energiaestrategica.com

Honduras está en alerta por apagones y racionamientos de energía. Para hacer frente a esta situación la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) anunció que están incorporando nueva capacidad en motores a diésel.

Ahora bien, desde el sector privado advierten una necesidad de mayor transparencia a las decisiones de contratación tanto las temporales como las de largo plazo que se realicen para la sostenibilidad del sector.

“Si bien es bueno que se estén tomando medidas para evitar los razonamientos o los apagones no está claro bajo qué esquema lo están haciendo, aparentemente son arrendamientos, pero no lo sabemos con certeza”, declaró José Antonio Morán Maradiaga, gerente general de Energy Services Company Honduras (ESCO Honduras).

Esta falta de claridad genera preocupaciones sobre el posible impacto en la situación de cada participante del mercado. Por lo que José Morán subrayó la importancia de conocer además los costos de contratación para anticipar cómo éstos afectarán a las finanzas de la ENEE y a las tarifas eléctricas.

En conversación con Energía Estratégica, el referente de ESCO Honduras hizo hincapié en que las soluciones a las problemáticas del sistema no pueden depender únicamente de medidas temporales como la incorporación de capacidad de generación térmica y argumentó que la solución definitiva radica en una planificación orientada al fortalecimiento de las redes de transmisión y la incorporación de generación de menores costos.

Para lograr esto de manera efectiva, José Morán -quien cuenta con más de 32 años de experiencia en el sector- enfatizó la necesidad de licitaciones adecuadas que reduzcan los riesgos para los inversionistas y permitan la instalación de tecnologías más eficientes.

«Licitaciones bien hechas son más que urgentes para la sostenibilidad del sistema y de la economía a largo plazo», sostuvo.

Desde su óptica, Honduras tradicionalmente convoca a licitaciones bajo condiciones de emergencia y que requieren que la energía, en el mejor de los casos, entre en seis meses o un año restringiendo el suministro a motores o turbinas que tienen un costo variable alto, dejando al país en desventaja en un mercado regional donde otros países también requieren energía de emergencia, aumentando los costos de adquisición.

Morán, quien también tuvo un paso como comisionado en el ente regulador de energía, además se refirió a la necesidad de que se promuevan soluciones de autoconsumo solar y microrredes para la resiliencia de la red y destacó los avances de la nueva gestión en estos campos.

“Pronto, se va a aprobar una tarifa de compra de excedentes para los usuarios autoproductores. Esas son muy buenas noticias y es parte de la solución hacia ahí tenemos que ir”, consideró.

Y concluyó: “La solución a los problemas que tiene el sector eléctrico de manera histórica es cierto que una parte viene por medio de la ENEE -a través de las inversiones en en mejora de la red y generación propia-, otra parte también por medio de las licitaciones para terceros pero también creo que hay que hacer todavía un trabajo para poder lograr soluciones del lado de la demanda como la autoproducción, el promover microrredes y almacenamiento que ayuden no solamente a garantizar el suministro para los usuarios, sino que puedan también de alguna manera contribuir a la resiliencia del sistema eléctrico de manera integral”.

La entrada «Licitaciones bien hechas son más que urgentes para la sostenibilidad de sistema y de la economía a largo plazo» se publicó primero en Energía Estratégica.

Bunge, empresa mundial en agronegocios, alimentos e ingredientes, firmó un acuerdo de 10 años con Genneia para el abastecimiento de electricidad renovable en sus plantas de Campana, Ramallo, San Jerónimo Sud y TFA (Terminal de Fertilizantes Argentinos S.A.) en Puerto General San Martín, en Argentina, a partir de marzo de 2024.

El acuerdo prevé el abastecimiento del 58 % del consumo total de electricidad anual de esas plantas y alrededor del 40 % de la electricidad total consumida por Bunge en Argentina. La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia conformado por parques eólicos y solares de la compañía.  

