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Por tercer año consecutivo, Future Energy Summit (FES) presenta un megaevento en República Dominicana. Se trata del Future Energy Summit Central America & the Caribbean, que se llevará a cabo del 20 y 21 de marzo del 2024. Entradas Early Bird disponibles hasta el 8 de marzo.

En esta ocasión, los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, albergarán un debate de alto nivel donde autoridades del sector público participarán activamente.

El sector público estará representado por actores clave del Ministerio de Energía y Minas (MEM), la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), el Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana) y más.

El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Antonio Almonte, encabezará la apertura del evento en una conversación destacada junto a Guido Gubinelli, director periodístico de Energía Estratégica.

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Durante la apertura se espera que el ministro Almonte ratifique el compromiso de República Dominicana con la ampliación de su parque de generación, enviando una clara señal al mercado alineada con la declaración de alto interés nacional emitida por el presidente Luis Abinader a inicio de año para la promoción y desarrollo de proyectos eléctricos en el territorio dominicano.

Aquello no es menor, ya que, de acuerdo con lo estipulado en el artículo 21 de la ley 57-07, el país aspira a que en el año 2025 el 25% de los requerimientos de electricidad sean abastecidos a partir de Energías Renovables No Convencionales (ERNC).

Para repasar los objetivos de descarbonización y compartir las últimas medidas para lograrlo, Future Energy Summit también ofrecerá un diálogo de alto nivel entre representantes de distintas entidades del sector público.

Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE); Martín Robles, administrador general de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED); Rafael Orlando Gómez; viceministro de Energía de la República Dominicana y Omar Vega, Asesor Senior de Asuntos Energéticos de Puerto Rico son las personalidades destacadas que confirmaron su disponibilidad para este panel moderado por Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación del Grupo Energía Bogotá.

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El avance de las energías renovables es un hecho en sincero crecimiento. Desde 2011 a la actualidad las ERNC totalizan los 1127 MW en República Dominicana. La energía eólica y solar son parte importante de esta adición: 411 MW corresponden a 9 eólicos, 679 MW en 14 fotovoltaicos y 37 MW de biomasa con concesión definitiva. Y, según reportó la CNE, en República Dominicana ya existen 26 proyectos renovables en construcción por un total de 1451 MW que se interconectarán entre este 2024 y el 2025, y que duplicarán la capacidad instalada de ERNC para superar su meta de penetración al 2025.

Inversiones y eficiencia en transmisión y distribución serán necesarias, por lo que Future Energy Summit además convocó a su megaevento a actores clave tales como Biviana Riveiro, directora ejecutiva del Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana) y Alfonso Rodriguez, viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética y Energía Nuclear del Ministerio de Minas y Energía de República Dominicana.

No se pierda la oportunidad de ser parte de este megaevento de FES, donde además de referentes del sector público asistirán abogados, consultores, epecistas, fabricantes, fondos de inversión, generadores, gremios, reguladores y más. Entradas Early Bird disponibles hasta el 8 de marzo.

¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

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El Ministerio de Bienes Nacionales de Chile recibió nueve ofertas en las licitaciones para la concesión de nueve terrenos fiscales destinados a la construcción de centrales de energías renovables y/o almacenamiento de energía en la región de Atacama.

Las propuestas recibidas hasta el pasado miércoles 28 de febrero se reparten en cinco de los seis inmuebles licitados (sólo no hubo ofertas para “El Salado”), por lo que, de adjudicarse tales convocatorias (se sabrá hasta el 30 de abril de 2024), se construirán proyectos renovables en 838,45 hectáreas.

Y cabe recordar que el proyecto a desarrollarse deberá cumplir, al menos, con la siguiente relación entre superficie y capacidad instalada y/o de almacenamiento:

Los parques fotovoltaicos deberán desarrollar, al menos, 1 MW por cada 4 hectáreas de terrenos fiscales. Tratándose de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) o Pequeños Medios de Generación (PMG), deberán desarrollar, al menos, un MW por cada 5 hectáreas de terrenos fiscales concesionados. 
Las centrales eólicas y los proyectos de concentración solar de potencia deberán tener por lo menos 1 MW por cada 10 ha.
Los sistemas de almacenamiento el mínimo es de 1 MW cada 0,02 hectáreas.

Y el plazo de vigencia de la concesión será de cuarenta años contados desde la fecha de la suscripción del contrato, plazo que se divide en la etapa de estudios y construcción, y en el período de operación.

Ofertas por cada inmueble

“Pampa Bellavista”, de la comuna de Caldera, fue la zona que más propuestas recibió, aunque es cierto que fue la única que contemplaba más de una sub-área que oscilaban entre los 7,01 y 35,02 hectáreas.

La firma DPP Holding Chile SpA ofertó para Pampa Bellavista II (terreno de 35 ha. emplazado en ruta C-351, km. 7,3) por una renta renta concesional mínima (6% del valor comercial) de unidades de fomento (UF). 

En tanto que GR TRAPANANDA SpA hizo lo propio para Pampa Bellavista III (7,01 hectáreas en la ruta C-351 Km 2,60) con 1523,38 UF y BESS Halcón 25 SpA para Pampa Bellavista IV (35,02 ha. en la ruta C-351 Km 7,70) a 3502 UF. 

El inmueble denominado “Paipote” es el otro en el que hubo más de una empresa interesada, ya que Estancia Sunlight SPA (850 UF) y BESS Halcón 22 SPA (2027 unidades de fomento) se postularon para el terreno de aproximadamente 20,27 hectáreas que se localiza en Copiapó. 

Por el lado de «Llanos Algarrobal», el territorio de mayor tamaño de esta licitación (cerca de 299,50 hectáreas en la zona de Vallenar), sólo recibió la oferta de la firma GR Pacman SPA, de 35071,90 unidades de fomento, lo que representó una renta concesional cinco veces más elevada que la mínima prevista (6944,94 UF era la base). 

«Llanos de Varas» le seguía en cuanto a dimensión del inmueble (249,04 ha. en la comuna de Copiapó) y para ella BESS Halcón 18 SPA propuso una renta de 5727,92 UF (990,92 UF más que el requisito mínimo). 

Mientras que ““La Fortuna” tuvo a la entidad denominada Nightowl 1 SPA interesada, a una renta concesional de 3310,86 unidades de fomento para disponibilizar el terreno de 157,66 hectáreas en la comuna de Diego de Almagro. 

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Como cada 5 de marzo desde 1998, se celebra el Día Mundial de la Eficiencia Energética con el objetivo de concientizar sobre el consumo racional de la energía y las virtudes de las fuentes renovables y de las sociedades sostenibles.

Bajo ese contexto, los off-takers de energía juegan un papel fundamental dentro de la ecuación y la mitigación de la huella de carbono. A tal punto que McCain, compañía líder en la producción de alimentos congelados con presencia en más de 160 países alrededor del mundo, cuenta con una estrategia global de sustentabilidad para reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero. 

“Entendemos a la sustentabilidad como cultura, que debe ser abarcada por toda la organización y de manera transversal a todas las etapas de producción. Trabajamos con un producto agrícola que depende de la tierra y el clima, por eso es fundamental desempeñar nuestro papel con medidas y acciones concretas para el cuidado del ambiente y de esta forma, moldear un futuro sustentable”, señaló Micaela Uberti, manager de Sustentabilidad para LATAM, en conversación con Energía Estratégica.

Entre sus logros en Argentina se destaca la labor en la planta de Balcarce, ya que el 100% del consumo total de energía eléctrica proviene de fuentes renovables, se redujo en 37% de las emisiones absolutas de CO2, disminuyó al 1,1% el total de los residuos que terminan en vertederos e incrementó en un 54% la producción de biogás desde la línea de base 2017. 

“El 20% de la energía renovable que consume Balcarce es de  fuente propia, es decir, biogás generado a partir de nuestra planta de tratamiento de efluentes. Mientras que el 80% restante proviene de fuentes eólicas a partir de acuerdos generados”, explicó Uberti. 

Mientras que en el caso de su planta de Brasil, ya se abastece al 100% con biomasa, a la vez que genera también biogás. Sumado a que los proyectos de recuperación de calor también se vuelven una herramienta clave para eficientizar aún más los procesos que hoy dependen del gas natural.  

Y entendiendo que desde McCain avanzaron en contratos PPA renovables, la firma busca generar plazos de 5 años como mínimo a lo largo de toda la región de Latinoamérica en la que operan, con el fin de garantizar que el 100% de la electricidad consumida en sus centrales sea renovable. 

Pero la estrategia no se quedará sólo en lo ya hecho sino que desde la compañía redoblarán la apuesta y hay más proyecciones y metas a nivel global hasta finalizar la década actual. 

“En el eje de operaciones eficientes en el uso de los recursos, está la reducción absoluta del 50% de las emisiones de GEI (Scope 1 & 2) y obtener el 100% de electricidad renovable (ya lograda en el 2023), ambas en el 2030; además de lograr la reducción de la intensidad de las emisiones de GEI de alcance 1 y 2 en un 60% y una reducción de intensidad del 30% en emisiones de GEI de Alcance 3”, detalló la manager de Sustentabilidad para LATAM. 

“También buscamos reducir en un 50% la intensidad del desperdicio de alimentos en todas las  operaciones de McCain para ese mismo año. Y estamos trabajando para aumentar exponencialmente el uso de biogás autogenerado, a la vez de una mayor eficiencia energética a partir de proyectos en conjunto con el área de ingeniería y mantenimiento”, agregó.

Más renovables a la vista

Micaela Uberti no dejó de lado la posibilidad de continuar con la línea de tener más contratos de compra-venta de energía o instalaciones bajo el modelo de generación distribuida, de tal forma que reconoció que el equipó de energía & ambiente trabaja con el departamento de compras en generar contratos que garanticen fuentes sustentables, de acuerdo a la última actualización de la RE100. 

“Esta actualización fue clave para entender que hoy, la hidroeléctrica, por ejemplo, es considerada  sustentable siempre y cuando cumpla con parámetros específicos. A partir de estas actualizaciones globales, también deben actualizarse nuestros contratos y las exigencias que hay en ellos”, manifestó en diálogo exclusivo con Energía Estratégica. 

“Podemos decir la decisión estratégica para el mediano plazo es: aumentar la producción propia  de biogás, mantener los contratos que garantizan la demanda de 100% de la electricidad renovable, y trabajar permanentemente en la eficiencia de los procesos para la reducción y el  recupero de calor, dando como resultado un consumo menor de energía, que genera menos  emisiones de C02”, concluyó.  

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Codelco concluyó exitosamente el proceso de licitación pública de energía renovable desarrollado durante 2023, en el que participaron más de 50 empresas nacionales e internacionales, y resultaron adjudicadas Atlas, Colbún e Innergex, por un total de 1,8 teravatios hora anuales (TWh/año), lo que representa el consumo equivalente a, aproximadamente, 222 mil hogares.

La licitación adjudicó a Atlas, 375 GWh/año; a Colbún, 1.100 GW/año y a Innergex, 350 GWh/año. Los tres contratos tendrán una duración de 15 años, a partir del 1 de enero de 2026.

Gracias a este proceso, a partir del 1 de enero de 2026, sobre 85% de la energía eléctrica utilizada por Codelco será abastecida con fuentes 100% renovables, avanzando así en el cumplimiento de su plan estratégico para lograr la descarbonización de su matriz eléctrica.

Rubén Alvarado, presidente ejecutivo de Codelco, destaca que “los nuevos contratos se respaldarán con algunos activos de generación de energía renovable ya existentes y con nuevos proyectos a ser desarrollados por las empresas adjudicatarias, las que incorporarán, además, almacenamiento sobre la base de baterías de litio. De este modo, este proceso refuerza nuestro camino hacia una minería sustentable, alineada con nuestros principales compromisos para 2030”.

Camino de Codelco hacia una matriz de suministro de energías verdes

Producto de las modificaciones acordadas en 2018 a un contrato de abastecimiento energético, en 2021 la cuprífera inició la descarbonización del suministro de energía eléctrica para Chuquicamata, por aproximadamente 1,5 TWh/año.

En 2022, Codelco acordó renegociaciones relevantes con su proveedor Colbún, que le permitieron asegurar cerca de 50% de abastecimiento sobre la base de energías renovables a partir de 2026. En enero de 2023, dio a conocer un nuevo acuerdo, ahora con la generadora AES Andes, para la renegociación del contrato que abastece a las divisiones Ministro Hales y Radomiro Tomic, para proveer hasta 1,6 TWh/año de energía renovable entre 2026 y 2040, con lo que se alcanzó un nivel cercano al 70% de suministro de energías limpias a 2026.

“Esta nueva licitación es otro paso importante, que llevará a Codelco a alcanzar sobre 85% de su consumo de energía eléctrica desde fuentes renovables y que, sumada a las renegociaciones de los contratos basados en carbón, nos ha permitido acceder, además, a mejores condiciones de mercado”, afirma Mauricio Acuña, vicepresidente de Abastecimiento de la estatal.

Cuando Codelco alcance 100% de suministro de energías sobre la base de fuentes renovables, Codelco habrá reducido aproximadamente dos millones 780 mil toneladas de CO2 equivalentes al año.

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Celsia, empresa de energía de grupo Argos, que enfoca sus esfuerzos en proyectos de eficiencia energética y gestión de activos de  generación,   transmisión y distribución, en más de 5 países  y muy especialmente con energía solar para empresas, alcanzó recientemente un acuerdo con Chevron de Panamá,  para la instalación y operación de una planta solar en  la terminal de combustibles ubicada en Bahía Las Minas, Colón, que contará con una capacidad instalada de 4,03 MWp, lo cual permitirá a Chevron obtener el 100% de la energía que requieren sus operaciones en la terminal, a través de energía renovable. 

“En Celsia estamos comprometidos con el desarrollo sostenible de Panamá y la región, ya que, como empresa de energía, también desempeñamos un papel fundamental en el proceso de transición hacia la descarbonización de la matriz energética del país. Por ello, nos sentimos muy entusiasmados de iniciar este proyecto con Chevron, y poder ofrecer a nuestros socios estratégicos soluciones que los apoyen en sus esfuerzos para una gestión responsable de sus activos mirando al desarrollo sostenible. De esta manera fomentamos el desarrollo económico y el cuidado al ambiente, contribuyendo a la reducción activa de nuestra huella de carbono y la de nuestros aliados estratégicos”, señaló Javier Gutiérrez, Líder de Celsia Centroamérica. 

Es importante resaltar que, a través de esta granja solar, Chevron, en la Terminal Bahía las Minas, que es la mayor instalación de almacenamiento de combustibles del país, dejará de emitir 1809.3 toneladas de dióxido de carbono (CO2) al año, lo que equivale a 100,519 árboles maduros plantados. La instalación constará de 6,714 paneles solares distribuidos en una extensión de 4 hectáreas.

Este proyecto resalta el papel fundamental que desempeñan las energías renovables en la lucha contra el cambio climático, y refleja la visión compartida de ambas empresas, para contribuir con que Panamá siga siendo carbono negativo. 

Por su parte, Doriana Hun, Gerente General de Chevron de Panamá, resaltó que “este proyecto está totalmente alineado a nuestra meta global de reducción de la huella de carbono y, para el 4Q 2024 o 1Q 2025, cuando los paneles estén en operación, tendremos las operaciones de Chevron en la terminal completamente carbono neutral.  En Chevron, estamos enfocados en la jornada ASG, tanto con una visión global y corporativa, como de forma local.  Es importante que nosotros, como gestores de empresas, podamos dar el ejemplo y demostrar que todo es relevante para ayudar a alcanzar las metas de la Agenda 2030.  

Incluso pequeñas iniciativas y proyectos como los que tenemos en nuestras oficinas en Panamá pueden traer resultados significativos. En 2023 ahorramos más de  28 mil litros de agua y más de 5623 kwh de energía, y dejamos de liberar, en la atmosfera, más de  2 tons de CO2 EQ.”

Sobre Chevron

Chevron de Panamá, a través de su marca Texaco, actúa en el país hace más de 85 años.  Cuenta con más de 80 estaciones de servicio − operadas por empresas locales impulsadas por Chevron − y emplea más de 800 personas directa e indirectamente.  Mantiene operaciones en una terminal de combustible en Bahía las Minas, que es responsable de un alto porcentaje del suministro de combustible en el país. Además, presta servicios para cuatro aeropuertos y posee más de 40 clientes industriales, comercializando productos derivados de petróleo, cómo combustibles para motor, bunker, asfalto y GLP. 

Chevron es una de las compañías integradas líderes en el mercado energético y, explora, produce y transporta petróleo y gas natural; refina, comercializa y distribuye combustible para el transporte, así como otros productos y servicios energéticos; fabrica y vende productos petroquímicos, genera energía; desarrolla y comercializa los recursos energéticos del futuro, incluidos los biocombustibles. Chevron tiene su sede en San Ramón, California.  Para obtener más información consulte la página www.chevron.com. 

Sobre Celsia

En Centroamérica, Celsia se enfoca principalmente en el negocio de energía solar para clientes empresariales. Cuentan con 55 MWp en operación en Panamá, Costa Rica y Honduras, y para el 2026 esperan alcanzar los 200 MWp de capacidad instalada. En ese sentido, es importante destacar que, como parte de sus soluciones de eficiencia energética, trabajan para expandir el modelo de gestión de activos de transmisión y distribución. 

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RES, la empresa independiente de energías renovables más grande del mundo, ha completado la adquisición de la división de servicios renovables de Ingeteam. El acuerdo amplía las operaciones de RES a 24 mercados y lo convierte en el mayor proveedor independiente de servicios de energía renovable del mundo.

RES presta servicios a más de 40 GW de operación y mantenimiento (O&M) y contratos de gestión de activos a nivel mundial en el sector eólico, solar, sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), biomasa, hidroeléctrica e hidrógeno, y amplía su alcance global a 10 nuevos mercados con la incorporación de Brasil, México y España, lo que refuerza su compromiso de permitir un futuro energético sin emisiones de carbono.

RES combinará sus nuevas capacidades con una inversión continua en sus innovadores ecosistemas tecnológicos, de soluciones digitales y de inteligencia artificial para mejorar aún más, tanto las actividades demantenimiento, como la eficiencia de los activos operativos de sus clientes. El acuerdo crea un nuevo líder en términos de seguridad, conocimientos tecnológicos, eficiencia, agilidad en los plazos de entrega y alcance de servicios de energías renovables, al tiempo que reduce los costes a través de economías de escala y gestión integral de repuestos y grandes componentes.

El CEO de RES, Eduardo Medina, ha señalado: “Este acuerdo consolida el estatus de RES como referencia mundial en el suministro de soluciones de energía renovable. La combinación de la experiencia tecnológica y el alcance internacional de Ingeteam y RES nos permitirá proporcionar la gama completa de servicios de energías renovables necesarios para que nuestros principales mercados de servicios e infraestructuras continúen expandiéndose en la transición energética. Esperamos que el crecimiento se acelere y estamos muy bien posicionados para brindar servicios en toda la gama de tecnologías de energía renovable.

La adquisición de Ingeteam Servicios refuerza la presencia de RES en España y estamos entusiasmados de operar en un mercado que ofrece tanto potencial y crecimiento en las energías renovables.”

El acuerdo supone el lanzamiento del negocio de servicios globales de RES, que estará dirigido por el recién nombrado CEO, Juan Gutiérrez, a partir de mayo de 2024.

Adolfo Rebollo, CEO de Ingeteam, afirmó: “Nuestra decisión de desinvertir en nuestra división de Servicios Renovables de O&M permite a Ingeteam seguir impulsando el desarrollo en sistemas de conversión de energía en línea con nuestra estrategia corporativa. La sólida propuesta que recibimos de RES está alineada con nuestra visión de negocio y valores. Continuaremos apoyando a nuestros clientes hacia la electrificación de un futuro sostenible utilizando nuestra tecnología, incluida la electrónica de potencia, la electrónica de control y las máquinas eléctricas rotativas.”

RES está en una posición única para afrontar este desafío gracias a los 40 años de experiencia en la entrega y mantenimiento de proyectos complejos. Ahora, junto con la división de servicios de Ingeteam, RES está fuertemente posicionada para desbloquear un potencial adicional en soluciones tecnológicas. Además de su prestación de servicios, RES sigue comprometido a desempeñar su papel en el aumento del ritmo de implementación de energía renovable y planea desarrollar y construir proyectos por 22 GW de nueva capacidad en los próximos cinco años a su cartera, además de los 24 GW que ha entregado hasta la fecha.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, la publicación de los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028, generaron polémica en el sector renovable ya que expertos advierten que los proyectos adjudicados no son los suficientes para cubrir la alarmante demanda entrante.

Sumado a esto, se prevén por posibles demoras en la entrada en operación de dichos desarrollos debido a los problemas de licenciamiento ambiental que atraviesa el país.

Esta preocupación quedó expuesta en el marco del evento ¿Cómo garantizar la energía en el país? Una mirada a la inversión, a las reglas del sector y al riesgo de desabastecimiento organizado por Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen).

Allí, el contralor delegado de Minas y Energía, Germán Castro, analizó la coyuntura actual y manifestó su preocupación por los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad.

«Nos preocupa que la subasta del 15 de febrero no cubre el crecimiento proyectado. Ni siquiera tenemos certeza de que los proyectos adjudicados vayan a entrar para el 2027 o el 2028”, explicó.

Y agregó: “Además, no entendemos de qué manera podrán articularse esta serie de proyectos de mediano tamaño con el sistema de transmisión y de distribución para que la energía pueda ser entregada”.

A su vez, Castro enfatizó en la importancia de hacer frente a las intermitencias de los proyectos de energías limpias previstos.

“Cuando entran energías renovables no convencionales que son variables se requiere de sistemas de almacenamiento para estabilizarlas. La preocupación más grande es que hace 4 años se hizo la primera subasta de almacenamiento y muchos proyectos no han ni empezado”, se lamentó.

De esta forma, el experto asegura que para optimizar la energía alternativa como la solar y la eólica se tendrían que haber dado más subastas de almacenamiento que nunca ocurrieron, lo cual afectó a la productividad del Estado causando problemas presupuestarios.

E insiste rememorando el histórico apagón ocurrido hace aproximadamente 30 años: «Nos preocupa que los choques externos por la antigüedad de muchos proyectos existentes nos lleven a repetir experiencias como la del 1992 y 1993«.

«Las causas de aquel apagón están vinculadas al crecimiento de la demanda, las altas perdidas de energía, las hidrologías, el mantenimiento y las bajas existencias de combustibles, la tasa de salida de las plantas de generación, índices de indisponibilidad, niveles mínimos operativos de los embalses, tarifas e incobrabilidad”, agregó.

Por último, Castro  aseguró que Colombia afronta varios de estos problemas por lo que solicitó el trabajo articulado de sujetos de control, entidades del Estado, prestadores privados y empresas particulares que administran recursos públicos para dar solución a la situación y evitar crisis estructurales.

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La Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), organización integrada por personas naturales y jurídicas de carácter industrial, comercial, académico, así como de servicios en el sector de la energía solar, lleva cerca de una década comprometida con el crecimiento del sector.

Este año, el gremio que representa a más de 50 miembros activos eligió a las nuevas autoridades que formarán parte de su Junta Directiva por un periodo de dos años y liderarán sus esfuerzos en la promoción del desarrollo de la energía solar como alternativa confiable y limpia para el crecimiento y expansión de la matriz energética del país.

“La nueva junta directiva está compuesta por gente con experiencia y sangre joven, ambos con ganas de trabajar para llevar paneles solares hacia todas las casas y todos los comercios del país”, introdujo Juan Andrés Navarro, presidente electo de la CAPES.

En conversación con Energía Estratégica, Juan Andrés Navarro precisó que lo acompañará en la vicepresidencia ⁠Felix Moulanier y completarán la directiva grandes colegas como Cindy Prieto (SECA Energy), Manuel Gimenez (La Casa de las Baterias S.A.), Dario Torres (CELTEC), Angelo Patiño (Solar Power Pat, S.A.), Mónica Escalante (Neo Energy), Camilo Amado (POWERLINK) y  Rafael Linares (Gesodi Energia). 

Tres pilares importantes guiarán a estos profesionales del sector durante su gestión al frente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). En concreto, el presidente de CAPES numeró:

1-Impulsar la adopción masiva de la energía solar como alternativa inmediata para democratizar la energía y disminuir el costo de la luz para el panameño común

2-Fomentar la expansión sólida y considerable de la industria de energía solar distribuida para el autoconsumo insistiendo en que se tumben barreras a su expansión, como requisitos innecesarios para sistemas menores de 15 kW

3-Promover de manera proactiva la expansión masiva de la energía solar como fuente de generación del Sistema Eléctrico Nacional, a fin de promover la lucha contra el cambio climático para salvar el planeta.

En el inicio de este 2024, Panamá cuenta con 542 MW de energía solar instalada en el mercado mayorista y en el orden de 100 MW de autoconsumo solar en redes de distribución. Y, desde la perspectiva de la CAPES, no sólo se puede ir aún más allá sino que se debe hacerlo.

“La industria solar ha crecido y va a seguir creciendo de una manera radical. Este 1 de marzo a las 12 del mediodía nuestra matriz de generación tiene un 28.5% de térmica y estamos en 71.5 % de energías renovables, de los cuales la solar representa 30% de la matriz total y podemos más”, confió el presidente de CAPES.

El compromiso de Panamá en esta década involucraría alcanzar la meta establecida en el orden de los 1,700 MW de capacidad instalada en energía solar distribuida para el 2030 y para lograrlo, se debería crecer en el orden de los 250 MW anuales o, logrando una meta intermedia, al menos 100 MW.

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Días atrás, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, le envió un ultimátum a Javier Milei ante la retención de fondos de coparticipación correspondientes a esa provincia por parte del Gobierno Nacional y avisó que, de no normalizarse la situación, frenarían la provisión de energía al resto del país. 

Al mismo tiempo, Torres auguró que se creará una empresa patagónica de energía, que nuclearía a todas las provincias de la región productoras de energía, con el objetivo de dar respuesta a distintos conflictos con el Poder Ejecutivo Nacional. 

Pero el pasado viernes 1 de marzo, el gobernador de Chubut inauguró el período de sesiones ordinarias en la Legislatura provincial y brindó más detalles sobre la situación eléctrica de la provincial y el rol que tendrá la empresa patagónica de energía. 

“El 7 de marzo nos encontraremos con los gobernadores de la Patagonia, y presentaremos una propuesta, que tiene que ver con de qué manera podemos aprovechar la generación de energía de la Patagonia, siendo el motor energético es inconcebible que paguemos la energía más cara de lo que la pagan los porteños en Recoleta o Puerto Madero”, afirmó.

“Esta empresa patagónica de energía tiene como objetivo participar y ser vinculante en las nuevas concesiones que se van a dar el año que viene por las hidroeléctricas en todo el país”, agregó. 

Pero bajo ese mismo discurso, vaticinó que se presentará una demanda en la Corte Suprema de Justicia con respecto a quién tiene el poder concedente de los recursos provinciales, refiriéndose a los caudales hídricos que se utilizan para generar energía. 

“No es contra ninguna empresa, es en favor de la provincia, para que en esa negociación podamos entre otras cosas, tener interconectados un montón de pueblos que se encuentran aislados energéticamente”, aclaró Torres. 

Y si bien la principal disputa con el Ejecutivo Nacional está ligada a la retención de fondos de coparticipación y el corte de suministro de hidrocarburos y gas natural, el gobernador de Chubut no dejó de lado a las fuentes más limpias al momento de referirse a la empresa patagónica de energía.

“Será la primera vez que esa agenda de desarrollo será plasmada y ratificada en cada una de las legislaturas de las provincias patagónicas para elevárselo también al gobierno nacional. Y estoy hablando del potencial que tenemos en no convencionales, en nuestras cuencas maduras, en materia energética, renovables, hidrógeno verde, sector ovino, pero también, aunque muchos digan que no se puede, industrializar nuestros recursos”, subrayó. 

“En la Patagonia también se le puede agregar valor a nuestros recursos, también podemos ser competitivos y se lo vamos a demostrar al gobierno nacional y al resto de las regiones de Argentina”, concluyó minutos antes de abrir las sesiones ordinarias de la Legislatura de Chubut. 

Situación de las renovables y la transmisión en la Patagonia

La Patagonia suma 1.576 MW eólicos instalados, lo representa aproximadamente el 42,5% de la potencia eólica de todo el país y cerca del 27% de toda la capacidad renovable operativa de Argentina (5916 MW). 

Sin embargo, a lo largo de los últimos años la región ha visto una merma en la cantidad de parques que entrar en funcionamiento o que se proyectan a través del Mercado a Término (MATER), debido a que es una de las regiones con mayores cuellos de botella por la falta de capacidad de transporte disponible. 

Pero el gobernador de Chubut reconoció que continúan los trabajos de  ampliación y remodelación de la estación Coihue como también para la interconexión Garayalde – Camarones, Esquel – Gobernador Costa – Rio Senguer, y el de Paso de Indio – Los Altares, siendo esta última la que permitirá independizar a 8 pueblos de la generación de energía con motores a combustión. 

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En un logro sin precedentes para Ecuador, se ha llevado a cabo la venta total de Certificados de Energías Renovables Internacionales (IRECs) provenientes de una planta solar de 1 MW ubicada en El Dorado, desarrollada por el Grupo El Rosado, un holding integrado por las reconocidas empresas del país que apuesta a la generación distribuida en sus comercios. 

Drex, una compañía dedicada a registrar, gestionar, emitir y vender certificados de energías limpias en Ecuador, ha protagonizado la exitosa venta de estos títulos internacionales a Southpole. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Joselyne del Rosario, Chief Executive Officer de DREX, destaca: “Este logro marca un hito en la industria ecuatoriana, ya que nunca antes se habían adquirido IRECs de plantas solares en el país. Hasta el momento, los registros de estos certificados estaban vinculados principalmente a hidroeléctricas, con una falta de apoyo significativo para proyectos de pequeña escala”.

Y agrega: “Esto representa un avance importante al permitir que instalaciones de menor escala accedan a sistemas económicos adicionales, mejorando así su viabilidad financiera”.

En efecto, se incrementa el apetito de muchas empresas de diversos sectores por adquirir IRECs por su trazabilidad y certificación internacional. En otras palabras, es un certificado sujeto al estándar de la IREC foundation a nivel global que busca que de manera voluntaria las empresas lleguen a sus metas de descarbonización.

Estos certificados son evaluados con métricas y monitoreos constantes y tienen una verificación confiable y concreta para validar la reducción de emisiones.

De esta forma, Del Rosario enfatiza que los IRECs generan un ciclo de impacto positivo, ya que no solo benefician al propietario de la planta actual, sino que también pueden utilizarse para facilitar la obtención de capital para nuevos proyectos solares.

Este hito, según ella, demuestra la existencia de una demanda sostenible que podría replicarse fácilmente en otros proyectos solares similares.

Por su parte, Blanca Gallegos, Gerente de Sostenibilidad del Grupo El Rosado, afirma a Energía Estratégica: “Como parte de la visión de la empresa de liderar el cambio hacia prácticas comerciales responsables, estamos comprometidos con reducir los efectos del cambio climático”.

“Percibimos la propuesta de Drex como una oportunidad para contribuir al proceso de mitigación. Iniciamos con la planta de 1 MW y están evaluando cómo pueden seguir apoyando el mercado para que otros actores también puedan reducir sus emisiones”, añade. 

De esta forma, la estrategia de Corporación El Rosado se alinea con la descarbonización y busca establecer alianzas comerciales en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), permitiendo que todos contribuyan a la compensación de emisiones.

“Estamos expectantes de ver cómo crece el Mercado de los IRECs en Latinoamérica y esperamos que se vuelva cada vez más competitivo. Con seguridad en los próximos 5 años habrá avances significativos”, alerta.

Cabe destacar que la compañía ha consolidado su compromiso con la sostenibilidad al instalar ya 25 MW de plantas fotovoltaicas en varias ubicaciones en Ecuador, lo cual representa un importante número de energía renovable privada de generación distribuida en el país.

Este hito en Ecuador no solo destaca los avances en la generación de energía solar, sino que también subraya el compromiso conjunto del sector privado en impulsar la transición hacia un futuro más sostenible y centrado en las energías renovables.

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La implementación de la resolución de flexibilización de contratos por parte de 25 comercializadoras y 22 generadoras resultó en la firma de 58 contratos de compra y venta de energía. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) promovió este ejercicio mediante la Resolución CREG 101 036 de 2024.

Los acuerdos firmados establecen la comercialización de energía a precios inferiores a los que se cobran actualmente en la bolsa.

Desde esta semana, esta medida permitirá reducir la exposición por parte de los usuarios regulados a la alta volatilidad que se presenta en el mercado diario de energía a solo 15% y aumentar la negociación por medio de contratos de largo plazo a 85%.

Como resultado, los usuarios cubiertos por medio de estos acuerdos pagarán un menor valor en su factura en este ítem, en comparación con el valor que habrían pagado en caso de haber quedado expuestos al precio diario de la bolsa de energía.

Además, algunos de los comercializadores que tenían una alta exposición a los precios de bolsa lograron firmar contratos que podrán incrementar la protección de sus usuarios en más del 50%.

La Resolución CREG 101 036 de 2024 permitió a comercializadores y generadores firmar acuerdos cuya cobertura inicia el 1 de marzo, buscando mantener los precios de la energía estables, especialmente para lo que resta del Fenómeno de El Niño.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) continúa revisando medidas regulatorias en toda la cadena de prestación del servicio que puedan ayudar a disminuir el valor de la factura de los usuarios finales.

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Solar Steel, líder en el suministro de seguidores solares y estructuras fijas para el sector solar fotovoltaico, se complace en anunciar el acuerdo de suministro de 118 megavatios (MW) de seguidores solares para un proyecto fotovoltaico en Chile.

Un total de 1.939 trackers monofila y bifila TracSmarT+ 1V de Solar Steel brindarán soporte para generar energía limpia suficiente para satisfacer la demanda energética de más de 75.000 familias en la región.

El suministro, que evitará en torno a 50.000 tCO2 enviadas a la atmósfera cada año, se llevará a cabo en región chilena de Antofagasta, contribuyendo de manera substancial a la descarbonización de la región y promoviendo la adopción de fuentes de energía limpias y sostenibles.

