuera del avance previsto y un 37 % en situación de estancamiento.

Durante la presentación del Reporte Dobinger se refirió a 4 mega tendencias que están moldeando la dinámica del mundo: la transición energética, la cuarta revolución Industrial, el reequilibrio global, y las transiciones demográficas. 

Realidad en América Latina y el Caribe, retos para Costa Rica

De acuerdo con la ONUDI, una Política Industrial moderna debe combinar 4 elementos: ser colaborativa, preparada para el futuro, coordinada de forma regional y orientada a los ODS, y es a través de la Política Industrial que se pueden emprender acciones de forma inmediata para el ODS 7 (energía asequible y limpia), el ODS 8 (Trabajo digno y crecimiento económico) y el ODS 9 (Industria, Innovación e Infraestructura).

“Para contar con una Política Industrial de amplio alcance, Costa Rica requiere unir esfuerzos entre todos los sectores para prospectar el país que queremos; sin duda el país requiere como acciones prioritarias dentro de esta política una reforma educativa integral, tanto profesional como técnica y en todos los niveles, un impulso real a la innovación y mejorar su infraestructura, tanto física (puertos, aeropuertos, carreteras) como infraestructura tecnológica y el acceso a energías limpias con tarifas competitivas”, dijo Sergio Capón, presidente de la Cámara de Industrias de Costa Rica.

Si bien América Latina y el Caribe (ALC), en su camino por alcanzar las metas de ODS, destaca en cuanto al acceso a la energía (98%) y eficiencia energética (87%), el débil crecimiento económico es uno de los principales lastres para alcanzar los ODS. El crecimiento económico de la región se encuentra «estancado» en un 27% de avance, el empleo con un «avance moderado» (54% de avance) y la innovación con un rezago importante (13% de progreso).

“En Costa Rica, el acceso a la energía universal y la eficiencia energética de Costa Rica son destacables y se deben continuar los esfuerzos para mantener este logro, pero si bien el país supera el promedio regional en la adopción de energía limpia (61% vs 53%), aún existe un margen considerable para ampliar estas iniciativas y reforzar el compromiso con la sostenibilidad; el peor desempeño está en innovación, con solo un 6% de avance, y 7 puntos por detrás del promedio regional, lo que subraya esta área como crítica para el desarrollo futuro de Costa Rica”, dijo Dobinger.

El Reporte de la ONUDI también destaca a Costa Rica como una economía más robusta en comparación con el resto de la región, sin embargo, hay una necesidad de políticas innovadoras para impulsar el empleo tanto en el país como en la región, para dinamizar la economía y promover la creación de empleo.

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La demanda de energía en Guatemala crece a ritmos acelerados y la oferta necesita ampliarse con prontitud. Por lo que desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) identifican determinados retos qué abordar con celeridad durante este año.

Entre ellos, Rudolf Jacobs, presidente de AGER, señala que urge la expansión de redes de transmisión y del parque de generación, así como brindar certeza jurídica a las inversiones.

Sobre el primer punto, los generadores han identificado que las redes de transmisión del país requieren ampliarse en capacidad y cobertura geográfica, para dar cabida y acceso a los nuevos proyectos de energía, en su mayoría renovables, que deben instalarse.

En este sentido, Jacobs señaló como importante que se lleven a cabo procesos de licitación para nuevas líneas de transmisión y nuevas plantas de generación, cumpliendo con la Política Energética para que se logre alcanzar una participación renovable de no menos del 80%.

«La AGER propone diseñar las licitaciones para agregar una mezcla variada de fuentes renovables, como hidroeléctrica, eólica, solares-fotovoltaicas, por su complementariedad, y con un esfuerzo de agregar capacidad geotérmica, por el potencial del país y su contribución a la base del suministro”, declaró el presidente de AGER a Energía Estratégica.

Y argumentó: “Existen proyectos de transmisión que fueron adjudicados en el pasado que no se instalaron o están en proceso. Debe evaluarse con urgencia las líneas que son necesarias para licitar, evaluar las razones del atraso donde aplique y, una vez adjudicadas, es importante que las autoridades den acompañamiento permanente a estos proyectos, en particular en lo que concierne a la obtención de los derechos de paso».

Como parte de lo anterior, la Asociación ha propuesto que las autoridades consideren «lanzar una licitación de nueva generación, desagregando la gran licitación PEG-5, que viene atrasada, aprovechando los proyectos que compitieron y no fueron adjudicados en el proceso PEG-4«, muchos de los cuales por ser de tecnología solar podrían desarrollarse e iniciar el suministro rápidamente, en el año 2025, y con ello dar soporte a la demanda de energía en los períodos de necesidad más críticos (en el verano).

“Es necesario reglamentar las consultas del Convenio 169 de OIT, para dar certeza jurídica a las inversiones en infraestructura de diversa índole en el país, incluyendo proyectos de generación, distribución y transmisión de electricidad”, añadió Jacobs.

La publicación de AGER denominada “Estrategia para la transición energética en Guatemala: Agenda para la transformación eléctrica sostenible” identifica estos retos, entre otros, y plantea una ruta de crecimiento de la oferta que atiende las necesidades de la demanda dentro de un marco de sostenibilidad ambiental, asequible para la población y competitivo para el desarrollo económico del país.

Con una visión de largo plazo propone dar continuidad a lo establecido en la Política Energética, priorizando alcanzar el 80 % de la generación de energía proveniente de fuentes renovables, impulsando el desarrollo y aprovechamiento de nuestro potencial de generación y contribuyendo a cerrar la brecha aún existente en temas de electrificación rural.

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Una nueva compañía hidrocarburífera se sumará al camino de la transición energética y la adopción de energías renovables en sus procesos productivos, con el fin de reducir su huella de carbono a lo largo de las próximas décadas. 

La Empresa Nacional de Petróleo (ENAP) de Chile recientemente aprobó un plan de descarbonización (el primero de la firma) con objetivos a 2035 (alcance N°1) y 2050 (N°2), por lo que desde su general general reconocieron que apuntarán a cerrar contratos de compra – venta de energía renovable. 

“Hay un contexto que ayuda en Chile, ya que el país hizo enormes esfuerzos para transformar la matriz energética a renovables, por lo tanto tenemos la posibilidad de, eventualmente, colgar más nuestras operaciones de la red”, manifestó Julio Friedmann, gerente general de ENAP. 

“Y con ello atacar el alcance N°2 de los objetivos a través de PPA renovables, que empezaremos a trabajar a partir de ahora”, aseguró durante un webinar organizado por la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (ARPEL) en el marco del 26° Congreso Mundial de la Energía, realizado en Rotterdam.

Para ser precisos, ENAP es una empresa estatal chilena dedicada a la explotación, producción, refinación y comercialización de petróleo, gas y sus derivados, y de energía eléctrica; teniendo su producción actualmente radicada en Argentina (se venderá la participación en pozos y activos en dicho país), Ecuador y Egipto, siendo estos últimos dos los de mayor volumen de producción 

Pero a mediados de abril, el directorio de ENAP aprobó el plan de descarbonización en el que asumió la reducción del 25% de sus emisiones de dióxido de carbono equivalentes para 2035 y del 50% para el año 2050.

Por tanto desde la compañía fundada en 1950 observan una circunstancia “única” para avanzar en materia de descarbonización con inversiones que consideran “rentables por sí mismas”, ya sea en cuanto a renovables e incluso con la propia producción de hidrógeno verde. 

“Tenemos una tremenda oportunidad de descarbonización con proyectos rentables, que tienen un retorno de inversión positivo. Y cuando nos pusimos metas de reducción de emisiones, diferenciamos que hay temas de eficiencia de oxígeno en los hornos, eficiencia energética en las refinerías y más que no habíamos abordado con todas las fuerzas pero que hoy debemos hacerlo”,  sostuvo Friedmann. 

Cabe recordar que recientemente ENAP anunció que la alemana Neuman & Esser será la encargada de construir la planta de 1 MW donde la estatal producirá hidrógeno verde, proyectada para iniciar en 2025. Central que se alimentará del parque eólico Vientos Patagónicos. 