Una de las formas en que Bunge planea cumplir con sus objetivos basados en la ciencia (SBT) -que exigen una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030- es a través del aumento del uso de la energía eólica, solar y otras fuentes de electricidad renovable.

En relación con este acuerdo, Verónica Imoda, Directora de Operaciones Industriales en Argentina, expresó: “En Bunge, la sustentabilidad es un aspecto clave de nuestra estrategia, y estamos comprometidos a hacer nuestra parte implementando medidas concretas que disminuyan nuestra huella de carbono, a la vez que seguimos trabajando para proporcionar al mundo alimentos e ingredientes y combustibles de manera inocua y sustentable”.

Como respuesta a un mercado en crecimiento y en constante evolución, desde Genneia ofrecen un conjunto de soluciones sustentables, que se adaptan a las necesidades y desafíos energéticos de su amplia cartera de clientes. «Nos enorgullece acompañar a Bunge en su camino hacia la transición energética abasteciendo con energía renovable a sus plantas en Argentina. Esta acción nos permite continuar afianzando nuestro liderazgo en el mercado corporativo, principal pilar de crecimiento de las energías renovables en nuestro país”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia. 

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, continúa acompañando así a sus clientes en la descarbonización de sus operaciones y reforzando a la vez su liderazgo en el sector, donde logró superar 1 GW (1004 MW) de capacidad instalada, un hito sin precedentes en el país.

La entrada Bunge anuncia un acuerdo con Genneia para el uso de electricidad renovable en sus plantas en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, a pocos meses de finalizar su mandato, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), envió al Congreso de la Unión una nueva iniciativa para reformar la Constitución del país en materia energética.

Este nuevo proyecto de reforma se da semanas después de que la Suprema Corte concediera el amparo contra la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021 por violar las reglas del mercado eléctrico mayorista, priorizando a la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Con esta decisión la LIE se declaró inconstitucional y vuelve a entrar en vigencia la Reforma Energética de 2013 de Peña Nieto.

Con el objetivo de desterrar la reforma energética de Peña Nieto, AMLO envió un proyecto de reforma constitucional energética, el cual ha sido ampliamente criticado por diversos expertos del ámbito renovable.

En conversaciones con Energía Estratégica, el doctor Claudio Rodríguez, con más de 20 años de experiencia en la industria, ha evaluado las implicaciones del amparo contra la LIE y la controvertida reforma energética impulsada por el presidente López Obrador.

Rodríguez destaca que la votación a favor del amparo confirma lo que los abogados señalaron desde el inicio: la modificación de leyes secundarias, en este caso, la Ley de la Industria Eléctrica, era un “choque de trenes” con el marco legal constitucional del 2014.

El experto subraya que las reformas propuestas eran violatorias de principios de competencia y medidas de protección al medio ambiente por lo que la resolución de la Suprema Corte otorga un grado de certidumbre a las inversiones en el sector, al definir un marco federal definitivo.

En cuanto a la posterior reforma constitucional energética enviada por AMLO al Congreso para echar atrás la reforma del 2013 de Peña Nieto, Rodríguez la califica como “menos agresiva de lo esperado”, pero aun así la considera un “modelo monopólico y contrario al marco de inversiones existentes”. 

Además, señala que es violatoria de tratados comerciales internacionales, incluyendo el TMEC, y contraria a principios constitucionales de competencia económica.  A su entender, la inclusión de elementos de «interés social» carece de fundamentos sólidos para respaldar la reforma.

De todas formas, el experto no cree que sea aprobada en esta Legislatura, pero sugiere que podría mantenerse para su aprobación en la siguiente, posterior a las elecciones del 2 de junio. 

Y explica: “Es un elemento político para solicitar un control del Congreso que ahora no se tiene. De ser aprobada, no puede declararse inconstitucional, por ser una reforma Constitucional, pero no exime en ese supuesto de violación a compromisos internacionales antes señalados”.

Rodríguez critica la reforma por su dogmatismo y demagogia, así como por la falta de sustento técnico jurídico. De esta forma, señala que “adolece de elementos que la hagan operativa” y destaca “la necesidad de respetar las condiciones existentes en las que operan las inversiones eléctricas y renovables en México”.