Con este último acuerdo, SolarSteel reafirma su posición como empresa líder en el sector solar, cooperando en la transformación del panorama energético en LATAM donde ya ha suministrado más de 4.2 GW de sus seguidores solares y estructuras fijas.

Sobre Gonvarri Solar Steel

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

Sobre Gonvarri Industries

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

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Distintas empresas líderes del sector de las energías renovables asistirán al mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina, que tendrá lugar el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

El quinto panel de FES Argentina estarán integrado por IMPSA, JA Solar, Solis y Canadian Solar, quienes debatirán sobre las “Perspectivas de las energías renovables: Utility Scale, almacenamiento y la generación distribuida” frente a más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región. 

IMPSA, empresa que ofrece soluciones integrales para la generación de energía a partir de recursos renovables, ya lleva instalados 466,5 MW eólicos y 147,7 MW solares fotovoltaicos, además de una amplia participación en centrales hidroeléctricas. 

Juan Carlos Cacciavillani, director de Tecnología de IMPSA, será uno de los exponentes durante el panel N°5 del evento, en nombre de la entidad que durante el 2023 firmó un contrato con Parque Eólico Arauco para la construcción de un parque solar de 64 MWp en Aimogasta (La Rioja); mientras que 2022 acordó la provisión de 17 mástiles e instrumentos de medición de vientos para la iniciativa eólica de Fortescue en la provincia de Río Negro

A ello se debe añadir que el año pasado, en conjunto con la Secretarías de Industria y Desarrollo Productivo y de Energía y Enarsa, puso en marcha un relevamiento estratégico de 8 centrales hidroeléctricas cuya concesión vence en 2024. 

JA Solar, multinacional china líder en soluciones fotovoltaicas,analizará el sector mediante su sales manager Argentina, Marcos Donzino. Y cabe recordar que la compañía proyecta mayor crecimiento de mercado de los módulos N-Type a partir del 2024, de pasar de una 50 – 50 con la tecnología P-Type durante el 2023 a 70 – 30 en el corriente año. 

Asimismo, JA Solar recientemente amplió el abanico de productos disponibles para la región al presentar los Módulos Deep Blue 4.0 Pro disponibles en Latinoamérica, con potencias que van desde los 440 W hasta los 635 W, con variaciones en el número de celdas que los componen.

Y durante el pasado Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit reconocieron que Argentina es uno de los mercados en los que si uno entra a tiempo, porque surgen oportunidades, es buen momento para sembrar, contratar personal, expandirse y tener diferentes fases de negocio. 

Solis, uno de los fabricantes más importantes de inversores fotovoltaicos del mundo, tampoco se perderá la cumbre y contará con la presencia de Marco Ricci, su Latam Sales Manager, en la búsqueda de un mayor market share en la región y considerando que la tendencia es hacia la innovación y adaptación a sistemas híbridos, respondiendo a las necesidades específicas de cada región.

Tal es así que la compañía tiene mayor demanda con inversores pequeños de 3 a 11 kW para el segmento residencial, e inversores de 80, 100 y 110 kW en voltajes trifásicos para el ámbito comercial e industrial. Sumado a que la firma proporciona inversores de hasta 255 kW con estaciones de subestación completas y en cuanto a almacenamiento, los sistemas más populares son de 5 a 10 kW para residencias. 

Canadian Solar, empresa de energía solar Tier – 1, también participará en FES Argentina  tras lograr récords de ventas en Colombia, Guatemala, Honduras y El Salvador el año pasado y mientras se prepara para aumentar su participación en proyectos de gran escala en la región.

Jose Ewing, senior sales manager de la compañía, será la persona encargada de analizar las perspectivas para el segmento de la utility scale, el almacenamiento y la generación distribuida, teniendo en cuenta que durante el 2023, Canadian Solar lanzó soluciones de storage para diversos sectores e introdujo la tecnología TOPCON en sus módulos para generar más energía por metro cuadrado, lo que reduce el costo por W. 

Por el lado de Coral Energía, empresa del Grupo Iraola nació en 2016 enfocada al desarrollo de proyectos de energía renovable, dirá presente su director de Nuevos Negocios, Marcelo Álvarez. 

La firma ya cuenta con presencia en Argentina y a lo largo de los últimos meses fue uno de los grandes ganadores de la licitación RenMDI (8 proyectos por 110 MW de capacidad) y otros 4 parques solares (20 MW) en la convocatoria de renovables realizada por la provincia de Santa Fe.

Además, Coral Energía cuenta con un amplio pipeline de proyectos desarrollados, cómo así también con un equipo de planeamiento estratégico enfocado en soluciones para la industria y el Mercado a Término (MATER), de tal manera que suma 850 MW bajo desarrollo y otros 350 MW ready to build.

Todo ello y más serán temas de diálogo durante el primer mega evento FES del 2024. No te pierdas la oportunidad de formar parte la cumbre en la que expertos, innovadores y líderes del sector se reunirán para discutir el futuro de la energía renovable. ¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

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El problema con el fenómeno de El Niño que afronta Colombia, es que genera una situación del 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.

La teoría económica predice que ante cualquier choque externo que contrae la oferta e incrementa la demanda, el precio sube. La cuestión principal que se preguntan los expertos es cuál medida puede adoptar el regulador para afrontar este fenómeno.

BOLETIN 10 NOTICIA DE PRENSA DEL 27 DE FEBRERO

Bajo esta premisa, Jose Plata Puyana, socio de la firma de abogados Serrano Martínez CMA y Profesor de Regulación Económica de la Maestría en Derecho Económico de la Universidad Javeriana, analiza en diálogo con Energía Estratégico las medidas transitorias planteadas por la CREG y proyecta el impacto que podrían tener en el mercado colombiano.

Para el especialista, un camino es promover la competencia y otro es controlar los precios. A su entender, lo primero es positivo y lo segundo es negativo y muy preocupante para el mercado.  El análisis completo de Plata Puyana.

¿Qué opina de las medidas de la CREG para afrontar el Niño?

La CREG adoptó la Resolución 101 036 de 2024 sobre la cual tengo una opinión positiva porque buscó afrontar el problema mediante la flexibilidad de los requisitos para firmar contratos a largo plazo, es decir, mediante la promoción de la competencia.  Esta medida tuvo un tiempo limitado dado que había plazo hasta el domingo 18 de febrero para registrar los nuevos contratos que se firmaran durante ese período de flexibilización. Según las conversaciones que he tenido con varios generadores y comercializadores, la medida fue tan positiva que prácticamente el viernes 16 de febrero el mercado no durmió e inclusive trabajó el fin de semana para cerrar las últimas transacciones posibles.

Me llamó especialmente la atención el rol de los comercializadores del mercado mayorista quienes no atienden usuarios finales, quienes vieron una oportunidad de dinamizar la competencia en esta ventana de tiempo que abrió la CREG. Así, la Resolución 101 036 de 2024 permitió a generadores y comercializadores vender contratos a largo plazo que en circunstancias normales, no se hubieran negociado.

La otra medida que aún no ha sido expedida y se trata de un borrador, es el proyecto de regulación 701 028 de 2023. Esta iniciativa propone un control de los precios diarios que se forman en la bolsa de energía, lo cual es negativo porque reduce la competencia y de hecho tiene el efecto contrario al subirle los precios a los usuarios finales.

Esta medida desde que fue publicada para comentarios comenzó con el pie izquierdo. En primer lugar, fue publicada el 22 de diciembre y dio plazo únicamente de 5 días calendario para comentarios. Es decir, que los agentes podían pronunciarse hasta el 27 de diciembre, incluyendo navidad y el 25 de diciembre como día festivo. Este solo hecho dio lugar a que la Procuraduría solicitara a la CREG que ampliara el plazo a 10 días hábiles puesto que era evidente que cinco días, en la mitad de navidad, era contrario al principio de participación democrática. Adicionalmente, la CREG expidió una Circular alrededor de las 2:30 de la tarde del 26 de diciembre en la cual convocaba a las empresas a una sesión de socialización, lo cual era aún mas preocupante porque tal sesión tendría lugar a las 3:00 del mismo día. Las Cortes han sido enfáticas en establecer que en un estado democrático, las personas y empresas deben tener a un plazo razonable para pronunciarse sobre las iniciativas regulatorias que los afectan, y afortunadamente así se lo hizo saber la Procuraduría a la CREG.

 ¿Algunas generarán impactos en las inversiones, como limitar el precio de la bolsa de energía? ¿Por qué?

Esta pregunta es relevante porque me permite profundizar sobre las preocupaciones del proyecto de regulación 701 028 de 2023. La primera preocupación es conceptual, de teoría económica. Las otras preocupaciones están mas relacionadas con el detalle como fue redactada la propuesta.

En primer lugar, cuando un Gobierno interviene para bajar el precio al cual se ha de pagar cualquier servicio, genera una situación de escasez de la oferta. Un precio bajo fijado por un gobierno ocasiona que por un lado los consumidores quieran comprar más energía, pero por el otro lado, los oferentes del producto quieran vender menos. Adicionalmente, esta situación de escasez de la oferta se traduce en un impacto en las inversiones. Si un inversionista llegó al país con la expectativa de obtener ingresos con base en los precios que fija libremente la oferta y la demanda, y en la mitad de su inversión se enfrenta a la situación en la que el Gobierno interviene los precios cuando estos aumentan, entonces los ingresos del inversionista se ven reducidos no por el efecto del mercado sino por el efecto de la intervención del Gobierno.

Esta situación desincentiva futuras inversiones, pero también habilita a los inversionistas existentes a demandar al Estado para pedir la indemnización de perjuicios no solo frente a las Cortes en Colombia, sino también frente a tribunales internacionales por tratarse de medidas contrarias a los tratados internacionales firmados por Colombia para atraer inversión extranjera.

En segundo lugar, la propuesta de regulación 701 028 de 2023 tiene dos detalles preocupantes. Frente a los generadores térmicos, la iniciativa plantea que se les pagará únicamente sus costos más un margen del 5%. Esta regla tiene el efecto contrario, puesto que un mercado en circunstancias normales incentiva a las empresas a reducir sus costos al menor valor posible, pero si la regulación fija el precio en los costos más un margen, entonces los generadores térmicos entre más costos tengan, más margen ganan.

El segundo problema de la iniciativa es un poco más complejo de explicar y surge a raíz del incremento en la tarifa a los usuarios mediante un rubro que se conoce como “restricciones”. El rol de un comercializador de energía eléctrica es evitar los riesgos que sus usuarios queden expuestos a los picos diarios de los precios de la energía cuando viene un fenómeno de El Niño y, para lograrlo, los comercializadores procuran firmar contratos de energía a largo plazo y evitar comprar la energía diariamente en la bolsa de energía. En este sentido, alrededor del 80% de la demanda en Colombia es atendida por comercializadores que sí gestionaron el riesgo de incremento de los precios frente al fenómeno de El Niño, anunciado casi con un año de anticipación. Otro 20% es atendido por comercializadores que llegaron al fenómeno del niño sin suficientes contratos a largo plazo, es decir, que expusieron a sus usuarios a los picos de precios diarios de la bolsa de energía por el estrés del mercado ante este fenómeno del niño.

El planteamiento de la iniciativa de la CREG, es que los usuarios que son atendidos por comercializadores que sí gestionaron el riesgo adecuadamente, deberán pagar un precio más alto de la energía a través del componente tarifario de “restricciones” para cubrir a los usuarios que son atendidos por los comercializadores que no gestionaron el riesgo adecuadamente y que están expuestos a los picos de precios en bolsa. Adicionalmente, la CREG cuantificó en la memoria justificativa que a los usuarios atendidos por comercializadores que sí gestionaron el riesgo se les subiría el precio entre 60 y 122 $/kWh. 

Sin embargo, ¿se trata de medidas necesarias o se pudo haber actuado de otro modo para hacer frente a este acontecimiento climático?

Aprovecharé esta pregunta para explicar la importancia de la Superintendencia de Industria y Comercio y específicamente de la función de abogacía de la competencia. Según el Decreto 1074 de 2015, la CREG debe evaluar cuáles medidas están disponibles que le permitan atender el fin regulatorio con el menor impacto en la libre competencia. En este sentido, los estándares de la OCDE sobre análisis de impacto normativo señalan que la CREG deberá adoptar de todas las alternativas posibles, aquella que tenga un menor impacto en la libre competencia. Además, señalan que antes de expedirse la resolución definitiva, deberá solicitar el concepto de abogacía de la competencia de la mencionada Superintendencia.

Según la memoria justificativa publicada por la CREG, la necesidad de la iniciativa regulatoria 701 028 de 2023 se debe a dos razones: (i) el impacto negativo en los usuarios atendidos por comercializadores que no firmaron contratos a largo plazo, que quedaron expuestos a los incrementos de los precios en la bolsa de energía y que podría ocasionar un riesgo sistémico; (ii) el riesgo de unos pocos generadores con alto poder de subir precios durante esta situación coyuntural, lo cual se conoce como poder de mercado.

En consecuencia, si el primer problema es causado por unos comercializadores que no gestionaron adecuadamente su riesgo, entonces la medida necesaria es aquella dirigida a esos comercializadores específicos y no la de controlar los precios diarios de todo el mercado. Esa es precisamente la importancia de la medida que sí implementó la CREG mediante la Resolución 101 036 de 2024, dado que precisamente le dio una oportunidad a tales comercializadores que no habían gestionado adecuadamente el riesgo para que salieran a firmar contratos a largo plazo y se pusieran al día con su gestión frente al usuario.

Ahora bien, si el segundo motivo de preocupación es un riesgo de que unos pocos generadores ejerzan poder de mercado en la bolsa donde se negocia la energía al día día durante el fenómeno de El Niño, entonces el regulador ya cuenta precisamente con la herramienta de mitigación de poder que precisamente fue creada en julio de 2023 por la Resolución 101 018 de 2023. Si la preocupación era entonces el posible comportamiento de unos pocos generadores en el día a día de la bolsa de energía, entonces la solución ya existía desde julio de 2023. Ahora, si la CREG tenía dudas sobre la efectividad de la solución de julio de 2023, entonces la medida necesaria era arreglar esa Resolución 101 018 de 2023 para que sí funcionara respecto de ese riesgo específico que representan los pocos agentes con poder de mercado, y no la de controlar los precios de todos los agentes.

¿Esta situación está teniendo algún impacto sobre el mercado de las renovables?

Esta pregunta me sirve para cerrar la entrevista con un comentario sobre la importancia de que exista coherencia entre la política pública y la regulación. La iniciativa regulatoria 701 028 de 2023 tendría un impacto negativo en todos los generadores de energía a quienes se les controlaría el precio, impacto que se extiende a quienes hayan realizado inversiones en fuentes de generación renovables no convencionales, es decir, solar, biomasa, pequeños centrales hidroeléctricas, entre otras que hoy en día están funcionando

En consecuencia, de ser expedida, ocasionaría una contradicción entre la política pública que busca promover este tipo de fuentes y la regulación que impondría un límite en los precios que pueden cobrar cuando el mercado más las necesita. Adicionalmente, el mercado de las renovables en Colombia ha tenido una participación activa de inversión extranjera, de manera que cualquier medida que afecte la inversión en este mercado también activa la preocupación de incumplir con tratados internacionales firmados por Colombia para atraer inversión extranjera.

En contraposición, la Resolución 101 036 de 2024 que ya fue expedida, tuvo un efecto pro competitivo que sí pudo beneficiar a las fuentes de generación renovables, puesto que dicha medida les permitió salir al mercado a vender más contratos a largo plazo de energía limpia. Por último, hay que tener en cuenta que el Ministro de Energía mencionó a inicios de este mes que Colombia está a punto de superar el fenómeno del niño.

En conclusión, por motivo de la promoción de la competencia, respeto a la inversión tanto nacional como extranjera, por la necesidad de buscar medidas enfocadas específicamente en los usuarios que están siendo atendido por comercializadores que no han gestionado adecuadamente su riesgo, por coherencia con la política pública de beneficiar a las fuentes renovables y dado que el país está próximo a superar el fenómeno del niño, mi opinión es que la medida necesaria ya fue adoptada por la CREG mediante la Resolución 101 036 de 2024, y que la otra propuesta regulatoria 701 036 de 2024 de controlar los precios, lejos de traer soluciones, ocasionaría más problemas para el mercado energético y los usuarios.

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La Agencia de Energía del Estado de Jalisco (AEEJ) propuso un Modelo de Reglamento para la Instalación de Sistemas Fotovoltaicos de Jalisco y la Dirección General de Mejora Regulatoria del Estado de Jalisco, parte de la Secretaría de Desarrollo Económico, realizó un proceso de mejora regulatoria del modelo. 

Durante el periodo de consulta pública entre mayo y octubre del año 2023 se recibieron al menos 18 comentarios de actores participantes del mercado, con determinadas consideraciones por atender y desde la industria advierten que no fueron respondidas y no se contemplaron para el modelo final, generando controversias en su implementación que ya se estaría analizando con algunos municipios del estado. 

La Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C (AMIF) advirtió por ejemplo que al involucrar a más dependencias, no solo se genera un retraso o una burocratización en los trámites, sino que se abre una puerta más a la discrecionalidad. 

“Más personas van a tener en sus manos la decisión de si se instala o no se instala, si se interconecta o no se interconecta un sistema fotovoltaico. Hoy nos enfrentamos a algo parecido en algunas zonas con el suministrador eléctrico, con el que tenemos que hacer los contratos de interconexión a la red de los sistemas fotovoltaicos, es decir que eso es un problema que ya existe y le vamos a sumar más”, declaró Manuel Gomez Herrera Lasso, director ejecutivo de la AMIF. 

Y es que el nuevo modelo habilita a intervenir a la oficina de Obras Públicas del Municipio para dar la licencia de construcción o de instalación, y a Protección Civil para vigilar ciertas condiciones de seguridad de la instalación, dependencias que aún no están capacitadas y no tienen la capacidad de cubrir la cantidad de instalaciones que se realizan en el estado mexicano con mayor crecimiento interanual de solar fotovoltaica. 

“Jalisco es líder a nivel nacional en instalaciones de generación solar distribuida y lo que arriesgamos con el reglamento es frenar este desarrollo. Lo vemos así. Creemos que existe el riesgo de que el reglamento se convierta en un obstáculo para el desarrollo de la industria”, señaló el referente de AMIF, en conversación con Energía Estratégica. 

Ahora bien, la propuesta de trabajar en una regulación no sería un esfuerzo en vano. Aquellos puntos advertidos por el gremio de la industria fotovoltaica podrían ser considerados en pos de hacer caminar una iniciativa viable que no vaya en detrimento de la adopción de la tecnología, ni del sector. 

“Es verdad que cuando se busca la calidad y la seguridad de los usuarios y de terceros es indispensable combatir la informalidad, la competencia desleal y la falta de profesionalismo y para ello es necesario establecer normas obligatorias que fijen una línea mínima”, reza un comunicado de la AMIF.

Y es que el gremio de la industria fotovoltaica insiste en que el espíritu del reglamento es válido y legítimo al tratarse de una regulación para atender cuestiones en la parte estructural de las instalaciones, la aprobación de su construcción y seguimiento al mantenimiento, que son desatendidas en la regulación federal, pero no de la manera planteada por la AEEJ. 

Entre las sugerencias para hacer más viable la implementación de un reglamento para generación distribuida, la AMIF consideró la aplicación de una ventanilla única virtual de trámites que permita sistematizar la carga de datos y automatizar la aprobación de requisitos técnicos necesarios cuando por ejemplo se tratase de estructuras certificadas que cumplan con especificaciones de fabricantes. 

“Nosotros estamos proponiendo que se instituya un trámite digital que ya tome en cuenta, por ejemplo, cuando se instalan estructuras certificadas y que tienen los rangos de seguridad necesarios, que se pueda validar de forma remota o de forma digital que se está cumpliendo con las instrucciones del fabricante, y en esas estructuras ya no sea necesario generar inspecciones y otros costos y otros tiempos. 

Sin embargo, para las estructuras improvisadas que todavía se instalan en muchos puntos de México, ahí sí consideramos que se exija un estudio estructural y una determinación de los calibres del material, etcétera, de acuerdo con la necesidad del sitio.

La AMIF junto con el Colegio de ingenieros Mecánicos Electricistas de Jalisco, ha reunido a otras ocho organizaciones en la búsqueda de soluciones alternas; este grupo está preparando propuestas que impulsen la calidad y la seguridad y sean aplicables”, concluyó Manuel Gomez Herrera Lasso, director ejecutivo de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C (AMIF).

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“Iniciamos enero con un decremento de aproximadamente el 4.8 % en las inyecciones netas de la región (exportaciones) con respecto a enero 2023”, advirtió Delwing Ajquejay, jefe de Mercado Internacional en CMI-Corporación Multi Inversiones, en base a cifras del Ente Operador Regional (EOR).

Según comentó el especialista, este indicador a la baja estaría relacionado a que se espera un déficit profundizado en las inyecciones (exportaciones) y retiros (importaciones) durante este primer semestre.

Esta situación no es nueva. No obstante, la disminución de las transacciones comerciales merece la atención porque se acentuaron en el inicio de este año arrastrando condiciones climáticas, de precios y de red que generan dudas sobre el porvenir.

Es preciso indicar que, debido a las condiciones climáticas severas, se reflejaron temperaturas extremas durante el año 2023 que trajeron como consecuencia una importante reducción en los caudales que aportan a las Centrales Hidroeléctricas en la región; lo cual, de acuerdo con Delwing Ajquejay, obligó a países como Guatemala, El Salvador y Panamá a limitar las exportaciones de energía al Mercado Eléctrico Regional (MER) en períodos y volúmenes específicos.

Derivado de lo anterior, durante los meses de mayo y junio del año pasado, el especialista identificó precios exantes históricos a nivel del MER, siendo el 16 de junio el día con los precios más altos, alcanzado valores promedio arriba de los $600/MWh en los nodos exantes.

Y es que, la energía renovable inyectada en el sistema regional, que contribuye en términos climáticos y económicos al sistema, no fue la vedette de la última temporada. En 2023, los precios del carbón se mantuvieron estables y su reducción fue lo que la posicionó como la tecnología que repercutió de manera una más favorable; según valoró Ajquejay, “fue de mucho beneficio”, ya que el año inició con un valor aproximado que en promedio fue 142 (USD/T) y se redujo a un valor aproximado que en promedio fue 100 (USD/T), alcanzando las mismas condiciones de precio que se tenían previo al inicio de la guerra en Ucrania, para Guatemala principalmente.

Ahora bien, además de condiciones económicas y climáticas, las cuestiones técnicas y operativas de la Red de Transmisión Regional (RTR) también entran en escena al evaluar el panorama del mercado regional este año.

“El inicio de operaciones de la Central Gatún GNL en Panamá podría generar condiciones para incentivar las exportaciones en Panamá. Sin embargo, existen problemas de congestión en la RTR que probablemente no permitirían aprovechar ese potencial para toda la región”, ejemplificó el referente de mercado internacional.

Por este cúmulo de variables, Guatemala está considerando otras alternativas más allá de las posibilidades de compra-venta de energía que ofrece el MER.

“Las importaciones en Guatemala desde México, a través de ofertas de Oportunidad, ya generan un aporte importante de energía que contribuyen a la matriz energética de GT”, subrayó Delwing Ajquejay.

Visto aquello, vuelve a ser de relevancia para Guatemala debatir en torno a la posible salida o no del mercado regional y sus implicancias.

“Guatemala debiese darle seguimiento a la nota que el 12 de julio de 2021 envía al Sistema de la Integración Centroamericana (SICA), anunciando que abandonará el Mercado Eléctrico Regional y retomar el diálogo”, concluyó Delwing Ajquejay, jefe de Mercado Internacional en CMI-Corporación Multi Inversiones.

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EPM se sumó a una iniciativa propuesta al Gobierno Nacional por las empresas generadoras de energía, y acogida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que busca que dada la coyuntura que se vive actualmente en el país por los efectos del fenómeno de El Niño se brinde una mayor cobertura a las compañías comercializadoras de energía, que estaban teniendo que ir a comprar energía a la bolsa a precios más altos.

Básicamente, los generadores que tengan energía sin vender en contratos de largo plazo y, que cuenten con alguna disponibilidad ocasional para cubrir a los comercializadores de energía podrán vender esos excedentes de energía a estas compañías, que atienden específicamente la demanda regulada, es decir, hogares, comercios y pequeñas industrias, para disminuir los impactados generados por los precios altos en la bolsa.

Así opera el sistema

Los comercializadores que atienden usuarios regulados (hogares, comercios y pequeñas industrias) compran la energía principalmente a través de contratos de largo plazo que firman con generadores de electricidad, y la demanda remanente se debe atender a través de la bolsa de energía, que es un mercado cuyo precio se fija todos los días del año y es volátil.

EPM, consciente de la necesidad de disminuir el impacto de las compras de energía en bolsa debido a los efectos del fenómeno de El Niño, participó con agentes del sector eléctrico en la elaboración de una propuesta, que hoy se ve materializada en lograr una mayor cobertura del mercado regulado.

Unión de voluntades

Gracias al trabajo articulado entre las empresas generadoras de energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), esta última expidió la resolución 101 036 de 2024, la cual permitió que, de manera transitoria, los generadores puedan ofrecer sus excedentes de producción luego de cubrir los contratos en firme, en lugar de vender dicha energía en la bolsa y, de este modo, estabilizar y favorecer los precios de compra de los comercializadores que atienden demanda regulada. Esta alternativa no era posible antes de la citada resolución.

El generador de energía EPM recibió las solicitudes de 17 comercializadores, priorizó las ofertas de aquellos que tenían un nivel alto de exposición a la Bolsa de Energía y que atendieran zonas especiales (aquellas que reciben subsidios del Fondo de Energía Social- FOES), logrando negociar exitosamente con ocho de estos agentes.

Con esta medida, EPM contribuye a mitigar el impacto de las compras en bolsa con destino a los usuarios regulados.

La entrada EPM contribuye a mitigar la coyuntura de las tarifas de energía actuales se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit (FES) Argentina está cada vez más cerca. El próximo lunes 11 de marzo más 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región se reunirán en el Hotel Emperador de Buenos Aires para debatir sobre las oportunidades y nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

El panel N° 6 de la jornada ya está confirmado y referentes de DREICON, TotalEnergies, ABO Wind y CWP Global conversarán sobre el desarrollo de grandes proyectos y el futuro de la energía eólica, la fotovoltaica y el hidrógeno. 

DREICON,  firma integral de consultoría e ingeniería que ayuda a organizaciones públicas y privadas con la transición hacia fuentes más sostenibles, participará con la presencia de Gerardo Manhard, chief operating officer y director de la compañía. 

Desde su fundación en 2016, DREICON ha ofrecido un enfoque integral para ayudar a las empresas a adoptar prácticas más sostenibles y ya brindó servicios para más de 15 proyectos renovables, de H2V y de infraestructura eléctrica. 

TotalEnergies, multinacional francesa del sector petroquímico y energético, también formará parte del panel. Martín Parodi, managing director REN de la empresa, representará a la firma que persigue el crecimiento rentable en la industria de las renovables, a tal punto que busca ser netos en emisiones en el 2050 y cero emisiones de metano en el 2050 y alcanzar los 100 GW instalados a nivel mundial al 2030. 

Hoy en día, TotalEnergies cuenta con cuatro centrales renovables en el país: una planta solar de 30 MWp (Caldenes del Oeste), tres proyectos eólicos de 100, 98 y 50,4 MW respectivamente (Mario Cebreiro, Vientos Los Hércules y Malaspina), una planta solar de 14 MWp (Amanecer, actualmente en construcción) y otros proyectos en desarrollo, incluyendo hidrógeno.

Pero a ello se debe añadir que, durante el mega evento de FES República Dominicana 2023, la compañía dio a conocer que tiene 1,1 GW de proyectos renovables en operación y construcción desde México hasta la Patagonia y cerca de 4 GW en prospección del pipeline en varios países de la región.

ABO Wind, desarrolladora y constructora de proyectos eólicos, solares, de baterías e hidrógeno a lo largo de todo el mundo, no se perderá la cumbre de Future Energy Summit en Argentina y business development manager, Mariano Panelli, será panelista en el sexto debate de la jornada. 

La firma de origen alemán posee presencia en Argentina desde hace varios años y ya desarrolló más de 10 proyectos renovables que suman cerca de 1750 MW de capacidad. Incluso, el año pasado reconocieron que tenían un pipeline de aproximadamente 6 GW eólicos y solares, y otros 4 GW en emprendimientos de hidrógeno verde.

Mientras que CWP Global, innovadora en el desarrollo de renovables y soluciones energéticas sostenibles, aportará su mirada en la cumbre del 11 de marzo mediante su director de Relaciones Institucionales, Carlos Seijo. 

La firma ya llevó adelante 2 GW a nivel mundial, cuenta con más 6 GW renovables on grid en desarrollo y otros 180 GW de renovables para producción de hidrógeno verde; y Argentina ocuparía un lugar relevante dentro de esa estrategia.

Los proyectos en el país son un conjunto de instalaciones de 1500 a 3000 km2 para la producción de hidrógeno verde a gran escala en el Golfo San Jorge, Santa Cruz y Tierra del Fuego. Bloques patagónicos de los que se espera que cada uno tenga alrededor de 8,5 GW eólicos para H2V. 

Por lo que Future Energy Summit Argentina será el espacio ideal para seguir de cerca las perspectivas 2024 y los objetivos del sector privado, como también las oportunidades regulatorias y de inversión y las metas y expectativas del gobierno de Javier Milei para el sector renovable del país.

No te pierdas la oportunidad de ser parte del primer mega evento FES del 2024, donde expertos, innovadores y líderes del sector se reunirán para discutir el futuro de la energía renovable. ¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

La entrada DREICON, TotalEnergies, ABO Wind y CWP Global debatirán sobre el futuro de las renovables en FES Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), ratificó que la Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo se convocará este año 2024.

Además, adelantó que ha sido reformulada para que la empresa estatal contrate finalmente 1500 MW en tres bloques y para que la metodología a emplear sea de rondas sucesivas.

“Ha costado. Se ha tenido que capacitar gente en Guatemala, reconstruir la Junta de Licitaciones y todo lo que implica técnica y analíticamente un proceso de Licitación de envergadura como la de 1500 MW que es la que estamos preparando”, introdujo Tejada.

Y precisó durante un conversatorio de la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) en X space: «Una vez que esta licitación se lance, nosotros esperamos que sea en este primer semestre de este año, esas plantas entrarían en 2027, 2028 y 2029».

De esta manera, se pasó de la intención de contratar entre 450 y 500 MW térmicos además de 250 MW eólicos y solares a un total de 1500 MW térmicos y renovables.

Para compartir más precisiones al respecto, Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), comentó a Energía Estratégica que el cambio merece a una decisión informada que tomó la ENEE en las últimas semanas.

“El distribuidor cambió su objetivo de generación. Hizo un análisis para próximos años y como se arrastraban los 450 MW pendientes, nos enviaron una solicitud para que sea de 1500 MW. Una primicia es que el primer bloque será de 800 MW”, declaró el comisionado Flores en exclusiva para este medio.

Con la motivación de no sólo fortalecer el parque de generación y evitar déficit de energía, sino además lograr precios competitivos la metodología a emplear para la selección de las ofertas adjudicadas será a través de rondas sucesivas.

“Se va utilizar un mecanismo para la evaluación económica que tuvo mucho éxito en Guatemala que es el de rondas sucesivas y que utiliza un algoritmo de minimización para ir escogiendo los precios más baratos. Entonces, esa sería la metodología. Este tipo de licitaciones con estos mecanismos de subastas sucesivas y con este algoritmo permiten que pueda hacerse una auditoría forense bastante transparente del proceso”, amplió el secretario de Energía Tejada.

https://t.co/OAakk1Ihl1

— AHER (@AHERenovable) February 29, 2024

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La Unidad de Electricidad de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) continúa recibiendo solicitudes de Permisos Administrados de Generación, Importación y Exportación de Energía Eléctrica. Tal es así que acumula históricamente 1132 permisos de generación otorgados por más de 1500 GW, al cierre del 2023.  

Si bien este sexenio estuvo marcado por el rechazo a más de 1 GW de proyectos de generación privados, entre aquellos que lograron el visto bueno de la CRE se destacan 15 proyectos renovables con Fecha de Entrada en Operación para este año 2024 que totalizan 1.114,53 MW de capacidad autorizada (ver al pie del artículo). 

En detalle, seis proyectos que suman 661,63 MW son de tecnología fotovoltaica, cinco más aportarán 341,4 MW de capacidad en molinos eólicos, dos emprendimientos de bagazo de caña de 101,5 MW y una central hidroeléctrica de 10 MW. 

Mientras que el grueso aprobado para este año está por iniciar obras o ya inició su construcción, algunos otros ya se encuentran operativos tales como la instalación de 16 MW inaugurada por el Gobierno de la Ciudad de México en la Central de Abastos este mes de febrero, y la central de cogeneración de 27.50 MW del permisionario Ingenio El Mante, S. A. de C. V. en marcha antes del cierre del 2023. 

Ahora bien, es preciso remarcar que obtener el permiso de generación no significa directamente que la interconexión se concreten en tiempo y forma de acuerdo a lo estipulado en el acto administrativo de la CRE vinculado a cada proyecto. 

De hecho, revisando uno a uno los estados de avance informados a la CRE por parte de los proponentes de proyectos aprobados en los últimos años, el mayor volumen de proyectos con permisos de generación aprobados aún no iniciaron operaciones. 

En este sexenio, de las 72 solicitudes de renovables aprobadas por un total de 45628 MW, solo 22 aparecen en estado de operación por un total de 1555,21 MW; entre ellas, centrales de bioenergías, cogeneración renovable, así como eólicas, fotovoltaicas e hidroeléctricas.

¿Qué depara para los próximos meses? Del total histórico de solicitudes renovables aprobadas, aquellas con fecha de operación para este año 2024 que aún no iniciaron operaciones son 13 y sumarán 1.071,03 MW de capacidad.  