Y la planta de H2V será utilizada para estaciones de carga de vehículos y para la alimentación del horno de la planta de fraccionamiento en Cabo Negro, entre otras aplicaciones.

Adicionalmente,  durante el 2023 ENAP  firmó un acuerdo con Total Eren, HIF Chile y HNH Energy para la reconfiguración del Terminal Laredo, el que permitirá habilitar la primera fase importación de equipamiento para el desarrollo de esta industria, como también un megaproyecto en San Gregorio para el desarrollo de un terminal para importación y exportación de H2V y derivados que involucra una inversión que rondará los US$700 millones.

“Estamos apostando a ayudar a los inversionistas privados a convertir a la región de Magallanes en un polo de producción de hidrógeno verde de manera competitiva en el futuro”, subrayó el gerente general de la Empresa Nacional de Petróleo . 

“Igualmente vemos con cautela el tema del H2V ya que todo indica que tomará más tiempo; pero en el corto y mediano plazo serán los biocombustibles en los que nos enfocaremos”, aclaró durante el webinar en el 26° Congreso Mundial de la Energía.

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Las inversiones en infraestructura se tornan fundamentales para atraer nuevas inversiones de proyectos renovables que ayudan a satisfacer la demanda energética y diversificar la matriz colombiana. 

Bajo esa premisa, ISA INTERCOLOMBIA, empresa dedicada al transporte de energía eléctrica a alto voltaje en el país, avanza a pasos agigantados con su proyecto de Interconexión Cuestecitas – Copey – Fundación a 500/220 mil voltios ubicado en La Guajira, región que se caracteriza por su alto potencial eólico.

Este desarrollo que atraviesa 17 municipios de los departamentos de La Guajira, Cesar y Magdalena, incluye la construcción de 270 kilómetros de líneas y 632 torres, la ampliación de las subestaciones Fundación, Copey y Cuestecitas y la construcción de Nueva Cuestecitas.

Ante la expectativa que generan estas obras para la región, Carlos Mario Caro, gerente general en ISA Intercolombia, destaca el arduo trabajo que se está realizando desde la compañía para culminar este desarrollo, en sus redes sociales. 

“Recorrimos la zona norte del proyecto, inspeccionando la llegada de la línea a las subestaciones Cuestecitas actual y la nueva, un tramo importante del proyecto que pasa cerca de la mina de El Cerrejón y la reserva forestal Aguas Blancas – Santa Elena – Mushaisa, en La Guajira. Allí todos los materiales para la construcción de la línea son transportados por helicóptero para proteger dicha reserva”, explica.

“Esta interconexión es fundamental porque aumentará la capacidad instalada del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y mejorará la confiabilidad del servicio en los tres departamentos que recorre. Además, conectará al país con los proyectos de energías renovables no convencionales que avanzan en La Guajira, lo cual es un aporte clave a la transición energética”, agrega.

En línea con su compromiso por diversificar la matriz colombiana, la compañía tiene el ambicioso objetivo de iniciar operaciones a fines del 2024. En concreto, el proyecto integra las siguientes obras:

  Instalación de 220 kilómetros de líneas de transmisión, a doble circuito, entre las subestaciones Cuestecitas y Copey a 500 mil voltios.
 Instalación de 50 kilómetros de líneas de transmisión, a un circuito, entre las subestaciones Copey y Fundación a 220 mil voltios.
 Ampliación de las subestaciones Fundación a 220 mil voltios, Copey a 500 y 220 mil voltios y Cuestecitas a 220 mil voltios.
 Construcción de la subestación Nueva Cuestecitas a 500 y 220 mil voltios.

Según datos de la compañía, la subestación Nueva Cuestecitas será la primera encapsulada a 500 mil voltios que se instalará en La Guajira, cuya característica principal es la disminución de los espacios requeridos para instalación de equipos, brindando condiciones de confiabilidad y seguridad.

De esta forma, permitirá robustecer el servicio de la demanda de energía eléctrica en Colombia, en especial para los tres departamentos en cuestión, el cual está contemplado en el marco del “Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2014 – 2028” de la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME.

La empresa asegura que la puesta en marcha de esta línea es un aporte para la transición energética, ya que serán el vehículo que servirá para transportar la energía generada en los parques eólicos y solares que pudieran construirse en los departamentos del norte.

Además, ISA Intercolombia revela que durante la etapa constructiva de esta inversión que aún no ha culminado, se han generado más de 3.400 empleos, de los cuales: cerca del 52 % son de los departamentos del área de influencia y el 48 % foráneos.

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El operador argentino de redes eléctricas Distrocuyo y la filial chilena SEIS, perteneciente al grupo y especializada en soluciones digitales, presentaron en cooperación con su socio alemán Venios los resultados actuales de la primera aplicación de la solución de software Venios.NET en redes inteligentes en América Latina. 

En el marco del proyecto piloto Venios ha integrado en su plataforma energética Venios.NET los datos técnicos de una red eléctrica en Argentina, cuya operación y mantenimiento está a cargo de Distrocuyo S.A. La integración de los datos técnicos de la infraestructura de la red eléctrica y de los datos de medición disponible en la plataforma DigitalSEIS, permite ahora visualizar en la plataforma energética Venios.NET la topología y el estado de la red en tiempo real. 

“Monitorear, analizar la topología de la red y pronosticar los flujos de carga de redes aisladas es un caso de aplicación simple – en comparación con los operadores de redes de distribución en ciudades como Berlín, Zúrich y Nueva Delhi o en Buenos Aires y Mendoza – pero que son bien aptos para validar la compatibilidad y viabilidad técnica de nuestras soluciones a menor escala”; así lo afirma Maximilian Wurm, co-fundador y jefe técnico de Venios. 

La solución de software Venios.NET permite aplicar funciones avanzadas de supervisión, planificación, simulación y la gestión activa de la carga en la gama de baja y media tensión. Venios.NET crea transparencia en las redes de distribución, con un enfoque integral para poderlas monitorear, analizar, planificar y operar. 

 “Para poder mantener las redes eléctricas estables, los operadores de las redes de distribución necesitan nuevas herramientas para hacer posible la transición energética. Venios.NET es una solución avanzada y pionera con la cual ayudamos a nuestros clientes hacer posible y operable dicha transición”, dice Tobias Gierling, director de ventas LATAM de Venios.

La transición energética está caracterizada por el despliegue de energías renovables, generación fluctuante – en caso de plantas eólicas y solar fotovoltaicas – y una generación distribuida con más prosumidores (Usuarios-Generadores) que requieren de redes eléctricas inteligentes, mejor conocido como “smart grids”.

“La sinergia entre el gemelo digital de Venios.NET y la tecnología utilizada para la recolección y procesamiento de datos de SEIS, logrará mejorar el uso de los recursos operativos, tanto en instalaciones eléctricas como en consumidores finales. La digitalización y disponibilización de la información es de vital importancia para garantizar un correcto análisis desde nuestra plataforma energética”, especifica Edgardo López, Sponsor de Negocios de SEIS. 

Los modelos innovadores de generación y consumo de energía están basados en inteligencia artificial y pueden utilizarse para realizar predicciones precisas sobre el comportamiento operativo. Esto permite reconocer cuellos de botella en una fase temprana y rectificarlas a tiempo, garantizando así un funcionamiento seguro y eficiente.

La cooperación alemana-argentina-chilena, entre Venios (Frankfurt) – Distrocuyo (Mendoza) – SEIS (Santiago) permite mejorar el uso de recursos operativos y ofrecer nuevas soluciones basadas en inteligencia artificial para redes eléctricas inteligentes. 

La presentación del proyecto piloto tuvo lugar en el Auditorio de la Legislatura de Mendoza, en presencia de aproximadamente 100 participantes; entre ellos, expertos del sector energético y políticos, interesados en nuevas soluciones para las redes eléctricas de baja y media tensión. El proyecto piloto fue presentado por Gustavo Dondero de Distrocuyo, Carlos Eid de la Agencia Alemana de Energía (dena), Tobias Gierling de Venios y Edgardo López de SEIS. 