En tanto a las expectativas de medidas a favor de las renovables, independientemente del resultado electoral, el especialista considera que es impostergable avanzar en la transición energética

“México perdió 6 años en un discurso que no creó nada nuevo y constituyó un fracaso en materia de transición energética y mitigación de emisión de gases con efecto invernadero”, denuncia.

Y agrega: “Las inversiones en hidroeléctricas (en plenas sequías por la pésima gestión hídrica en todos los embalses), ayudas millonarias a CFE, LitioMex y otros temas, constituyeron banderas electorales con nulo beneficio sectorial y con profundo impacto en las finanzas públicas”. 

Para el experto, se trata de un modelo que México intentó de 1970 a 1982 y fracasó rotundamente por lo que extenderlo sería un “derroche adicional de recursos financieros cada día más limitados”.

“Lo que México necesita es respetar el Estado de Derecho y los tratados internacionales, incluyendo el respeto por los órganos reguladores”, concluye.

La entrada Especialistas califican la reforma energética de AMLO como “monopólica” y “violatoria de tratados internacionales” se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) elaboró una propuesta denominada “Estrategia para la transición energética en Guatemala: Agenda para la transformación eléctrica sostenible”.

El documento, facilitado a las nuevas autoridades de gobierno, persigue el objetivo de demostrar la viabilidad política, técnica y económica para alcanzar y mantener no menos del 80 % de generación renovable para el suministro de la demanda de energía eléctrica en el país.

En líneas generales, considera tres escenarios posibles al 2040 y revela que la adición de más renovables elimina el riesgo de desabastecimiento a la vez que reduce el costo operativo y el precio de oportunidad en el mercado.

“La transición hacia una matriz energética más renovable, como se presenta en el escenario con adición de generación renovable, es posible, alcanzable y sostenible en el tiempo”, reza el documento.

De acuerdo con los análisis realizados, más generación renovable ofrece un ahorro económico significativo en los costos operativos del sistema, mejora la estabilidad del suministro y mitiga el impacto de los precios internacionales de combustibles.

Ahora bien, señala que para lograr esta transición de manera efectiva, es crucial que las contrataciones y licitaciones de largo plazo ofrezcan las señales de inversión adecuadas a la generación renovable.

Y, en paralelo, debe ampliarse la capacidad de transmisión e implementarse en forma positiva la normativa del Convenio 169 de Pueblos Indígenas y Tribales, con el objetivo de aprovechar al máximo el potencial de generación renovable en beneficio de los guatemaltecos, y poder alcanzar la electrificación completa del país con tarifas estables y eficientes.

El potencial de las energías renovables en Guatemala es enorme. Según releva AGER, el país apenas aprovecha alrededor del 12 % de su potencial total de recursos renovables para la generación de electricidad.

El recurso hídrico se estima que tiene un potencial de 5000 MW y únicamente se ha utilizado el 30 %. En geotérmica habría disponibilidad de 1000 MW y solo se ha desarrollado el 3.4 %. En solar fotovoltaica se cuenta con potencial energético estimado en 7,000 MW que representa el 0.1 % del territorio nacional, de esto solo se ha aprovechado tan solo el 1 %. Y en eólica se estima que el potencial es de 700 MW de los cuales se ha desarrollado el 15%.

Oportunidades para renovables en licitaciones

AGER sostiene que las licitaciones deben llevarse a cabo en forma periódica, previsible, para mantener la gestión permanente de proyectos de transmisión y generación, así como adicionar constantemente tecnologías nuevas más eficientes y limpias.

En tal sentido, identifica 3 grandes líneas de oportunidad para licitaciones: las licitaciones de generación a largo plazo a través de subastas inversas, convocatorias de grandes usuarios y licitaciones para pequeños recursos distribuidos.

Respecto a la primera alternativa, la expectativa está puesta en la licitación PEG-5 que debería lanzarse este año para contratar en el orden de 1300 MW.