Este es el detalle de proyectos renovables con permisos para la generación de energía eléctrica otorgados por la CRE con fecha de entrada de operación para el 2024:  

Permisionario
Empresa Líder
Capacidad Autorizada (MW)
Generación Estimada (GWh/Año)
Fecha de Entrada en Operación
Tecnología
Estado Actual
Entidad Federativa

Sunmex Renovables, S. A. de C. V.
Univergy International, S. L.
102.79
266.05
31/07/2024
Fotovoltaica
Por iniciar obras
Sonora

Recursos Solares PV de México II, S. A. de C. V.
Desarrollos Solares Mexicanos, S. L.
100.00
290.75
31/07/2024
Fotovoltaica
Por iniciar obras
Sonora

Eólica del Mayab, S. A. P. I. de C. V.
Eoliatec de México, S. A. de C. V.
71.40
347.00
27/06/2024
Eólica
Por iniciar obras
Yucatán

Alten Energías Renovables México Siete, S. A. de C. V.,
Alten Energías Renovables,
278.64
691.50
13/02/2024
Fotovoltaica
Por iniciar obras
Puebla

Compañía Eoloeléctrica Matamoros, S. A. de C. V.
Deacero
84.00
279.62
31/01/2024
Eólica
Por iniciar obras
Tamaulipas

Compañía Eólica Río Bravo, S. A. de C. V.
Deacero
66.00
219.70
31/07/2024
Eólica
Por iniciar obras
Tamaulipas

Compañía Eólica El Palmar, S. A. de C. V.
Deacero
60.00
199.73
31/07/2024
Eólica
Por iniciar obras
Tamaulipas

Compañía Eólica El Cielo, S. A. de C. V.
Deacero
60.00
199.73
31/01/2024
Eólica
Por iniciar obras
Tamaulipas

Más Energía, S. de R. L. de C. V.
Enel Green Power
150.00
447.37
30/06/2024
Fotovoltaica
Por iniciar obras
Coahuila

CFE Generación III, Central Amata
Comisión Federal de Electricidad
10.00
46.85
31/07/2024
Hidroeléctrica
Por iniciar obras
Sinaloa

Cajeme Solar, S. A. P. I. de C. V.
Municipio de Cajeme, Estado de Sonora
10.00
21.55
28/10/2024
Fotovoltaica
En construcción
Sonora

Tampico Renewable Energy, S. A. P. I. de C. V., Central III
Mesoamerica Sugar Investments Coöperatief U. A.
74.00
271.47
14/11/2024
Bioenergía de Bagazo de Caña
En construcción
Tamaulipas

Ingenio El Mante, S. A. de C. V.
Mesoamerica Sugar Investments Coöperatief U. A.
27.50
88.20
29/02/2024
Cogeneración de Bagazo de Caña
En operación
Tamaulipas

Gobierno de la Ciudad de México
Gobierno de la Ciudad de México
16.00
25.26
20/12/2024
Fotovoltaica
En operación
Ciudad de México

Audi México, S. A. de C. V.
Audi AG
4.20
12.76
30/08/2024
Fotovoltaica
En construcción
Puebla

(ver: Permisos de generación vigentes – CRE)

La entrada Más de 1000 MW renovables aprobados y con entrada en operación prevista para este año en México se publicó primero en Energía Estratégica.

Enel Americas, compañía líder en la transición energética y comprometida con el desarrollo sostenible a través de la descarbonización y electrificación, estuvo presente en el mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) a fines del año pasado en la ciudad de Santiago, Chile. 

Aurelio Bustilho De Oliveira, CEO de Enel Américas, brindó una entrevista exclusiva en la que reveló la estrategia de la compañía para la región y el enfoque selectivo para sus nuevas inversiones en generación renovable e infraestructura eléctrica. 

“Estamos en un proceso de desinversión en energía térmica en Perú y en Argentina, en línea con los objetivos. Ya anunciamos el proceso de venta de la distribución y generación en Perú y la venta de centrales térmicas en Argentina, pero trasladamos para 2024 el proceso de la venta de Edesur”. señaló. 

“Se debe a que tenemos un objetivo ambicioso de crecer en capacidad de energía renovable pero también mejorar la infraestructura de nuestras distribuidoras de energía. Es mucho CAPEX y estamos priorizando en las redes que tenemos”, agregó.

En ese sentido, la lógica de desinversión en Perú y Argentina resulta para hacer hincapié en países a los que Enel Americas considera “prioritarios”, como por ejemplo Brasil, Colombia y Chile, con el objetivo de reforzar las redes, mejorar continuamente la calidad y la digitalización de las mismas y seguir con el plan de renovables.

Y cabe recordar que Enel Americas cuenta con 20 GW de capacidad distribuidos entre Argentina, Brasil, Colombia, Chile, Perú y algunos países de Centroamérica como Panamá, Costa Rica y Guatemala. 

De esa capacidad, poco más de 70% ya es renovable pero la compañía va por más, a tal punto que del pipeline de 45 GW a 50 GW globales, Enel Americas proyecta aproximadamente 3 GW o 2.5 GW para la región, los cuales se podrán en operación entre 2024 a 2026. 

“Las tasas de interés están muy elevadas, el costo de capital está muy alto, la volatilidad de los precios todavía es un elemento importante, entonces somos más prudentes con respecto a las inversiones en las energías renovables”, aclaró Aurelio Bustilho De Oliveira.

“Tenemos un pipeline robusto y en la medida que se den las condiciones, reactivaremos esas inversiones. Pero actualmente nos enfocamos principalmente en mejorar la resiliencia y calidad de las redes en los capitales que operamos”, subrayó en la entrevista exclusiva brindada durante la cumbre que reunió a más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región. 

¿Qué rol ocupa el almacenamiento en esa cartera de proyectos? El CEO de Enel Americas planteó que ya poseen estudios de storage, pero reconoció que no será la tecnología que más impulsen en el corto y mediano plazo. 

El motivo es que desde la firma observan que el coste y la selectividad aún no resulta muy fuerte y competitiva, por lo que no priorizan el almacenamiento más allá de como complementariedad de algunos parques eólicos; sino que el eje central estará en tener “los frutos más maduros y donde se pueda podemos aportar más”. 

La entrada De primera mano: ¿Cómo Enel Americas enfoca su estrategia renovable hacia 3 países claves en Latinoamérica? se publicó primero en Energía Estratégica.

El almacenamiento se posiciona como la solución sostenible más eficaz para la regulación de frecuencia en sistemas insulares como el dominicano, que está a la espera de que ingrese nueva generación de base y de que se fortalezcan sus redes.

Por lo que, promover la acumulación de energía en baterías en República Dominicana resulta clave para lo que queda de esta década. Así lo consideró Rafael Velazco Espaillat, gerente general de Raveza Associated & Services:

“En el caso dominicano, las baterías van a cumplir una misión muy importante y es ayudar a la regulación de frecuencia por una ventana de aproximadamente 6 años, hasta que entre en operación toda la generación de Base licitada un año atrás”, sostuvo Rafael Velazco.

En conversación con Energía Estratégica, argumentó que es preciso apoyar alternativas de acumulación en baterías de gran escala para resolver un cuello de botella en la transmisión que no sólo está impidiendo que entren más renovables al sistema, sino que además ya está afectando la operativa.

Entendiendo que por ley a las energías renovables hay que despacharlas desde que el recurso esté disponible, se debe dar de baja a plantas de base como de carbón o de gas natural 24/7 para inyectar las renovables, que si bien es verdad que medioambientalmente eso está bien, eso estaría provocando muchos problemas de frecuencia por la inestabilidad propia de las renovables, que entran y salen dependiendo del recurso.
En tal sentido, los Sistema de Almacenamiento de Energía de Baterías (BESS) podrían ganar protagonismo en el sector eléctrico dominicano resolviendo la regulación de frecuencia.

Sin embargo, Rafael Velazco, quien además ha tenido un destacado paso en la Superintendencia de Electricidad (SIE), advierte que el que se haya definido que la energía que se inyecte para servicios auxiliares sea al costo marginal o el costo spot, hace que pierda atractivo en el mercado.

“El pago del kWh para hacer servicios auxiliares al precio Spot -o, como se llama, de arbitraje- es básicamente el pecado original de la resolución, porque pagar más caro esos kWh servidos con BESS para servicios auxiliares, como regulación de frecuencia, se debe a que el kWh se les debe pagar no por el costo incurrido, sino por el costo evitado al sistema”.

“Ese pecado que tiene la Resolución que sacó la Superintendencia al comienzo del 2023, donde regulaba el tema del almacenamiento en baterías, llevó a que la SIE determine que cuando se inyecte energía por almacenamiento sea al costo marginal o el costo spot. Entonces, cuando el costo marginal sea bajo, ¿qué actor del mercado querrá vender en menor precio y no esperar a que este aumente?”, cuestionó Velazco.

De allí, puso en consideración revisar el estudio proporcionado a la Superintendencia que fue patrocinado por la United States Trade and Development Agency (USTDA), cuyo resultado indicaba que los kWh inyectados por baterías para servicios auxiliares (entiéndase regulación de frecuencia, por ejemplo) se pagan más caro que los que son simplemente inyecciones de energía al sistema

“Las baterías tiene la virtud de poder estar llenas todo el tiempo y entrar en milisegundos cuando un parque renovable se va a cero y por un lapso de 5 min o 10 min, máximo 15 min, (el tiempo que se necesite) inyectan una cantidad de kWh que, multiplicados por todos los parques que hay, te ayudan a regular frecuencia de todo el sistema”, valoró Velazco.

Y concluyó: “Ese kilovatio hora se paga, no por el costo incurrido, o sea, no lo que te costó producir el kilovatio hora, sino por el costo evitado al sistema”.

La entrada Identifican un gran reto para impulsar inversiones de BESS en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

El Grupo EPM presentó este miércoles 28 de febrero su planta piloto de producción de hidrógeno verde (H2V) y su estación de mezcla con gas natural, cumpliendo con su hito de producirlo a partir de energía limpia (no convencional), en un trabajo conjunto entre EPM y Aguas Nacionales, desde la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Aguas Claras, ubicada en el municipio de Bello, al norte del Valle de Aburrá.

John Maya Salazar, gerente general de EPM y líder del Grupo EPM, destacó que “seguimos adelante con la implementación de la Hoja de Ruta del Hidrógeno de la Organización, a partir de un desarrollo sostenible, promoviendo nuevas oportunidades de crecimiento y soluciones que permitan el desarrollo de casos de negocio y optimización de infraestructura para producción de hidrógeno, que contribuyan a la descarbonización, al uso racional de los recursos y al desarrollo económico. Pensando siempre en soluciones que aporten al bienestar de la comunidad y a su calidad de vida”.

Este proyecto piloto hace parte de la Hoja de Ruta del Hidrógeno del Grupo EPM, la cual busca el desarrollo de competencias e innovación basado en energías limpias y renovables, que pueden ser escalables a proyectos que permitan el uso de hidrógeno a nivel local e internacional.

En sintonía con la innovación

Se espera que el hidrógeno tenga múltiples usos en el futuro. Por esta razón, el proyecto busca facilitar la apropiación de conocimientos técnicos en su producción, manejo y diferentes usos en el corto plazo como:

Realizar mezclas (blending) con biogás para la producción de electricidad de uso industrial, en los moto-generadores de la planta.
Adelantar pruebas de mezclas (blending) con gas natural para el uso en gasodomésticos residenciales, con el fin de distribuir un energético más limpio para el Valle de Aburrá. Las pruebas permitirán conocer los comportamientos de la mezcla en el sistema de distribución para su uso en el corto plazo.
Movilidad para vehículos de uso pleno (100 % hidrógeno) o en forma dual (diésel e hidrógeno). Dentro de sus logros, EPM hará la conversión a hidrógeno de dos volquetas para el servicio de la PTAR Aguas Claras, de manera que mejore su eficiencia y reduzca sus emisiones al ambiente.

Henry Parra Molina, presidente Aguas Nacionales, indicó que “la producción de hidrógeno en las instalaciones de la PTAR Aguas Claras se realizará por medio del proceso de electrólisis o descomposición del agua (H2O) en sus componentes básicos: hidrógeno y oxígeno, utilizando la energía eléctrica autogenerada en la misma planta, la cual se obtiene por medio de la combustión del biogás en motogeneradores. Esta energía es considerada como limpia debido a que proviene de una fuente no convencional renovable, en este caso la biomasa”.

Por sus bondades en materia de innovación tecnológica, reducción de gases de efecto invernadero (GEI), uso circular de los recursos energéticos y la promoción de otras fuentes alternativas, esta se convierte en una de las apuestas más importantes del Grupo EPM, de cara a la Hoja de Ruta que se ha trazado para la producción de hidrógeno verde en el mediano plazo.

Esta estrategia se materializa con el trabajo colaborativo entre EPM y Aguas Nacionales, aprovechando sinergias operativas y financieras como conglomerado empresarial para generar valor a todos sus grupos de interés

La entrada El Grupo EPM cumple con su hito de producir hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Ambiente de Colombia ha dado un paso significativo hacia la agilización del proceso de licenciamiento ambiental para proyectos de generación de energías renovables no convencionales (FNCER) en el país. La entidad ha publicado para comentarios un borrador de decreto que propone modificaciones en las competencias de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) y las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) en la tramitación de licencias para proyectos FNCER, lo cual marca un cambio en las disposiciones actuales establecidas por el Decreto 1076 de 2015.

La propuesta redefine las responsabilidades de la ANLA y las CAR, al establecer que la ANLA asumirá el trámite de licencias para proyectos de generación FNCER a partir de los 50 megavatios (MW). Actualmente, las CAR evalúan licencias para proyectos que oscilan entre 10 MW y 99 MW, mientras que la ANLA se encarga de proyectos de 100 MW en adelante.

Esta medida busca brindar mayor seguridad, agilidad y transparencia al proceso de licenciamiento ambiental, priorizando los proyectos de FNCER como parte de las metas en gigavatios de la Transición Energética Justa, una de las prioridades del Gobierno del Cambio.

Proyecto-Decreto-1

El proyecto de decreto, liderado por el Ministerio de Ambiente y la ANLA, ha contado con la participación activa de diversos gremios, incluyendo ANDI, ACOLGEN, ANDEG, ANDESCO y SER COLOMBIA. Este primer paso forma parte de un Proyecto de Ley más amplio que busca implementar un procedimiento diferenciado y escalonado, que agilice la evaluación de licencias ambientales para impulsar el desarrollo sostenible.

En conversaciones con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio Fundador de OGE ENERGY, firma de abogados especializados en transacciones de proyectos de energía limpia, celebra este primer hito: «Esta propuesta es una evidencia más del compromiso del gobierno en incrementar la generación de energía a través de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable. Esta normativa beneficiará a inversionistas del sector eléctrico, especialmente a desarrolladores de proyectos con capacidad instalada igual o superior a 50 MW, así como a la infraestructura de transporte de energía eléctrica».

Al ser consultado sobre el impacto en los tiempos de otorgamiento de licencias ambientales, el especialista explica que la medida proporcionará celeridad, especialmente para proyectos de generación solar, eólica, geotérmica y mareomotriz.

Y agrega:»La centralización en la ANLA para proyectos con capacidad instalada igual o superior a 50 MW facilitará un proceso más eficiente y rápido en comparación con el sistema actual».

Suarez también resalta que, junto con la reciente expedición de la Resolución No. 40042 del Ministerio de Minas y Energía, estas medidas son fundamentales para cerrar transacciones de proyectos de FNCER satisfactoriamente. En efecto, Suárez enfatiza que la combinación de la licencia ambiental y la aprobación de la fecha de puesta en operación contribuirá significativamente al logro de la meta gubernamental de alcanzar 6 gigavatios para el año 2026.

El borrador de decreto estará abierto a comentarios hasta el próximo 12 de marzo a través de la página www.minambiente.gov.co, marcando un periodo crucial para la participación ciudadana en este importante avance hacia la consolidación de una matriz energética más sostenible en Colombia.

Una vez finalizada la etapa de comentarios, estos serán analizados y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible deberá decidir si lo pone en vigencia.

La entrada Colombia publica para comentarios borrador que agiliza el licenciamiento ambiental para proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Total Logistics Solutions (TLS), operadora 4PL que además integra soluciones de transporte internacional de mercancía por aire, mar y tierra, gestiones aduanales y almacenaje bajo diferentes regímenes, cuenta con amplia expertise en el sector energético.

Según revelaron desde la compañía, en el inicio del 2024 registran una participación del 30% del total de proyectos fotovoltaicos con concesiones definitivas otorgadas en República Dominicana.

Al respecto, Yamel Manzano, gerente comercial de TLS, destacó que contar con TLS como aliado en el Caribe para la gestión de aduanas o transporte es de alto valor para que los importadores no pierdan tiempo, ni dinero.

“Contratar a un agente logístico que tenga experiencia en este nicho es importante, porque la verdad es que los procesos, como los de exoneración de impuestos, deben ser agotados por un agente que domine el tema, como el caso de TLS. De hecho, ese es nuestro enfoque en términos de gestión aduanal”, declaró Yamel Manzano.

En conversación con Energía Estratégica, la gerente comercial de TLS compartió grandes consideraciones para asegurar una importación de componentes para proyectos de energías renovables óptima.

Primeramente, la especialista indicó como necesario realizar una programación adecuada para optimizar tiempos tanto de transporte marítimo como terrestre, de manera que, al momento de estar disponible la mercancía, esta empiece a moverse en dirección al sitio de entrega.

Entendiendo que los mercados desde donde principalmente sale la mercancía vinculada con proyectos fotovoltaicos son Asia y Europa, destacándose China, Alemania y, en algunos casos, España, la referente de TLS puso en consideración que el tiempo de tránsito hasta República Dominicana debe considerarse en el orden de los 25 días, o superior en la mayoría de los casos.

Es preciso hacer la salvedad de que previamente se debe tener en cuenta el tiempo de producción, que depende de la disponibilidad del suplidor y que podría generar demoras en el inicio del transporte, por lo que la especialista insistió en lo importante que es hacer una programación de forma correcta para que, en caso de que suceda cualquier retraso, no se afecte notablemente la obra.

“Hay que considerar la cantidad de días libres que se negocian con las navieras en términos de demora de contenedores. Esto es superimportante porque el proceso de exoneración por la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien otorga el desmonte de impuesto a los importadores, a los dueños del proyecto, tarda unos 20 días aproximadamente entre que inicia y puede ser concluido”, puntualizó sobre el caso dominicano.

Y añadió: “Entonces, los importadores deberían negociar el máximo tiempo de días libres en términos de demora de contenedor (suelen otorgarse desde 7 días hasta 30 días); para que, de esa forma, cuando tenga que agotar el proceso de exoneración localmente, pues no se vean afectados por el alto costo de la demora”.

En el caso dominicano, esas demoras se podrían traducir en aproximadamente 100 dólares por equipo al día, sin contar la demora en el puerto que sería menor a la que hay que también tener en cuenta porque no deja de ser un cargo adicional.

Ahora bien, Yamel Manzano añadió que para evitar ese escenario, agentes como TLS pueden apoyar en la apelación y solicitud ante aduana para lograr un despacho provisional pendiente de exoneración, en caso de que el proceso se haya iniciado pero no se haya podido completar en un tiempo óptimo.

La entrada Claves para optimizar la importación de componentes para proyectos de energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Si bien Perú aún no cuenta con una Estrategia Nacional de Hidrógeno y la producción del vector energético se encuentra en etapas iniciales por sus altos costos y la necesidad de inversión en infraestructura, importantes actores del sector energético trabajan articuladamente para detonar la industria y existen diversos proyectos en cartera.

En efecto, la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) posiciona al país como un posible líder mundial por su alto potencial renovable, y su ubicación geográfica estratégica en el Cono Sur.

Teniendo en cuenta todo ese potencial, las declaraciones de Rómulo Mucho Mamani el nuevo ministro de Energía y Minas (MINEM), asumido el pasado 13 de febrero, en favor del vector energético hacen crecer las expectativas del sector.

El ministro encabezó la Conferencia “Diálogo de Políticas del Foro de cooperación Asia Pacífico (APEC) 2024, sobre el Hidrógeno Verde y Bajo en Carbono como un habilitador para la transición energética«, que se desarrolla en el Centro de Convenciones de Lima.

En dicho encuentro señaló que el objetivo principal es apoyar el crecimiento económico sostenible y la prosperidad en el Asia-Pacífico; por ello, el Perú busca integrar sus esfuerzos junto a otros países para avanzar en el uso eficiente de la energía y los recursos para su generación.

Y agregó: “La energía es la base sobre la que se construyen nuestras economías. Sin embargo, debemos también ser conscientes de las amenazas climáticas que enfrentamos, las cuales son principalmente causadas por sistemas energéticos aún vigentes. Por ello, es imperativo un uso eficiente y consciente de los recursos energéticos”.

En este sentido, Mucho celebró: “El propósito que nos convoca a esta conferencia marca un hito importante en el recorrido hacia la reunión ministerial de agosto próximo, a fin de promover el uso del hidrógeno verde e hidrógeno de bajo carbono en la región de Asia-Pacífico”.

De esta forma, aseguró que las conclusiones de este evento serán insumo valioso para posteriores reuniones y acuerdos del Energy Working Group en el contexto de la APEC 2024, para una transición energética.

A su turno, el viceministro de Electricidad del MINEM, Jaime Luyo Kuong, destacó también la importancia de crear espacios de colaboración entre países tecnificados y economías en desarrollo para darles el soporte necesario en el desarrollo de la industria del hidrógeno verde rumbo a la transición energética.

Posteriormente, el ministro Rómulo Mucho y Luyo Kuong mantuvieron un encuentro bilateral con Shirai Toshiyuki, director de Relaciones Internacionales de la Agencia de Recursos Naturales y Energía del Ministerio de Economía, Comercio e Industria del Japón, y con Irie Kazutomo, presidente del Centro de Investigación de Energía Asia – Pacífico.

Según trascendió, las autoridades dialogaron sobre la posibilidad de firmar un Memorándum de cooperación entre los dos ministerios.

Otras intervenciones del nuevo ministro en favor de la industria

Tal como anticipaba Energía Estratégica, según fuentes consultadas por este medio Rómulo Mucho tiene una firme convicción en avanzar en la transición energética.

“Es probable que muestre una actitud más proclive a aprobar los proyectos de ley en favor de las renovables que están en discusión”, explican.

Un ejemplo de ello fue su sólida intervención en el proyecto de ley  dirigido a promover el uso del hidrógeno verde como combustible. Junto a sus técnicos, denunció un error conceptual en la definición de hidrogeno verde por lo que se llamó a cuarto intermedio para modificar el texto.

El objetivo de estos esfuerzos es que se apruebe una legislación correcta que promueva la producción y posterior exportación de hidrogeno verde, a fin de diversificar la matriz energética.

Si bien la Comisión Permanente desoyó esas recomendaciones y aprobó el texto con una definición que considera al hidrogeno verde como un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero. Se espera que el ejecutivo rechace esta definición dado que mundialmente el hidrogeno verde es todo aquel producido por energías renovables, las cuales no emiten gases de efecto invernadero.

La entrada Perú busca alianzas internacionales para promover el hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La provincia de Santa Fe trabaja fuertemente en la promoción e incorporación de fuentes de generación sustentables y prepara una nueva licitación de renovables para antes de mitad del corriente año. 

El gobierno retomará el Programa de Generación de Energías Renovables de la Provincia de Santa Fe (Generfe), con el que lanzará una convocatoria para la construcción de 30 MW solares más y una para la modernización del parque fotovoltaico San Lorenzo (1 MWp de capacidad).

“Abril es la fecha límite prevista para el llamado del revamping del PS San Lorenzo, mientras que junio debemos tener lanzada la licitación de 30 MW más en corredores provinciales”, afirmó Verónica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

“El objetivo es que sean obras con un propósito estratégico para mejorar el sector productivo. Y es probable que, dentro de la misma convocatoria de 30 MW, haya un proyecto con almacenamiento, que nos ayudará a estabilizar la red y elegir los lugares con un poco más de flexibilidad”, agregó. 

Y según pudo averiguar este portal de noticias, en principio no será un único parque de 30 MW de potencia, pero tampoco centrales de 5 MW como en el llamado del año pasado (20 MW totales repartidos en 4 plantas de 5 MW cada una) en el que sólo hubo un único oferente (ver nota). 

Sino que se evalúan proyectos mayores a 5 MW debido a una cuestión de economía de escala y para que haya empresas interesadas en participar en este proceso. 

Además, no se descarta la posibilidad de ampliar la capacidad a subastar, pero ello dependerá de lo que suceda con los proyectos adjudicados en la licitación RenMDI (realizada en 2023).

¿Por qué? EL sector está a la espera de saber si el gobierno finalmente respeta los contratos firmados o si se retrae la decisión, tal como sucedió semanas atrás con la convocatoria termoeléctrica cuando, por medio de una nota a Cammesa, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, suspendió la firma de contratos de tipo PPA con los generadores ganadores. 

De todos modos, Verónica Geese reconoció que la mejora del servicio energético es una “prioridad” del gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, y que, al no vislumbrar una solución para los problemas de corredores radiales (falta de obras de transmisión 500 kV y 132 kV), la solución llega por el lado de la generación, entendiendo que los precios ser más competitivos. 

“Mientras que más adelante pensamos comercializar esta energía, hacer una especie de Mercado a Término (MATER) provincial, tal vez regional con las provincias del Centro, y nos interesa tomar la posibilidad de comercializar los derechos de emisión de la energía que proyecten”, apuntó Geese. 

“También quedó pendiente hacer algo con energía eólica, pero se observa con mejores perspectivas para un próximo llamado”, complementó una fuente cercana de la Empresa Provincial de Energía (EPE) de Santa Fe en diálogo con Energía Estratégica. 

Justamente la secretaria de Energía de la provincia no fue ajena al rol de EPE y destacó que debe aprovecharse su potencial, considerando el contexto argentino actual de una liberación de diversas cuestiones regulatorias a partir de las políticas del nuevo gobierno y en el marco de la transición energética. 

“Es una vocación que puso el gobernador, que debemos ser grandes jugadores en el concierto energético de la Nación. Tenemos muchas condiciones para ello y para una mejor competencia, debemos tender a que las renovables tengan muchos jugadores para hacer resiliente al sistema y tener distintas calidades y proveedores de diversas magnitudes para todos los proyectos”, concluyó Geese.

La entrada Nueva ronda Generfe: Santa Fe lanzará otra licitación de renovables durante el 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) define como alarmante y preocupante las recientes y recurrentes publicaciones de artículos de prensa e informes de escaso rigor, así como la presencia de campañas en redes sociales que pretenden atacar la instalación de paneles solares en techos de hogares y empresas dominicanas, sugiriendo que la generación distribuida y los incentivos a las energías renovables van en detrimento de las finanzas del Estado. El objetivo de estas publicaciones es intentar responsabilizar y culpar a la generación distribuida de todos los males que afectan al sistema eléctrico dominicano.

Ante lo absurdo de estos argumentos, nos preguntamos, ¿quién paga estas campañas? ¿a quiénes benefician? Naturalmente, los sectores interesados detrás de estas publicaciones no están pretendiendo buscar soluciones a la solvencia estatal y al déficit del sector eléctrico dominicano. Más bien están buscando propugnar por la consecución de su agenda e intereses particulares, y con ello mantener su monopolio.

Desde el año 2007, el Estado dominicano, con criterio acertado, a través de sus políticas, ha incentivado y promovido la generación distribuida, tanto en hogares como en empresas, porque ha comprobado que estos sistemas aportan beneficios a la economía dominicana y permiten alcanzar los objetivos y los compromisos medioambientales asumidos.

Asimismo, las empresas distribuidoras de electricidad, Edesur, Edeeste y Edenorte, facilitan y apoyan, en la medida en la que sus recursos lo permiten, el crecimiento y la integración de los sistemas renovables en sus redes de distribución. Sin embargo, contrario es el comportamiento asumido por los sistemas aislados, quienes se oponen a facilitar la integración de sistemas renovables a sus redes, alegando siempre excusas y dificultades técnicas inexistentes. Lo cual sale a relucir una vez que ejecutan por cuenta propia los proyectos que anteriormente habían prohibido a otras empresas.

Es lamentable que se propaguen publicaciones que sugieran la eliminación de los incentivos fiscales que ofrece la Ley 57-07 a los sistemas renovables, los cuales representan el 0% del PIB y generan ingresos enormes al Estado. Incentivos que son necesarios para el fomento de la energía renovable y positivos para las finanzas del Estado. Cada incentivo otorgado se recupera, por mucho, a corto plazo. También, resulta ser una inversión a largo plazo, que retorna al Estado multiplicada por más de diez, al incrementar la recaudación a través de las empresas que instalan paneles solares, que devuelven al fisco al volverse más competitivas y reducir sus gastos.

Los problemas del sector distribución no los genera la generación distribuida. Al contrario, ayudan a reducir las pérdidas técnicas en los conductores de media y baja tensión en un 36%. La energía se produce y se consume en el mismo lugar y no tiene que recorrer largas distancias desde los centros de generación hasta los centros de consumo. Estudios independientes realizados por la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ) dentro del Programa Transición Energética, han demostrado que las redes de distribución pueden admitir mucha más energía distribuida y que la regulación es muy restrictiva, con límites que no tienen soporte técnico.

La generación distribuida apenas representa el 2% de la energía que circula por las redes de distribución, y más del 60% de esta energía renovable, no llega a viajar por las redes de distribución, ya que se consume en los lugares dónde se produce. ¿Realmente parece que este 2% es el responsable de los problemas de la distribución eléctrica? Realizar este planteamiento resulta, como mínimo, no tomarse en serio un tema de importancia capital para el país.

Marvin Fernández, presidente de ASOFER, plantea que la Superintendencia de Electricidad (SIE), como ente regulador, debe realizar, con carácter de urgencia, los estudios de penetración fotovoltaica en todas las empresas distribuidoras de electricidad, incluyendo los sistemas aislados, así como definir las tarifas eléctricas de todos los sistemas aislados. Asimismo, debe fiscalizar a aquellas empresas que violan la regulación vigente. Agregó además que ASOFER nació ante la necesidad de tener un ente que defendiera las energías renovables ante la propuesta fiscal del 2012. Hoy al igual que en el 2012, nos levantamos en defensa de la República Dominicana y de su crecimiento renovable, porque tenemos los recursos naturales, las tecnologías, el compromiso país, y un sistema eléctrico deficiente que evidentemente necesita

ayuda.

La entrada ASOFER desmiente informes que buscan beneficiar el negocio de la oscuridad se publicó primero en Energía Estratégica.

Desde el 20 de diciembre de 2023 hasta el 2 de febrero de 2024, la Compañía estuvo ejecutando el programa de recompra de acciones mediante el mecanismo transaccional de la BVC. En ese período se compraron 1.555.495 acciones por un monto equivalente a $4.934 millones, una ejecución del 1,64% del monto total aprobado. El volumen transado diario de la acción en el mercado aumentó un 125% en comparación con lo registrado durante todo el año 2023 y el precio tuvo una valorización del 14%. 

Reinicio del mecanismo transaccional  

La entrada Celsia busca readquirir 2,88 millones de acciones a través del mecanismo independiente de la bolsa se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá inicia oficialmente el Acto Competitivo Internacional de Concurrencia LPI ETESA Nº 01-24 para la Contratación a Largo Plazo del Suministro de Potencia Firme y Energía exclusivo para Centrales de Generación Renovable.

Al respecto, en exclusiva para Energía Estratégica, la secretaria Nacional de Energía de Panamá, Rosilena Lindo Riggs, declaró:

«La robustez del sector eléctrico esta directamente relacionada a la resiliencia de nuestras ciudades y comunidades. Con la licitación de largo plazo exclusiva para energías renovables, Panamá tendrá mejores precios de energía y avanza en la implementación de la Estrategia de Innovación del Sistema Interconectado Nacional».

El Pliego de Cargos se encuentra publicados desde hoy, martes 27 de febrero, en la página de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), que oficia como ente gestor de esta licitación.

De acuerdo con el documento, los interesados en participar podrán ofertar potencia firme con energía asociada, para el periodo comprendido del 1 de septiembre de 2026 hasta el 31 de agosto de 2046, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

a. La fecha de inicio del suministro será el 1 de septiembre del año 2026 para centrales renovables existentes (centrales solares, eólicas o hidroeléctricas) y para centrales solares nuevas.

b. Para centrales renovables nuevas eólicas o hidroeléctricas, la fecha de inicio del suministro podrá ser desde el 1 de septiembre de 2026 hasta el 1 de enero de 2029.

c. La duración de los contratos será de hasta diez (10) años para los contratos surgidos del requerimiento para centrales existentes y de hasta veinte (20) años para los contratos surgidos del requerimiento para centrales nuevas.

d. En todo caso la fecha máxima de vigencia de todos los contratos surgidos de esta licitación será hasta el 31 de agosto de 2046, independientemente de su fecha de inicio de suministro

Entendiendo que el Suministro de Potencia Firme y Energía es para atender los requerimientos de las empresas distribuidoras ENSA, EDEMET y EDECHI y mantener la confiabilidad del sistema, en adición se aclara lo siguiente:

i. Contratación de Energía: Para centrales de generación renovables (hidroeléctricas, eólicas y solares) nuevas y existentes, podrá ser adjudicado hasta un máximo del 40% del requerimiento para centrales existentes y será gestionado de forma separada del requerimiento de las centrales nuevas.

ii. Contratación Potencia Firme y Potencia Firme con Energía Asociada: Para centrales de generación renovables nuevas o existentes, podrá ser adjudicado hasta un máximo del 65% del requerimiento para centrales renovables existentes y será gestionado de forma separada del requerimiento de las centrales renovables nuevas de acuerdo con lo siguiente: o Las centrales hidroeléctricas deben contar con disponibilidad de potencia firme, con la opción de respaldar mediante sistema de almacenamiento de baterías. o Las centrales eólicas y solares deben contar con un respaldo de sistema de almacenamiento de baterías.

Las partes interesadas podrán participar de una reunión aclaratoria el próximo lunes 4 de marzo del 2024 a las 9 am (lugar a definirse próximamente) para despejar todas las dudas antes del acto de concurrencia y recepción de ofertas previsto para el jueves 27 de junio del 2024 a las 9 am (lugar a definir).

pliego_de_cargos_0124_lp_vpublicada_27022024

La entrada Panamá publica el pliego de su licitación de 500 MW renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Cuenta regresiva para el Future Energy Summit (FES) Argentina, mega evento que congregará a más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región. 