En la segunda parte del evento, incluyendo la temática de redes inteligentes en un contexto regulatorio local, provincial y académico, presentaron Àngel Garay y Raúl Faura del Ente Provincial Regulador de la Energía (EPRE) y Jawana Gabrielski del Instituto de Sistemas Energéticos, Eficiencia Energética y Economía de la Energía (ie3) de la TU-Dortmund sus programas de modernización e investigación.  

Por la tarde, Venios, su socio Distrocuyo-SEIS y los participantes del evento fueron recibidos en las instalaciones del Consulado Alemán en Mendoza por el Cónsul Andreas Vollmer y el Embajador de la República Federal de Alemania en Buenos Aires, Dieter Lamlé. 

Vale recordar, que este Proyecto cuenta con el apoyo del Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima de Alemania (BMWK) en el marco del Programa de Soluciones en Energías Renovables de la Iniciativa Alemana en Soluciones Energéticas.

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YPF Luz y Cementos Avellaneda anunciaron el inicio de la construcción  del Parque Eólico Cementos Avellaneda, ubicado en la localidad de Olavarría, Provincia de Buenos Aires, a 10 km de la ciudad.  

El parque tendrá una potencia instalada de hasta 63 MW y estará emplazado dentro del predio  de Cementos Avellaneda y en terrenos de terceros linderos a la planta, sobre una superficie de  450 hectáreas. Contará con 9 aerogeneradores de última generación, con tecnología Nordex Delta de 7MW de potencia por aerogenerador.

El parque tendrá un factor de capacidad  estimado de 47% y generará 260.487 MWh/año de energía renovable, que es equivalente a las  necesidades energéticas de unos 72.000 hogares, evitando la emisión de más de 119.824  toneladas de CO2 al año. La puesta en marcha se prevé para el primer semestre de 2025. 

El proyecto tiene dos instalaciones diferenciadas. Por un lado, 4 aerogeneradores con un total  de 28 MW de capacidad instalada estarán destinados al autoabastecimiento de Cementos  Avellaneda, mientras que la energía de los otros 5 aerogeneradores, de una capacidad instalada  de 35 MW, se comercializará en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).  

Para Cementos Avellaneda, el desarrollo de este parque es parte de su compromiso con el  cuidado del medio ambiente y de su estrategia para reducir la huella de carbono impulsando la  transición energética. Tiene como objetivo el autoabastecimiento de aproximadamente un 47%  de la demanda eléctrica de su planta en Olavarría, a partir de la generación de energías  renovables por un plazo de hasta 25 años. Además, se logrará el aprovechamiento e integración de sitios que actualmente se encuentran en proceso de rehabilitación, luego del desarrollo de actividades mineras. 

“La concreción de este proyecto y el inicio de la construcción del parque eólico representan para  nosotros el cumplimiento de un nuevo hito en nuestra agenda de sostenibilidad. Significa un gran  avance para conseguir la descarbonización de nuestro proceso productivo, a la vez que refuerza  la confianza y el compromiso de nuestros accionistas con nuestro país. Este proyecto hubiese  sido imposible sin el aporte profesional y humano de todo el equipo de YPF Luz y Cementos  Avellaneda”, expreso José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda. 

YPF Luz tendrá a su cargo la construcción del parque, con una inversión de USD 80 millones. Con este nuevo proyecto, suma 715 MW renovables (497MW en operación y 218 MW en  construcción), reafirmando su liderazgo en la provisión de energía renovable para las industrias argentinas.

“Este parque es el resultado de un sueño conjunto, que surgió y pudo concretarse a  partir de una colaboración estrecha y productiva con nuestro cliente. Nos enorgullece ser el socio  elegido por Cementos Avellaneda para concretar este hito tan importante en la historia de la  sustentabilidad de la compañía”, explicó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz. “Con este nuevo proyecto iniciamos una nueva década de crecimiento y reafirmamos nuestro compromiso con la  transición energética, en línea con nuestro propósito de impulsar desde Argentina la evolución  de la energía para el bienestar de las personas”. 

Características del Parque Eólico Cementos Avellaneda 

63 MW de potencia de fuente renovable: 
Generará energía equivalente a más 72.000 hogares.
Ahorro de 119.824 toneladas de CO2 al año.
9 aerogeneradores
Superficie: 450 hectáreas
Factor de capacidad: 47.2%
Energía Generada: 260.487 MWh/año
Inversión: más de USD 80 millones
Empleo durante la construcción: 200 personas en pico de obra

Características de los aerogeneradores  

Tecnología: Nordex Delta 
Capacidad instalada: 7MW cada uno 
Alto de torre: 119 metros 
Largo de palas: 81 metros 
Altura total: 200 metros

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JinkoSolar Holding Co., Ltd. (la «Compañía» o «JinkoSolar») (NYSE: JKS ), uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo, anunció que una vez más encabezó el Informe de bancabilidad «ModuleTech» de PV Tech en el primer trimestre de 2024, obteniendo una calificación «AAA», que subraya la posición de liderazgo de la compañía en excelencia de fabricación, calidad confiable, participación de mercado, desempeño financiero sólido e innovación tecnológica.

JinkoSolar logró un crecimiento significativo en el desempeño operativo y financiero en 2023. Según el informe anual de 2023 de su filial Jinko Solar Co., Ltd. publicado el 22 de abril de 2024, los ingresos totales fueron de 118,68 mil millones de RMB , un aumento del 43,55% anual. durante el año.

El beneficio neto atribuible a los accionistas fue de 7.440 millones de RMB , un aumento interanual del 153,2%. A finales de 2023, los envíos globales acumulados de módulos de la Compañía superaron los 210 GW, con una participación de mercado del 15 % en 2023, ocupando el primer lugar en el mundo.

Mientras tanto, el galardonado módulo Tiger Neo tipo N de JinkoSolar fue reconocido como uno de los módulos tipo N con mejor desempeño en el mercado.

JinkoSolar lleva mucho tiempo comprometido con la innovación y la exploración tecnológica, liderando el desarrollo de la tecnología tipo N en la industria fotovoltaica. A JinkoSolar se le han concedido 330 patentes TOPCon y ha batido el récord de eficiencia de conversión de células 25 veces.

La eficiencia de conversión de la célula solar en tándem de perovskita basada en TOPCon tipo N ha alcanzado el 32,33% y la eficiencia de producción en masa promedio de la célula TOPCon tipo N ha alcanzado actualmente el 26,1%, liderando la industria nuevamente.

En el futuro, JinkoSolar seguirá mejorando sus capacidades tecnológicas, adhiriendo a la innovación y mejorando la competitividad de sus productos. Al mismo tiempo, aprovechará plenamente las sinergias de su cadena industrial para optimizar la asignación de recursos, reducir costos, mejorar la competitividad general de la industria y promover el desarrollo de alta calidad de la industria fotovoltaica global, así como la energía limpia en el futuro.

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Hitachi Energy reveló hoy inversiones de más de $1,500 millones de dólares para aumentar su capacidad de fabricación global de transformadores con la finalidad de mantenerse al ritmo de la creciente demanda, apoyando los planes a largo plazo y los esfuerzos de electrificación.

Las inversiones ampliarán gradualmente la capacidad mundial de transformadores de la empresa de aquí a 2027 y se suman a los $3,000 millones de dólares ya anunciados para avanzar en la electrificación del sistema energético impulsada por la transición energética.

«La demanda de transformadores y equipos eléctricos ha crecido a una escala sin precedentes, y estamos invirtiendo para hacer frente a las necesidades a mediano y largo plazo de nuestros clientes. Estamos desarrollando nuestra huella y capacidad globales y progresando en digitalización y tecnología para ofrecer soluciones aún más sostenibles y fiables», dijo Bruno Melles, director general del Negocio de Transformadores de Hitachi Energy, durante el evento insignia para clientes de la compañía, Energy & Transformers Days en Roma, Italia.

Hoy, la compañía anuncia también una inversión de unos $180 millones de dólares en una nueva fábrica de transformadores de última generación en la región de Vaasa, Finlandia. Este campus de primer nivel, con una superficie de 30,000 metros cuadrados, será un testimonio del compromiso de Hitachi Energy con la innovación, la calidad y el cuidado del medio ambiente.