“A través de las inversiones que resulten de la licitación PEG-5, el país podrá finalmente, alcanzar la meta de que las fuentes de energía renovable provean no menos del 80 % de la energía del país”, considera.

Y agrega; “Es importante que los procesos de licitación de generación consideren la posibilidad de que se realicen por tipo de tecnología, con el fin de optimizar la complementariedad de los recursos renovables, construir gradualmente la matriz de generación óptima, y fomentar la inversión en energía sostenible. Es necesario estudiar y evaluar si en lugar de realizar una licitación muy grande, donde podría ser complicado obtener los resultados deseados, se desarrollan licitaciones menores por separado y en forma más rápida. Por ejemplo, una licitación para plantas solares fotovoltaicas podría ser la forma de brindar, en el menor tiempo, un aporte de energía para los espacios donde la demanda más la requiere según su tendencia de crecimiento.

Un aspecto importante a mencionar es que los mecanismos que se utilicen para las licitaciones (como por ejemplo el de subasta inversa), deben tener siempre adecuada trazabilidad, para que los participantes así como cualquier interesado, pueda analizar y comprender los resultados de las adjudicaciones”.

Por otro lado, indica que aunque las empresas distribuidoras representan la mayoría de la demanda (66 %), otros segmentos que también representan una demanda muy relevante son los grandes usuarios de electricidad (26 %) y las municipalidades (8 %) y sería necesario que busquen mecanismos para contratar su abastecimiento de potencia y energía a largo plazo. De lo contrario, “de mantenerse estas porciones tan importantes sin contratos, que en total suman más de un tercio de la demanda total, se crea inestabilidad del lado de la oferta eléctrica”, advierten.

Finalmente, otra gran oportunidad que identifica AGER es desarrollar licitaciones para proyectos pequeños denominados de Generación Distribuida Renovable (GDRs) para conectarse directamente a la red de distribución, mejorando la calidad del servicio en los principales puntos de consumo cercanos a donde se instalen estos sistemas.

propuesta-de-ager

La entrada AGER contempla licitaciones en su propuesta para lograr el 80% de generación renovable en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Paraguay publicó la reglamentación de la Ley N° 6977/2023 que regula el fomento, generación, producción, desarrollo y la utilización de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables no convencionales no hidráulicas. 

La ley permite que los usuarios puedan  inyectar sus excedentes de energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN), como también la adquisición de adquisición de energía eléctrica por parte de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) de los “Generadores ERNC” a través de la suscripción de contratos PPA de hasta 15 años de duración. 

“Trabajamos unidos en políticas de Estado que fomenten nuestra seguridad energética por muchos años más. Con la reglamentación de la Ley N° 6977 impulsamos el uso de fuentes alternativas de energía eléctrica para que el desarrollo de Paraguay no se detenga”, afirmó el presidente de Paraguay, Santiago Peña, a través de sus redes sociales. 

“Es una herramienta fundamental para la diversificación de la matriz de generación de energía eléctrica y la seguridad energética, además de mantener la posición del Paraguay, como líder en generación de energía eléctrica limpia y renovable a nivel global”, complementó Félix Sosa, presidente de la Administración Nacional de Electricidad. 

El “Generador ERNC” tendrá libre acceso a la red del sistema interconectado (siempre y cuando cumpla con los requisitos y lineamientos técnicos establecidos para la conexión a la red), mientras que la autoridad de aplicación determinará el procedimiento para la elaboración, por parte de la ANDE, del precio de referencia unitario para la adquisición de la energía eléctrica. 

Pero la ANDE sólo podrá efectuar licitaciones de esta índole cuando estén destinadas a cubrir la demanda interna conforme a las obras de generación contempladas en su Plan Maestro de Generación de Corto, Medio y Largo Plazo, o sustituir la energía a ser producida por la ANDE. 