La cumbre se realizará el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y a medida que pasan los días se termina de definir una amplia agenda para visibilizar las oportunidades y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

El cuarto panel de la jornada se denomina “Claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos” y estará integrado por referentes de Solis, AE SOLAR, Arctech Solar. LONGi Latam y Trina Solar. 

Solis, uno de los fabricantes más importantes de inversores fotovoltaicos del mundo, tendrá representación a través de Sergio Rodriguez Moncada, chief technology officer de la compañía, quien ya reconoció que el objetivo es lograr entre 30% y 40% del market share de inversores tipo string de Latinoamérica. 

Incluso, el CTO de Solis también estuvo presente en el evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit (realizado en noviembre 2023 en Chile) y allí vaticinó que se debe poner la mirada en Argentina, en lo que suceda con la cuestión política, la dinámica de la economía y una posible apertura de las importaciones al país. 

AE SOLAR, premiada marca alemana con dos décadas de expertise en el mercado fotovoltaico, también asistirá y José Montoya, sales manager de la empresa, expondrá su mirada en el tercer panel del encuentro. 

Recientemente Montoya destacó la inclusión de chips NFC en cada uno de los módulos fotovoltaicos de AE SOLAR como una de las ventajas para verificar la autenticidad de los módulos y brindar un mejor servicio postventa. Elementos cruciales en un mercado donde la falsificación de productos puede complicar las garantías y con esos chips AESOLAR puede identificar la ruta de cada producto después de su venta.

Por el lado de Arctech Solar, fabricantes y proveedores de soluciones de sistemas de estructura fija y sistemas de seguimiento solar, dirá presente mediante Alejandro Silva Zamora, head Chile & South LATAM-BD director strategic accounts. 

La firma fundada en China cuenta con presencia en varios continentes y su envío global de sistemas fijos y de seguimiento ha llegado a 24 GW; pero en Latinoamérica explorará más oportunidades tras vincularse en más de 510 MW de proyectos operativos a lo largo de Brasil, Chile y México. 

LONGI Solar, reconocida empresa distribuidora y productora de módulos fotovoltaicos, volverá a participar en un evento de Future Energy Summit, con la mirada puesta en seguir ofreciendo productos competitivos que complementen y diversifiquen la matriz energética de la región. 

Lucas Ponce, product and solution manager de LONGi Latam, será quien aporte insights valiosos sobre la estrategia y los avances de la compañía, luego de que en la cumbre de Chile diera a conocer detalles de los módulos Hi-MO 7 y de que estaban incursionando en el campo del almacenamiento energético, con una unidad dedicada a la producción de electrolizadores. 

Trina Solar, proveedor mundial de módulos fotovoltaicos y soluciones de energía inteligente, no se quedará fuera de este interesante panel de debate y en su representación estará Marcus Fabrino, Head de Trina Tracker para Latinoamérica y Caribe.

El especialista marcará como avanzan desde la compañía para el crecimiento de las renovables y qué esperar de la región, considerando que fueron seleccionados para ser proveedores de trackers y módulos en un proyecto de 150 MW en Argentina y que suman más participación en Brasil, país en el que abrieron una fábrica de trackers (capacidad de 2,5 GW)  durante el 2023. 

Por lo que Future Energy Summit brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector, las oportunidades regulatorias y de inversión, como así conocer al detalle los próximos pasos, metas y expectativas del gobierno de Javier Milei para el sector renovable de Argentina, que ya cuenta con casi 6000 MW instalados (sin contar las hidroeléctricas mayores a 50 MW de capacidad) y alrededor de 4000 MW en más de 150 proyectos y casi 4000 MW renovables 

No te pierdas la oportunidad de ser parte del primer mega evento FES del 2024, donde expertos, innovadores y líderes del sector se reunirán para discutir el futuro de la energía renovable. ¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

La entrada Solis, AE Solar, Arctech Solar, LONGI Latam y Trina Solar expondrán en FES Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Con 20 votos a favor, 1 en contra y 3 abstenciones,  la Comisión Permanente aprobó, en segunda votación, el dictamen que fomenta 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.

El dictamen recaído en los proyectos de le ley 3267, 3272 y 4374,  tiene como finalidad mejorar la calidad de vida de la población como resultado de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

El presidente de la Comisión de Energía y Minas, Segundo Quiroz (BMCN), manifestó que la propuesta establece, entre otros, que el Ministerio de la Producción, a través del Programa Nacional de Desarrollo Tecnológico e Innovación (Proinnovate), fomente la implementación de programas para promover proyectos, emprendimientos de innovación y de transferencia tecnológica en materia de energía mediante el uso de hidrógeno verde como combustible y como vector energético en sus diferentes aplicaciones.

En un plazo no mayor a ciento ochenta días calendario, contados a partir de la entrada en vigor de la presente ley, el Poder Ejecutivo deberá aprobar el reglamento y la normativa adicional que sea necesaria para la aplicación de esta ley.

Sin embargo, fuentes con alto conocimiento en la materia aseguraron a Energía Estratégica que este proyecto de ley podría ser rechazado por el poder ejecutivo ya que no se respetó el cuarto intermedio en el que se solicitaba cambiar la definición de hidrogeno verde.

En dicha sesión, llevada adelante el pasado 15 de febrero, el congresista Eduardo Salhuana comunicó que se reunió con el flamante ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho y vice ministros, quienes le transmitieron la mencionada preocupación en torno al proyecto de ley.

«Los técnicos de energía y minas advirtieron que la definición de hidrogeno verde que se aprobó en la primera votación por figurar el texto sustitutorio no era  la misma que la del pre dictamen inicial. Se han modificado algunos términos y la definición de hidrógeno verde no es la correcta en términos científicos ni técnicos«, destacó Salhuana.

En este sentido, para efectos de la presente ley el hidrógeno verde es un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero. Sin embargo, para que el hidrógeno pueda ser catalogado como verde universalmente debe producirse a través de energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero.

No obstante, en la sesión del día de ayer se hizo caso omiso a esta solicitud de cambio de definición y fue aprobada por la mayoría, lo cual según expertos en la materia podría traer grandes consecuencias a nivel internacional.

«El ejecutivo debería observar y rechazar esta ley para quitarle el titulo de hidrogeno verde porque no es real. No va a poder haber una certificación internacional estándar con esta definición porque no es la globalmente aceptada «, explican expertos a Energía Estratégica.

«El presidente de la comisión desoyó las recomendaciones del ministro de Energía y Minas que buscaban la elaboración de una legislación correcta que promueva la producción y posterior exportación de hidrogeno verde, a fin de diversificar la matriz energética», concluyen.

La entrada Aprueban iniciativa que promueve el uso del hidrógeno verde como combustible sin cambiar su definición se publicó primero en Energía Estratégica.

Con un potencial total estimado de 109 GW de energía eólica costa afuera y con áreas de exploración de desarrollo de aproximadamente 50 GW en potencial acumulado, los documentos de la Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa en Colombia (2023), establecen como metas del país, contar con una capacidad instalada de Energía Eólica Costa Afuera de 7 GW en 2040 y 13 GW en 2050.

Para desarrollar ese potencial, a consideración de solicitudes recibidas para el Proceso Competitivo de proyectos de generación de Energía Eólica Costa Afuera, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en su calidad de Administradora de la Primera Ronda, modificó el Cronograma de los Pliegos, para ampliar la Etapa de Habilitación de Interesados hasta el 21 de junio de 2024.

Hasta dicho plazo, los interesados en participar en el Proceso Competitivo deberán presentar los documentos de Habilitación, el Administrador proceder a su estudio y a formular los requerimientos de complementación de documentos necesarios para obtener la Habilitación y su presentación por los interesados.

Nuevo cronograma

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Esta Primera Ronda tiene como finalidad que DIMAR, a través de un Proceso Competitivo, otorgue Permisos de Ocupación Temporal (POT) sobre áreas marítimas, con destino al desarrollo de proyectos de energía eólica costa afuera a los Proponentes que acrediten las capacidades jurídicas, financieras y técnicas establecidas y que presenten las mejores Ofertas en los términos de la referida Resolución Conjunta y estos Pliegos.

De esta forma, el Gobierno Nacional busca establecer las bases para el desarrollo de la Industria Eólica Costa Afuera en Colombia, promoviendo no solo la prosperidad económica y el cuidado del medio ambiente, sino también fortaleciendo el tejido industrial de defensa y fomentando el encadenamiento productivo para impulsar el desarrollo integral de las comunidades involucradas.

Los proyectos que podrían participar

Al momento, de acuerdo a datos de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), se han presentado al informe de registro de proyectos de generación 12 proyectos eólicos costa afuera que representan 5.134,5 MW de capacidad –VER AL PIE DEL ARTÍCULO-. Estos se sitúan en la zona Caribe central, más precisamente, al oeste del Departamento de Magdalena, los Departamentos del Atlántico y Bolívar, y la parte norte de Sucre.

De ellos, tres por 1.535 MW se ubican en Bolívar y Atlántico, por lo que podrían participar seguro de la convocatoria. Otros tres en Magdalena, por 1.749,9 MW, por lo que de acuerdo a su sitio geográfico de emplazamiento podrían o no ser incorporados a la subasta.

Finalmente, los que quedarían afuera de esta primera ronda son los que se ubican en La Guajira: seis proyectos por 1.850 MW 

INFORME DE REGISTRO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN

Semana 06, corte a 09 de febrero del 2024

1666
19/05/2022
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
200
BOLIVAR
SANTA CATALINA
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS SAS
08/12/2025

3435
04/06/2022
OWF ASTROLABIO
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF ATROLABIO S.A.S. E.S.P.
08/02/2032

3436
04/06/2022
OWF BERGANTIN
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF BERGANTIN S.A.S. E.S.P.
08/06/2032

3437
04/06/2022
OWF GALEON
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
ATLANTICO
BARRANQUILLA
OWF GALEÓN SAS ESP
08/06/2032

3438
04/06/2022
OWF GOLETA
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF GOLETA SAS ESP
08/02/2032

3443
14/06/2022
OWF BITÁCORA
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
510
BOLIVAR
CARTAGENA
OWF BITÁCORA SAS ESP
08/06/2032

3445
16/06/2022
OWF BARLOVENTO
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
08/02/2032

3545
14/09/2022
OWF BARLOVENTO I
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3547
14/09/2022
OWF BARLOVENTO II
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3548
14/09/2022
OWF BARLOVENTO III
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3549
14/09/2022
OWF BARLOVENTO IV
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3651
24/08/2023
PARQUE EÓLICO FLUVIAL RÍO GRANDE DE LA MAGDALENA
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
99,9
MAGDALENA
SITIONUEVO
GRAND ENERGY S.A.S.
01/05/2026

Pliegos y condiciones específicas: contenido de las ofertas

Para su validez, todas las ofertas deberán contener al menos lo siguiente:

a) El Proponente podrá presentar una oferta por cada Área del Proceso Competitivo. Así mismo, podrá presentar una oferta por cada Área Nominada. En consecuencia, no existe límite en el número de Ofertas a presentar por cada Proponente y en todo caso, las Ofertas que este llegare a presentar, ya sea del Polígono A o del Polígono B, no deberán versar sobre una misma Área.

b) El Proponente deberá indicar el orden de preferencia de asignación de sus Ofertas.

c) La descripción exacta de la ubicación, linderos y extensión de los bienes de uso público solicitados, con su correspondiente plano de localización en formato digital tipo shape, adoptando como datum oficial de Colombia el Marco Geocéntrico Nacional de Referencia (MAGNA-SIRGAS) y el origen único establecido por el Instituto Agustín Codazzi – IGAC establecido en la Resolución 370 de 2021.

La extensión de cada área propuesta no deberá superar 270 KM2 . La Oferta debe considerar que para la construcción del Proyecto tiene que conservar una distancia de mínimo una (1) milla náutica con otros proyectos de energía eólica.

d) Indicar la capacidad instalada en MW, que debe ser mínimo 200 MW.

e) Presentar un programa que determina compromisos de transferencia de capacidades técnicas, conocimientos o experiencias, beneficios para las comunidades, fortalecimiento de la infraestructura, capacidades existentes en los diferentes escalones económicos y la mano de obra existente en el país, con relación a la Industria Eólica Costa Afuera vinculante a la cadena de producción, a la industria nacional, regional, local, incluidas, entre otras, las del Grupo Social y Empresarial del Sector Defensa (GSED) que puedan por unidad temática hacer parte del avance industrial y potenciar el encadenamiento productivo a nivel nacional, durante el Permiso de Ocupación Temporal y la Concesión, que será auditable en el desarrollo y puesta en marcha del proyecto, a partir del otorgamiento de la Concesión marítima y durante su vigencia, de conformidad con el Formulario 7.5.

f) Indicar la densidad de MW por KM2 (MW/KM2 ), que deberá ser mínimo 3 MW/KM2 .

g) Indicar la Fecha de Puesta en Operación – FPO que deberá ser dentro de los diez (10) años siguientes a la expedición del Acto Administrativo que otorga el Permiso de Ocupación Temporal conforme lo establecido en el literal b del Artículo 38 de la Resolución 40284 de 2022.

h) Incluir el Cronograma detallado de actividades y Curva S del Permiso, el cual deberá contener los mínimos establecidos en el Formulario 7.1 – Curva S- Actividades y Cronograma.

i) Carta de presentación de la Oferta suscrita por el representante legal o el apoderado debidamente facultado donde se debe mencionar el Orden de Preferencia de las Áreas sobre las cuales se presente Oferta, llenando el Formulario 7.2 y 7.3 – Carta de presentación de la Oferta tratándose Proponentes Individuales o Plurales, según corresponda, en el que se indicará que la Oferta es irrevocable y que estará vigente después de la fecha de Presentación de Oferta y un (1) mes adicional posterior a la fecha de formalización conforme a lo establecido en el Artículo 28 de la Resolución 40284 de 2022, su Resolución modificatoria 40712 del 1 de diciembre de 2023 y las demás que las sustituyan, modifiquen o complementen.

Además, deberá aceptar formal e integralmente la regulación establecida en los Pliegos y certificar que la información presentada no es fraudulenta o especulativa.

j) Presentar la Garantía de Seriedad de la Oferta, tal como se regula en el numeral 9.3 de estos Pliegos.

k) La información necesaria para certificar la experiencia descrita en el numeral 9.6.2. Sólo se recibirán certificaciones, en los términos contenidos en los presentes Pliegos, no copias de contratos. Además, deberá presentar la siguiente documentación que no será vinculante si el Proponente resulta Adjudicatario: (i) Declarar la potencia por turbina y la tecnología que se proyecte emplear (Ejemplo estructura eólica fija, flotante u otra), (ii) Estimar el factor de planta en términos de promedio anual.

Ver documento completo de los pliegos: PC_EECA_-_Español_con_marcas_Adenda_No.1_uoEl3LV (1)

La entrada Nueva fecha: los proyectos que podrían participar en la subasta eólica costa afuera del 21 de junio se publicó primero en Energía Estratégica.

Los últimos años en México han sido de particular relevancia para el país en materia alimentaria, en primer lugar, enfrentando un panel de controversia sobre importación de maíz transgénico con Estados Unidos, un socio comercial de mucho tiempo junto con Canadá, en el contexto del acuerdo comercial T-MEC. 

El gobierno, junto con organizaciones de la sociedad civil han expresado su postura firme en prohibir la importación de maíz genéticamente modificado para consumo humano en 2024. También, se considera que el maíz transgénico importado de EE.UU. se ha mezclado con el nativo y, por lo tanto, con nuestros alimentos, lo que claramente representa un riesgo de pérdida de la diversidad biocultural del país, además de los riesgos a la salud que el glifosato puede traer.

En este contexto donde la sostenibilidad alimentaria y la necesidad de descarbonizar la industria agraria se vuelven imperativos, Marilyn Christian González Ojeda, investigadora y consultora socioambiental, destaca la urgencia de abordar los desafíos en los sistemas alimentarios de México. 

La experta resalta que la transición hacia la sostenibilidad no solo implica cambios en la producción, sino también en la distribución, transformación y consumo de alimentos, todo ello dentro de un marco de economía circular.

“México se enfrenta a desafíos significativos para alimentar a su creciente población, y la transición hacia prácticas agrícolas más sostenibles es inminente. La implementación de tecnología, cambios en los patrones climáticos, la disponibilidad de recursos y la conexión entre producción y conservación son elementos cruciales en esta transformación”, advierte.

Y agrega: “La financiación se presenta como una pieza clave en este rompecabezas de sostenibilidad. Proyectos como el impulsado por la Fundación AXA México y el Fondo Mundial para la Naturaleza en Oaxaca, así como el respaldado por el FIDA en México, demuestran que la colaboración público-privada puede ser un motor para la implementación de prácticas agrícolas sostenibles”. 

No obstante, Gonzalez Ojeda reconoce que estos esfuerzos aún son dispersos y requieren un respaldo financiero más amplio y una estrategia nacional para lograr una producción alimentaria verdaderamente sostenible.

“La solicitud de financiamiento para promover la sostenibilidad alimentaria y descarbonizar la industria agraria en México no solo es una necesidad urgente, sino también una inversión esencial para garantizar un futuro alimentario sostenible y resiliente”, insiste.

Según la especialista, la reciente aprobación de la Ley General de Alimentación Adecuada y Sostenible marca un hito en la política alimentaria de México. Esta ley, que reconoce la necesidad de cambiar patrones dietarios, destaca la importancia de la sostenibilidad alimentaria, considerando el elevado consumo de recursos por parte de la industria agropecuaria, responsable del 75% del gasto de agua en el país.

En efecto, denuncia que la industria cárnica, en particular, es señalada como una de las principales consumidoras de recursos, con un kilogramo de carne requiriendo aproximadamente 15 mil litros de agua. 

“La importancia de cambiar hacia una dieta más basada en vegetales se vuelve evidente, especialmente cuando el 80% del maíz y la soya transgénica importada se destina al forraje del ganado”, advierte.

En este sentido, califica a la agricultura regenerativa, que busca recuperar la salud de los suelos, como una alternativa sostenible pero que aún está en etapas iniciales en México. 

“A pesar de los esfuerzos en lugares como Chiapas, donde se experimenta con la siembra intercalada de maíz y legumbres, la proporción de tierras bajo agricultura regenerativa sigue siendo limitada frente a las hectáreas de producción convencional”, argumenta.

Y especifica: “Solo 200 hectáreas de maíz están bajo agricultura regenerativa, de las 700,000 hectáreas de producción convencional. Por ello aún hay mucho trabajo que hacer a lo largo del territorio”.

La entrada Solicitan financiamiento para promover la sostenibilidad alimentaria y descarbonizar la industria agraria se publicó primero en Energía Estratégica.

¿Qué grandes retos tendrá el Negociado de Energía en 2024?  

Hay dos casos bien importantes que deberá tratar el Negociado: uno es la actualización del Plan Integrado de Recursos y otro realizar la revisión tarifaria. 

En el caso del Plan Integrado de Recursos, sería el tercer plan que se radica; el primero se hizo entre el 2015 y 2016, el segundo culminó en el 2020 y el tercero lo iniciamos en 2024, ya que es un plan que se espera que se revise cada tres años.  

El segundo reto grande que va a tener el Negociado, va a ser la revisión tarifaria. Yo participé en la última revisión tarifaria, comenzó en el 2016 y culminó en enero 10 del 2017. O sea que las tarifas eléctricas no se han revisado prácticamente en casi siete años. Anterior a eso, no se habían modificado desde hace unos 29 años atrás. 

Así que estamos hablando de que van a ser dos casos medulares que Negociado estaría atendiendo durante el 2024 y tendrá un impacto significativo para el mercado y costos energéticos del país luego de que culminen ambos casos. 

Otro de los temas medulares para el sector energético son los Procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP) de energías renovables y almacenamiento, ¿considera que, pese a los atrasos, se podrán lograr los objetivos de contratación previstos?

Al itinerario de los tranches el Negociado lo hizo dividido en tramos para una mayor organización, pero no había ningún tipo de disposición de ley que forzara que se hiciera de esa manera; simplemente el Negociado quería primero que se dé una señal de mercado en esos tranches iniciales para poder inyectar la mayor cantidad de energía al sistema. Lamentablemente, como usted bien dijo, hubo un atraso por haber sido el primer proceso de procurement que se hizo dentro de nuestro sistema energético, por lo que todavía estamos lidiando con los primeros tranches. 

Ahora bien, lo que el Negociado hizo para recuperar el tiempo perdido fue que en lugar de hacer los seis pues juntó algunos de los tranches, para que en vez de dos tranches de 500 se convoque a uno de 1000; entonces, el enfoque sigue siendo la cantidad sugerida en el Plan Integrado. Así que, en términos generales, a pesar de que el itinerario se ha atrasado, se ha estado tratando de ganar tiempo a través de esa estrategia. 

Mi opinión es que va a ser un poco retador poder cumplir con los 3750 MW que se supone es lo que deberíamos tener operativos para finales del 2025 y principios de 2026. Sin embargo, yo creo que se debe hacer un esfuerzo por maximizar la cantidad que se pueda inyectar de manera segura a las redes, porque también tenemos que velar por la estabilidad del sistema que nos permita ser sostenibles, dar margen al cumplimiento de las próximas metas de energía renovable que establece la ley y poder continuar la evolución en esa dirección. 

Ante el advenimiento de un volumen de energías renovables variables con y sin sistemas de acumulación en baterías, ¿un detalle adicional a evaluar deberá ser la remuneración para sistemas stand alone que puedan brindar servicios complementarios tales como regulación de frecuencia? 

Sí, pero la definición de la remuneración es parte de los procesos de adquisición de los activos. En términos de planificación, se planifica que para poder inyectar determinada cantidad de energías renovables como nos exige la ley, tenemos que tener estos componentes dentro del sistema para hacerlo lo suficientemente flexible para acomodar la intermitencia de esa fuente de generación variable. 

Los sistemas de almacenaje son gran parte de la solución que se tiene que atraer; sin embargo, la economía de esa batería se ve dentro del proceso competitivo de adquisición; o sea, el primer paso sería determinar cuánto necesitamos y en dónde para poder entonces actuar con el acumulador que es el que va a reponer esa pérdida momentánea de la energía renovable. Así que, insisto, el primer paso es cuánto necesitamos y en dónde, y el segundo sería esa remuneración.

Si bien, tenemos una aspiración de un sistema 100% renovable tenemos que también estar conscientes de que no puede ser renovable a cualquier precio, porque si tenemos un sistema 100% renovable a $ 0,75 kWh, qué bien que sea renovable; sin embargo, el costo para el sistema y para la economía del país no lo va a poder aguantar, así que ¿cómo se hace esa remuneración? Eso es parte de los procesos de contratación. 

Ya han habido ya uno, dos y tres tranches, que están corriendo del plan integrado de recurso anterior y uno de los retos grandes que hubo especialmente en el primer tranche fue precisamente es la compensación que se le da a los dueños de sistemas de baterías específicamente a los stand alone, que no están colocalizados con fuentes de generación. 

Fue un reto y recuerdo que había mucha preocupación de que los precios no estaban tan acordes con la realidad de reducir los costos energéticos. 

Entre los primeros proyectos calificados abundan tecnologías solares fotovoltaicas y cada vez más se escucha la advertencia de no colocar todos los huevos en una misma canasta, ¿como se pudiera apostar a una mayor diversificación en el nuevo Plan Integrado de Recursos? 

Yo comparto la expresión y comparto el pensamiento. Hay muchos grupos que tienen intereses particulares y tienen una idea de lo que debería ser la transformación del mercado energético. 

Como exregulador y como persona privada ahora digo que no hay una solución única a nuestra situación energética, la solución va a venir de una combinación de soluciones más pequeñas, armonizando y optimizando esas alternativas para obtener un sistema de eléctrico que cumpla con toda la regulación, que cumpla con la política pública energética, pero que al mismo tiempo sea un sistema confiable y que sea un sistema a bajo costo. 

Mucha gente dice tiene que ser todo renovable y dentro de la renovables, tiene que ser este tipo de renovable; yo digo que no deberíamos centrarnos en cuál es la solución, si no empezar a mirar y optimizar dentro de las opciones que tenemos cuál es la combinación que mejor le sirve al país. Esta discusión debiera ser bien importante dentro del análisis del nuevo plan integrado de recursos.

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Recientemente, el módulo de vidrio doble bifacial de tipo N de DAS Solar demostró un rendimiento excepcional a través de una serie de pruebas rigurosas en el Programa de Calidad de Productos (PQP) de los Laboratorios de Evolución de PV (PVEL).

Como laboratorio de pruebas independiente de reconocimiento mundial, PVEL lleva a cabo evaluaciones exhaustivas de los diseños de módulos PV a través de sus pruebas PQP, evaluando sensibilidades ambientales y mecanismos de degradación.

Las pruebas PQP incluyen una amplia gama de evaluaciones, como ciclos térmicos, calor húmedo, degradación inducida por el potencial, degradación inducida por la luz, degradación inducida por la luz y la temperatura elevada, y secuencias de estrés mecánico.

Los módulos de tipo N de DAS Solar exhibieron un rendimiento sobresaliente en todas las pruebas rigurosas, demostrando la estabilidad y confiabilidad del módulo bajo diversas condiciones ambientales extremas.

En lo que respecta a las plantas de energía fotovoltaica, la estabilidad del módulo impacta directamente en su rendimiento y vida útil. Como resultado de una innovación tecnológica continua, DAS Solar ha estado asegurando el funcionamiento eficiente de los módulos bajo una amplia variedad de condiciones ambientales en los últimos años, mejorando la estabilidad y confiabilidad de sus productos.

El rendimiento de los módulos de tipo N de DAS Solar se mantuvo significativamente sin afectarse durante las recientes pruebas PQP después de haber sido sometidos a 600 ciclos térmicos de estrés a temperaturas que oscilan entre -40°C y 85°C, y 2000 horas de pruebas de Calor Húmedo a 85°C y 85% de humedad relativa. Los materiales y la estructura del módulo demuestran su resistencia en condiciones de frío extremo, calor extremo y humedad.

Existe una necesidad particular de módulos PV resistentes al viento en áreas con recursos eólicos abundantes. En carga mecánica, los módulos de tipo N de DAS Solar demostraron una excelente integridad estructural y una salida de potencia estable, lo que demuestra una resistencia al viento superior. Incluso bajo fuertes embates de viento, los módulos de tipo N de DAS Solar pueden garantizar un suministro de energía seguro y continuo. En áreas con fuerzas eólicas significativas, esta ventaja facilitará la aplicación de los módulos PV de DAS Solar en regiones costeras y de gran altitud.

Los módulos de tipo N de DAS Solar también han demostrado una excelente resistencia al calor, a la luz y una estabilidad a largo plazo en las recientes pruebas de degradación inducida por el potencial (PID) y de degradación inducida por la luz y la temperatura elevada (LETID). Sus principales fortalezas en innovación tecnológica, selección de materiales, diseño estructural y procesos de fabricación se destacan en estos resultados. Además, al proporcionar a los clientes servicios de productos altamente confiables durante todo el ciclo de vida del módulo, DAS Solar ofrece una garantía de materiales de 15 años y una garantía de salida de potencia de 30 años, asegurando una mayor generación de electricidad y mayores rendimientos durante todo el ciclo de vida del módulo.

A lo largo de los años, DAS Solar ha estado investigando y desarrollando tecnología de tipo N para satisfacer diversos entornos extremos, como desiertos, montañas, mares y selvas tropicales. Como empresa líder en tecnología de tipo N, el rendimiento excepcional en las pruebas de PVEL sirve como un testimonio poderoso del compromiso de DAS Solar con la innovación tecnológica y la calidad.

Al someter continuamente a prueba y certificar sus productos fotovoltaicos, DAS Solar asegurará que su tecnología de investigación y desarrollo y el rendimiento del producto sigan estando a la par con los estándares de la industria, proporcionando productos fotovoltaicos superiores a los clientes globales.

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Quedan sólo dos semanas para el Future Energy Summit (FES) Argentina, mega evento que se llevará a cabo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y que reunirá a más de 400 ejecutivos, inversionistas y líderes de la región. 

La agenda de la cumbre poco a poco toma más forma y para el 11 de marzo ya está confirmado que AES Argentina, Central Puerto, Telener 360, Nordex, Goldwind Argentina y Vestas participarán del evento que será el espacio ideal para debatir los principales temas del sector energético.  

Esas grandes compañías de la industria formarán parte del panel denominado “Aspectos clave para el desarrollo de la energía eólica en Argentina”, y allí se explayará la visión de futuro de esos grandes actores del sector, considerando su rol en el mercado y que la eólica tecnología suma 3.706 MW instalados, lo que representa poco más del 62% de la matriz renovable operativa en el país. 

Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina, será la persona que analice los desafíos y oportunidades por parte de la compañía que durante el 2023 reconoció que cuenta con más de 1000 MW desarrollados en proyectos eólicos y cerca de 200 MW solares en distintos lugares del país. 

Además, ese mismo año AES Argentina firmó los contratos para la expansión del parque eólico de Bahía Blanca y celebró sus 30 años en el país con el anuncio de desembolso de 90 millones de dólares para ampliar la central eólica Vientos Bonaerenses (de 99 MW a 153 MW), emplazada en la localidad de Tornquist, provincia de Buenos Aires. 

Por el lado de Central Puerto, su director de Energías Renovables, Rubén Omar López, será la persona que expondrá en el tercer panel de Future Energy Summit Argentina respecto a la estrategia de las renovables en la matriz de generación eléctrica. 

La compañía desarrolló los parques eólicos La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II (suman 374 MW de capacidad), mientras en 2023 adquirió su primera planta solar (Guañizuil 2A – 117 MW) y dio a conocer que estaba analizando alternativas de inversión que tengan como objetivo elevar su desempeño en el mercado renovables, tanto de origen eólico como fotovoltaico.

Máximo Iaconis, country manager Argentina de Telener 360, repetirá presencia en un evento organizado por FES tras lo hecho en el Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit (realizada en noviembre en Santiago).

Allí la empresa que brinda soluciones de Ingeniería en el ámbito de las renovables, comunicaciones y estructuras de soporte aseguró que Argentina sigue siendo un foco para los próximos años, país en el que levantó torres de recurso eólico a lo largo de 7 parques entre 2017 y 2020. 

Nordex también estará en la cumbre y su vicepresidente LATAM, Marcos Cardaci, expondrá en el tercer panel de la jornada para dialogar sobre los aspectos clave para el desarrollo de la energía eólica en Argentina. 

La compañía fabricante de aerogeneradores es una de las líderes a nivel mundial y, a pesar de las barreras financieras y políticas en Argentina, ve una oportunidad significativa, y si se suma toda la región (excepto Brasil), Nordex posee varios proyectos en construcción que suman alrededor de 1.600 MW. 

Fernando Errea, gerente de Ventas de Goldwind Argentina, será otro de los grandes nombres que estarán en la primera parada de la gira del 2024 de Future Energy Summit, dado que opera 350 MW renovables en el país. 

Por lo que seguramente se hará hincapié en cómo avanzar en el mercado tras superar los 100 GW de capacidad eólica instalada a nivel mundial y en el establecimiento de relaciones sustentables con la cadena de suministro y actores de la industria local. 

Mientras que Andrés Gismondi, country manager de Vestas, cierra la nómina de los panelistas que abordarán las perspectivas para este año, teniendo en cuenta la empresa llevó a cabo un trabajo de estudios que apuntaban más de 41 GW en nuevos proyectos eólicos hasta 2032 dentro de LATAM.

Pero para el caso de Argentina, desde Vestas ya habían anticipado que, tras superar los 2,5 GW de pedidos en el país, los focos para tener una mayor penetración renovable debían estar en el desarrollo de nuevas líneas de transmisión, el hidrógeno verde y el avance de un mercado que permita conectar a los usuarios con los generadores y/o comercializadores de energía a través de contratos PPA. 

Por lo que todos esos temas y más se debatirán el lunes de marzo en el mega evento Future Energy Summit Argentina, sumado a que la cumbre organizada por FES será un espacio para  visibilizar las oportunidades regulatorias y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

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En el contexto actual de transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles, expertos del sector renovable señalan la necesidad imperante de retomar las subastas de largo plazo en México para aprovechar las oportunidades del nearshoring. 

Uno de ellos es Jorge Islas, experto en energías renovables y Director de Solea, una empresa mexicana especializada en generación eléctrica fotovoltaica, quien destaca a Energía Estratégica la urgencia de cambiar las reglas de juego a nivel regulatorio para impulsar la actividad renovable en el país. 

«Para detonar la actividad renovable en México, es crucial realizar cambios en el marco regulatorio que eliminen barreras y fomenten la inversión en energías limpias«, afirma el director de Solea.

Entre las propuestas destacadas se encuentran la reactivación de subastas, la simplificación de trámites y permisos para la instalación de proyectos renovables, el establecimiento de incentivos fiscales y financieros, así como la necesidad de mayor claridad y estabilidad en las políticas energéticas para generar confianza entre los inversionistas.

Y afirma: “Quien llegue al poder, deberá establecer un compromiso firme con la transición hacia una matriz energética más sustentable. Es necesaria la elaboración de un plan integral de energía limpia con metas ambiciosas y plazos definidos, así como asignar recursos adecuados para su implementación”. 

Además, subraya la necesidad de fortalecer las instituciones encargadas de regular y promover el sector de energías renovables para garantizar su desarrollo adecuado.

En relación con la reactivación de las subastas a largo plazo y la inversión en las redes de transmisión, el experto sostiene que urge en México lanzar nuevamente esas licitaciones , especialmente en zonas estratégicas que benefician al sistema eléctrico nacional. 

“La apertura de subastas destinadas al sector de almacenamiento serían excelentes para estabilizar la red en puntos críticos, considerando que estas herramientas son cruciales para atraer inversiones y garantizar la competencia en el mercado”, insiste.

Asimismo, aboga por una mayor inversión en las redes de transmisión para impulsar el crecimiento de las energías renovables. 

En cuanto a la posibilidad de elevar el límite de potencia en Generación Distribuida, Islas reconoce que podría ser beneficioso para promover la adopción de energías renovables a nivel local, siempre y cuando se implementen medidas para garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico y evitar distorsiones en el mercado.

Finalmente, respecto a las expectativas de crecimiento del sector renovable en los próximos años, el empresario es optimista: “El aumento de la conciencia sobre la necesidad de combatir el cambio climático y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero impulsará la demanda de energía limpia a nivel mundial”. 