Las inversiones complementan los esfuerzos de crecimiento más amplios de Hitachi Energy, que incluyen la recientemente anunciada expansión de más de $30 millones de dólares en Bad Honnef, Alemania. Aprovechando la presencia global de la empresa, se realizarán inversiones adicionales en Europa, América y Asia para satisfacer la creciente demanda de transformadores de energía y distribución.

Las expansiones de las instalaciones de transformadores de Hitachi Energy incluyen el proyecto en curso en South Boston, Virginia, EE.UU., y otros proyectos finalizados recientemente en Jefferson City, Missouri, EE.UU., y Dos Quebradas, Colombia. Además, la empresa ha inaugurado nuevas fábricas de última generación en Chongqing, China, y Hanoi, Vietnam, junto con un nuevo centro de servicio de transformadores en Welshpool, Australia.

“Nuestras inversiones globales, incluido el nuevo campus de transformadores en Finlandia, subrayan nuestro compromiso de crear juntamente con nuestros clientes y socios de servicios públicos e industriales el camino para acelerar la transición energética. Al aprovechar estratégicamente nuestra presencia mundial, nuestra tecnología y la experiencia de nuestros equipos, no solo estamos preparados para satisfacer la demanda mundial de soluciones energéticas sostenibles, sino también para impulsar la innovación necesaria para un futuro neutro en carbono”, explicó Mellers.

Los transformadores desempeñan un papel fundamental en toda la cadena de valor de la energía, ya que permiten una transmisión y distribución eficientes de la electricidad. Son un componente clave para aplicaciones como la integración de energías renovables, las interconexiones de redes, la alimentación de centros de datos y la electrificación del transporte, facilitando la descarbonización de los sistemas energéticos.

Hitachi Energy es el mayor fabricante de transformadores del mundo en términos de base instalada, gama de productos, capacidad de fabricación y cobertura del mercado, con más de 60 fábricas de transformadores y centros de servicio en todo el mundo.

El crecimiento de las capacidades digitales y de servicio forma parte de los esfuerzos de la compañía para ayudar a las empresas de servicios públicos y a las industrias a operar y mantener sus activos eléctricos. La digitalización permite realizar operaciones eficientes en toda la cadena de valor, posibilitando programas de gestión de activos centrados en la fiabilidad para ayudar a nuestros clientes a ampliar el ciclo de vida de los transformadores, apoyar la sostenibilidad y permitir retrasar las inversiones en nuevos equipos.

Todas las inversiones anunciadas en transformadores incluyen tecnologías de fabricación sostenibles e innovadoras para la eficiencia operativa, al tiempo que garantizan altos niveles de seguridad y calidad. Estas inversiones impulsan los esfuerzos de la empresa por alcanzar la neutralidad de carbono en 2030 y pretenden crear un impacto económico y social positivo en las comunidades locales. Hitachi Energy emplea a más de 17,000 personas en todo el mundo en su negocio de transformadores y tiene previsto aumentar su plantilla con la incorporación de 4,000 nuevos puestos de trabajo en el sector.

Acerca de Hitachi Energy

Hitachi Energy es un líder tecnológico global que está avanzando hacia un futuro energético sostenible para todos. Atendemos a clientes de los sectores de servicios públicos, industria e infraestructura con soluciones y servicios innovadores en toda la cadena de valor. Junto con clientes y socios, somos pioneros en tecnologías y permitimos la transformación digital necesaria para acelerar la transición energética hacia un futuro neutro en carbono. Estamos haciendo avanzar el sistema energético mundial para que sea más sostenible, flexible y seguro, al mismo tiempo que equilibramos el valor social, ambiental y económico. Hitachi Energy tiene una trayectoria comprobada y una base instalada incomparable en más de 140 países. Integramos más de 150 GW de enlaces HVDC en el sistema eléctrico, ayudando a nuestros clientes a habilitar más energía eólica y solar. Con sede en Suiza, empleamos a más de 40,000 personas en 90 países y generamos volúmenes de negocio de más de 10,000 millones de dólares.

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La Corporación de Consumidores y Usuarios (CONADECUS) de Chile elevó una solicitud a la Contraloría General de la República para que deje sin efecto las bases y suspenda la Licitación de Suministro 2023/01, en la que sólo cinco empresas compiten por 3600 GWh. 

La carta de la asociación fundada en 1996 ingresó pocos días antes de que se realice la apertura de ofertas económicas (jueves 2 de mayo) en la que se conocerán los precios de los 25 proyectos renovables (suman 4038,1 MW de capacidad) y las 5 centrales térmicas (1959 MW). 

Mientras que, de avanzar el proceso, el 8 de mayo se llevará a cabo el acto público de adjudicación de dichas propuestas en caso de finalizar en primera etapa. Caso contrario, se procederá a una segunda etapa de subasta, con presentación de ofertas económicas el lunes 13 de mayo y su asignación al día siguiente. 

El motivo de la solicitud se debe a que CONADECUS considera que el proceso perjudicará a los consumidores y asegura que los clientes regulados deberán abonar los costos sistemáticos. 

¿Por qué? Dichos costos antes estaban a cargo de las empresas generadoras de energía eléctrica, pero en las bases de la vigente convocatoria por primera vez se permitió que los generadores los puedan trasladar directamente al precio de adjudicación como un cargo adicional. 

Por lo que para la Corporación de Consumidores y Usuarios ello podría traducirse en aumentos futuros indeterminados de las tarifas eléctricas finales en lugar de buscar la reducción de los costos para los usuarios y la estabilidad a mediano y largo plazo del precio de la energía

“El traspaso de los costos mediante un proceso licitatorio es ilegal pues contraviene la normativa legal y reglamentaria vigente que coloca dichos costos de cargo del generador eléctrico”, asegura el documento elevado a Contraloría.

Cabe recordar que los costos sistémicos se cobran a todas las empresas generadoras en proporción a sus respectivas inyecciones/retiros de energía al sistema y, en líneas generales, incluyen servicios complementarios, operación a mínimo técnico, costo de estabilización de precios, entre otros. 

Y a lo largo de los últimos años tuvieron un aumento de gran magnitud, a tal punto que pasaron de USD 20 millones a más de USD 110 millones mensuales, según estadísticas del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). 

Incluso, desde la Corporación de Consumidores y Usuarios argumentaron que el propio CEN advirtió sobre la modificación a las bases de la Licitación de Suministro que lleva adelante la Comisión Nacional de Energía (CNE). 

“Ese tipo de medidas alteran los incentivos a la provisión eficiente de recursos de generación, ya que se le traspasaría la totalidad de los pagos laterales a los clientes, incluyendo las compensaciones por precio estabilizado, no existiendo incentivos por parte de ningún actor a disminuir su cuantía”, señala el texto citado. 

Por tanto desde CONADECUS le pidieron a la Contraloría que declare que las bases de la convocatoria – y sus posteriores modificaciones – no se ajustan a la normativa vigente en materia eléctrica, suspenda la licitación mientras se tramite el procedimiento administrativo y ordene que se retrotraiga el proceso concursal.

Por lo que habrá que esperar la decisión de Contraloría, si la misma anula la Licitación de Suministro 2023/01 (prorrogada y modificada en diversas oportunidades) o si el gobierno puede avanzar conforme al cronograma establecido y con la ofertas en competencia sobre la mesa. 

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El ministro de Economía, Luis Caputo, encabezó este jueves un encuentro en el Palacio de Hacienda con las Productoras de Gas y a los Generadores de Electricidad.

El ministro recordó que el gobierno del presidente Javier Milei se hizo cargo con fondos del ejercicio 2024 de las transacciones impagas de CAMMESA de octubre y noviembre 2023, correspondientes en su totalidad a la administración de Alberto Fernández.

Dado el esfuerzo presupuestario ya realizado para cancelar múltiples deudas del gobierno anterior, se presentó hoy una propuesta para cancelar las transacciones de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de títulos públicos por un monto aproximado de 600 MM de valor nominal.

Además, se les comunicó que, a partir de febrero, los flujos están siendo normalizados.