“Es una herramienta fundamental para la diversificación de la matriz de generación de energía eléctrica y la seguridad energética, además de mantener la posición del Paraguay, como líder en generación de energía eléctrica limpia y renovable a nivel global”, señaló Félix Sosa, presidente de la Administración Nacional de Electricidad, a través de sus redes sociales. 

Es decir que Paraguay abre las puertas a futuras licitaciones ERNC, considerando que el gobierno ya trabaja en los pliegos para la convocatoria del primer parque solar en Chaco Central (ver nota), el cual está previsto que inicialmente tenga 100 MW de potencia y que pueda ampliarse más adelante, en pos de que poco a poco el país tenga la mayor cantidad de potencia instalada para atender la demanda en el futuro.

Por otro lado, la reglamentación añade la figura del “Exportador ERNC”, que también tendrá libre acceso a la red del SIN en tanto 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.

Y en caso de que el exportador de ERNC deba realizar obras de ampliación o refuerzo del sistema de transmisión, la liberación de la franja de servidumbre de electroducto será realizada por el exportador ERNC, quien también será responsable de pagar las indemnizaciones correspondientes. 

Por lo que las dichas obras serán realizadas por el propio titular interesado y las mismas serán fiscalizadas por la ANDE, a la que, una vez finalizadas su construcción, serán transferidas al patrimonio de la Administración. 

Aspectos a tener en cuenta de la autogeneración

La reglamentación de la Ley N° 6977/2023 estipula que si un autogenerador de energías renovables no convencionales supera 1 MW de potencia instalada, el retiro de esa energía producida será “optativa” a necesidad de la ANDE o de la concesionaria de la zona. 

“La potencia inyectada podrá superar la potencia eléctrica demandada prevista en el Contrato de Conexión y Suministro de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), con una tolerancia de hasta cinco por ciento (5%) superior”, aclara el documento. 

A su vez, la normativa propone la figura del “Cogenerador ERNC”, que sólo podrá abastecer la energía eléctrica producida por éste, a las actividades que concurran, o que de alguna otra forma participen de los procesos y actividades industriales o comerciales directamente relacionadas al propio cogenerador.

La entrada Paraguay reglamentó su ley de fomento a las renovables y abre el juego a futuras licitaciones se publicó primero en Energía Estratégica.

Puerto Rico ha superado los 1000 MW de capacidad renovable instalada. Sin embargo, aún está lejos del cumplimiento de las metas del 40% al 2025 y 100% en 2050.

La cifra actual se debe a la suma de los proyectos utility scale y de generación distribuida operativos. De acuerdo con Interstate Renewable Energy Council (IREC), en generación distribuida se registran sobre 110,000 proyectos interconectados que deben estar alrededor de 700MW ya instalados y unos 400 MW entre eólica y solar a gran escala.

“Debemos estar rondando en unos 5-6% del total de la generación necesaria. No será posible alcanzar la meta del 2025. Para lograrla, tendríamos que llegar a sobre 3,500 MW de capacidad instalada”, advirtió Carlos Alberto Velázquez López, director de Programas para Puerto Rico del IREC.

Si bien, el proceso expedito de aprobar la interconexión de sistemas menores de 25kW ha provocado que decenas de miles de proyectos de generación distribuida se añadan rápidamente a la red, el referente de IREC consideró que dos variables impedirían continuar con el crecimiento acelerado en el corto plazo.

“Recientemente el operador de la red ha estado enviando notificaciones a los dueños de los sistemas para hacer estudios suplementarios sobre sus sistemas de generación distribuida fotovoltaica”, indicó en primera instancia.

En ese orden de proceder, explicó que se aprobarían interconexiones sin estudiar los efectos de los proyectos sobre la estabilidad en la red eléctrica y después se mandaría a hacer un estudio para ver si se debe pagar por modernizaciones a la red de distribución. “Esto envía señales equivocadas que pueden resultar en una reducción en sistemas instalados”, subrayó.