No obstante, concluye que el crecimiento del sector dependerá de la estabilidad política y regulatoria, así como de la disponibilidad de financiamiento y tecnología adecuada en México.

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Honduras continua con esfuerzos para resolver la crisis energética en la que se encuentra. Entre ellos, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) aseguró que incorporará 272 MW en motores durante los próximos meses para cubrir el déficit y garantizar el servicio.

Según precisó Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, 230 MW de capacidad instalada de nueva generación entraría al 15 de abril, y se completaría a 270 MW a mediados de mayo.

La medida fue bien recibida por el sector privado, aunque en el mismo periodo se les haya propuesto desconexiones voluntarias de maquilas e industrias en el orden de 60 MW y se le sume una amnistía energética que despertó algunos cuestionamientos e interrogantes.

“No vemos la amnistía energética como un paso positivo y nos preocupa más bien que sea un movimiento político que termine deteriorando la finanzas de la estatal, por lo que realmente sentimos que es algo que no es correcto, a menos que el Estado quiera cubrir esas diferencias, porque esas pérdidas alguien las tiene que absorber y la empresa estatal ya no aguanta más”, declaró Eduardo Facusse, expresidente de la Cámara de Comercio e Industrias de Cortés (CCIC).

Al respecto, es preciso remarcar que el Congreso Nacional fue quien decidió «conceder el beneficio de amnistía de multas, recargos e intereses, así como obligaciones accesorias pendientes de pago con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE)” a través del Decreto legislativo 61-2023, pero no está fijado quién absorberá los costos.

“La Secretaría y la gerencia de la estatal solo están ejecutando lo que está mandando el Congreso pero no creo que lo estén viendo de manera favorable”, consideró Facusse.

A pesar de estas preocupaciones, Facusse reconoció los esfuerzos del gobierno por invertir en la infraestructura eléctrica del país y, en particular, elogió el liderazgo del secretario de Energía, Erick Tejada, destacando los esfuerzos de Tejada para minimizar los impactos de los problemas energéticos y su disposición para colaborar con instituciones como la CCIC.

Y es que en el último mes, la ENEE ha anunciado la ampliación, mejora y construcción de 15 subestaciones a nivel nacional, 4 líneas de transmisión, la instalación de variedad de reguladores de voltaje, y adelantó que se sumarán al sistema eléctrico 270 MVA de transformadores en sectores claves del SIN.

Ahora bien, reconoció que un asunto pendiente es la ampliación del parque de generación a costos competitivos, que repercutan favorablemente con reducciones de tarifas para usuarios finales.

“Preocupa la planificación de mediano y largo plazo porque no se han gestionado licitaciones que conduzcan a un mejor costo de energía. Entonces desde el sector industrial y comercial, lo que estamos requiriendo es que se empiecen a mover las piezas para elevar a término de licitación internacional nuevas ofertas que mejoren el costo de la energía en el país, que hasta este momento es un costo que realmente no es competitivo y es bastante alto comparado a otros países de la región”, cuestionó.

Un detalle que sí sería favorable para la reducción de costos para usuarios finales, surgiría a nivel de autoproducción. Desde la perspectiva del referente empresario, la propuesta de incorporar tarifas para autoproductores de energía renovable resulta positiva. Sin embargo, enfatizó la necesidad de una tarifa competitiva que no incremente los costos para los consumidores, por lo que sugiere que la formulación de esta tarifa debe garantizar que la energía producida de manera independiente contribuya a reducir el costo promedio de la energía en el país.

“El hecho que se esté moviendo en esa dirección ya es positivo, creo yo que se debe de considerar una tarifa de oportunidad para asegurarnos de que el incremento en el costo no venga a empeorar el precio, sino que lo mejore en ese sentido. Yo creo que la formulación tiene que servir para abaratar el costo promedio de la energía que se está despachando”, concluyó.

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El Comité para Centroamérica y el Caribe de la Comisión de Integración Energética Regional (CECACIER) inicia el año con nueva Junta Directiva. Norma Grande, directora de Grandes Clientes AES El Salvador, fue elegida como presidenta para el periodo 2024-2026.

Energía Estratégica se comunicó con la flamante nueva autoridad para conocer los objetivos de su gestión liderando esta organización conformada por empresas y organismos del sector energético de siete países de la región Centroamericana y el Caribe.

Entre los objetivos principales, la presidenta de CECACIER señaló que persigue lograr una vinculación entre sus asociados compartiendo experiencias y mejores prácticas para promover la integración del sector energético.

Por ello, entre sus actividades de este año buscará fortalecer los equipos de trabajo diferenciados en núcleos sectoriales que atienden temas tales como distribución, operación de mercado y también de regulación.

De esta manera CECACIER, sirve como una plataforma que promueve una red importante de contactos en el sector energético e industrias vinculadas, para conectar sus necesidades con oportunidades.

Además, a través de un concurso de innovación que promueven desde CIER, se abordan además las áreas de digitalización, descarbonización y descentralización en pos de la sostenibilidad de los sistemas locales y regionales.

“Estamos a punto de iniciar con las presentaciones de proyectos que impulsen la innovación. Luego, los proyectos que resulten ganadores del primero, segundo y tercer lugar expondrán ante CECACIER y luego CIER, compartiendo sus hallazgos y buenas prácticas sostenibles”, adelantó Norma Grande.

Estas iniciativas serán acompañadas con cursos presenciales y virtuales para público en general en torno a diversidad de temas como regulaciones y políticas públicas sobre microrredes, almacenamiento, energías renovables, planificación de sistemas distribuidos, smart grids, medición inteligente, Big Data, inteligencia artificial en el sector energético, machine learning e incluso hasta temas de hidrógeno verde como catalizador de la transición energética.

Y es que, según adelantó Norma Grande, otro objetivo muy importante de la nueva Junta Directiva de la CECACIER es el de impulsar la transición energética de manera sostenible en la región.

«Hay varias aristas que se tienen que tomar en cuenta y que son realmente súper importantes para que esta transición energética sea realmente sostenible como las políticas, regulaciones e innovación tecnológica”, consideró la presidenta de CECACIER.

Y añadió: “Normalmente en esta transición energética no se puede esperar que primero vayan las políticas regulatorias porque realmente la transición energética ya es un hecho, pero debe haber una política que acompañe con los incentivos adecuados para que las inversiones de empresas públicas o privadas se den de manera sostenible”.

Por ello, insistió que durante su gestión al frente de CECACIER buscará fomentar la cooperación entre los países para compartir conocimientos y abordar de manera conjunta los desafíos globales asociados a la transición energética.

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Brasil continúa preparándose para el avance del hidrógeno verde. El gobierno prevé alistar la infraestructura y el marco normativo correspondiente para su desarrollo a más de un año desde la producción de la primera molécula de H2V en la plata de de producción de São Gonçalo do Amarante (estado de Ceará) y que Petrobras, empresa semi-pública de propiedad mixta, reconociera el interés en ese vector energético. 

Tal es así que el Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil aprobó el cronograma de estudios de la planificación de transmisión elaborado por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para 2024, obras  necesarias para afrontar el crecimiento del mercado durante los próximos diez años

El programa contempla la realización de 30 estudios en todas las regiones de Brasil (11 comenzaron en 2023 y 19 lo harán este año), y la particularidad es que por primera vez se incluyó una línea dedicada a la inserción de cargas de hidrógeno verde.

“Se vuelve urgente en el contexto actual de alta demanda de descarbonización de las matrices energéticas y la viabilidad del suministro eléctrico para el mejor uso de la energía brasileña y el potencial de producción de este combustible”, señalaron desde el Ministerio.

“Además, la EPE identificará una solución indicativa para el uso racional y planificado de la red en el nordeste, teniendo en cuenta el potencial potencial de las plantas de producción de hidrógeno y amoníaco en esta región”, agregaron.

El origen de esta necesidad se debe a que varios agentes del sector formalizaron consultas en relación a la realización de un análisis global de costo mínimo de las plantas de producción de H2 destinadas a acceder a la red eléctrica en la región nordeste del país. 

Está previsto que el estudio inicie en noviembre de este año y finalice en octubre del 2025, mientras que los análisis se desarrollarán con un horizonte hacia el año 2038, considerando los datos para simulaciones eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional realizadas por la EPE, aunque con los cambios pertinentes al objetivo del estudio.

Esta iniciativa se sumará a las recientes acciones del gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva, entre las que se destaca una convocatoria del MME y la Financiadora de Estudios y Proyectos (FINEP – organización del gobierno dependiente del Ministerio de Ciencia y Tecnología) para el desarrollo de tecnologías para la producción, almacenamiento, transporte y uso de hidrógeno bajo en carbono, entre otras alternativas renovables.

Marco normativo

Las Comisiones de Infraestructura (CI) y Medio Ambiente (CMA) del Senado de Brasil celebrarán una audiencia pública conjunta sobre el hidrógeno sostenible el martes 27 de febrero para debatir el potencial del producto como fuente de energía renovable, su uso en la industria y su poder para reducir el efecto invernadero, además de los desafíos a su viabilidad.

La promoción de la audiencia responde a la solicitud (REQ 34/2023 — CI) del senador Confúcio Moura (MDB-RO), quien justificó que el H2V y el potencial renovable del país puede “reforzar la posición del país en la carrera por descarbonizar la economía”.

Y cabe recordar que el proyecto de ley de hidrógeno verde de Brasil tuvo media sanción de Diputados a fines de noviembre del año pasado e, incluso, en diciembre 2023 la Comisión Especial para el Debate de Políticas Públicas sobre Hidrógeno Verde del Senado ya aprobó la creación del Programa de Desarrollo de Hidrógeno Bajo en Carbono (PHBC), pero aún no se trató parlamentariamente el propio proyecto de ley en cuestión. 

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En lo que será su primer proyecto comercial en el mercado de hidrógeno verde, IMPSA construirá en San Juan una planta de producción de Hidrógeno integrada a partir de energía generada por un Parque Solar Fotovoltaico. El proyecto, que se llevará adelante junto con la empresa Energía Provincial Sociedad del
Estado (EPSE), se instalará en la localidad de Pocitos, en el mismo predio en el que EPSE desarrolla una fábrica de paneles solares fotovoltaicos.

En concreto, se trata de una instalación modelo, que será utilizada como plataforma de desarrollo e innovación para distintas aplicaciones de hidrógeno obtenido a partir de energías renovables. IMPSA tendrá a su cargo el desarrollo bajo la modalidad “llave en mano” de la planta de producción de hidrógeno verde, desarrollando la ingeniería y fabricación de componentes como así también el sistema de control con los más altos estándares de calidad de la industria y respetando Normas Internacionales de alto nivel de exigencia aplicables a instalaciones de hidrógeno industrial.

Al estar instalada en el mismo predio en que se fabricarán paneles solares fotovoltaicos, una porción de la energía que demanda el proceso de fabricación será cubierta por la energía eléctrica generada a partir de celdas de combustibles alimentadas por hidrógeno verde.

Asimismo, la energía eléctrica demanda en el proceso de obtención de hidrógeno, denominado electrólisis, será abastecida a partir de un parque solar fotovoltaico que IMPSA construirá en la zona de Tocota, también en San Juan.

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En un contexto de creciente demanda de energía y transición hacia fuentes más limpias, el informe reciente de la US Energy Information Administration (ver documento) ofrece perspectivas alentadoras para el sector de almacenamiento de energía en los Estados Unidos, con énfasis particular en el estado de Texas. 

Estas proyecciones no sólo son relevantes para la nación norteamericana, sino que también presentan una oportunidad única para México, dada su proximidad geográfica y los tratados comerciales que comparten como el T-MEC.

Según el informe, se espera que los desarrolladores y propietarios de plantas de energía agreguen 62,8 gigavatios (GW) de nueva capacidad de generación eléctrica a escala de servicios públicos en 2024. Esto marca un aumento significativo del 55% en comparación con 2023, que indica un crecimiento continuo en la actividad industrial. La energía solar liderará el camino con un 58% de la nueva capacidad, seguida de cerca por el almacenamiento en baterías, que representará un 23%.

En el caso de la energía solar, US Energy Information Administration proyecta una incorporación récord de 36,4 GW a la red en 2024, casi duplicando el aumento del año anterior. 

De esas estimaciones, el reporte revela que más de la mitad de la nueva capacidad solar a escala de servicios públicos está prevista para tres estados: Texas (35%), California (10%) y Florida (6%).

En este sentido, la verdadera oportunidad para México radica en el ámbito de las baterías. De acuerdo al reporte, se espera que la capacidad de almacenamiento casi se duplique en 2024, con planes para agregar 14,3 GW a los 15,5 GW existentes. De esta forma, Texas y California, con 6,4 GW y 5,2 GW respectivamente, representarán el 82% de esta nueva capacidad. 

Es aquí donde México puede capitalizar esta tendencia, aprovechando su relación comercial con estos estados y avanzando en su propio desarrollo en almacenamiento de energía.

En efecto, en conversaciones con especialistas del sector, se resalta la importancia de estas proyecciones para el mercado de energías renovables y la necesidad de que México siga el ejemplo del país vecino. 

“Se necesita homologar prácticas adecuadas e invertir en redes de transmisión para ejecutar proyectos renovables a través de una estrategia integral”, insisten.

Las voces expertas también subrayan la necesidad crítica de fortalecer las redes de transmisión en Estados Unidos y, por extensión, en México: “Sin una infraestructura de transmisión robusta, los proyectos de almacenamiento de energía y otras fuentes renovables pueden encontrarse con limitaciones para llevar la energía a las industrias y hogares, independientemente de su capacidad de generación”.

En resumen, las proyecciones para el sector de almacenamiento de energía en Texas abren una ventana de oportunidad para México. Al aprovechar la cercanía geográfica y los tratados comerciales existentes, México puede posicionar su sector energético para contribuir de manera significativa a la transición hacia un futuro más sostenible y resiliente.

La clave radica en la adopción de prácticas similares y la inversión en infraestructura necesaria para maximizar el potencial de estas oportunidades.

La entrada Oportunidad para México: Texas es uno de los estados de EE.UU que más invertirá en almacenamiento en 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

“En enero de 2024 la demanda de energía fue de 6,897.24 GWh, lo que significa que aumentó un 7.87% en comparación con el consumo nacional de enero de 2023, donde la demanda fue de 6,393.42 GWh. Cabe resaltar que, de las diez regiones del país, la que tuvo mayor consumo de energía fue Caribe con 1,920.37 GWh, seguida por Centro con 1,602.80 GWh y Oriente con 979.39 GWh», informó XM, el coordinador de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y administrador del Mercado de Energía Mayorista (MEM).

Dentro de las actividades económicas con mayor participación en la  demanda de energía del mercado no regulado para enero de 2024 respecto a enero de 2023, se destacan: Industrias manufactureras con 797.13 GWh y Explotación de minas y canteras con 664.88 GWh, que representan un 37.68% y 31.43% de la demanda no regulada, respectivamente”, informó Juan Carlos Morales Ruiz, gerente del Centro Nacional de Despacho de XM.

Es importante tener en cuenta que los crecimientos de la demanda de energía eléctrica se calculan como el promedio ponderado de los crecimientos de los diferentes tipos de días (comerciales, sábados, domingos y festivos). Con este tipo de cálculo disminuyen las fluctuaciones que se presentan en los seguimientos mensuales, originados por la dependencia del consumo de energía en relación con el número de días presentados en el mes de análisis.

Discriminado por tipo de consumidor, respecto al mismo mes del año anterior, en el consumo residencial y pequeños negocios (mercado regulado) se presentó un crecimiento del 11.85% equivalente a 502.6 GWh y por su parte en el consumo de industria y comercio (mercado no regulado) se presentó un crecimiento del 0.12%, equivalente a 3.34 GWh.

Demanda de energía por regiones

Guaviare es la región del país con mayor crecimiento en la demanda de energía eléctrica en enero de 2024 con un aumento del 27.38%, seguida por Chocó con 14.46%, THC (Tolima, Huila y Caquetá) con 13.61%, Caribe con 11.29%, Valle con 10.64%, Antioquia con 7.83%, Oriente con 6.09%, CQR (Caldas, Quindío y Risaralda) con 4.87% y Centro con 4.51%. La región que presentó el menor crecimiento en su consumo de energía fue Sur con 1.94%.

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La Honorable Cámara de Diputados de Argentina recibió un proyecto para declarar de interés nacional al mega evento Future Energy Summit Argentina, que se llevará a cabo el día 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). 

La iniciativa ingresó esta misma semana en el Poder Legislativo y lleva la firma de Gabriel Bornoroni, diputado nacional por Córdoba y uno de los referentes de La Libertad Avanza en la provincia. 

“Se trata de una jornada que congregará a los principales actores del universo de las energías renovables, tanto de Argentina como entidades y empresas extranjeras de primer nivel pasibles a invertir en nuestro país, donde se tratarán temas clave para el crecimiento y la sustentabilidad energética local”, fundamenta el texto presentado. 

Además, el proyecto de declaración plantea que la cumbre se enmarca en la transición energética que se desarrolla en América Latina y el mundo y hace referencia a los compromisos ambientales asumidos por el país, tanto nacionales como internacionales 

Es que el Future Energy Summit Argentina se da en un contexto del inicio de un nuevo gobierno nacional, el cual ya vaticinó giros en la política energética mediante la actualización y el fortalecimiento normativo. 

Y entre las principales medidas contempladas se encuentra la posibilidad de que la demanda se contractualice, nuevas reglas y mecanismos para la generación que favorezcan inversiones para un suministro más económico, acciones de eficiencia energética y que las distribuidoras pasen a tarifa los costos del servicio y de los contratos de abastecimiento que celebren.

Con ello se prevé un mayor dinamismo y flexibilidad en la toma de decisiones de mercado, con el propósito de apalancar más inversiones limpias para alcanzar los objetivos planteados en la Ley N° 27191 (20% de participación de las renovables al cierre del 2025) y los compromisos asumidos en el Acuerdo de París y la reciente COP 28 (duplicar acciones de eficiencia energética y triplicar renovables para alcanzar los 11000 GW a 2030 a nivel mundial). 

Por lo que FES brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector, visibilizar las oportunidades regulatorias y de inversión, como así también explorar nuevos negocios sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

Además, el mega evento congregará a más de 400 ejecutivos, inversionistas y líderes de la región y será una ventana para conocer al detalle próximos pasos, metas y expectativas del gobierno de Javier Milei para el sector renovable, que cuenta con casi 6000 MW instalados (sin contar las hidroeléctricas mayores a 50 MW de capacidad) y alrededor de 4000 MW en más de 150 proyectos y casi 4000 MW renovables que podrían entrar en operación en el corto plazo tras su adjudicación en la última licitación RenMDI y las distintas rondas Mercado a Término (MATER). 

Y cabe recordar Argentina será la primera parada de la gira 2024 de Future Energy Summit, país al que FES siempre quiso aterrizar para continuar con la meta de la transición energética en América Latina, y que si bien ya contó con diversos summit virtuales, por primera vez tendrá una jornada presencial organizada por la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

¡Súmate a la ola renovable de FES y forma parte de este diálogo de alto nivel junto a líderes del sector público y privado de Latinoamérica!

Revive el éxito del evento de Future Energy Summit en 2023 

La entrada El mega evento de renovables Future Energy Summit Argentina es declarado de interés en el Congreso se publicó primero en Energía Estratégica.

Leandro Mendoza, especialista en Marketing de Producto de Growatt, fue parte del mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) a fines del año pasado en la ciudad de Santiago, Chile. 

Mendoza brindó una entrevista exclusiva durante la cumbre que reunió a más de 400 protagonistas del sector renovable de la región y explicó la estrategia para el mercado chileno y las expectativas de Growatt para el corriente año. 

“Las metas para el 2024 son muy ambiciosas. Las ventas del 2023 estuvieron muy bien y desde China (casa matriz) proponen que se duplique el volumen de ventas de Growatt en Chile”, afirmó. 

“Growatt es la marca #1 de inversiones y almacenamiento residencial, por lo que queremos llegar a esos números en Chile. Si bien en el país la competencia es centralizada y el mercado tiene actores fuertes, creemos que a mediano plazo podremos llegar a ello”, agregó. 

Y continuó: “Queremos entrar fuertemente con el almacenamiento y creemos que, en primera instancia, el storage en proyectos de distribución jugará un rol muy potente para descongestionar la matriz energética en lugares donde no llega la energía que se genera en el norte de Chile por problemas en la transmisión”.

Growatt recientemente implementó la oficina central en Chile mediante un equipo de producto y soporte técnico, pero la mirada está puesta en brindar un servicio completo, desde la preventa hasta la postventa, que paulatinamente les permita tener mayor participación en proyectos de pequeña, mediana y gran escala. 

Tal es que ya cuentan con una amplia gama de productos certificados, como por ejemplo inversores de almacenamiento a nivel residencial, tanto on-grid, off-grid e híbridos, y cargadores de vehículos eléctricos de 7, 11 y 22 kW de potencia. 

A la par que Growatt cuenta con un gran número de alianzas con distribuidores a nivel regional para el segmento residencial. Colaboraciones que han sido fundamentales para la expansión de la empresa, permitiendo el acceso a una mayor cantidad de clientes finales y la posibilidad de realizar entrenamientos para los instaladores y distribuidores sobre las distintas soluciones que presenta la compañía. 

“En base a eso, queremos seguir impulsando nuestra relaciones con otros distribuidores y EPCistas para empezar a crecer con la gama de productos hacia un nivel comercial e industrial”, reconoció Mendoza. 

Por lo que, con una mirada hacia el 2024, Growatt se alista para lanzar productos de mayor envergadura que se ajusten a las regulaciones vigentes, tanto para el sector de la generación como de la movilidad sustentable. 

“Ya el 2023 fue un año fuerte, en el que comenzaron los primeros proyectos grandes, salió la propia Ley de Almacenamiento y Electromovilidad que nos favorece mucho, ya que también impulsa metas de vehículos eléctricos al 2035 y 2040 a nivel nacional. Ello ayuda ya que hay muchas licitaciones para cargadores de vehículos eléctricos (electrolineras) y queremos que nuestros productos estén en esa línea”, señaló el especialista. 

A ello se debe añadir que el nuevo reglamento de transferencia de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos (DS 62) de Chile ya ingresó a la Contraloría General de la República luego de recibir más de 400 observaciones y comentarios del sector. 

Y una de las principales modificaciones del reglamento en cuestión está orientada al porcentaje de reconocimiento de potencia inicial de un sistema de almacenamiento de energía o de la componente de storage de un parque renovable híbrido (generación + baterías). 

Señal regulatoria que ayudará al avance de dicha tecnología en Chile y destrabar los nudos e incertezas que se estaban generando en la industria respecto a la evaluación de proyectos de almacenamiento. 

¿Cómo se vislumbra el próximo lustro?

El  especialista en Marketing de Producto de Growatt analizó los próximos pasos de la empresa en Chile para tratar de lograr un mayor market share en el sector energético del país, a lo que consideró que ya poseen la tecnología y el equipo técnico para resolver las soluciones que propone el mercado. 

“En el plazo de 5 años Growatt será un competidor fuerte en la región. Y en el segmento comercial – industrial estaremos dentro de los 3 o 4 distribuidores más fuertes para ya pensar en proyectos de utility scale”, concluyó.

La entrada Growatt pone el objetivo de duplicar sus ventas en Chile durante el 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

En un contexto donde las energías renovables son tecnologías clave para el progreso económico y social, Holcim México, líder en soluciones de construcción innovadoras y sostenibles, se prepara para mantener su posición de liderazgo en la construcción de proyectos en el país. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Andrés Hector Kobesrski, Responsable de Suministro de Holcim México, revela una confianza sólida en el papel crucial que desempeñará la construcción en la economía mexicana, respaldada por un enfoque continuo en la descarbonización.

“Holcim México está a la vanguardia en la apuesta por las energías renovables. Estamos muy confiados en que la construcción va a seguir siendo un motor muy importante dentro de la economía mexicana, entonces nuestras expectativas son favorables”, destaca.

Y agrega: “Seguiremos siendo líderes en este proceso de descarbonización y hacia eso estamos apostando ya que vemos un escenario de crecimiento”.

Innovación y el crecimiento continuo

De acuerdo a Koberski, el año 2023 marcó un periodo de crecimiento excepcional para Holcim México. La empresa participó activamente en proyectos insignia de infraestructura como la Presa de la Libertad, consolidándose como líder en la industria de la construcción. 

La sólida presencia en proyectos clave reforzó su posición y destacó la eficacia de sus productos y soluciones integrales.

Con una mirada hacia el futuro, el ejecutivo subraya la intención de Holcim México de seguir innovando y apostando por el crecimiento sostenible. 

Marco Regulatorio 

Aunque reconoce que todo sistema de leyes es mejorable, Koberski califica al marco regulatorio mexicano como claro y considera que sí permite la evolución y la transición hacia energías renovables. 

A pesar de ciertas barreras en la generación distribuida, como el límite de potencia, el experto cree que en términos generales, los esquemas regulatorios permiten avanzar en la diversificación de la matriz.

“En el segmento de generación distribuida, pareciera poco 500 kW de límite de potencia, sin embargo, tenemos otros tipos de esquema como el MEM o la autogeneración que permite ir a potencias industriales mayores. Los esquemas regulatorios podrían mejorarse pero a grandes rasgos permiten avanzar a la transición energética”, detalla.

E insiste: “La evolución de la transición energética se está dando a la velocidad que el contexto lo permite. Lo importante y lo relevante es que las energías renovables ya están en la mesa. Y eso ya es un paso adelante”. 

Compromiso por convertirse carbono neutral

Holcim a nivel global se destaca por su compromiso con la sostenibilidad, trabajando en más de 50 proyectos decisivos de captura, utilización y almacenamiento de carbono. 

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el grupo trabaja en una estrategia de descarbonización a nivel global en la que busca lograr emisiones netas cero de carbono al 2050.

Esta meta global ha llevado a la implementación de diversas iniciativas, incluyendo la adopción de energías renovables en sus procesos productivos.

Entre ellas, Kobesrski destaca la apuesta del grupo por el oxihidrógeno como tecnología del futuro, permitiendo el uso de combustibles alternativos con menor consumo de energía. 

La entrada Holcim sigue creciendo en México y planea mantener su liderazgo en la construcción de proyectos se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, días atrás, se publicaron los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028.

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

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

Uno de ellos es Jorge Moreno, especialista regulatorio de Optima Consultores, quien, en conversaciones con este medio, analiza en detalles los resultados de la convocatoria: “En el marco de tanta incertidumbre por los múltiples aplazamientos de la subasta, es buena noticia que casi todos los nuevos proyectos adjudicados son renovables. No obstante, los estimados de potencial de participación rondaban los 11 GW y solo se adjudicaron 4,4 GW”.

Y agrega: “Quedaron bastantes proyectos faltantes por participar lo cual evidencia que los desarrolladores están viendo grandes riesgos en el desarrollo de los proyectos. El permitting se está volviendo un problema en Colombia lo cual se traduce en menor participación en la subasta”.

En este sentido, Moreno considera que la participación es “baja” teniendo en cuenta que estos proyectos no alcanzarán a cubrir en su totalidad la demanda del periodo cargo 2027-2028 subastado.

“Teníamos una demanda estimada para el periodo de 264 GW hora año y se adjudican solo 249 GW hora año. Una subasta exitosa hubiera asignado al menos unos 3 o 4 años de demanda objetivo como las subastas anteriores de cargo por confiabilidad. Bajo estos escenarios de déficit uno se pregunta: ¿Por qué no se adjudicó toda la oferta disponible en la subasta? ¿Fue la oferta de precio muy alta? O tal vez ¿hubo errores en la formulación de la curva de demanda y/o el precio techo de parte de la CREG?”, argumenta.

Críticas al precio: demasiado alto para renovables

Acerca del precio resultante de la subasta, que cerró en torno a los 18 dólares por MW hora, Moreno advierte que corresponde al mismo precio del año 2019 traído a valor presente, y que, por lo tanto, no responde a los criterios de menores precios esperados por la evolución tecnológica en la generación de energía.

“Se esperaba que a medida que evolucionara la tecnología renovable, fuera bajando el precio. Por ello, no es tan lógico el resultado, ni tampoco es una buena noticia, que habiendo cerrado la subasta un proyecto solar esta hubiera cerrado al mismo precio de la anterior subasta. El precio debió haber sido inferior a los 18 dólares teniendo en cuenta que la anterior subasta apalancó proyectos térmicos cuyo modelo financiero depende directamente de este ingreso, contrario a lo que sucede con las fuentes renovables de energía”, insiste.

Aunque reconoce que la inflación a nivel mundial desatada por la pandemia y los efectos de la Guerra entre Rusia y Ucrania que causaron complicaciones en la cadena de suministro, podrían haber inferido en estos resultados, el especialista sostiene que, por la eficiencia de la tecnología, los precios, de todos modos, deberían haber cerrado a la baja, más aún cuando la tecnología solar no depende mayoritariamente de este ingreso por confiabilidad.

Posible demora en los proyectos

En tanto a la construcción de los proyectos, Moreno cree firmemente en que se van a construir en los próximos años ya que “las condiciones de la subasta de cargo por confiabilidad son muy fuertes y exigen grandes garantías”.

En efecto, asegura que la mayoría de estos proyectos tienen fecha de puesta en operación entre 2025 y 2026 lo cual deja un margen de maniobra para construir plantas hasta el 2027 e incluso el 2028 si tomamos el año de gracia que brinda el mecanismo.

No obstante, alerta por posibles demoras en dichos plazos: “Los riesgos de desarrollo en el país son importantes. Entonces, si bien esperamos que se construyan, creemos que muchos de ellos podrían retrasarse o incluso no construirse”.

En resumen, según el especialista regulatorio de Optima Consultores, se cierra una nueva subasta de cargo por confiabilidad en Colombia, que, por primera vez en la historia, asigna el 99% de los proyectos con fuentes no convencionales de energía, esto sin duda es positivo en el camino de la transición energética.

No obstante, afirma que la baja participación deja interrogantes sobre el permitting y los riesgos asociados en el país, además, de la necesidad de esperar una nueva subasta de cargo por confiabilidad en el corto plazo.

“El precio deja interrogantes sobre el mecanismo de asignación y la eficiencia en el precio de la confiabilidad que se paga en el país. La subasta deja señales de mejora y la siguiente subasta está a la vuelta de la esquina, por lo que es imperativo empezar a trabajar entre todos los actores del mercado estos frentes de mejora”, concluye.

La entrada Subasta de Cargo por Confiabilidad: aseguran que se podrían haber asignado 11 GW en lugar de 4.4 GW se publicó primero en Energía Estratégica.

La generación distribuida no se detiene en México; cada vez más empresas apuestan por sistemas de energía solar para reducir sus consumos de luz y contribuir a la descarbonización de la matriz energética.

En este contexto, en un esfuerzo por consolidarse como líder en el suministro de estructuras metálicas para proyectos solares en México, StripSteel, empresa con 15 años de experiencia en la venta de acero para la industria en general, tiene como objetivo un crecimiento de dos dígitos en el sector fotovoltaico. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Alfonso German Jalil, Director de Operaciones de StripSteel, desvela planes alentadores diseñados para hacer frente al crecimiento previsto con optimismo y eficacia.

La empresa, que se especializa en la fabricación de estructuras en acero para proyectos y granjas solares en suelo, ha ganado notoriedad en el mercado al brindar soluciones personalizadas y eficientes para el sector solar.

Con declaraciones optimistas, German Jalil resalta la confianza en el mercado mexicano y asegura que el crecimiento previsto será impulsado principalmente por la demanda local.

Con dos plantas de fabricación ubicadas estratégicamente en Puebla y Tlaxcala, StripSteel cuenta con una capacidad instalada de 16 mil toneladas para la fabricación de perfiles de acero destinados a la generación solar.

Desde hace cinco años, la compañía ha diversificado sus operaciones hacia el sector fotovoltaico, aprovechando su experiencia en la industria del acero. Inicialmente orientada a proyectos de gran escala, la firma ha adaptado su enfoque para abordar el crecimiento significativo en la generación distribuida.

Valor agregado que ofrece la compañía

Alfonso German destaca la capacidad de StripSteel para fabricar productos a medida y ofrecerlos a precios altamente competitivos, sin intermediarios.

Uno de sus productos estrella, la estructura fija para 14 páneles verticales denominada «SST UNO,» se destaca por su versatilidad, ya que se adapta a diferentes tipos de terreno, trayectoria del sol, marca y modelo del panel y condiciones atmosféricas como velocidad del viento.

En este sentido, el valor agregado de StripSteel se encuentra en su eficiencia operativa que le permite entregar las estructuras en plazos muy cortos y en la resistencia superior de sus aceros frente a la corrosión.

«Nuestros productos resisten tres veces más que cualquier acero galvanizado en términos de resistencia a la corrosión. Utilizamos aceros de última generación con propiedades muy altas, conteniendo magnesio, aluminio y zinc,» explica German Jalil.

Optimismo de cara al futuro.

En medio de perspectivas favorables para el sector en México, el experto hace hincapié en la importancia del mercado en la toma de decisiones y la adaptabilidad de las empresas frente a las regulaciones gubernamentales.

A pesar de las regulaciones existentes, StripSteel ha continuado incrementando sus ventas desde el 2020, lo cual evidencia un mercado dinámico y en constante crecimiento.

Con el compromiso global para combatir el cambio climático, Alfonso German ve oportunidades adicionales a través del nearshoring y se muestra optimista de cara al futuro del sector en México.

El experto destaca que las expectativas son muy buenas, porque las fuerzas del mercado normalmente lideran los cambios. No obstante, hace un llamado a la colaboración entre el sector privado y el gobierno e insiste en la importancia de crear condiciones favorables y políticas públicas que motiven las inversiones en energías renovables.

«Es fundamental que el gobierno retome el diálogo con el sector privado para permitir el avance de proyectos más grandes. Son esfuerzos que toman tiempo pero son necesarios para el beneficio de todos», concluye.

La entrada Strip Steel anticipa un crecimiento para el sector fotovoltaico en México impulsado por el nearshoring se publicó primero en Energía Estratégica.

Grupo Magdalena, el mayor productor centroamericano de azúcar y el tercer generador de energía eléctrica de Guatemala, continúa ampliando su participación en el mercado eléctrico local y regional. 