Mediante la resolución de las deudas generadas por la política energética de la administración previa y la normalización del flujo, el Gobierno Nacional confía en que el sector pueda enfocarse, con estabilidad y previsibilidad, en mejorar el servicio para los usuarios.

“Por diciembre y enero existen diferencias con algunos por el tipo de cambio. Para ellos lo más importante es arreglar el flujo para adelante, cosa que se está haciendo. Y por diciembre/enero, dado que nos hicimos cargo de octubre y noviembre pasado, la propuesta es darles un bono. La mayoría lo entiende y ya dijo que les parece muy bien”, explicaron desde un despacho oficial.

También participaron de la reunión el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; los asesores del Ministerio de Economía Diego Adúriz, Martín Vauthier y Nicole Daltroy; y representantes de CAMMESA, YPF, Tecpetrol, Pluspetrol, Total Energies, CGC, Pan Energy, Pampa Energía, AES Corporation, Central Puerto y Grupo Capsa, entre otros.

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En América Latina y el Caribe son más de 10 los países que cuentan con estrategias de hidrógeno publicadas o en preparación, dando cuenta del gran interés de los gobiernos para su desarrollo.

Sin embargo, las demoras en la implementación de programas de incentivos concretos lleva a que los promotores de estos proyectos en plazas estratégicas de la región aún enfrenten retos significativos para su ejecución en el corto plazo.

Al respecto, Marta Jara, especialista en hidrógeno verde, observó lo indispensable que se torna analizar la viabilidad económica contemplando subsidios disponibles, la influencia de los proveedores, así como la necesidad de minimización de riesgos para viabilizar experiencias locales.

“El primer escollo es económico. Si los proyectos de hidrógeno ofrecieran productos de menor costo que los fósiles, sería otra la realidad. Pero, como todas las tecnologías que se van desarrollando, al principio hay un tema de escala que empieza desde la manufactura de los equipos que conduce a que el primer desafío sea económico”, introdujo la profesional del sector energético.

En entrevista con Energía Estratégica, Marta Jara indicó que para sortear esa primera barrera económica se puede contemplar a los subsidios como instrumentos muy valiosos para poder avanzar en el mercado.
Desde la perspectiva de la especialista en hidrógeno, de no haber subsidios asignados a la tecnología, una de las formas más conducentes es cuando hay subsidios generales -como son leyes de promoción de inversiones que hay en muchos países- y el sector privado los puede aprovechar.

“Otro de los desafíos grandes para mercados que no son donde se está creando toda la tecnología es que en un mercado que está bastante caliente, con mucha demanda, los proveedores priorizan a clientes que tienen cerca y que representan un menor costo para poder atenderlos”, consideró.

Aquello iría más allá que asumir retos de transporte y logística para el suministro de equipos, sino que la cercanía de la atención sería muy preciada para el soporte de postventa.

“Si yo soy un fabricante de electrizadores en Estados Unidos y tengo el Inflation Reduction Act y sé que tengo una demanda que puede crecer más rápido muy cerca de mis instalaciones, apuesto a ese mercado más que ir a vender al Cono Sur. Es un tema de prioridades y, por lo que llamamos un Seller’s Market, los proveedores están imponiendo sus condiciones porque hay muchísima demanda y eso hay que tenerlo presente”, añadió.

En cuanto a la disponibilidad de financiamiento, Jara reconoció la dificultad de obtener financiamiento externo en general y particular a través de estructuras de Project Finance, debido al riesgo por asumir y la falta de un historial de antecedentes con esta tecnología.

“Para poder financiar un proyecto a escala a un estilo Project Finance todavía la tecnología no está suficientemente madura. ¿Quién toma ese riesgo tecnológico? Ni los mismos proveedores lo pueden tomar porque no tienen suficiente Track Record como para poder decir esta es la performance que puedo garantizar de un equipo en el tiempo. Entonces, me parece que es bien importante que los proyectos pilotos puedan tener todo ese valor demostrativo, de manera de generar esos antecedentes, generar esos datos, que permitan después que proyectos muchísimo más grandes puedan ser financiados en forma eficiente”.

Ahora bien, mencionó la posibilidad de financiamiento con Equity para proyectos iniciales, donde los inversores puedan asumir mayores riesgos para hacer caminar a los primeros proyectos y ganar expertise en este vector energético.

“Si lo vas a financiar con Equity, siempre va a haber algún inversor que tenga el apetito de arriesgar recursos con la expectativa de ser un pionero, con una estrategia de First Mover Advantage (FMA) generando una ventaja a futuro, pero cuando ya se requiere financiamiento externo la vara en cuanto a quién asume los riesgos y que estén muy bien respaldados, se vuelve un poco más difícil. Por ello, en la actualidad solo se podrían financiar eventualmente con Equity, con un financiamiento corporativo, y no tanto un financiamiento externo”.

De allí, Jara advirtió sobre la disparidad entre los anuncios mediáticos de nuevas iniciativas de hidrógeno y la realidad de los proyectos en desarrollo factibles. Por lo que, subrayó la necesidad de discernir las propuestas en etapas incipientes, de aquellos que realmente son proyectos que se acercan a una decisión final de inversión respaldados por una sólida documentación técnica y contratos comerciales.

“De lo que estoy convencida es que hay que empezar por proyectos pequeños, proyectos domésticos, donde se puedan alinear todos esos ejes que hacen a la madurez de un proyecto. De nada sirve tener toda la solución de ingeniería lista, si no tienes un offtaker, o al revés. Grandes contratos, grandes mercados, grandes offtakers es algo que todavía estamos viendo cómo cristaliza. Aunque, por supuesto, hay voluntad de que se junten las partes”.

¿Qué oportunidades se abren para este vector energético? Desde la perspectiva de Marta Jara, aunque son varias las tecnologías que se postulan para alcanzar el NetZero, el hidrógeno podría contribuir a descarbonizar las actividades que requieren alta densidad energética y tienen altos niveles de contaminación como el transporte pesado:

“Cuando empezamos a pensar en cómo transicionar los sectores más difíciles, una vez que las matrices energéticas ya estén transformadas, el sector de transporte pesado es probablemente el sector ideal para poder usar hidrógeno”.

Y según explicó la especialista, el hidrógeno genera expectativas en este nicho de mercado porque tiene las ventajas de asimilarse a un Drop-in Fuel, por su cualidad de carga rápida y performance para servicios de alta demanda de carga y de distancia que requieren alta autonomía.

“Tal vez, los mercados más avanzados son de algunos derivados, sobre todo para el área de aviación y algo en el área de clientes marinos, pero grandes contratos de exportación del fluido o de sus derivados aún no se están viendo. Están los esfuerzos de hacer Contracts for Differences (CFD) como promueve Alemania, pero es algo que está todavía muy embrionario”.

“En la parte de mercados domésticos, ya hemos visto cómo se viene avanzando con pequeñas flotas de buses, de camiones, pero todavía son pocos los proyectos que pueden decir que están en ejecución, que están operativos”.

Considerando todas esas variables que representan retos económicos y financieros, y las oportunidades que se abren en mercados locales para transportes pesados, Marta Jara concluyó su lectura exhortando a las partes interesadas a continuar estudiando las alternativas posibles de implementación para impulsar proyectos concretos:

“Creo que para la transición energética no se trata de buscar la bala plateada única, sino tener un menú de opciones que se adecuen a los distintos servicios”

“El hidrógeno es una tecnología que tiene que ser experimentada, demostrada, que tiene muchísimo potencial y que seguramente complemente otras tecnologías”, finalizó.

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A pesar de los retos asociados al licenciamiento ambiental que en muchos casos suelen retrasar la entrada en operación de las centrales renovables, Colombia se perfila como uno de los países más atractivos de Latinoamérica para el desarrollo de proyectos de energías limpias gracias a su diversidad de recursos naturales y su creciente demanda de energía. 

Con inversiones continuas y el compromiso del gobierno y la industria privada, Colombia tiene todas las condiciones para creciendo en este sector y así contribuir a la diversificación de su matriz energética y al desarrollo sostenible.