Por otro lado, sostuvo que la actualización al Plan de Recursos Integrados del Negociado de Energía resulta crucial para determinar las prioridades de inversión y modernización de la red eléctrica para integrar mayor porcentaje de renovables. Por lo que, su debate hacia mitad de año, dejaría un escenario de incertidumbre durante este semestre.

“Este proceso no comienza hasta junio del 2024 y no sabemos si el Negociado adoptará los análisis y recomendaciones que hace el PR-100”, añadió Carlos Velázquez.

El informe final de PR100 señala que es posible una transición energética que permita que el archipiélago puertorriqueño sea full renovable y resiliente (ver) por lo que la incorporación de las medidas que sugiere serían importantes para lograr las metas fijadas para el sector en tiempo y forma.

¿Qué principales hallazgos destaca de PR100? Carlos Velázquez, enumeró los siguientes:

a) Puerto Rico tiene un consumo anual de aproximadamente 18 TWh y podemos producir sobre 180 TWh con las renovables de tecnología madura como solar fotovoltaico, aerogeneración, hidroeléctricas y almacenamiento. Más de 10x en potencial sobre la necesidad.

b) Aunque no lo dice directamente, pero es obvio que no hay un escenario planteado para llegar al 40% para el 2025, según establece la ley 17 del 2019 Política Pública energética

c) Para cumplir con la meta del 30% en eficiencia energética para el 2040, Puerto Rico tendrá que tomar medidas impactantes, al momento proyectan que solamente llegaríamos al 18%

d) Acceso equitativo al financiamiento para las clases de bajos y moderados recursos es sumamente importante para minimizar el potencial impacto regresivo de fuga de clientes hacia las renovables

En línea con ello, Velázquez ratificó que los objetivos de 100% energías renovables en Puerto Rico al 2050 no sólo se pueden lograr, sino además se pueden adelantar; solo haría falta voluntad política para ejecutar las medidas necesarias.

“Nos reafirmamos que es totalmente tecnológicamente y comercialmente viable. La madurez de las tecnologías renovables queda meridianamente demostrada en este estudio. Sabemos que con un incremento de almacenamiento distribuido de 2x la capacidad distribuida instalada, podemos incrementar aceleradamente la integración de renovables”, sostuvo.

Y añadió: “Sabemos que con la modernización de la red de distribución con el uso de advance metering y voltage supervised reclosing podemos lograr una red inteligente y confiable”.

Aquello también sería posible gracias a la ley de reducción a la inflación del Presidente Biden, que permite por primera vez que organizaciones sin fines de lucro y cooperativas eléctricas que operan en los Estados Unidos, puedan usar los incentivos contributivos para desarrollar proyectos de energía renovable y transferir ese beneficio a entidades sin fines de lucro en Puerto Rico, haciendo disponible por primera vez ese incentivo para desarrollar proyectos en Puerto Rico.

Así mismo, los programas del gobierno federal como el del Fondo de Resiliencia Energética del Departamento de Energía y el Greenhouse gas reduction fund permitirán a decenas de miles de hogares de Puerto Rico tener sistemas fotovoltaicos con baterías.

De allí que Carlos Alberto Velázquez López, director de Programas para Puerto Rico del Interstate Renewable Energy Council (IREC) haya concluido que “La única razón que nos impide llegar a la meta en 15 años son decisiones de índole política, y permitir que los intereses económicos que se benefician de los combustibles fósiles mantengan su inherencia hasta el 2050”.

PR100: Puerto Rico confirma que logrará el 100% de energía renovable al 2050

La entrada PR100: ¿se puede alcanzar el 100% de energía renovable en Puerto Rico? se publicó primero en Energía Estratégica.

Este martes 13 de febrero, la presidente de Perú, Dina Boluarte, designó al ingeniero Rómulo Mucho Mamani como el nuevo ministro de Energía y Minas (MINEM), en reemplazo de  Óscar Vera Gargurevich.

Nacido en Juli, provincia de Chucuito, Rómulo Mucho  es un ingeniero de Minas graduado por la Universidad Nacional del Altiplano con más de cuarenta años de experiencia en el sector minero.