La empresa incursionó en el sector de energía eléctrica en 1990 con un proyecto de 12.5 MM destacándose en cogeneración con biomasa pero, con el correr de los años, se ha ido diversificando aumentando su contribución al sistema más allá de la época de Zafra.

En la actualidad, Grupo Magdalena ha logrado concretar 273,9 MW de activos de generación, incluyendo biomasa, carbón e hidroeléctrica, y va por más. 

“En este momento, nos estamos enfocando en el desarrollo de nuestras centrales de energía solar”, declaró el Ing. Luis Fernando Rodriguez, gerente de Comercialización de Energía del Grupo Magdalena. 

Según precisó en exclusiva para Energía Estratégica, se avanzará con dos proyectos este año: Magdalena Solar 1 de 50 MW con contrato privado para abastecimiento de Grandes Usuarios y Magdalena Solar 2 de 25 MW con contrato en el marco de la Licitación PEG-4. 

En el caso del primero, se comercializará el 100 % de la energía por medio de la empresa “Comercializadora de Energía para el Desarrollo (CED)”, parte del Grupo, para abastecer clientes industriales. Al respecto, es preciso aclarar que si bien el proyecto será desarrollado por otra empresa (San Patricio Renovables), al final del contrato la planta será propiedad de Grupo Magdalena. 

Por otro lado, el segundo proyecto será para vender la energía generada a las distribuidoras por medio de contratos de largo plazo. En este caso, si bien son dueños del proyecto desde el inicio, será desarrollado por un EPC internacional (Biomass Energy). 

Según precisó el Ing. Luis Fernando Rodriguez a este medio, las centrales Magdalena Solar 1 y Magdalena Solar 2 tienen inicio de operación comercial comprometido para el primer trimestre de 2025, por lo que se prevé un evento de conmemoración de primera piedra para las próximas semanas, de manera que las obras se lleven a cabo a partir del próximo mes. 

Luego de su construcción, ambas centrales serán conectadas en la subestación Magdalena Solar 230, por lo que entre los hitos de construcción que se prevén concretar este año también se contemplan como necesarios: la finalización de la subestación Magdalena Solar 230, línea de transmisión y conexión a la subestación Magdalena 230.

La entrada Grupo Magdalena se alista para el inicio de construcción de 75 MW fotovoltaicos  se publicó primero en Energía Estratégica.

Desde hace tiempo que la Corporación Interamericana de Inversiones (BID Invest) expande el acceso al financiamiento y apoya proyectos para avanzar con la energía limpia que tengan un impacto significativo y contribuyen al desarrollo sostenible de la región. 

Y el inicio del corriente año no es la excepción ya que el banco de soluciones del sector privado de América Latina y el Caribe analiza una nueva central destinada a la producción de hidrógeno verde, en este caso en Paraguay. 

El proyecto denominado “Planta de Producción de Hidrógeno, Amoniaco y Fertilizantes Verdes – PARAGUAY”, de la firma ATOME, ya fue publicado en la web de BID Invest, dentro del listado de proyectos que ingresaron bajo análisis (ver más).

El mismo utilizará 100% de energía renovable a partir de una planta asociada de aproximadamente 120 MW de capacidad instalada y el préstamo considerado (aún sin aprobación) es de hasta USD $ 125.000.000. 

La planta se instalará en una propiedad de aproximadamente 30 hectáreas que pertenece a ATOME, localizada en la ciudad de Villeta, cerca de la orilla oriental del río Paraguay, a 50 km al sur de la ciudad de Asunción, junto a la carretera Villeta-Alberdi y la subestación eléctrica Buey Rodeo. 

Y a la fecha, ATOME ya cuenta con la respectiva licencia ambiental otorgada por el Ministerio del Ambiente y Desarrollo Sostenible de Paraguay, la cual es válida para la construcción, pero está siendo ampliada para incluir la cadena de producción.

Mientras que la fase de construcción está prevista para mediados del corriente año, la cual se llevará adelante bajo la modalidad de contrato EPC (Ingeniería, Provisión y Construcción, por sus siglas en inglés) y tendrá una duración de 31 meses, iniciando el pre-comisionamiento y pruebas en el décimo noveno mes.

Bejarano: “El pliego de la licitación solar estará listo en el primer cuatrimestre del año”

El proyecto tendrá seis principales de procesos: 

Generación de hidrógeno (H2) a partir de agua y energía; 
Producción de nitrógeno (N2), obtenido del aire ambiente; 
Síntesis de amoníaco (NH3), utilizando moléculas del H2 y N2; 
Producción de ácido nítrico (HNO3), usando para el efecto NH3 y agua, iv)solución de nitrato de amonio (NH4NO3), a partir del NH3 y HNO3; 
Producción de CAN, a partir del NH4NO3 y de la dolomita; 
Envasado y almacenamiento. 

Y una vez en operación, la planta tendrá una vida útil de aproximadamente 25 años y producirá fertilizantes verdes a escala industrial (aproximadamente 270,000 ton/año), a partir de la electrólisis del agua y la utilización dolomita (173 ton/día). 

Próximos pasos del proceso

El proyecto fue clasificado preliminarmente en la Categoría B, debido a que podrá generar, entre otros, los siguientes impactos ambientales y sociales: i) generación de residuos sólidos y efluentes; ii) generación de ruidos y vibraciones; iii) emisiones atmosféricas y polvo; iv) pérdida de cobertura vegetal; v) afectaciones en el acceso y tránsito vehicular; y vi) incremento del riesgo en la salud y seguridad de empleados, debido a la manipulación de sustancias químicas peligrosas

Por lo que la Corporación Interamericana de Inversiones analizará el préstamo multimillonario durante los próximos meses del año y se estima que, de resultar positivo el proceso, la aprobación se dé recién el 30 de julio del 2024. 

La entrada BID Invest considera financiar un proyecto de hidrógeno verde en Paraguay se publicó primero en Energía Estratégica.

SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones de PV y ESS para todos los escenarios, atrae una atención significativa al mostrar sus innovaciones líderes en la industria en Intersolar India, mostrando su resolución en mejorar la adopción de energía renovable en el país.

Actualmente, el segmento de servicios públicos contribuye al mayor crecimiento de la industria de energías renovables en la India, lo que lleva a SOFAR a introducir el PowerMega (350KTLX0) optimizado para aplicaciones solares de servicios públicos.

Se cree que la tecnología en PowerMega será una parte crucial en la formación del futuro de la industria solar, dadas sus ventajas únicas, que incluyen una eficiencia máxima del 99.05% a 50 grados.

Con la integración de corriente ultra alta, instalación fácil y protección inteligente, también se caracteriza por 8*60A MPPT múltiples, compatibles con módulos de alta potencia de 500Wp+ y varios diseños de servicios públicos, asegurando un menor LCOE y mayores rendimientos para los usuarios finales.

Mientras tanto, SOFAR lanza la serie de inversores monofásicos 1-4KTL2-G3 diseñada para entornos residenciales. Con una eficiencia máxima del 97.7%, garantiza una conversión de energía óptima, maximizando la salida de paneles solares.

El inversor también está bien equipado para resistir las exigencias de los entornos exteriores y mantener una operación estable con protección IP65. Además, su peso ligero y diseño fácil de usar hacen que la instalación sea muy sencilla, proporcionando a los propietarios una solución sin complicaciones y eficiente para aprovechar la energía solar.

Además, SOFAR enriquece sus soluciones de PV para todos los escenarios, incluidos 3.350KTLX-G3 y 11020KTL-3PH, ofreciendo al mercado opciones más competitivas y viables.

Jesse Lau, Jefe de la Región APAC y MEA de SOFAR, señala que la alta eficiencia, la instalación y el mantenimiento fáciles, además del soporte técnico local, son algunas de las razones críticas por las que los clientes eligen SOFAR.

«Nuestro envío a la India ha alcanzado alrededor de 2.7GW hasta ahora. En el futuro, seguiremos trabajando en innovaciones tecnológicas y optimización del servicio, ampliando aún más nuestro diseño comercial para satisfacer las demandas de soporte de servicio localizado en India.»

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder mundial de soluciones de energía solar y almacenamiento para todos los escenarios y está comprometido a ser el líder en soluciones de energía digital con una cartera completa, que incluye inversores PV, inversores híbridos, BESS, ESS de servicios públicos, sistema de microinversores y SOFAR Monitor sistema de gestión de energía inteligente para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

Para 2021, SOFAR entró en el TOP5 de las Marcas Globales de Inversores Híbridos, estableciendo una red global de I+D con tres centros de I+D y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10GW para inversores y 1GWh para baterías. Para 2022, SOFAR ha enviado más de 18GW de inversores a más de 100 países y regiones en todo el mundo.

La entrada Las Soluciones de PV y ESS de SOFAR lideran la carga en Prácticas Sostenibles en Intersolar India 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

Sunova Solar/Thornova Solar se enorgullece de informar a sus clientes, socios y a aquellos que quieran serlo en el futuro, que seguimos figurando como productores Tier 1 en el informe de primer trimestre de 2024 de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), publicado este lunes.

William Sheng, CEO de Sunova Solar, comenta: «Convertirnos en empresa Tier 1 en el tercer trimestre de 2023 fue nuestro primer gran logro. Mantener el nivel Tier 1 bajo los nuevos y más estrictos requerimientos, al tener que proporcionar proyectos de 5 MW o más, demuestra que los clientes y las instituciones financieras realmente confían en Sunova Solar y Thornova Solar. Nuestros socios y sus bancos están convencidos de la calidad de nuestros módulos y de la estabilidad financiera de la empresa. Estamos orgullosos de ser reconocidos como una empresa que produce una de las tecnologías solares de mejor calidad y más fiables del mercado».

Mike Song, presidente de Sunova Solar y Thornova Solar, afirma: «Con 5.5 GW de capacidad operativa de producción de módulos y otros 4.5 GW en construcción, estamos preparados para la demanda de parques solares a gran escala”. El presidente añade que «esto se ve reforzado por la fábrica de celdas solares que inauguramos a principios de enero de 2024. Situada en Yibin, en la provincia de Sichuan, tiene 9 GW de capacidad y permite controlar directamente la calidad de las celdas solares y las cadenas de suministro relacionadas».

Sheng concluye: «Nuestro enfoque centrado en el cliente es el eje principal de todas nuestras acciones. Con la creciente demanda de nuestros módulos para aplicaciones a escala de servicios públicos, vemos que nuestra dedicación en poner a nuestros clientes al frente de todo lo que hacemos, da sus frutos. Damos las gracias a todos nuestros clientes y socios que confían en nuestros productos para sus proyectos solares de clase mundial. ¡Nos han ayudado a hacerlo realidad!».

La entrada Sunova Solar y Thornova Solar se mantienen en la lista de fabricantes de módulos fotovoltaicos Tier 1 de Bloomberg se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya anticipó Energía Estratégica, México experimenta una párate en los proyectos renovables de gran escala debido a las cancelaciones de subastas efectuadas por la actual administración de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

De acuerdo a expertos del sector, más del 80% de los proyectos de la primera, segunda y tercera subasta de largo plazo entraron en operación comercial. Sin embargo, el gobierno actual canceló la cuarta subasta en 2019 por lo que los proyectos participantes no se iniciaron y decidieron migrar sus inversiones a otros sitios.

En efecto, la falta de nueva generación renovable producto de tal decisión política se evidencia cada vez ante la creciente demanda de energía, potenciada por el fenómeno del nearshoring.

En este escenario, Victor Luque, experto del sector energético y socio de ATIK Capital, consultora financiera enfocada en financiamiento bancario, ve luz al final del túnel y augura un cambio en la política energética mexicana de cara a las elecciones que se llevarán adelante el 2 de junio del 2024. 

“Independientemente de quien llegue al poder, el nuevo gobierno no tendrá mayoría en el Congreso y estará obligado a negociar con la iniciativa privada a diferencia de AMLO”, explica.

De esta forma, analiza el perfil de las dos precandidatas que lideran las encuestas: Xóchitl Gálvez Ruiz, de las alianzas entre el PAN, PRD y PRI y Claudia Sheinbaum Pardo del partido de Morena.

“Ambas candidatas tienen un mayor entendimiento de las energías renovables por su formación técnica y su fuerte vinculación con el medio ambiente”, insiste. 

Además, Luque advierte que CFE y PEMEX tienen tantas limitaciones presupuestarias que ya no pueden seguir invirtiendo en plantas de generación que no son rentables. 

Por ello, anticipa cambios significativos en los organismos públicos bajo la nueva administración, con la posibilidad de abrir la puerta a inversiones privadas en proyectos renovables.

Y afirma: “Por esos motivos se dará una mayor apertura para las renovables en el gobierno entrante y se espera una mayor sinergia entre el sector privado y público para desarrollar nuevos proyectos”.

Medidas fundamentales para diversificar la matriz energética

El experto del sector de energías renovables también destaca alternativas esenciales que el gobierno entrante debería tener en cuenta para descarbonizar la economía Mexicana. 

“Se debe invertir en redes de transmisión, especialmente en áreas geográficamente alejadas de los centros de consumo, para aprovechar ubicaciones óptimas para la generación de energía”, explica.

Además, considera necesario retomar las subastas de largo plazo para suplir la creciente demanda de energía que experimenta el país: “Los últimos proyectos renovables con los que trabajamos venían de las subastas anteriores. Se llevaron a término con el apoyo de la banca de desarrollo y empezaron a integrar energía en el año 2022. La cancelación de la cuarta subasta ha perjudicado fuertemente al sector. Sería bueno que la próxima administración revierta la situación”, propone. 

Y concluye: “Hoy el nearshoring nos obliga a incrementar nuestra capacidad de generación y reforzar nuestras redes de transmisión. Confío en que la próxima administración generará una mejor relación con el sector privado y eso va a ayudar a que vuelvan las inversiones renovables de gran magnitud”.

La entrada De cara a las elecciones, prevén un cambio de timón en la política energética mexicana se publicó primero en Energía Estratégica.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil abrió la consulta pública para la segunda Subasta de Transmisión del corriente año, programada para el viernes 27 de septiembre. 

Las sugerencias por parte del sector podrán ser enviadas a partir del 23 de febrero hasta el 8 de abril a través del correo electrónico cp004_2024@aneel.gov.br en pos de mejorar el proceso para la construcción de obras en los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, São Paulo, Santa Catarina y Rio Grande do Sul.

La subasta N° 02/2024 tendrá cinco lotes de líneas de transmisión, que sumarán al sistema 848 kilómetros y de 1750 MVA de nueva capacidad de transformación. Por lo que se espera alrededor de R$ 4060 millones de inversiones y la generación de 10800 empleos para las obras y el mantenimiento de  los proyectos. 

La principal particularidad de esta convocatoria es que el lote N° 1 (infraestructura Santa Catarina y Paraná) representa cerca del 75% de las inversiones estimadas y, para fomentar su competitividad el lote se dividió en dos segmentos (1A y 1B), pero se podrá ofertar por la totalidad del mismo o por ambos sublotes por separado. 

Sin embargo, el sublote 1B tiene una relación condicionante con el sublote 1A, por lo tanto, si no se contrata el sublote 1A, no se subastará el segmento 1B.

Zannetti: “El sistema eléctrico de Brasil necesita una expansión continua”

Mientras que la otra particularidad de esta convocatoria es que Lote N° 4 (obras en Espírito Santo y Minas Gerais) cuenta con unas instalaciones al final de la concesión donde el nuevo transmisor será responsable de mantener la prestación del servicio público del transporte eléctrico, incluyendo los refuerzos y mejoras necesarios, además de una nueva instalación de transmisión.

A continuación, el detalle de las obras en cada uno de los lotes a subastar: 

Lote N° 1 

Sublote 1A:

LT 525 kV Abdón Batista 2 – Curitiba Oeste C1, CS, con 258,7 km;
LT 525 kV Abdón Batista – Abdón Batista 2, C1 y C2, CD, con 2 x 4,7 km;
SE 525 kV Curitiba Oeste;
SE 525 kV Abdón Batista 2;
Tramos de LT 525 kV entre el tramo de LT 525 kV Bateias – Ponta Grossa, C1, en SE Curitiba Oeste, con 17 km.

Sublote 1B:

LT 525 kV Abdón Batista 2 – Secreto C1, CS, con 230 km;
LT 525 kV Cascavel Oeste – Segredo C1, con 187,2 km;

Lote N° 2

LT 230 kV Ivoti 2 – São Sebastião do Caí 2, con 19,26 km;
LT 230 kV Caxias – São Sebastião do Caí 2 C1, con 44 km;
SE 230/138 kV São Sebastião do Caí 2 – 2 x 150 MVA;
SE 230/138 kV Ivoti 2 – 3 x 150 MVA;
Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C1, de 1 km de longitud;
Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C2, de 1 km de longitud.

Lote N° 3

SE 440/138 kV Estância – (6+1R) x 100 MVA;
Tramos de LT 440 kV entre SE Estância y el tramo de LT 440 kV Bauru – Salto, C1, con 2 x 1,2 km.

Lote N° 4

Instalaciones existentes para la prestación continua de servicios públicos de transmisión:

LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena C1, con 72 km;
LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C1, con 13,6 km;
LT 230 kV Conselheiro Pena – Governador Valadares 6 C1, con 71 km;
LT 230 kV Governador Valadares 2 – Governador Valadares 6 C2, con 6 km;
SE 230/138 kV Mascarenhas – 300 MVA;
SE 230 kV Aimores

Nueva instalación:

LT 345 kV Jaguara – Araxá 3 C1, con 58 km.

Lote N° 5

SE 500/138 kV Bar II – (6+1R) x 66,6 MVA y nuevo sector 138 kV

Complementación de procesos

A la par que  Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil puso a consulta pública la licitación de transmisión N° 2/2024, también aprobó la versión final del aviso de la primera subasta del año, a realizarse el 28 de marzo y destinada a la construcción y mantenimiento de 6.464 kilómetros de nuevas líneas y 9.200 MVA de capacidad de transformación

La inversión prevista para ello ya la convierte en la segunda mayor de su tipo en la historia de ANEEL, ya que de los 15 lotes propuestos, seis esperan inversiones de más de R$ 18200 millones, y por tanto se ubica sólo por detrás de la segunda convocatoria del 2023, realizada en diciembre pasado (R$ 19700 millones) y en la que State Grid Brazil Holding S.A, el Consorcio Olympus XVI y Celeo Redes se repartieron las obras.

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Los módulos Vertex de 210 mm de Trina Solar han demostrado su destreza en una prueba de campo al aire libre en el frío extremo de Mohe, la ciudad más septentrional de China. El estudio fue realizado por el Grupo Internacional de Pruebas y Certificación de China (CTC) y China General Certification, a partir de enero de 2023, en condiciones que incluían temperaturas extremadamente bajas y fuertes tormentas de nieve. La prueba mostró que los módulos Vertex N 700W, Vertex N 610W y Vertex 670W funcionaron de forma estable, demostrando una excelente fiabilidad y generación de energía.

Mohe experimenta temperaturas inferiores a -20°C durante seis meses al año, lo que la convierte en un lugar ideal para pruebas de capacidades extremas.

En septiembre comenzó un ensayo al aire libre, de un año de duración, de los módulos Vertex N 700W y Vertex 610W en el parque de pruebas de frío extremo del CTC. Los módulos soportaron varias nevadas sostenidas durante la demostración, con temperaturas de hasta -43°C y 7 cm de nieve acumulada sobre los módulos. Gracias a la fiabilidad y el diseño óptimo de estos, superaron con éxito la prueba de temperaturas extremadamente bajas y resistieron fuertes vientos.

Los módulos Vertex N 700W también mantienen un buen aspecto tras varios meses de funcionamiento. Una imagen EL (electroluminiscencia) de los módulos no mostró ninguna variación, las líneas de la rejilla eran claras y las células no tenían microfisuras. Esto demuestra que los módulos Vertex N 700W funcionan de forma fiable en climas extremadamente fríos, con un alto nivel de seguridad.

Además, los módulos Vertex N 700W muestran una excelente generación de energía en condiciones de baja irradiación. En enero, el mes más frío del año en China, con una temperatura mínima media diaria inferior a -30°C, los módulos generaron unos 276 kWh de energía. Teniendo en cuenta la ganancia por el lado posterior, el coeficiente de rendimiento del sistema fue excepcional, superando el 100%.

Vertex 670W también demostró un alto rendimiento. Trina Solar fue la primera empresa en realizar pruebas al aire libre en la base de validación de exteriores del CGC en Mohe. Los módulos Vertex 670W se han sometido a un año completo de pruebas de campo, soportando dos frías temporadas de invierno, en las que la temperatura descendió hasta -53°C.

Estas rigurosas pruebas garantizan a los clientes de todo el mundo que los productos de alto rendimiento de Trina Solar lideran el mercado. La compañía seguirá innovando para ofrecer a los clientes tecnologías avanzadas y productos y servicios fiables y eficientes.

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El Jefe de Gobierno, Martí Batres Guadarrama, entregó a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) la Planta Fotovoltaica de la Central de Abasto (CEDA), la más grande del mundo instalada en el techo de un mercado público, como parte del Programa Ambiental y de Cambio Climático de la Ciudad de México, con una inversión de 600 millones de pesos, que permitirá generar hasta 25 GWh de energía limpia al año, en beneficio de habitantes y comerciantes de la Alcaldía Iztapalapa.

Resaltó que la conclusión de esta obra forma parte de los 100 compromisos presentados el pasado 31 de enero para los próximos 100 días al frente del Gobierno capitalino.

“Hoy estamos aquí, entregándole a la Comisión Federal de Electricidad, la planta fotovoltaica más grande del mundo, instalada en el techo de un mercado público, lo cual nos da mucho gusto. Con eso cumplimos otro de los puntos, de los 100 puntos que nos comprometimos a cumplir en estos siguientes 100 días a partir del 31 de enero. (…) Con esto se va a poder producir energía eléctrica equivalente a la que requieren 10 mil hogares de la Ciudad de México, esa es la nueva energía eléctrica que vamos a tener”, señaló.

Destacó que esta acción contribuirá a mitigar más de 11 mil 400 toneladas de CO2 anuales, equivalentes a la reforestación y cuidado durante 50 años de cerca de 29 mil 200 árboles de pino. Además, dijo, representará un ahorro de 3.5 millones de pesos al año en el pago de la factura eléctrica de la CEDA y permitirá avanzar hacia la soberanía energética de México.

“Ese es el valor medioambiental que tiene esta planta fotovoltaica. Pero cabe señalar, además, que esto nos ubica también en un tema de gran responsabilidad, dos responsabilidades muy importantes, una, la de la transición energética, a las llamadas energías limpias y dos, algo muy importante, la soberanía energética de México. (…) Esta idea de la Planta Fotovoltaica aquí en los techos de la Central de Abasto surgió de una iniciativa que le planteó la entonces Jefa de Gobierno, la doctora Claudia Sheinbaum, al licenciado Manuel Bartlett, director de la Comisión Federal de Electricidad. Ustedes saben que la doctora Sheinbaum es física, es licenciada en Física, es maestra en Ingeniería y es doctora en Ingeniería Energética y fue secretaria de Medio Ambiente, aquí con el licenciado Andrés Manuel López Obrador cuando fue Jefe de Gobierno. Entonces los temas de medio ambiente y energía siempre han sido motivo de interés y de preocupación para ella y dio pie a iniciar con esta obra”, comentó.

Por su parte, el director de la CFE, Manuel Bartlett Díaz, reiteró el compromiso social de mantener el adecuado funcionamiento de la planta con el propósito de brindar energía limpia y accesible para la ciudadanía.

“Se trata de un símbolo importante, no es una obra más de electricidad, es realmente una muestra de que el Gobierno de la Ciudad ha tenido como principal preocupación desarrollo tecnológico y un desarrollo social, porque aquí esta planta significa desarrollo social, responsabilidad social como un ejemplo para toda la ciudad”, afirmó.

En su mensaje, el secretario de Energía del Gobierno de México (SENER), Miguel Ángel Maciel Torres, celebró las acciones de la presente administración en la transición hacia el desarrollo de energías sustentables y autosuficientes para el futuro del país.

“Esto ayudará en materia de mitigación de gases de efecto invernadero, adaptación al cambio climático, alcanza, por supuesto, metas de autosuficiencia que como país nos hemos fijado ante el mundo, como compromisos de este gobierno que dirige el Presidente Andrés Manuel Lóp”, indicó.

Finalmente, el secretario de Desarrollo Económico (SEDECO), Fadlala Akabani Hneide, informó que las instalaciones de la planta solar serán operadas por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), a través de tecnologías innovadoras que promueven el consumo responsable de energía eléctrica en favor del medio ambiente y la economía de los habitantes.

Mencionó que las obras se realizaron en colaboración con el Instituto para la Seguridad de las Construcciones, el Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (FOTEASE), BANOBRAS, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), así como el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), y comprenden 32 mil paneles solares distribuidos en los techos de 21 naves de la CEDA, que ocupan una superficie de 21 hectáreas.

“Estamos ante un evento que marca un parteaguas en la historia del consumo energético, de la transición energética, la Ciudad de México es vanguardia a nivel nacional. Y aquí, fíjense, son 21 hectáreas, son más de 30 mil paneles solares, y van a poder atender las necesidades de las áreas comunes de la Central de Abasto, apoyar en la producción y comercialización de productos aquí a los comerciantes establecidos de la Central de Abasto para reducir sus costos de operación”, concluyó.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Oficina Nacional de Estadística (ONE) formalizaron un acuerdo de colaboración con el objetivo de generar información estadística para desarrollar políticas energéticas que garanticen el acceso a la energía de los diferentes sectores de la población dominicana.

Durante el evento de firma, el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, calificó el acuerdo como un hito por el cambio significativo que experimenta el mundo hacia la independencia energética, donde cada individuo tiene la capacidad de generar y acceder a su propia energía, especialmente a través de fuentes renovables como la solar.

“En este contexto actual, el sector energético está llamado a enfocarse en factores demográficos, como la cantidad de paneles solares que pueden instalarse en hogares, calles, circuitos o ciudades. Esto nos permitirá planificar de forma integral y proporcionar información precisa sobre el consumo, la demanda y los criterios que la sustentan.” manifestó Veras.

Por su parte, la directora general de la ONE, Miosotis Rivas Peña, subrayó el compromiso de ambas instituciones con el desarrollo sostenible del país.

«La producción de estadísticas confiables es fundamental para la toma de decisiones informadas en el sector energético. Este acuerdo nos permitirá trabajar en conjunto para garantizar un acceso equitativo a la energía y apoyar el logro de los objetivos energéticos nacionales», expresó Rivas Peña.

Con esta iniciativa, ambas instituciones trabajarán para promover el ahorro y el uso eficiente de energía, así como también el desarrollo de las energías renovables para impulsar proyectos de desarrollo social a partir de la recolección, procesamiento y acceso a datos e informaciones estadísticas del sector energético.

En el acto estuvieron presentes por parte de la CNE: Ramón Moya, Director de Planificación; Yeulis Rivas Peña, Director de Fuentes Alternas y Uso Racional de la Energía; Orlando Fernández, Director Jurídico; Vanessa Gómez, Subdirectora Jurídica; Ángela González, encargada de la División de Planificación Energética y Jafys Tejeda, encargada del Departamento de Relaciones Internacionales y Interinstitucionales.

Por ONE acompañaron a la Sra. Rivas Peña: Alexis de Jesús, de la Dirección de Normativa y Metodología; Emmanuel Gastón, Dirección Estadísticas Económicas; Nathaly Guzmán, Escuela Nacional de Estadística (ENE); Paola Rodriguez, Dirección de Estadísticas Demográficas Sociales y Ambientales; Farah Paredes, División de Encuestas; Sonia Cristo, Departamento de Publicaciones y Giselle Rodriguez, de Vinculaciones.

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El mega evento Future Energy Summit Argentina está cada vez más cerca y poco a poco comienza a definirse la agenda de la cumbre que se realizará el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). 

El primer panel de debate se denomina “Utility Scale: Tendencias de las energías renovables ante una nueva etapa del mercado en Argentina” y está enfocado en la visión de futuro de grandes actores del sector energético argentino como son Genneia, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), YPF Luz, Parque Eólico Arauco y Pampa Energía. 

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, representará a la empresa que acaba de superar 1 GW de potencia renovable instalada en Argentina, hito sin precedentes en el país, tras la puesta en operación de su tercer parque solar fotovoltaico Tocota III, de 60 MW de capacidad. 

A lo que se debe añadir que recientemente solicitó el acceso al Mercado Eléctrico Mayorista para su parque solar Los Molles (100 MW) que se localizará en Malargüe (provincia de Mendoza) y que a fines del año pasado fue asignada con 498,37 MW de prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER).  

Martin Brandi, CEO de PCR, será otro de los grandes nombres que dirán presentes en el mega evento Future Energy Summit Argentina y seguramente develará los avances renovables de la compañía, los desafíos y oportunidades que encuentran en el sector. 

Y cabe recordar que Petroquímica Comodoro – Rivadavia también vio un resultado positivo en la última ronda del 2023 del MATER, ya fue adjudicada para la central eólica Vivoratá (18,3 MW de los 399 MW pedidos) y para el parque eólico La Escondida (20 MW de 180 MW), con la particularidad de que ese resultó el único proyecto ganador asociado a la ampliación del sistema de transporte eléctrico de esa convocatoria histórica y, por ende, logró 440 MW de potencia total reservada por la obra. 

Martín Mandarano, CEO YPF Luz, también participará del primer panel de debate de la cumbre del 11 de marzo que se desarrollará muy cerca de que la empresa sobrepase los 500 MW renovables instalados en el país. 

¿Por qué? Tras contar con 497 MW, días atrás presentó una solicitud para la puesta en marcha del parque eólico Levalle I (62 MW de potencia con 10 aerogeneradores) con el que aumentará aún más su participación en el sector renovable y que será otro de los pasos para lograr la marca de 600 MW, que se dará cuando finalice la segunda etapa de dicho proyecto (93 MW con 15  aerogeneradores).

Por el lado de Parque Eólico Arauco (PEA) expondrá su presidente, Ariel Parmigiani, que recientemente dio a conocer que la compañía tendrá los primeros dos parques renovables híbridos de Argentina y segundos de Sudamérica en conectar energía eólica y solar en el mismo punto. 

Es decir que otro de los grandes focos del encuentro serán la hibridación entre distintas tecnologías y el avance de los 100 MW eólicos y 110 MW solares que se integrarán a los 250 MW eólicos ya instalados por Parque Eólico Arauco. 

Mientras que Rubén Turienzo, director de Comercialización de Electricidad de Pampa Energía, no se quedará fuera de este gran panel, el primero de FES Argentina que congregará a más de 400 ejecutivos, inversionistas y líderes de la región. 

Pampa Energía es uno de los grandes referentes de la industria, a tal punto que se mantiene activo en el sector renovable, principalmente a través de adjudicaciones de prioridad de despacho en el MATER (139,5 MW a fin del 2023) y la solicitud de entrada en operación del PE Pampa Energía VI, que  contempla la construcción de una línea de alta tensión de 500 kW de aproximadamente 7 kilómetros de longitud, desde su propia planta de generación hasta la línea de 500 kV de la estación transformadora Bahía Blanca – Central Térmica Luis Piedra Buena. 

Y cabe señalar que esta jornada se da en un contexto de muchas expectativa por el cambio de gobierno, las señales que pudiera dar el Poder Ejecutivo para el avance de las energías renovables y la transición energética en el país. 

Como también de que Argentina cumpla sus compromisos ambientales asumidos, como por ejemplo el Acuerdo de París, la adhesión en la COP 28 o de la Ley Nacional N° 27191 que determina que las fuentes renovables deben alcanzar una participación del 20% del consumo de energía eléctrica nacional al 31 de diciembre de 2025.

Por lo que Future Energy Summit (FES) brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector, visibilizar las oportunidades regulatorias y de inversión, como así también explorar nuevos negocios sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

Para más información comunicarse a info@energiaestrategica.com. ¡No te pierdas este increíble evento y súmate a la ola renovable de Future Energy Summit junto a líderes del sector público y privado de Latinoamérica!

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El crecimiento de la generación distribuida en Panamá ha sido notable en los últimos tres años. Desde el 2021 hasta la actualidad, la capacidad instalada ha aumentado significativamente, pasando de 36 MW a 100 MW.

Este crecimiento vertiginoso ha sido impulsado por una combinación de factores que ha llevado a un reciente aumento interanual del 44% y empresas del sector pronostican que ese porcentaje podrá ser superado este año y el próximo.

“Vamos a ver saltos de crecimiento muy interesantes para el autoconsumo solar en Panamá. Imagino que vamos a llegar al 50% de crecimiento del año pasado y esto es quizás hasta conservador, pero sin dudas pienso que este 2024 y hacia adelante Panamá se va a ir poniendo al día”, declaró Mónica Escalante, directora general de Neo Energy.

La directora de Neo Energy atribuye este crecimiento continuo a varios factores clave. En primer lugar, destaca el aumento de empresas interesadas en la generación distribuida, con más de 60 empresas agremiadas en la cámara solar panameña.

Además, señala la reducción de los precios de los paneles fotovoltaicos y el aumento de las tarifas eléctricas como factores que hacen que los proyectos solares sean cada vez más atractivos para clientes residenciales, comerciales e industriales.

En cuanto a la financiación, Escalante destaca un cambio significativo en el panorama, con prácticamente todos los bancos en Panamá ofreciendo créditos para proyectos de energía solar. Este acompañamiento financiero, junto con las condiciones favorables del mercado, vendría a impulsar aún más el crecimiento del sector.

“Hay mucho interés en Panamá. Nosotros estamos trabajando con comercios e industrias de tamaño medio como pueden ser algunas empresas del sector metalúrgico o de alimentos que requieren instalaciones solares de 100 kW o 120 kW, que obtienen retornos bastante buenos. Pero también hay más oportunidades”.

Además de generación distribuida, el crecimiento y aceptación de la energía solar térmica también iría en ascenso. Según señaló Escalante la tecnología para el calentamiento de agua habría ganado mercado en agroindustrias, así como el sector hotelero, hospitales y clínicas.