Bajo esta premisa, ISAGEN, una de las empresas líderes en generación de energía en el país, ha anunciado a Energía Estratégica un ambicioso plan de expansión para 2024, con la incorporación de más de 3 mil megavatios (MW) de capacidad efectiva neta. 

Este nutrido portafolio refleja el compromiso de la empresa con la energía limpia y sostenible, y es parte de una estrategia más amplia para consolidarse como líder en el sector energético colombiano.

Balance y objetivos a futuro

Según pudo saber este medio, el 2023 fue un período de desafíos para ISAGEN, pero la empresa se mantuvo firme en su enfoque disciplinado para aprovechar oportunidades de crecimiento. Con 22 centrales de generación de energía distribuidas en seis departamentos (Antioquia, Caldas, Santander, La Guajira, Meta y Tolima), la compañía cerró el año con una sólida base para el futuro. En efecto, destaca que están construyendo cinco plantas solares en Sabanalarga, Atlántico, próximas a culminar, que aportarán 100 MW adicionales.

Para este año, ISAGEN tiene metas ambiciosas en términos de ventas y crecimiento, con el propósito de aumentar su capacidad renovable y continuar contribuyendo a la diversificación de la matriz energética colombiana. La empresa planea seguir invirtiendo en proyectos de energía limpia para cumplir con la creciente demanda de energía y abordar los retos climáticos.

Inversiones y proyectos renovables

En los últimos años, la compañía ha consolidado su presencia en el mercado energético colombiano gracias a inversiones significativas que ascienden a cerca de cuatro billones de pesos colombianos. 

Estas inversiones incluyen plantas solares en el Atlántico, como las cinco plantas de Sabanalarga y la adquisición de los parques solares Llanos 1, 2 y 3, con lo cual se alcanza una capacidad instalada de 100 MW en el Meta.

Al mismo tiempo, la empresa se ha destacado por su papel en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), donde aporta el 18,4% de la energía.

Retos y oportunidades

A pesar del crecimiento sostenido, la compañía enfrenta varios desafíos, como el fenómeno El Niño, que impacta la hidrología y aumenta la demanda de energía debido a las temperaturas más altas. Aun así, ISAGEN ha mantenido su posición entre las tres generadoras más grandes del país. 

Para seguir impulsando la expansión necesaria para satisfacer la demanda y mantener una matriz resiliente al cambio climático, aboga por un marco regulatorio sólido y basado en decisiones técnicas que permitan hacer ajustes necesarios para adaptarse a las nuevas realidades del mercado.

La empresa también reconoce la necesidad de mejorar aspectos relacionados con el licenciamiento, las consultas previas y la diversificación para mantener un sistema confiable y económico. Esto requiere entidades regulatorias fuertes e independientes, capaces de gestionar y supervisar el sector de manera eficaz.

De esta forma, el enfoque de ISAGEN en el desarrollo de proyectos solares y otras fuentes renovables representa un paso importante hacia la transición energética en Colombia, y la empresa está bien posicionada para liderar este cambio en los próximos años.

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360Energy, empresa argentina enfocada en el desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica a gran escala, brindó una entrevista exclusiva en el marco del evento Future Energy Summit (FES) Argentina y dio a conocer que expandirá su frontera de negocios. 

Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de la compañía, explicó que aumentarán su presencia en otros países a partir de la firma Stellantis (grupo de empresas multinacional de la industria automotriz) como nuevo accionista de 360Energy. 

“Los proyectos serán en Argentina, Brasil, México, España, Italia, Inglaterra, Marruecos, entre otros. Y la primera etapa serán parques solares, mientras que una segunda fase contará con la incorporación de almacenamiento e hidrógeno verde como un gran proveedor de energía renovable del nuevo accionista”, aseguró. 

“Con lo cual estamos ante un desafío muy grande y la oportunidad de expansión internacional de la compañía que nos tiene muy entusiasmados”, agregó durante el evento que reunió a más de 500 referentes de la industria de las energías renovables de la región. 

Cabe recordar que Stellantis confirmó una inversión de USD 100.000.000 en 360Energy, una operación que ya fue anticipada en junio del año pasado, y la misma forma parte del plan Dare Forward 2030, por el cual el grupo automotriz prevé un 100% de ventas de vehículos 100% eléctricos (Bev) en Europa, 50% de Bev y vehículos utilitarios ligeros en los Estados Unidos, y 20% de mix en América del Sur para el 2030.

Por lo que 360Energy podría empezar a construir más parques de generación renovable en el planeta tras lo hecho en Argentina, donde ya cuenta con seis plantas fotovoltaicas en las provincias de San Juan, Catamarca y La Rioja por más de 250 MW de potencia instalada. 

Además, la compañía cuenta con 175 MW de prioridad de despacho asignada en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) y fue una de las grandes ganadoras de la licitación RenMDI con la adjudicación de tres centrales fotovoltaicas con almacenamiento en baterías:

PSA 360 Energy Arrecifes (16,5 MW – USD 80,9 MWh), 
PSA 360 Energy Colon (20 MW – USD 80,9 MWh), 
PSA 360 Energy Realicó – 15 MW – USD 84,9 MWh

La particularidad es RenMDI fue el llamado licitatorio de Argentina que por primera vez incluyó (y adjudicó) la posibilidad de presentar ofertas de parques renovables híbridos con almacenamiento a mediana y gran escala en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Hecho que no fue pasado por alto por Maximiliano Ivanissevich y que incluso ratificó el compromiso de la compañía por ahondar aún más en la tecnología de storage: “El almacenamiento es un factor tecnológico en el cual queremos posicionarnos muy fuerte en Argentina”

“Estamos en un momento de transición de gobierno con posibles cambios del marco regulatorio del sector energético y de las renovables. Hay desafíos muy importantes como el cuello de botella de transmisión y la falta de inversiones en transporte eléctrico para inyectar energía de nuevos proyectos, pero Argentina tiene las cualidades para que las renovables crezcan y desde 360Energy queremos seguir apostando a ser protagonistas en la transición energética del país”, añadió. 

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La Asociación Gremial de Empresas Eléctricas de Chile volvió a poner el foco en la importancia de contar con una actualización regulatoria en materia de distribución eléctrica, ya que la normativa cuenta con prácticamente la misma regulación desde hace cuatro décadas y que el país se encuentra en medio del segundo tiempo para la transición energética y que se fijó las metas de ser carbono neutral al 2050 y contar con una matriz eléctrica 100% compuesta por energías renovables.

Por ello desde el gremio expusieron en una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile, a fin de que a futuro se avance en el cambio del actual modelo de distribución eléctrica, de modo de permitir las inversiones necesarias en la red y con mejor planificación. 

“Se requiere una hoja de ruta para avanzar en una nueva regulación para la distribución en Chile. Que permita mejorar la calidad de suministro, hacer frente a las condiciones distintas del cambio climático y que los usuarios puedan tener mayor control de sus decisiones energéticas y se habilite la penetración masiva de generación distribuida, almacenamiento y electromovilidad a nivel residencial”, señaló Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG. 

Cabe recordar que hoy en día el segmento de la generación distribuida suma 3338,2 MW instalados, de los cuales 3005 MW corresponden a Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD – hasta 9 MW por proyecto) y 233,2 MW a conexiones net-billing (hasta 300 kW por proyecto). 

Por lo que de darse una reforma a la distribución, desde el gremio plantearon que dichos segmentos podrían ver una evolución si se incentiva la adopción de tales tecnologías, lo que podría derivar en una ola de crecimiento por el costo menor de desarrollo tecnológico.

“Además, resulta clave que los medios energéticos distribuidos sean incorporados en la planificación de las redes de distribución para efectos de la remuneración y tarificación, así como avanzar en la formalización de la figura de los agregadores de demanda que permitan gestionar y proveer servicios de seguridad y mayor flexibilidad al sistema”, agregó el director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG. 

Con ello se busca contar con mayores incentivos para mejorar la calidad de servicio, lograr una mayor inserción de energías renovables y disminuir la importación de combustibles fósiles, dado que en 2021 Chile importó USD 13301 millones de combustibles fósiles, mientras que la suma ascendió a los USD 20000 millones en el 2022. 