“Nosotros hemos hecho proyectos muy interesantes en los últimos tres años para generación de calor con energía solar. De hecho, nos han distinguido con la Palma de Oro en la categoría Innovación Verde en la Gran empresa para un proyecto de este año aportando reducción de energía en procesos productivos y reducción de CO2”, añadió la referente de Neo Energy.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, la Segunda Sala de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) concedió el primer amparo en contra de Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021, durante la administración actual de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

Con esta decisión la LIE se declaró inconstitucional y vuelve a entrar en vigencia la Reforma Energética de 2013 de Peña Nieto.

No conforme con esta resolución, AMLO envió un nuevo proyecto de reforma constitucional energética con el objetivo de desterrar la reforma energética de Peña Nieto y recuperar el fortalecimiento de la CFE.

En medio de la controversia y la incertidumbre del sector energético por la última propuesta de reforma presentada, el consultor independiente, Pedro Resendez, señala las posibles consecuencias negativas que podrían derivarse de dicha iniciativa.

Resendez, quien representa a diversas empresas del sector, se manifesta en contra de la propuesta de AMLO, al considerarla un “retroceso” para México. Aunque reconoce que la nueva propuesta parece respetar la inversión privada, el experto la describe como “incompleta” e “impulsada por conceptos ideológicos en lugar de constitucionales”.

Uno de los puntos críticos resaltados por el consultor independiente es la preferencia otorgada a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como empresa pública, una medida que va en contra de la ley. 

“Despojar a la CFE de su fin de lucro la vuelve menos competitiva. A su vez, otorgarle preferencia sin tener en cuenta costos o impacto ambiental podría convertirla en una entidad subsidiada, lo cual abre las puerta a problemas sustanciales”, explica.

Si bien el especialista asegura que no se logrará la aprobación de esta reforma durante la actual administración por la falta de aceptación de la oposición. afirma que podría aprobarse bajo el próximo gobierno, que se definirá en las elecciones del 2 de junio. 

Ante esa posibilidad, el consultor independiente destaca que podría impactar negativamente en México.

“Las consecuencias son muy graves. La historia de la inversión privada en el sector eléctrico es muy reciente por lo que lograr que el sector vuelvan a tener interés en proyectos renovables con esta legislación será un desafío”, asegura.

En este sentido, advierte que las imprecisiones presentes en la propuesta podrían generar problemas legislativos y de suministro, prolongando apagones, escasez de generación y conflictos sociales por falta de electricidad.

Según él, esta reforma podría afectar la competitividad del país, llevando a la pérdida de tratados con sus socios comerciales, Canadá y Estados Unidos. Además, señala que la escasez de energía eléctrica ya no es una teoría en México, sino una realidad, y destaca la necesidad de invertir en las líneas de transmisión y distribución para el éxito de proyectos renovables.

En conclusión, Resendez sostiene que, incluso retomando subastas de largo plazo y fortaleciendo la infraestructura eléctrica para proyectos renovables, el camino hacia la sostenibilidad y el cumplimiento de objetivos internacionales llevará tiempo. 

La incertidumbre en el sector energético mexicano persiste, y la comunidad empresarial espera con cautela el desenlace de esta polémica reforma propuesta por el presidente AMLO.

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La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) se encuentra trabajando en actualizaciones en cumplimiento de la Ley 10.086 para la Promoción y Regulación de los Recursos Energéticos.

Ahora bien, el Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR) habría incurrido en “fallos regulatorios” que irían en detrimento de una mayor penetración de energía renovable distribuida.

De acuerdo con William Villalobos, director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida (CGD), la CDR indujo al error a la ARESEP y la ARESEP tiene que corregirla sí o sí, porque impacta directamente en la definición de tarifas de generación distribuida y desincentiva que se pueda dar un mercado de comercialización de excedentes.

Desde la perspectiva del director ejecutivo de la CGD, se podría categorizar el escenario actual como una “tormenta perfecta” con dos situaciones que van en contra de los avances del sector.

“Por un lado, el castigo tarifario por el error que provocó el CDR en contra de los costarricenses; y, por otro lado, las decisiones equivocadas en las estrategias de compra de excedentes, por parte de las empresas distribuidoras”, puntualizó Villalobos.

Por ello, desde la Cámara de Generación Distribuida ven esta situación como un retroceso, como una involución, que está castigando las decisiones de incorporación de eficiencia energética y energías renovables de cientos de usuarios.

“Las condiciones climáticas no van a esperar los cambios regulatorios, urge con vehemencia que se corrija el fallo regulatorio que hoy está desincentivando y que está lesionando a los usuarios costarricenses”, subrayó William Villalobos.

Medidas en la dirección contraria

El Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), que es el área responsable de hacer las metodologías que aprueba la junta directiva de la ARESEP, decidió incorporar una variable que se llama «consumo natural en la tarifa de acceso».

William Villalobos apunta a que esta variable de «consumo natural», en realidad no es otra cosa más que un castigo a los usuarios residenciales, pero sobre todo a los pequeños productores y empresarios que son pymes, mipymes y todo el sector comercio del país.

¿Por qué? Según explicó Villalobos, la variable del consumo natural lo que hace “es castigar cobrándole al usuario la energía que debió de haber consumido de la red en caso de no tener paneles solares”. Por eso es que, desde la Cámara en Generación Distribuida, sostienen que esto no es otra cosa más que un “impuesto al sol”.

“El impuesto al sol ya fracasó en el mundo. El mejor ejemplo de esto es España en donde una medida de este tipo que lo que hace es castigar los ahorros y castigar a las personas que apuestan por generar su propia electricidad, que es energía limpia y que es energía barata”, indicó el referente de CGD.

Por otro lado, la ARESEP fijó una tarifa máxima para la venta de excedentes y a partir de allí, al ser una tarifa máxima, todas las empresas distribuidoras pueden negociar con los prosumidores un precio de compra mínimo para los excedentes.

“Lo que ha estado sucediendo con varias de las empresas distribuidoras es que la oferta comercial de precios para compra de esos excedentes es realmente ridícula y desincentiva que se pueda dar un mercado de comercialización de excedentes porque están partiendo de premisas y costos que son totalmente equivocados como si la energía no tuviese realmente un valor”, cuestionó Villalobos.

Y es que, el escenario actual en Costa Rica requeriría aún más el apoyo de estas alternativas de generación limpia y baratas, ya que los prosumidores pueden destinar los excedentes de esa energía para ayudarle al sistema eléctrico nacional que en momentos fuerza a que se esté quemando bunker para sostener la demanda nacional y evitar cortes ante el déficit generado por el fenómeno del Niño.

“Ciertamente la generación solar distribuida no le aporta base ni firmeza al sistema pero, en un contexto tan frágil de vulnerabilidad climática, resulta irónico e incomprensible que las empresas distribuidoras en su estrategia comercial no estén optando por precios que resulten razonables y competitivos pero sobre todo justos para adquirir excedentes que podrían estar ayudando a disminuir la factura petrolera que estamos diariamente gastando por quemar térmico en las condiciones actuales”, concluyó William Villalobos, director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida (CGD).

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En un contexto donde la transición hacia fuentes de energía renovable se vuelve imperativa, la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX) presenta propuestas fundamentales para impulsar el sector energético en México, de cara a las elecciones. 

En conversaciones con Energía Estratégica, el presidente de la Comisión Nacional de Energía de COPARMEX,  Carlos Aurelio Hernández González, destaca la necesidad de privilegiar el diálogo técnico y colaborativo, independientemente de la afiliación política, para garantizar el progreso sostenible en el ámbito energético.

Una de las principales medidas que propone es retomar las subastas de largo plazo como un medio esencial para alcanzar las metas de energía establecidas y aprovechar las oportunidades derivadas del nearshoring. 

“Si bien el presupuesto público no alcanza para la gran necesidad creciente que estamos teniendo en México para las redes de transmisión y distribución, tenemos que aumentar la generación limpia en nuestro país. Eso se va a dar en la medida en que se privilegie el diálogo”, explica. 

En este sentido, enfatiza que el conocimiento técnico debe primar sobre intereses e ideologías para fomentar inversiones con esquemas eficientes y sostenibles.

Y agrega: “No podemos tener otros 6 años con un mercado eléctrico paralizado, México necesita que ese dinamismo que tienen las empresas se vea reflejado en toda la cadena de valor de la energía”.

En el ámbito de generación distribuida, Hernández González aboga por aumentar la capacidad a al menos un megavatio (MW) en el corto plazo. Esta medida, según él, reduciría las pérdidas de transmisión y distribución, mejorando la calidad de la energía en zonas específicas. 

Además, sugiere establecer reglas claras para la instalación de sistemas de almacenamiento en generación distribuida, ya que las mismas podrían duplicar la capacidad en los próximos seis años.

La propuesta incluye la necesidad de facilitar la participación de pequeñas y medianas empresas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), permitiéndoles liderar la integración de generación distribuida

Además, insiste en la importancia de un distribuidor consciente de los cambios, adaptándose a nuevos modelos de negocio, y aboga por mantener incentivos fiscales para promover la adopción de energías renovables.

Teniendo en cuenta la urgencia de reactivar el desarrollo de nuevas centrales en México debido a que los proyectos de gran escala han estado estancados por años, la mencionada propuesta de elevar el límite de potencia en la generación distribuida se presenta como una solución a corto plazo.

Según el experto, esta permite a las empresas duplicar sus sistemas y adoptar sistemas de baterías, lo que contribuirá a la confiabilidad del sistema y mejorará la calidad de la energía en áreas críticas.

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Buenas noticias para la generación distribuida en Honduras. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) avanza en las definiciones de la retribución de excedentes de energía tras analizar la propuesta de tarifa para la autoproducción brindada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

“Nuestra meta es publicar la tarifa de autoproductores en la primera revisión trimestral tarifaria que vamos a tener en marzo”declaró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE.

En exclusiva para Energía Estratégica, el comisionado Flores explicó que si bien la meta ideal es publicar estas tarifas durante el próximo mes, esto podría estar sujeto a retrasos debido a los procesos de consulta pública y audiencia vinculados a la publicación oficial.

“Si no se publica en este trimestre, se hará en la segunda revisión. Pero la meta es marzo”, subrayó el comisionado.   

En caso de ser efectiva su publicación en las próximas semanas, Honduras contará con dos tarifas publicadas en marzo: la tarifa que se publica trimestralmente que es la tarifa residencial, comercial e industrial y se adicionará la tarifa de autoproductores.

«La propuesta de tarifas de autoproductores se está diseñando a partir de un modelo de net billing permitido por la regulación vigente», aclaró Flores. Este enfoque busca incentivar la generación distribuida de energía, donde los autoproductores pueden generar electricidad para su propio consumo y vender el excedente a la red eléctrica. 

“Lo importante es que estamos dando la señal económica para que las inversiones se hagan y luego pues lo demás lo vamos a ir revisando en el camino”.  

Entre los desafíos adicionales que identifican desde la CREE. más allá de la implementación de tarifas, Flores indicó la necesidad de realizar estudios exhaustivos sobre la conexión de los autoproductores a la red eléctrica, haciendo referencia a normativas específicas que clasifican a los autoproductores según el nivel de conexión y los excedentes de energía inyectados a la red que aún no han sido compensados.

Además, Flores subrayó que la ley establece claramente que es responsabilidad de las distribuidoras instalar medidores bidireccionales en los hogares de los autoproductores, como se indica en el Decreto 404 del 2013 de la Ley de la Industria Eléctrica.

«Es crucial sentarse con los autoproductores, la Secretaría de Energía y la ENEE para abordar estos desafíos y garantizar que las inversiones adecuadas se realicen en el sector», concluyó Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). 

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La Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (Egehid) impulsa una estrategia sin precedentes para ampliar su parque de generación y almacenamiento energético en República Dominicana. 

El año pasado, Egehid comunicó el avance de 10 desarrollos de tecnologías solares, eólicas e hidrobombeo (ver). Y aquello no sería todo. 

En este inicio de nuevo año, la empresa está trabajando en la repotenciación de sus centrales existentes y además suma un primer gran proyecto para almacenamiento de energía. 

Según adelantó Rafael Salazar, administrador general de Egehid, el proyecto incluiría cuatro acumuladores de 120 MW cada uno, para un total de 480 MW de capacidad de almacenamiento en baterías.  

“Nosotros podemos entrar en ese modelo de negocio, que no lo habíamos visualizado. Está sobre la mesa y estamos explorando entrar en eso”, señaló durante el programa Sol de la Tarde en la estación Sol FM. 

Al respecto, es preciso indicar que la Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Comisión Nacional de Energía (CNE) han venido trabajando en la regulación para la incorporación de almacenamiento energético; por lo que, este proyecto podrá enmarcarse en las resoluciones que se han publicado en el último año. 

En exclusiva para Energía Estratégica, Rosa Ruiz Alcántara, presidente del Consejo Directivo de la Egehid, ratificó que se trata del primer proyecto de su tipo para la empresa y destacó su importancia. 

“La EGEHID está comprometida con la generación de energía limpia, renovable y sostenible, con capital netamente estatal. El proyecto de acumuladores de energía se enmarca dentro de uno de los objetivos estratégicos de la empresa: la contribución decidida y sistemática a la estabilización del sistema eléctrico nacional ”, expresó.

Y añadió: “En éste sentido, resulta relevante indicar que cada uno de los proyectos de energía de la EGEHID se formulan y ejecutan atendiendo a una gestión social integral, que implica un desarrollo holístico de las comunidades impactadas. Adicionalmente, la EGEHID está gestionando que sus principales proyectos resulten certificados a nivel internacional, como pioneros en prácticas sostenibles, lo cual es un hito sin precedentes en el país”. 

Es de destacar que este proyecto contribuirá al fortalecimiento del sistema a través de la regulación de frecuencia, optimizando el despacho de energías renovables en las redes. Con lo cual, el plan de expansión de la Egehid atiende transversalmente a las necesidades actuales del mercado eléctrico dominicano.

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La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay continúa con la regularización del servicio a lo largo de todo el país y espera llegar a la meta de que todo el sistema esté conectado, luego de haber concretado cerca de 12000 nuevas conexiones a la red eléctrica nacional.  

Silvia Emaldi, presidenta de UTE, dialogó con Energía Estratégica y explicó cuáles fueron los pasos dados el año pasado, qué se puede esperar para este 2024 y en qué se enfocarán más allá de las licitaciones de renovables ya anunciadas. 

“Avanzamos con el programa “Uruguay 100% Electrificado”, incorporamos cerca de 1100 clientes más a la red nacional en 2023 y alcanzamos los 500 kits solares instalados desde el inicio dado en 2021 y seguimos destinando inversiones para llegar al objetivo”, aseguró. 

El plan tiene el foco puesto en completar el 100% de la cobertura eléctrica en el país bajo un plan previsto a finalizar antes del 2025, año que finaliza el período de gobierno de Luis Lacalle Pou y los kits en cuestión están integrados por cuatro paneles fotovoltaicos, las baterías correspondientes e inversores.

Pero a ello se debe agregar que la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas logró que el 78% de los 1.630.000 clientes de UTE tengan un medidor inteligente para calcular el consumo de una forma más detallada.

“Solamente el año pasado se instalaron más de 300.000 medidores y en 2024 llegaremos al 100% de la medición inteligente en todo Uruguay, lo que implica un desafío de instalar 340.000 medidores más. Será un hito clave porque la medición inteligente dadas sus ventajas para el usuario final”, detalló Emaldi. 

“Tal es así que cada quince minutos llegan las medidas al centro de cómputos de UTE, para que a los 30 días que se facture, esté perfectamente claro y sin errores la facturación, lo que baja los reclamos de los clientes”, complementó.

Y continuó: “Pero a su vez, los medidores inteligentes permiten que todas las actividades de cortes, reconexiones, cambios de potencia y de tarifa se hacen de forma automática desde el sistema de información. Y entonces la digitalización de todos los servicios, desde la atención al cliente hasta las actividades comerciales, brinda mejoras en eficiencia para los clientes y para UTE”.  

Mientras que por el lado de las redes de transmisión, el cierre del Anillo de Transmisión del Norte es el objetivo principal de este año, ya que conectará Tacuarembó y Salto, lo que habilitará dos caminos en la red de alta tensión del país en caso de haber una interrupción, la evacuación de energía de importantes proyectos en el centro del territorio y una mejor integración con los países circundantes para exportar o importar energía.

Lo que significa que se continuarán las inversiones realizadas durante el 2023, considerando que ese año fue el más alto del lustro de la administración actual con aproximadamente USD 283.000.000 en ejecución y que el 70% de las inversiones están destinadas a permitir la mayor conectividad eléctrica.

Movilidad sustentable

El avance de la movilidad eléctrica es otro de los ejes que remarcó la presidenta de UTE, a tal punto que pronto esperan alcanzar el objetivo de 300 puntos de carga instalados (ya hay 285 cargadores), de los cuales aproximadamente 100 son de carga rápida.  

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Colombia apunta a convertirse en potencia mundial en la generación de energía a través del hidrógeno en sus diversas fuentes y en especial en lo referente a la producción de hidrógeno verde y blanco, es por ello que esta travesía la inicia el país con la expedición de la Ley 1715 de 2014 la cual tiene por objeto promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de energía, trae las primeras definiciones del hidrógeno Azul, Blanco y Verde y crea Incentivos para la generación de energía eléctrica con fuentes no convencionales (FNCE)[1], tales como la deducción del 50% de la inversión en la declaración de renta, la exclusión del IVA en equipos, la exención arancelaria y la depreciación acelerada de los activos.

La anterior ley fue reglamentada en algunos apartes a través del Decreto 829 de 2020 y de esta manera se establecieron los lineamientos para solicitar los beneficios tributarios a que se hace referencia en la ley.

Siguiendo por este camino, el Gobierno Nacional expidió la “Hoja de ruta del Hidrógeno”, en la cual se establecieron cuatro (4) ejes de actuación sobre los cuales se han definido una serie de medidas e instrumentos orientados a garantizar el correcto desarrollo del mercado del hidrógeno de bajas emisiones, tales como: 1) Habilidades jurídicas y regulatorias, 2) Instrumentos de desarrollo de mercados, 3) apoyo al despliegue de infraestructura y 4) Impulso al desarrollo tecnológico de industrial.

Con la expedición de la Ley 2099 de 2021 “por medio de la cual se dictan disposiciones para la transición energética, la dinamización del mercado energético, la reactivación económica del país y se dictan otras disposiciones”, trae nuevas definiciones tales como “Hidrógeno Verde: Es el hidrogeno producido a partir de Fuentes No Convencionales de energía Renovable, tales como la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, el calor geotérmico, la solar, los mareomotriz, entre otros; y se considera FNCER” y “Hidrógeno Azul: Es el hidrogeno que se produce a partir de combustibles fósiles, especialmente por la descomposición del metano (CH4) y que cuenta con un sistema de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS), como parte de su proceso de producción y se considera FNCE”, así como también hace extensivo la aplicación de los beneficios tributarios definidos en la Ley 1715 de 2014 al hidrógeno verde y azul y declaró de utilidad pública los proyectos destinados a la prestación del servicio público de generación, transmisión o distribución de energía, lo cual implica que se pueda decretar la expropiación de los bienes o derechos que sean necesarios para tal efecto.

La anterior norma, también previó que “el Ministerio de Minas y Energía promoverá la reconversión de proyectos de minería e hidrocarburos que contribuyan a la transición energética. Para este propósito, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Agencia Nacional de Minería podrán diseñar mecanismos y acordar condiciones en contratos vigentes y futuros que incluyan e incentiven la generación de energía a través de Fuentes no Convencionales de Energía (FNCE), el uso de energéticos alternativos, y la captura, almacenamiento y utilización de carbono”.

Razón por la cual el Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos expidió el Acuerdo No. 6 del 28 de septiembre de 2023, mediante el cual se establecen criterios para la administración de contratos y convenios de hidrocarburos con el fin de incentivar la exploración de hidrocarburos e impulsar el proceso de Transición Energética Justa y determinó los criterios para la reconversión de los contratos de yacimientos no convencionales – YNC y la destinación de hasta un cincuenta por ciento (50%) de inversión remanente para la generación de energía a través de fuentes no convencionales de energía (FNCE)

Así mismo, la Ley 2169 del 22 de diciembre de 2021 ratificó la declaratoria de utilidad pública e interés social los proyectos y/o ejecución de obras para la producción y almacenamiento de hidrógeno verde, lo cual trae como consecuencia la aplicación de los efectos señalados en la Ley 56 de 1981, esto es las medidas de expropiación anteriormente reseñada.

A través del CONPES 4075 del 29 de marzo de 2022, se trazó la política de transición energética, cuyo objetivo general busca “Consolidar el proceso de transición energética del país a través de la formulación e implementación de acciones y estrategias intersectoriales que fomenten el crecimiento económico, energético, tecnológico, ambiental y social del país con el fin de avanzar hacia su transformación energética”.

Con la expedición del Decreto 895 del 31 de mayo de 2022 se reglamentó los beneficios tributarios para proyectos de hidrógeno verde y azul, que corresponde a  al declaración de renta el 50% de la inversión realizada a parir del año gravable siguiente a la operación; exclusión de IVA en equipos; exención arancelaria y la depreciación acelerada de activos.

Ahora bien, para acceder a los beneficios tributarios la UPME expidió el 12 de agosto de 2022 la Resolución 319 por medio de la cual estableció los requisitos y procedimientos para la evaluación de las solicitudes para la emisión de certificados que permitan acceder a los beneficios tributarios para hidrógeno verde y azul.

El Gobierno Nacional con la expedición del Decreto 1476 del 3 de agosto de 2022 determinó los mecanismos, condiciones e incentivos para promover el desarrollo local, la innovación, investigación, producción, almacenamiento, transporte, distribución y uso del hidrogeno destinado a la prestación de servicio público de energía eléctrica, almacenamiento de energía, y descarbonización de sectores como transporte, gas, hidrocarburos, minería e industria, estableció que el hidrógeno será considerado un vector energético usado para almacenamiento energético, como combustible o insumo industrial, y definió los proyectos de hidrógeno verde y azul.

Posteriormente con el Decreto 1537 del 4 de agosto de 2022 se reglamentó el trámite para la expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social de los de los proyectos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como proyectos y/o ejecución de obras para la producción y almacenamiento de hidrógeno verde.

La Ley 2294 del 19 de mayo de 2023 Plan Nacional de Desarrollo, definió nuevamente el hidrógeno verde y blanco como: “Hidrógeno Verde: Aquel producido a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, tales como la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, el calor geotérmico, la solar, los mareomotriz, entre otros; y se considera fuentes no convencionales de energía renovable -FNCER- . También se considerará hidrógeno verde el producido con energía eléctrica autogenerada a partir de FNCER y energía eléctrica tomada del sistema interconectado nacional -SIN-, siempre y cuando la energía autogenerada con FNCER entregada al SIN sea igual o superior a la energía tomada del SIN; para este último caso, el Ministerio de Minas y Energía establecerá el procedimiento para certificar este balance a partir de los sistemas de medida ya establecidos en la regulación”. Y el “Hidrógeno Blanco: Es el hidrógeno que se produce de manera natural, asociado a procesos geológicos en la corteza terrestre y que se encuentra en su forma natural como gas libre en diferentes ambientes geológicos ya sea en capas de la corteza continental, en la corteza oceánica, en gases volcánicos, y en sistemas hidrotermales, como en géiseres y se considera FNCER”.

El ministerio de Minas y Energías a través de la Resolución No. 40234 de 2023, resolvió delegar en la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, “la elaboración de los insumos y el apoyo necesario para la continuidad en la formulación y diseño de la política pública a cargo del Ministerio de Minas y Energía, de los siguientes recursos energéticos: geotérmica, energía eólica e hidrógeno, captura, almacenamiento y uso de carbono (CCUS); así como también las alternativas geológicas para el almacenamiento subterráneo de Dióxido de Carbono (CO2), a través del aprovechamiento de Fuentes No Convencionales de Energía – FNCE”. Y para tal efecto ambas entidades suscribieron el documento complementario del convenio interadministrativo GSC-314 de 2023.

Por ultimo tenemos el Decreto 2235 de 2023 por el cual se adiciona el Decreto 1073 de 2015, el artículo 235 de la Ley 2294 de 2023 en lo relacionado con proyectos de hidrógeno blanco y establece las condiciones y lineamientos generales para la implementación de proyectos de Hidrógeno Blanco en el País.

Lo anterior constituye una breve recopilación de las normas expedidas por las autoridades gubernamentales de Colombia, para la puesta en marcha de proyectos de generación de energía a base de hidrógeno y de esta manera contribuir con la ruta de transición energética para la descarbonización del medio ambiente trazada por el Gobierno Nacional.

De este modo Colombia se constituye en un referente en la regulación del hidrógeno como fuente no convencional de energía en Latinoamérica, estableciendo beneficios tributarios para el desarrollo y puesta en marcha de los proyectos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica a través del hidrógeno y garantizando la autogeneración y el consumo de la misma en el país.

[1] Ley 1715 de 2014, “ARTÍCULO 5. Definiciones, numeral 16. Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE). Son aquellos recursos de energía disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se consideran FNCE la energía nuclear o atómica y las FNCER. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCE según lo determine la UPME.”

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En el corazón de la crisis ambiental que enfrenta la humanidad, las mujeres están desempeñando un papel crucial en los esfuerzos para abordar los problemas ambientales.  Este papel que a menudo pasado por alto, no solo tiene un impacto en el ámbito ambiental, sino también en el social, político y económico. 

En reconocimiento a estas contribuciones, el Tecnológico de Monterrey otorga desde hace más de una década el Premio Mujer Tec, destacando las historias, trayectorias, aportes y talento de mujeres que han impactado positivamente en la sociedad.

Una de las destacadas ganadoras de los Premios Mujer Tec 2024 en la categoría de Medio Ambiente es Juana Isabel Méndez Garduño, una investigadora comprometida con la transición energética en México. 

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Méndez Garduño comparte su experiencia y conocimientos sobre energías limpias, destacando la importancia de fortalecer la participación femenina en la construcción de un futuro más sostenible y resiliente.

«Me siento muy orgullosa y contenta de recibir este reconocimiento porque me emociona saber que se apoyan las investigaciones y estrategias referentes a la transición energética», expresa Méndez Garduño. Su entusiasmo refleja la necesidad de avanzar hacia soluciones sostenibles y la urgencia de incluir a las mujeres en la industria energética.

La investigadora subraya la importancia de aumentar la visibilidad y participación de las mujeres en el sector: “Aunque ha habido un incremento del 40% en la participación de mujeres empleadoras de 2012 a 2021, aún persiste una cifra desafiante: solo 1 de cada 7 empleadores es mujer”. 

De esta forma, la especialista enfatiza en la necesidad de impulsar campañas que empoderen a las mujeres en la sustentabilidad y trabajar hacia una mayor equidad de género, especialmente en áreas como la ingeniería.

En cuanto a las acciones concretas para promover la inclusión de género y la descarbonización, Méndez Garduño comparte varias iniciativas en marcha. 

“Dentro del Tecnológico de Monterrey, se invita activamente a las mujeres a participar en propuestas de investigación para fomentar su crecimiento. Además, se busca la colaboración con docentes y académicas, con el objetivo de lograr una mayor equidad en publicaciones y fondos”, detalla.

Entre los proyectos de éxito, Méndez Garduño menciona consultorías con el sector de la construcción para optimizar recursos y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. También están trabajando en la expansión de la educación en energías renovables, a través de módulos educativos y la creación de un libro destinado a la sociedad en general.

En su tesis doctoral en colaboración con la Universidad de California en Davis y Berkeley, la referente del sector identifica estrategias para ahorrar energía y reducir emisiones. Por ejemplo, reducir un grado centígrado de enfriamiento en verano podría traducirse en un ahorro significativo del 6% en la facturación anual y, por ende, en la reducción de emisiones de CO2.

En este sentido, la ganadora del Premio Mujer Tec subraya la importancia de seguir apoyando los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y buscar la manera en que México pueda continuar atrayendo fondos internacionales para la descarbonización. A su vez, destacó el trabajo de FONADIN, una entidad gubernamental que trabaja directamente con comunidades para mejorar la eficiencia energética en los hogares y reducir las emisiones de carbono.

Como parte de sus esfuerzos por crear ciudades inteligentes, Méndez Garduño y su equipo publicaron un libro que aborda cómo transformar las ciudades, mejorando la calidad de vida de la población. Este enfoque innovador utiliza a los ciudadanos como sensores para optimizar procesos y beneficiar a la sociedad en su conjunto.

En síntesis, Méndez Garduño, a través de su trabajo incansable y su compromiso con la transición energética, demuestra que las mujeres desempeñan un papel esencial en la construcción de un futuro más sostenible.

Su labor y la de otras mujeres destacadas en el Premio Mujer Tec 2024 son testimonios de la importancia de reconocer y apoyar las contribuciones femeninas en la búsqueda de soluciones para los desafíos ambientales que enfrenta nuestro planeta.

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Vector Renewables, destacado gestor de activos en proyectos de energía renovable, almacenamiento y proyectos de hidrógeno, ha sido seleccionado por la compañía internacional de origen griego MYTILINEOS, para proporcionar la Gestión Técnica de Activos de una cartera de proyectos solares fotovoltaicos ubicada en el norte de Chile. Con este nuevo contrato, ambas empresas fortalecen su relación comercial, colaborando para seguir avanzando en la transición energética del país.

La cartera de proyectos consta de cuatro proyectos de energía solar fotovoltaica, con una capacidad total de 588 MW. Uno de ellos se inauguró en diciembre de 2023 y los otros tres ingresarán en fase de operación próximamente. Las centrales se desplegarán a lo largo del norte de Chile, aprovechando el recurso único en la zona con la mayor radiación solar del mundo. “Doña Antonia” (Coquimbo), “Tocopilla” (Antofagasta), “Tamarico” (Atacama), y “Willka” (Arica y Parinacota), son los nombres de los proyectos que conforman este portafolio. Estos proyectos serán los primeros proyectos solares en Latinoamérica de MYTILINEOS, que además, integrarán sistemas de baterías para almacenamiento.

Bajo el marco de este contrato, Vector Renewables acompañará a MYTILINEOS proporcionando una amplia gama de servicios que incluyen -entre otros- análisis y monitoreo del rendimiento, supervisión de O&M, gestión energética de los activos, visitas periódicas a las plantas e informes técnicos sobre el rendimiento.

Patricia Dárez, country manager de Vector Renewables Chile y líder de esta nueva alianza en el país, señaló que “es emocionante poder apoyar a un jugador internacional como MYTILINEOS en esta región que tiene un potencial de crecimiento exponencial y, especialmente, en un momento crucial para la transición energética. Los equipos de ambas compañías ya han trabajado juntos en otros países y ha sido una combinación exitosa.”

En relación con este nuevo acuerdo, Juan Pablo Toledo, Country Manager de MYTILINEOS en LATAM, destacó la importancia estratégica de esta colaboración al afirmar: “Como empresa estamos apoyando el crecimiento en todas las regiones en las que operamos, buscando ser un referente en innovación, desarrollo y comercialización de energía. Este portafolio en particular tiene una relevancia significativa para nosotros, ya que no solo abarca cuatro regiones de Chile, contribuyendo al desarrollo local de esos territorios, sino que también es nuestra primera inversión para proyectos propios en Latam. Estamos plenamente convencidos que la colaboración con Vector Renewables, a cargo de la gestión de nuestros activos en el país, constituirá un gran apoyo para alcanzar con éxito nuestras metas de desarrollar proyectos sostenibles y eficientes”.

Según el último informe de la Asociación Chilena de Energía Renovable y Almacenamiento (ACERA), Chile cuenta actualmente con más de 13.4 GW de capacidad instalada de energía renovable no convencional, con 4 GW de energía eólica y más de 7.7 GW de energía solar fotovoltaica. El objetivo del país es alcanzar el 80 % de la generación de electricidad con fuentes renovables en 2030 y lograr la meta del 100 % de emisiones netas cero en 2050.

Con este contrato, Vector Renewables consolida la posición de su filial chilena, donde alberga una destacada trayectoria en la prestación de servicios de gestión de activos y asesorías técnicas. Así, continúa su compromiso con desarrollar energías renovables prestando servicios de gestión de activos en la primera inversión para proyectos propios en Latam de MYTILINEOS, contribuyendo al proceso de transición energética del país.

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BLC Power Generation, una de las empresas del grupo BLC Global, líder en monitorización, control y gestión de activos de generación de energía renovable en América Latina, llegó a Estados Unidos desarrollando un sistema de gestión de energía Optimum PG – EMS para el campus Thomas Aquinas College en California.

El proyecto representó la llegada a un mercado clave para la empresa, la Microred del campus que gestiona Optimum PG – EMS está compuesta por un sistema de almacenamiento de energía de última generación de 3 MWh, un array de tres microturbinas generadoras de 650 Kv cada una, alimentada a gas y una planta de generación solar fotovoltaica.

BLC Power Generation, tuvo un rol fundamental en el proyecto gracias a su producto. El sistema proporciona la inteligencia para controlar y gestionar de manera eficiente las operaciones de la Microred híbrida. Este permite supervisar, controlar y gestionar toda la energía del campus mediante una retroalimentación dinámica de la generación de energía distribuida de distintas tecnologías y las cargas que participan en la misma.

“El trabajo en conjunto realizado con importantes empresas líderes del sector es un reconocimiento a la calidad de nuestros servicios y a la capacidad de integración tecnológica que brindamos desde la compañía. Podemos afirmar que nuestras soluciones están a la altura de las últimas tecnológicas del mercado” expresó Martín López Director de Operaciones y agregó “Este proyecto nos permite validar el modelo global de operaciones que estamos llevando adelante”. Andrés Mac Guire, Gerente de Proyecto, por su parte manifestó “Fue una oportunidad de trabajo enriquecedora, una gran experiencia para nuestro equipo y nuestro crecimiento como empresa trabajar junto a estas compañías internacionales”.

El proyecto contó con la participación de empresas de renombre mundial como Tesla y Capstone Green Energy. Tesla fue responsable de proporcionar los sistemas de almacenamiento de energía, mientras que Capstone proporcionó las microturbinas generadoras de gas que se utilizaron para complementar la generación renovable. Estos activos gestionados con Optimum PG- EMS redujeron el coste de generación y optimizaron el funcionamiento de la Microred, otorgando al Thomas Aquinas College un significativo ahorro económico.