“Avanzar hacia una economía descarbonizada significa avanzar hacia una sociedad más electrificada. Es importante avanzar para que la electrificación llegue a todos los hogares. Y la posibilidad de cumplir con las metas (entre ellas la instalación de aproximadamente 8000 MW de renovables en generación distribuida) estará determinada por la distribución eléctrica”, insistió Meriches. 

“Es crucial contar con una red de distribución moderna, flexible y resiliente. ¿Por qué no es posible? Porque estamos atrapados en una regulación que está obsoleta, un marco regulatorio creado hace más de 40 años que ya cumplió sus objetivos, pero para los desafíos actuales y futuros, es una herramienta que no es suficiente y por lo tanto se debe revisar”, subrayó. 

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Durante el reciente Future Energy Summit Central America & the Caribbean, Luis Miguel Gómez, gerente de Ventas para Centroamérica de GCL, compartió insights cruciales sobre la estrategia y evolución de GCL, un fabricante integrado verticalmente de módulos fotovoltaicos con tres décadas de experiencia.

Ante un auditorio con más de 400 profesionales del sector energético, Gómez destacó el compromiso de GCL con su expansión hacia Latinoamérica, subrayando su posición 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. Esta incursión de la marca en nuevos mercados, como el centroamericano, lleva consigo no solo la tecnología fotovoltaica de vanguardia, sino también una sólida inversión en la región.

La evolución tecnológica en el mercado fotovoltaico es evidente según Gómez, quien señaló un aumento significativo en la eficiencia de los módulos, pasando del 19% al 22% en menos de un lustro. Esta mejora se atribuye a avances como la tecnología PERC y la transición a los módulos N-type.

La inversión en investigación y desarrollo de empresas como GCL ha sido fundamental para este progreso, con el fortalecimiento de nuevas tecnologías como el Back Contact, Perovskita y el HJT, este último emergiendo como una realidad cada vez más tangible.

La bancabilidad, rendimiento y compatibilidad son elementos clave en la estrategia de GCL. De acuerdo con Luis Miguel Gómez, la industria continúa realizando modificaciones para garantizar la adaptabilidad y compatibilidad con otros componentes, así como para enfrentar desafíos como la corrosión y la humedad, lo que garantiza una mayor eficiencia y operatividad de los módulos en diversos entornos.

Así mismo, comentó la importancia de ofrecer productos que sean una inversión a largo plazo. Esto implica no solo un costo de nivelado de energía competitivo y un retorno de inversión favorable, sino también garantías de generación a lo largo del tiempo.

En términos de precio, Gómez subrayó la competitividad de la energía solar y el valor que tiene mantener esta ventaja mediante la continua innovación y desarrollo de productos más eficientes. Esto no solo atraerá a inversores preocupados por el costo, sino que también a aquellos cada vez más atentos a la sostenibilidad en la industria no solo en una esfera económica o financiera, sino también social y medioambiental.

«A final de cuentas esta industria está empujando compromisos ambientales importantes y es adecuado que nosotros estemos en constante actualización tecnológica, que estemos desarrollando productos que sean cada vez más eficientes. Ahora mismo, el mercado nos permite tener productos a un precio competitivo a largo plazo», concluyó Luis Miguel Gómez, gerente de Ventas para Centroamérica de GCL.

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La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento, ACERA A.G., gremio que reúne a más de 150 empresas de la industria energética renovable, desea manifestar su profunda preocupación por la marcha del proceso de evaluación ambiental del proyecto de línea de transmisión en el tramo Itahue-Hualqui, iniciado hace 4 años, en la Dirección Ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental quién emitió el viernes 19 de abril un Informe Consolidado de Evaluación (ICE) sobre el EIA donde sorpresivamente recomendó su rechazo.

Este proyecto, que se extiende por 20 comunas de las regiones del Maule, Ñuble y Biobío, tiene por objeto mejorar la calidad del suministro eléctrico para el abastecimiento de energías limpias y baratas, de hogares y consumidores de energía, toda vez que en la actualidad, el sistema eléctrico de esas comunas se encuentra muy exigido, lo que provoca interrupciones de suministro, mala calidad de servicio y la imposibilidad de agregar nuevos usuarios, afectando con ello el desarrollo del comercio y la industria en general y, por ende, el crecimiento de nuestra economía.

Cabe destacar que su materialización resulta fundamental, tanto para la integración a la red eléctrica de proyectos de energía renovable y de almacenamiento por un total de 3700 MW, equivalentes al 11% de la capacidad instalada de generación de energía en Chile, valorizados en US$ 4.000 millones de inversión, como para la creación de más de 10.000 empleos, asociados a la construcción de los mismos.

La incorporación de proyectos de generación renovable y almacenamiento está alineada directamente con el objetivo del Estado de Chile de la carbono-neutralidad del sector eléctrico al 2040, meta a la que contribuye la alta competitividad en el sector y la coherencia de las políticas públicas y sus organismos para este propósito país.

Estamos ciertos que existen mecanismos institucionales vigentes para el cumplimiento de los estándares ambientales exigibles a los proyectos de transmisión, o a cualquier otro, los cuales deben ser aplicados oportuna y eficientemente. Por esta razón, esperamos que luego de una larga tramitación, se realicen todos los esfuerzos para la aprobación de este proyecto, incorporando las condiciones que sean necesarias para su correcta ejecución, y así no retroceder ni empantanar el acceso a tarifas eléctricas más baratas y al desarrollo sustentable de Chile.

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Seraphim, fabricante de módulo solar de primera clase mundial que cuenta con oficinas en más de 25 países y un alcance de sus productos en más de 110 países, asistió al mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Miucha Louzada, senior sales manager Brasil de la compañía, fue una de las exponentes en el panel de debate “Perspectivas de las energías renovables: Utility Scale, almacenamiento y la generación distribuida” y explicó las particularidades del mercado de la generación distribuida en Brasil.

Uno de los focos estuvo puesto en que los distintos sectores (residencial, comercial e industrial) de dicho país buscan productos fotovoltaicos de altas eficiencias y grandes potencias a comparación de otros lugares de la región. 

“Muchas veces nos enfocamos en analizar la eficiencia y en lo que puede ganar la potencia del módulo (…) Y el mercado brasileño va hacia módulos entre 600 – 670 W de capacidad, productos que a veces se pueden encontrar en el tejado de una casa”, destacó en el quinto panel de FES Argentina. 

“A pesar de que tenemos cinco años en el sector, todavía somos muy jóvenes. Igualmente allí contamos con módulos de 415 W, pero el mercado no incorpora por lo que llegamos a ofrecer de 550 W a 670 W destinado a generación distribuida en Brasil, por lo que es un mercado muy especial”, agregó. 

Cabe recordar que la generación solar distribuida ocupa un lugar importante en la matriz energética de Brasil, ya que hay más de 28,3 GW instalados, lo que representa casi el 69% de la capacidad fotovoltaica operativa, de acuerdo a información de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) 

Mientras que por el lado de Seraphim, la compañía avanza con una estrategia de integración vertical para optimizar costos en 2024, evalúa inicialmente su participación en toda la cadena de valor de la estructura de módulos, del bill of materials (BoM), y busca triplicar su capacidad de producción de 12 GW a 36 GW en el corto y mediano plazo.

Incluso Seraphim está enfocada en trabajar con las tipologías de celdas TOPCon, HJT (Heterojunction Technology) y mono PERC, las tres tecnologías principales que la empresa fabricante de módulos mantiene hoy en día. Pero su rol no se detendrá ahí sino que continúan los diálogos junto a otros actores de la cadena de valor.

“En Brasil antes sólo trabajábamos con la venta de paneles solares, pero por cómo cambió el mercado, no sólo podemos estar en la venta de paneles, sino también que debemos conversar con los inversionistas, estar cerca de los instaladores y EPCistas porque debemos tener reglas claras para el mercado”, subrayó Miucha Louzada.

“Tenemos una proyección del mercado que seguirá creciendo. Por lo que tenemos que buscar señales del mercado y del gobierno, y estamos en un momento muy bueno del proceso. Y así como en Brasil o Chile, Argentina tiene la oportunidad de aprender de los mercados de la región y que suceda un crecimiento similar”, añadió frente a más de 400 líderes del sector renovable de la región.