“Estamos muy contentos de haber llegado a Estados Unidos, este hito en la historia de BLC Power Generation nos permitirá continuar acompañando la transición energética global” cerró Sebastián García, Director Comercial de BLC Power Generation.

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El gobierno de Paraguay continúa trabajando en la diversificación de la matriz eléctrica y se espera que pronto se lance públicamente la licitación internacional para la construcción del primer parque fotovoltaico en Chaco Central. 

“El pliego de la licitación solar estará listo en el primer cuatrimestre del año. Es lo que está previsto, ya que se trabaja intensamente con la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) y nos asesora el Banco Mundial”, reconoció Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

“La licitación es la voluntad del presidente, como también atraer la industria cautiva para mejorar la calidad de energía y el propio desarrollo económico que acarreará el avance del parque solar”, agregó. 

La central en Chaco Central tendrá 100 MW de capacidad, pero no se descarta la posibilidad de ampliarla en el futuro o de replicarla gradualmente en la medida que el país tenga necesidad de atender la demanda en el futuro. 

En principio sólo la ANDE tomará y comercializará  esa energía renovable, ya que la reciente reglamentación de la Ley N° 6977/2023 (fomento a las ERNC no hidráulicas) le permite a la Administración adquirir energía eléctrica de los generadores ERNC a través de la suscripción de contratos PPA de hasta 15 años de duración. 

“La reglamentación de la ley era un eje prioritario, ya que nos permitirá diversificar la matriz de generación energética y prepararnos para el futuro de toda la demanda eléctrica. Somos conscientes de que debemos diversificar la matriz energética y utilizar todos los recursos naturales. Buscamos la seguridad energética y no perder la condición de país con el sello de excedente de energía renovable”, señaló Bejarano. 

Además, marcó que hay “gran expectativa” de que se concrete la inversión privada, considerando que ya hubo consultas de empresas de distintos países que tienen la intención de invertir en Paraguay, por lo que anticipó que habrá una segunda fase de la reglamentación que habilitará la venta de energía a la ANDE o un concesionario como “otro canal viable para los generadores”.

Mientras que con normativa vigente también está la posibilidad de exportar energía renovable no convencional, siempre y cuando haya capacidad de transmisión disponible y toda vez que resulte adjudicado en el concurso de precios realizado por la ANDE para la asignación de la capacidad de transporte a ser utilizada.

“Donde más se ve la intención de exportar ERNC es con pequeñas centrales hidroeléctricas, las cuales estamos puliendo en otro proyecto ley que ya tiene media sanción en Diputados. La ley anterior (N° 3009/2006) era engorrosa en el otorgamiento de licencias, pero estamos empeñados en mejorar la normativa, con lo cual en el corto plazo estará vigente y seguramente la reglamentaremos con mayor agilidad”, aclaró el viceministro de Minas y Energía de Paraguay. 

“Posteriormente haremos una tercera fase de la reglamentación de la ley para que la construcción pública tenga un componente importante de porcentajes de autogeneración ERNC. Será una tarea de conciliación con las leyes de alrededor de 250 municipios del país para que la normativa sea efectiva y tengamos el aporte de nuevas fuentes de generación”, concluyó. 

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Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía de Argentina, dio a conocer que el gobierno tomará medidas en el corto plazo para favorecer las inversiones que permitan bajar el costo de generación, como también para que los usuarios finales no sientan un fuerte impacto del sinceramiento de tarifas de gas y electricidad.

“Ante la situación de emergencia, nos vimos obligados a tomar medidas como la recomposición de los sistemas para atraer inversiones en generación de energía, en transporte y distribución, considerando que las redes están colapsadas y la demanda crece en los centros de consumo y no tenemos la capacidad de buscar la generación eficiente donde están los recursos más eficientes como el sol, el viento o el gas” afirmó. 

“Estamos en un proceso de recomposición del sector. Primero debemos fortalecer la autosuficiencia económica – financiera y una vez comience a funcionar y se den las señales adecuadas de precio, habrá muchos espacios con las nuevas reglas que estableceremos en el transcurso de este mes para un funcionamiento competitivo en materia de generación”, agregó  durante una entrevista de Radio Mitre. 

“Por ello habrá posibilidades de invertir en generación y transporte eléctrico. Con el proyecto de Ley Ómnibus proponíamos muchas cosas para que el sector energético sea para el despegue y crecimiento de Argentina”, continuó. 

Es que el gobierno de Javier Milei anticipó giros en la política energética argentina mediante una serie de decretos o resoluciones que permitan “adecuar” el marco regulatorio del sector energético. 

Uno de los principales puntos energéticos en el proyecto de Ley Ómnibus era la creación de un mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en cada sector y subsector de la economía argentina, con participación de las empresas privadas, el sector público y de otros organismos para cumplir con el Acuerdo de París y el reciente compromiso asumido en la 28a Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP 28).

Sumado a que se buscaba “adecuar” el marco regulatorio de la energía eléctrica (Leyes N° 15.336 y N° 24.065) con el fin de liberar la comercialización, competencia y ampliación de tal mercado, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales. 

Sin embargo, la iniciativa no logró avanzar en la Cámara de Diputados en lo particular, por lo que el oficialismo solicitó que el proyecto vuelva a comisiones, dejó sin efecto la aprobación general y todo parece indicar que el proyecto de ley no continuará (o no al menos el mismo presentado en el Poder Legislativo), sino que varias reformas se harán a través de decretos. 

Esta situación y declaraciones Eduardo Rodríguez Chirillo se dieron en un contexto en el que el gobierno prevé recortar subsidios y sincerar y segmentar las tarifas energéticas, a fin de que éstas poco a poco reflejen el costo real del suministro (de acuerdo al funcionario hoy sólo denotan el 45% del precio mayorista). 

Es por ello que el titular de la cartera energética de Argentina indicó que el Poder Ejecutivo se enfocará en la eficiencia energética y en planes destinados al sector comercial del país, los cuales estarán a cargo de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.

“Hablamos de uso responsable del consumo y el gobierno instrumentará programas de eficiencia energética con apoyo del Banco Mundial. Ayudaremos para que se promueva y se ayude con financiamiento para que las PyMEs o comercio reconviertan sus equipamientos eléctricos para tener mayor eficiencia y, por tanto, ahorros”, subrayó Rodríguez Chirillo. 

“La tarifa es el pilar fundamental a partir del cual funciona el sistema y atraemos inversiones, porque el sector energético tiene un potencial energético para crecer y será la base para el crecimiento de otros sectores”, insistió. 

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La Asamblea Nacional de Nicaragua aprobó la Ley para la Certificación de Permisos y Autorizaciones Ambientales, este 15 de febrero con voto unánime (ver). Y, a partir de ahora, los trámites ambientales deberán ser certificados por la Procuraduría General de la República (PGR). 

Si bien se argumenta que la medida persigue el fin de contribuir a la protección del ambiente, la seguridad jurídica de la población y la sostenibilidad de los recursos naturales, desde el sector privado lo reciben como una barrera de peso para viabilizar nuevos proyectos. 

Y es que no solo sería una etapa adicional a los trámites previos a la construcción de los proyectos. Mucho se sabe y poco se dice.  

“Las opiniones en el sector son de “espanto”; puesto que, estamos en una profunda crisis política y económica. El país necesita atraer la inversión, no lo contrario”, señaló un profesional del mercado local. 

En este contexto, Nicaragua pone nuevamente en jaque a las nuevas inversiones de energías renovables privadas, exponiendo a aquel que no obtenga su certificación del PGR a riesgos en materia administrativa, civil o hasta penal.  

“La Procuraduría General de la República, otorgará Certificación Ambiental sobre los permisos o autorizaciones que el Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA), emite conforme la clasificación establecida en el Decreto N° 20-2017 «Sistema de Evaluación Ambiental de Permisos y Autorizaciones para el Uso Sostenible de los Recursos Naturales»; certificación ambiental que es de obligatorio cumplimiento para que el beneficiario inicie sus obras, so pena de las responsabilidades administrativas, civiles y penales”, indica la iniciativa legislativa aprobada. 

Y aquello no sería todo. Además, se profundiza el control e investigación interinstitucional que podría hasta contar con participación policial, en caso de que se requiera.  

“Para la Certificación Ambiental, la Procuraduría General de la República requerirá al MARENA e instituciones públicas pertinentes, la información y colaboración que considere necesaria; así mismo, para realizar las verificaciones o inspecciones, podrá auxiliarse de las autoridades de la Policía Nacional”, añade el documento. 

Aquello refuerza la idea de que este nuevo paso en tramitología no merece a asuntos ambientales que ya son verificados por el Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA). 

“Si algo había que mejorar a lo interno debía mejorarse pero no aumentando trámites, sino mejorando los análisis de los ya existentes”, consideró el referente consultado que insistió en su anonimato. 

Y añadió: “Los usuarios desde el de a pie hasta los de más poder adquisitivo desean trámites ágiles y eficientes. Las inversiones han sido bajas y este tipo de medidas se perciben como excesivas y demoradas”.

Esta medida podría ir en detrimento de las inversiones en energías renovables que, de acuerdo con Climatescope 2023, estaban repuntando. 

“La inversión en energías limpias en Nicaragua fue de alrededor de $37 millones en 2021, un aumento del 1661,9% respecto a 2019 ($2,1 millones)”, señala el reporte. 

Por lo que, el profesional consultado concluyó: “Aún no han publicado cuánto le costará al inversionista este nuevo trámite. Pero sabemos que tiempo es dinero. Sin duda tendrán un efecto negativo”. 

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Iberdrola México y México Infrastructure Partners (MIP) han firmado el acuerdo vinculante en junio pasado, por el que el fideicomiso liderado y gestionado por MIP adquiere el 55 % del beneficio bruto de explotación (ebitda) de Iberdrola en el país, incluyendo los contratos asociados y los más de 410 empleos relacionados. 

La eléctrica conservará 13 plantas, toda su actividad con clientes privados y su cartera de proyectos renovables para seguir incrementando sus activos eólicos y solares en el país en los próximos años.

A través de un comunicado la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece o Comisión) informó el jueves pasado que sujetó al cumplimiento de condiciones la autorización de la operación originalmente notificada por Mexico Infrastructure Partners FF, S.A.P.I. de C.V. (MIP) y el Fondo Nacional de Infraestructura (FONADIN) para comprar 13 plantas de generación de energía eléctrica a Iberdrola Generación México, S.A. de C.V. y sus subsidiarias (Operación). 

“El cumplimiento de estas condiciones garantizará que la competencia económica del mercado de generación eléctrica no se vea afectada. Las condiciones impuestas por el Pleno de la Comisión obligan a los compradores a: operar las plantas de generación objeto de la Operación de manera independiente en el mercado, y evitar intercambios de información sensible o estratégica entre competidores”, destacó.

De tal manera, para garantizar que las plantas de generación eléctrica funcionen de manera autónoma e independiente, se impuso, entre otras condiciones, que FONADIN o sus partes vinculadas en la Operación reduzcan y mantengan su inversión en un máximo de 51%, lo cual debe concretarse en un plazo de 24 meses. 

Además, exigió controles y mecanismos para una operación independiente y sin conflicto de intereses. Por ello, se solicitó que en el órgano de gobierno no haya ex-empleados de CFE. 

«Los directivos y personas encargadas de la operación de las plantas de generación eléctrica deberán abstenerse de tener cargos en algún otro competidor; sumado a que no podrán ser designados aquellos que fueron servidores públicos en los últimos 4 años», señala el comunicado.

Paradójicamente, el fallo de COFECE fue celebrado en la mañanera del viernes 16 de febrero por el propio presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO) :“Fue un avance, agradecemos al Cofece porque fue un gran paso. Yo no esperaba que aprobaran”.

Si bien se comprometió a cumplir con las condiciones impuestas por el organismo, aprovechó para arremeter una vez más contra el regulador antimonopolios:  “Ayer la Cofece autorizó la compra e impuso limitaciones de que las plantas no pasen a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), porque si no la CFE se convierte en un monopolio, ese es el argumento o la excusa, entonces vamos a idear un mecanismo para cumplir con la Cofece, que espero que no dure mucho”.

A su vez, luego de reconocer la discrepante relación entre Iberdrola y el gobierno en el pasado, el presidente agradeció a la compañía por cumplir con lo pactado y se comprometió a realizar la compra el próximo 26 de febrero.

“En el pasado, se compraron plantas de una empresa española, Iberdrola, porque era, es una empresa predilecta de los gobiernos neoliberales de México y se le daban muchas facilidades. Iberdrola tenía muy buenas relaciones con políticos del más alto nivel”, explicó.

Y añadió: “Me había yo peleado con el señor de Iberdrola y ya cuando firmamos el acuerdo me di un abrazo con él, porque yo estoy aquí para buscar el beneficio del pueblo, no estoy aquí para pelearme y dicho sea de paso se portaron bien y vamos a pagarles el 26 de este mes”.

Buena repercusión del fallo del COFECE

Cabe destacar que las condiciones impuestas por Cofece fueron entendidas como una muy buena noticia para el sector energético ya que confirma que, a pesar de los intenciones del actual presidente, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) no será ni propietaria ni operadora de las centrales que el gobierno comprará a Iberdrola.

En conversaciones con Energía Estratégica, el reconocido experto del sector Carlos Flores brinda su visión al respecto: “La COFECE es la autoridad mexicana en materia de competencia, su objeto es proteger al mercado de prácticas monopólicas. En ese sentido, no sorprende que haya puesto condicionantes a la adquisición pues se asegura que no se cree un jugador preponderante en el mercado eléctrico”.

Y agrega: “ El presidente López Obrador pretendía crear una figura con un inmerecido poder de mercado y lo que consiguió fue crear dos empresas con un poder importante. Ha intentado forzar que la CFE obtenga un papel primordial que no se ha podido ganar compitiendo. Eso fue lo que bloqueó COFECE”, explica.  

De esta forma, este hito es entendido como un rotundo fracaso para el presidente que quería darle mayor preponderancia a CFE y una victoria para el sector energético mexicano porque se garantizan los principios de libre competencia.

Otro fracaso para @lopezobrador_ en el sector eléctrico.

La autoridad en materia de competencia confirmó que @CFEmx no fue, es, ni será la propietaria de las centrales que el gobierno comprará a Iberdrola.

Nunca hubo la «nacionalización» que quisieron hacer creer.

Hilo🧵… https://t.co/7E3J8IsjOL

— Carlos Flores (@ingcarlosflores) February 16, 2024

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado 18 de enero la sesión de la Comisión Permanente del Congreso de la República aprobó el primer texto sustitutorio de los proyectos de ley 3267, 3272 y 4374, dirigidos a promover el uso del hidrógeno verde como combustible y vector energético.

No obstante, el jueves 15 de febrero esta iniciativa fue objeto de una segunda votación, conforme lo estipula el artículo 78 del Reglamento del Congreso, en donde los congresistas llamaron a un cuarto intermedio para cambiar la definición de hidrógeno verde del texto sustitutorio del proyecto de ley que fomenta la investigación, producción, transporte, distribución, comercialización, exportación, almacenaje, acondicionamiento y uso del hidrógeno verde.

De esta forma, se aprobó la decisión de modificar la definición del hidrógeno verde y una vez aplicados los cambios se someterá a una segunda votación para poder dar luz verde a este proyecto de ley.

Cabe destacar que expertos del sector e instituciones como la Asociación Peruana de Energía Renovables (SPR) ya habían advertido este error conceptual en la definición adoptada en el proyecto de ley en la cual se califica como “un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero”.

En efecto, la Asociación explicó a través de un comunicado: “Esta afirmación contiene una grave inconsistencia con la definición mundial de hidrógeno verde, el cual se produce a través de la electrólisis del agua utilizando energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero, lo que lo distingue de otras formas de hidrógeno que se obtienen a partir de fuentes no renovables”.

Si bien la SPR está a favor de promover la implementación del hidrógeno verde en múltiples sectores de la matriz energética peruana, considera que debe modificarse el proyecto de ley porque no define al hidrógeno verde de forma correcta, lo cual puede traer implicancias negativas a futuro.

Bajo esta premisa, en la sesión, el congresista Eduardo Salhuana comunicó que se reunió con el flamante ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho y vice ministros, quienes le transmitieron la mencionada preocupación en torno al proyecto de ley.

«Los técnicos de energía y minas advirtieron que la definición de hidrogeno verde que se aprobó en la primera votación por figurar el texto sustitutorio no era  la misma que la del pre dictamen inicial. Se han modificado algunos términos y la definición de hidrógeno verde no es la correcta en términos científicos ni técnicos«, destaca Salhuana.

A su turno, el congresista José Cueto agregó: «La definición no está acorde porque abre la posibilidad a otros elementos como el gas natural, que emite carbono y no estaría contribuyendo a reducir las emisiones como el hidrógeno verde. Ese cambio de definición nos ha generado dudas. Por ello, llamamos a cuarto intermedio solamente para regresar a la definición inicial que está mejor elaborada».

De esta forma, el presidente de la Comisión de Energía, Segundo Quiroz Barboza, coincidió con sus pares y llamó a una segunda votación: «Queremos que el proyecto se ejecute de la mejor manera por eso abrimos debate para mejorar el texto. Esta decisión legislativa abre camino a un futuro energético más sostenible y competitivo, promoviendo activamente el uso de hidrógeno verde como combustible».

En este contexto, en conversaciones con Energía Estratégica, el presidente de la SPR, Brendan Oviedo, se manifestó a favor de la decisión adoptada por los congresistas y espera que una vez realizados los cambios pertinentes se pueda aprobar esta nueva legislación en favor del hidrógeno verde.

Además, se mostró a favor de la actitud del nuevo ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, y llamó a que se sienten las bases para la aprobación de otro proyecto de ley clave para promover las energías renovables que está en discusión en Perú: «Su mensaje ha sido positivo a favor del destrabar proyectos de inversión. Con ello, esperamos que continuaría y fortalecerá el apoyo al proyecto de ley que se encuentra en el Congreso aprobado con dictamen en mayoría y que busca crear bloques horarios y separar potencia y energía».

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), órgano técnico del Ministerio de Energía y Minas (MEM), como regulador del subsector eléctrico tiene entre sus objetivos emitir normas técnicas y fiscalizar su cumplimiento en congruencia con prácticas internacionales aceptadas. 

Es de destacar que durante 2023, la CNEE trabajó nueva normativa para agilizar los procedimientos y reducir los tiempos de conexión y uso de las instalaciones de transmisión en el mercado mayorista; así como en distribución, resolvió ajustes tarifarios y emitió normas técnicas para el servicio de carga de vehículos eléctricos.

Respecto a la actualización de la norma técnica de conexión, esta tuvo su origen en la revisión del marco regulatorio para la conexión y uso de las instalaciones del sistema de transmisión destinadas al Servicio de Transporte de Energía Eléctrica –STEE-. Según precisaron desde la CNEE el principal beneficio fue la simplificación del procedimiento, reduciendo los pasos en un 50%, disminuyendo los tiempos de conexión a menos de 80 días (con opción de modificar los tiempos cuando existe acuerdo entre partes), así como la unificación de aceptación y fijación de peajes, y la implementación de un procedimiento oral para resolver discrepancias. 

Por su parte, para movilidad eléctrica se impulsó la norma para el servicio de carga de vehículos eléctricos para que impacte positivamente en la prestación de un servicio confiable y seguro, la aplicación de estándares internacionales y el libre acceso para los proveedores del servicio de carga. 

Las tareas de actualización normativa se retomaron en el inicio del 2024 y ya en este mes de febrero se aprobó la modificación a la Norma de Coordinación Operativa No. 4 -NCO 4-, «Determinación de los criterios de calidad y niveles mínimos de servicio» (ver) para participantes del mercado mayorista. Y aquello no sería todo. 

Además, este año, en adición a todas las actualizaciones normativas, la CNEE también ha trabajado en la aprobación de nuevas obras para el fortalecimiento del sistema eléctrico. 

Se destacan la aceptación de la ampliación de la capacidad de la subestación Coatepeque II y línea de transmisión Coatepeque (ver), varias obras que forman parte del «Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de TRELEC» (ver) y nuevas instalaciones y obras complementarias de los proyectos contenidos en la Resolución CNEE-194-2021 (ver), Ampliación de la Subestación Río Grande y Jalapa (ver) y los proyectos contenidos en el Lote D de la Licitación Abierta PETNAC-2014 (ver).  

Para los próximos meses, se prevén aún más aportes a la normativa. En exclusiva para Energía Estratégica, Claudia Marcela Peláez Petz, comisionada de la CNEE, adelantó: 

“La Comisión está trabajando en un proceso de revisión del conjunto de Normas Técnicas emitidas por la CNEE con la finalidad de incluir tecnologías nuevas y más eficientes, procesos más cortos y mejoras al subsector eléctrico”.

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CIFI Latam, S.A. fue invitado por BID Invest para participar con U$15 Millones en un financiamiento de US$134.6 millones estructurado a través de préstamos senior por un monto de US$104.6 millones y préstamos mezanine por un monto de US$30 millones a favor de Inversiones Costa Elocuente S.A.S. (ICE), para financiar la construcción y operación de un complejo turístico con un plan de inversión de US$212 millones en República Dominicana.

El país caribeño se alista para inaugurar en el 2026 el Four Seasons Resort and Residences en Tropicalia, un complejo de 95 habitaciones y 25 residencias privadas, diseñadas para ofrecer una experiencia de inmersión en la naturaleza sin sacrificar el confort y el lujo. El resort será operado por Four Seasons Hotels Limited, empresa con más de 60 años manejando hoteles de gama alta. Sus instalaciones incluirán spa, gimnasio, espacios para eventos, y una amplia variedad de restaurantes y bares. Con este proyecto se aspira a elevar el estándar en hospitalidad de lujo y, además, marcar un hito sin precedentes con la sostenibilidad ambiental y la inclusión socioeconómica.

El hotel, proyectado para obtener la certificación LEED, integra materiales nativos y un diseño modernista tropical que se fusiona en armonía con el paisaje natural de Playa Esmeralda. Su enfoque no sólo respeta la biodiversidad local, sino que también establece un nuevo paradigma en la construcción ecoamigable. Se extiende sobre 52 hectáreas, incluyendo 860 metros de playa en Miches, una ciudad ubicada en la provincia de El Seibo en la costa noreste de la República Dominicana.

Four Seasons en Tropicalia generará cerca de 2,000 empleos durante su fase de construcción. Así pues, su desarrollo impulsará la economía, la inclusión e interacción de mercados y el progreso comunitario, por lo que se espera que Miches se convierta en el nuevo destino de lujo de República Dominicana.

“Este proyecto no sólo se suma a al auge turístico de República Dominicana, sino que implementa medidas ambientales y un plan de manejo de la biodiversidad que cuida la huella de su impacto al ecosistema, lo que lo hace un gran proyecto de inversión verde, sostenible y rentable en los que CIFI se enorgullece de participar”, aseguró Verónica Villacis, oficial de ASG de CIFI.

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ENGIE y el Gobierno del Estado de Sonora inauguraron este viernes el Parque Solar Akin, ubicado en el municipio de Puerto Libertad, Sonora. El proyecto generará energía 100% limpia y sustentable para toda la región noreste del estado.

Con una inversión de más de 112 millones de dólares, la Planta Solar Akin generó durante su construcción más de 2,300 empleos. Cuenta con más de 390,000 paneles solares que podrán generar hasta 100MW de electricidad limpia y renovable, contribuyendo sustancialmente a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Durante la ceremonia, el Gobernador Alfonso Durazo manifestó su entusiasmo por la inauguración del parque solar, destacando que el estado se encamina con paso firme hacia la transición energética sustentable. Afirmó que este proyecto permitirá a Sonora desarrollar, con energía limpia, oportunidades de crecimiento económico y social con el componente de la sustentabilidad energética.

“La relevancia histórica de esta inversión se refiere al hecho de que con esta inauguración damos un paso más en el objetivo fundamental del Plan Sonora de Energía Sostenible, que es precisamente poner al estado de Sonora, a la vanguardia de la generación de energías limpias» dijo el Gobernador Constitucional del estado de Sonora Alfonso Durazo Montaño.

La energía generada por el Parque Solar Akin se interconectará al Sistema Eléctrico Nacional, lo que contribuirá a la diversificación de la matriz energética de México.  “Estamos muy entusiasmados de estar aquí hoy, la inauguración del Parque Solar Akin es una muestra de nuestro compromiso con la transición energética, con el desarrollo de Sonora y del país», mencionó Felisa Ros, Country Manager de ENGIE México.

Este proyecto se suma al portafolio de soluciones energéticas renovables de ENGIE en México, uniéndose a otros proyectos de generación fotovoltaica, eólica y térmica. Con esta implementación, ENGIE reafirma su compromiso con la generación de energía sustentable, dando pasos firmes hacia la transición energética en México y el mundo.

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México, junto con otros 100 países, tiene la meta de generar el 35% de la electricidad a partir de energías limpias este año y el 50% para 2050. 

No obstante, en los últimos 5 años se han otorgado permisos para centrales que utilizan combustibles fósiles con inversiones estimadas de más de 4,300 millones de dólares y el 70% de la capacidad de generación que se encuentra a la espera de un permiso es basada en combustibles fósiles. 

En este contexto, la investigadora y consultora socioambiental Marilyn C. González Ojeda y la especialista en electricidad y circularidad para la descarbonización y democratización de los recursos (DERS)  Valeria Amezcua Santillán, hacen una crítica a la política energética del gobierno actual y sugieren acciones que debería tomar México para acelerar la transición energética, en diálogo con Energía Estratégica.

“Mientras sigan existiendo inversiones en centrales de generación a base de combustibles fósiles, la transición energética está cada vez más lejos, ya que estas centrales que están por construirse tienen tiempos de vida útil de 40 a 60 años y son un reflejo del desincentivo a las renovables en nuestro país”, advierte González Ojeda.

Por ello, para la investigadora es necesario contar con una estrategia nacional que acelere la electrificación de las actividades que dependen de los combustibles fósiles como el transporte y la agricultura. 

Y propone: “La agrivoltaica por ejemplo, es una oportunidad para cultivar y producir electricidad en un mismo espacio; los paneles fotovoltaicos y los cultivos generan una relación simbiótica en donde cada uno aporta beneficios al otro. Además, se convierte en una fuente local de electricidad para que los agricultores puedan dejar el uso de combustibles fósiles en el pasado”.

Además, González Ojeda asegura que la reducción de la intensidad energética va a definir la velocidad con la que logremos la transición, por ello, se requiere consumir de manera más eficiente, para tener menos necesidad de quemar combustibles fósiles.

A su turno, Amezcua Santillán, recomienda una serie de acciones a nivel normativo que podrían ayudar a satisfacer esa demanda energética que está en constante crecimiento en México.

“El marco regulatorio en materia de generación de energías limpias es robusto; no obstante, existen algunos cambios que pueden acelerar la integración de las energías renovables, como son la necesidad de reglas claras para el almacenamiento de energía y el remunerar de mejor manera los servicios conexos que aportan estabilidad a la red”, comienza.

No obstante, la especialista puntualiza que lo más urgente del marco regulatorio en México es que “se haga cumplir” al retomar las Subastas de Energía de Largo Plazo, respetando todas las obligaciones y sanciones que establece la Ley. 

De acuerdo a Amezcua Santillán, otro ejemplo de una omisión importante es la falta de inversión en las redes del Sistema Eléctrico Nacional.

Y denuncia: “Aunque en nuestra tarifa pagamos los costos de esas obras, no se ejecutan. Esto ha sido uno de los principales frenos para la entrada de las renovables este sexenio que nos ha llevado a un incumplimiento de las metas de energías limpias”.

En conclusión, la experta advierte que el retroceso en la política energética en el último sexenio obliga a mejorar la eficiencia energética de todas las industrias, comercios, transporte e incluso residencias. 

“Así como la meta de energías limpias se transformó en una obligación para todos a través de los Certificados de Energías Limpias (CELS), también debería de transformarse esta obligación a través de la medición de la eficiencia energética de todas las actividades económicas del país, tanto de sector público como privado”, argumenta.

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En el marco del constante aumento en las instalaciones de generación distribuida en el país y las oportunidades del fenómeno del nearshoring, Solea, una empresa mexicana especializada en sistemas solares fotovoltaicos se prepara para un ambicioso crecimiento.

Debido a la complejidad de la obtención de permisos para proyectos de gran escala en México, desde sus inicios la compañía se ha centrado en proyectos de Generación Distribuida Solar y Sistemas de Almacenamiento de Energía a nivel comercial e industrial.

En conversaciones con Energía Estratégica, Jorge Islas, director de Solea, comparte las perspectivas y metas de la compañía: «Este año, nuestra meta es instalar 15 MW, y para los próximos 5 años, tenemos la ambición de alcanzar la instalación de 100 MW».

Estas cifras reflejan la confianza y la proyección positiva que la empresa tiene en el desarrollo continuo del mercado de energías renovables en México.

Auge de los sistemas de almacenamiento

En el segmento de autoconsumo, Islas destaca un leve pero prometedor repunte en la demanda de baterías en la industria

«Los precios de la electricidad han experimentado una inflación en los últimos años, lo que hace más rentables las inversiones en tecnología de almacenamiento. Los retornos de inversión ya son una realidad y son reconocidos por los consumidores”, explica.

Aunque reconoce que el mercado de instalaciones de almacenamiento crece a un ritmo moderado en la actualidad, anticipa un salto exponencial en los próximos años.

Regiones más atractivas y soluciones de financiamiento más demandadas

Fundada en 2019 y con su sede principal en Querétaro, la compañía ha consolidado su presencia en el sector en distintos puntos del país, centrándose especialmente en el Bajío mexicano. 

En efecto, la firma ha montado diversos proyectos en regiones estratégicas como San Luis Potosí, Querétaro, Veracruz, Monterrey y Mérida.

En cuanto a los vehículos de financiamiento, el director de Solea revela que el arrendamiento y el crédito son las opciones más demandadas por las PYMES, mientras que las empresas más grandes optan por Acuerdos de Compra de Energía (PPA).

Según el ejecutivo, esta diversificación en las opciones de financiamiento refleja la adaptabilidad de Solea para satisfacer las necesidades de una amplia gama de clientes.

Desafíos y el camino hacia la profesionalización

Islas reconoce que la industria enfrenta desafíos significativos, entre ellos, la necesidad de una mayor profesionalización. En efecto, destaca que este proceso debe ir de la mano con regulaciones más exigentes para garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico. 

«Es evidente la necesidad de mano de obra más calificada en los próximos años para elevar la calidad en el sector. Si decidimos elevar el límite de potencia a 1 MW, este aumento debe ir acompañado de medidas y regulaciones que garanticen mayor seguridad en las instalaciones», enfatiza.

También señala la importancia de ofrecer opciones de financiamiento especializado que se adapten a las necesidades específicas de los clientes.

«Se deben brindar soluciones financieras a medida para que los clientes puedan acceder al sistema que más les convenga«, explica Islas, al subrayar el compromiso continuo de Solea con la innovación y el desarrollo sostenible en el sector de las energías renovables.

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Juan Pablo Sartre, CEO de Ventus, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y comentó cuáles son las perspectivas de crecimiento para este 2024, con vistas a superar aún más los 2000 MW de experiencia en la construcción de proyectos renovables.

“Nuestro compromiso para 2024 está en seguir entregando a nuestros clientes excelencia y ampliar nuestra capacidad constructiva buscando superar los 400 MW en proyectos ejecutados para este año”, señaló.

Tal es así que desde la compañía ampliarán sus fronteras y están en la búsqueda de más desafíos y operaciones en otros varios países de la región, más allá de lo hecho en Colombia (participaron en más del 40% de la capacidad renovable instalada), Chile, Argentina o Uruguay. 

“Este 2024 apuntamos a estudiar proyectos en varios países de América Latina y el continente como pueden ser: Paraguay, Ecuador, Guatemala o República Dominicana. Apostamos a poder seguir avanzando sobre nuevos mercados emergentes y llevar nuestro know how en la construcción de proyectos renovables”, reconoció el CEO de Ventus.

“Uno de nuestros principales diferenciales es nuestro departamento de ingeniería in house de más de 50 profesionales especializadas en áreas civiles, hidráulicas, hidrológicas, estructurales, mecánicas, eléctricas, de recurso y de comunicación & control; y que ha sumado más de 4.000 MW de experiencia. Por lo que confiamos que nuestra ingeniería nos permitirá seguir ampliando nuestras fronteras”, agregó.

Y cabe recordar que, a fines del año pasado, directivos de Ventus se reunieron vía telemática con el viceministro de Minas y Energía de Paraguay, Mauricio Bejarano, y el director de Energías Alternativas del país, Gustavo Cazal, mostrando especial interés en la generación a partir de fuentes fotovoltaicas y el desarrollo de la industria del hidrógeno verde. 

“Además, estamos trabajando en el desarrollo de proyectos de H2V en América Latina, en particular estamos esperando poder anunciar próximamente la construcción de un proyecto piloto de escala relevante en Uruguay”, complementó Juan Pablo Sartre. 

Justo en dicho país, donde está la casa matriz de Ventus, la compañía ha trabajado junto a más de 50 empresas locales en la búsqueda de soluciones que permitan optimizar su consumo de energía a través de fuentes renovables, mediante la estructuración y construcción de más de 30 parques eólicos o solares. 

Por lo que también están expectantes a lo que pudiera suceder con las licitaciones fotovoltaicas anunciadas por la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para los próximos meses del año. 

Licitaciones en puerta: Uruguay tendrá nuevos pliegos renovables en los próximos meses

Repercusiones del mercado entre privados en Uruguay

El pasado 7 de diciembre, las empresas Coca-Cola FEMSA y Atlántica Sustainable Infrastructure firmaron el primer contrato PPA entre privados del país para el Parque Solar Albisu I (14 MWp de potencia), proyecto que fue desarrollado, construido y estructurado por Ventus y que podría abrir las puertas a más proyectos de esa índole. 

“Nos llena de alegría haber podido llevar adelante la estructuración y construcción del proyecto. Es muy importante que las empresas uruguayas de gran porte puedan elegir entre más de una opción en el mercado, y así ser más competitivas”, subrayó el entrevistado. 

“Más allá de este hito, existen importantes desafíos a nivel regulatorio que permitan y fomenten la libre competencia. Pero desde la empresa continuaremos trabajando para poder seguir llevando competitividad a través del uso de energías renovables”, concluyó.

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