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En un país como Colombia 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.

Si bien esta situación era de esperarse, especialistas argumentan que el gobierno no actuó a tiempo y ante los efectos de la crisis climática, emitió una serie de medidas transitorias de forma repentina que complican la planificación de los usuarios, sobre todo, industriales.

Uno de ellos, es Alejandro Lucio, director ejecutivo de Óptima Consultores quien en exclusiva con Energía Estratégica, brinda su visión sobre la coyuntura colombiana y propone a las autoridades gubernamentales cambios en el marco normativo para revertir la situación.

¿Qué opinión le merece las políticas adoptadas para dar respuesta al fenómeno de El Niño? 

Las medidas son tardías y no van a lograr un efecto material en el corto plazo. Si bien en teoría buscan beneficiar al usuario, al final lo van afectar vía tarifa y vía consumo (a través de racionamiento declarado o penalidades por consumo superior al promedio).

Se está forzando una generación térmica a la vez que se espera mantener un precio de bolsa contenido. Esto puede contener el precio de bolsa en efecto, con un precio que da una falsa señal de suficiencia. Pero además, el costo de la generación térmica forzada lo va a pagar el usuario, ya no en el componente de generación de la tarifa, ahora en el componente de restricciones.

En busca de salvar la vida de un par de agentes comercializadores en problemas, se está castigando al usuario.  Las medidas son improvisadas, desproporcionadas e injustas.

Se pidió desde hace mucho tiempo al gobierno, más de un año, que se incentivara el consumo responsable a través de programas de gestión de demandas e incentivo al ahorro. No se quiso hacer y se mantuvo un mensaje de suficiencia arrogante, incluso acusando a todos aquellos que hablamos de la necesidad de medidas tempranas de estar generando pánico.

Ahora, de un día para otro y con la posibilidad de racionamiento a la vuelta de la esquina se “patea el tablero”. Se amenaza al usuario, especialmente al industrial, con unas penalidades desbordadas por consumos superiores al promedio de un mes base. Eso es completamente improvisado y no tiene en cuenta que las industrias tienen una planeación de producción que no funciona con esa lógica. Las pérdidas pueden ser gigantescas.

Es llamativo lo poca energía renovable que conecta Colombia por año:¿por qué crees que se da esa situación?  ¿Cuál es el verdadero inconveniente que hay para que se conecte potencia?  

La poca energía renovable que se ha conectado es reflejo de los retos en el proceso de desarrollo de proyectos, permisología, conexión, pruebas, etc. Esto ha sido tortuoso. Esta es una realidad que dará vuelta en los próximos dos años. Al menos 1 GW de capacidad está en pruebas y cerca de entrar en operación comercial. Los proyectos en muchos casos llevan años de retrasos pero hay una capacidad importante que entrará en operación en los próximos dos años

¿Qué cambios regulatorios proponen para avanzar aún más con proyectos renovables?

Además de las reformas necesarias para agilizar los procesos de permisología, los retos hacía adelante en materia regulatoria estarán asociados a la operación de los proyectos.

Nuestro marco regulatorio requiere de una reforma integral, en el mercado de corto plazo (la bolsa de energía) y las reglas de despacho de las plantas, en el mercado de mediano plazo (contratos), y en el mercado de largo plazo (cargo por confiabilidad) . 

Esta reforma integral es necesaria porque nuestro marco regulatorio se diseñó para una matriz hidrotérmica. La expansión será ahora renovable no convencional y se requiere ajustar la regulación del mercado para nivelar la cancha por un lado y para incorporar nuevas realidades en los mercados de corto, mediano y largo plazo, así como en la operación del sistema en el día a día.

Estas reformas ya están estudiadas y propuestas. Sin embargo, se han dilatado innecesariamente por discusiones de política pública y tarifarias. Lo que no se ha entendido es que estas reformas habilitan el cierre financiero y la operación de las plantas renovables, aumentando la competencia en los mercados y generando las eficiencias que deben redundar en tarifas más justas. Al contrario como se ha querido hacer. 

Ya está bien de política pública, es hora de acelerar las reformas al mercado para garantizar que más proyectos entren en operación, que exista mayor competencia y que se garantice la suficiencia energética y confiabilidad futura y se logren tarifas justas.

En este contexto, ¿Crees que los 6 GW propuestos son una meta alcanzable o aun le falta mucho a Colombia para alcanzar ese objetivo? 

Los 6 GW son logrables. La cantidad de proyectos en desarrollo durante los últimos 5 a 8 años estarán entrando en operación en los próximos dos años y vamos a llegar a mitad de camino de esos 6 GW probablemente en dos a tres años. Y hay una avalancha de  proyectos con capacidad de conexión asignada que permiten ser optimistas para lograr esa meta.

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A pesar del alto potencial para el desarrollo de energía renovable, la participación de la energía eólica y solar en la matriz energética aún no supera el 10%. Esto se debe a que Perú tiene una matriz fundamentalmente hidrotérmica, con componente térmico a base de gas natural a precio bajo, siendo esta la principal barrera para la entrada de las energías renovables en los años anteriores.

Sin embargo, expertos del sector energético auguran nuevas inversiones de proyectos de energía limpia, especialmente, de energía solar y eólica.

Uno de ellos es Luis Cabrejos, quien, en conversaciones con Energía Estratégica, explica: “El sector energético peruano está experimentando un cambio significativo hacia las energías renovables de gran escala. Durante mucho tiempo, el país ha dependido principalmente de la energía del mix hidrotérmico, pero la situación está modificándose debido a factores económicos y de demanda energética”.

De acuerdo al especialista, la innovación tecnológica ha bajado considerablemente el precio de las renovables y la generación hidrotérmica se está volviendo insuficiente en el país. Esto hace que los proyectos eólicos y solares se tornen más atractivos.

“A medida que el mix hidrotérmico se vuelve insuficiente para cubrir las necesidades energéticas, el impulso hacia las energías renovables se acelera, con un aumento notable de proyectos planificados y en construcción”, asegura.

Y agrega: “Cada vez más empresas están invirtiendo en este tipo de tecnologías porque el mix hidrotérmico no es suficiente para cubrir la demanda. Entonces se prevé que las renovables tengan un impulso mucho más acelerado que en el pasado”, afirma.

En cuanto a las regiones de Perú con mayores oportunidades para el desarrollo de proyectos renovables, el especialista señala que el país tiene un potencial total de 22 GW, de los cuales 18,6 GW cuentan con estudios de prefactibilidad aprobados. De estos, 9,7 GW son eólicos y se concentran en el norte del país, mientras que 8,9 GW son solares y están ubicados principalmente en el sur.

A su vez el experto analiza el mercado de generación distribuida, un segmento que a su entender se está volviendo cada vez más asequible con el correr de los años. Según Cabrejos, el costo de los módulos fotovoltaicos ha disminuido significativamente, con precios actuales de diez centavos de dólar por vatio, que es la mitad del costo hace un año. Esta reducción de precios está estimulando el interés en proyectos más pequeños y distribuidos, que pueden ser instalados por particulares y empresas.

En cuanto a los sistemas de almacenamiento, que son fundamentales para abordar la intermitencia inherente a las fuentes renovables, Perú aún enfrenta desafíos. Cabrejos indica que actualmente no hay incentivos suficientes para adoptar estos sistemas, ya que el mercado de servicios complementarios no está desarrollado en razón de tener poca participación renovable en la matriz.

Sin embargo, es optimista a futuro: “A medida que crezca el país económicamente y aumente la penetración de energías renovables, este mercado se volverá más atractivo y podría impulsar la adopción de tecnologías de almacenamiento, como las baterías, para garantizar la confiabilidad y seguridad del suministro energético”.

De esta forma, Perú está en una encrucijada energética. Con un potencial renovable considerable y un mercado que muestra signos de cambio, el experto vislumbra un futuro prometedor para proyectos renovables de gran escala en el país.

A medida que las barreras económicas disminuyen y la demanda energética crece, se espera que las energías renovables jueguen un papel cada vez más importante en la matriz energética peruana.

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