Su carrera en el ámbito gubernamental incluye haber sido exviceministro de Minas durante la gestión del presidente Alejandro Toledo (2001-2006). En ese período, Mucho Mamani estuvo involucrado en disputas relacionadas con proyectos mineros de envergadura, como Tintaya, Majaz, Las Bambas y Yanacocha.

Además de su experiencia en el Ejecutivo, se ha desempeñado como presidente del Instituto Geológico, Minero y Metalúrgico (Ingemmet). Asimismo, fue congresista de la República en el período 2000-2001.

Dentro del sector privado, el flamante ministro ocupó la presidencia del Consejo Directivo del Instituto de Ingenieros de Minas del Perú (IIMP). 

Por otro lado, como docente, Mucho Mamani ha sido catedrático en la Universidad Nacional del Altiplano durante muchos años. 

De esta forma, el flamante ministro deberá suceder a Vera Gargurevich quien ha sido fuertemente cuestionado por el sector, por omitir información sobre sanciones administrativas durante su permanencia en Petroperú y su vinculación con el expresidente Pedro Castillo.

Apuesta por las renovables

De acuerdo a expertos del sector de las energías renovables consultados por Energía Estratégica, si bien la profesión de Rómulo Mucho está fuertemente orientada a la minería,  tiene claro que hay que 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. No obstante, el avance de estas iniciativas dependerá de los viceministros que escoja. Se espera que esas designaciones se den a conocer en los próximos días”, argumentan.

La potencial postura en favor de las renovables quedó evidenciada en el discurso que dio meses atrás en PERUMIN 36, cuando se desempeñaba como director del Instituto de Ingenieros de Minas del Perú.

Allí, alertó que las nuevas fuentes de energías, como el litio o el hidrógeno verde, que contribuyen al objetivo de reducir casi por completo las emisiones de carbono se tiene que cumplir en las próximas décadas.

“Al 2040 o 2050, ya debe estar a cero el consumo de combustibles fósiles. No es una tarea fácil, pero esperamos que se logre. Depende mucho de la voluntad y decisiones de los países, empresas y de la realidad”, argumentó.

Además en dicho encuentro mostró apetito por la producción de cobre en Perú y su comercialización a países como China, ya que, a su entender, “el cobre se va a utilizar mucho en la transición a energías renovables”.

En este contexto, el sector renovable espera que se sienten las bases para el desarrollo de proyectos renovables, necesarios para descarbonizar actividades sumamente contaminantes como la agricultura, minería y transporte en el país.

La entrada Quién es Rómulo Mucho Mamani, el nuevo ministro de Energía y Minas de Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

El departamento del Cesar hoy se convierte en uno de los pioneros de la Transición Energética Justa que vive el país. Con una inversión aproximada de $126 millones de dólares, comunidades de La Loma y El Poterrillo, se verán beneficiadas con la producción de energía solar.

Esta mega obra cuenta con una capacidad instalada de 187 MWdc (en corriente directa), gracias a los más de 400 mil paneles que estarán interconectados en 388,59 hectáreas, incluyendo la línea de conexión eléctrica para buscar la energización de la bahía de conexión en la subestación La Loma, la línea de transmisión y el transformador en la subestación Matepalma. Su puesta en marcha evitará la emisión de más de 200.000 toneladas de CO2.

A través de este proyecto, se generaron más de 1.700 empleos, de los cuales alrededor del 75% pertenecen al departamento del Cesar y 62% a los corregimientos de Potrerillo y La Loma.

También más de 2.500 personas capacitadas en proyectos de formación, fortalecimiento comunitario, apicultura y educación de calidad, “Este proyecto ha sido más que un proyecto, ya que ha generado empleo y ha permitido resaltar la importancia de las mujeres de esta comunidad”, expresó la rectora de la Institución Educativa de Potrerillo.

“Hoy podemos inaugurar el 100% de la obra”, expresó el presidente Gustavo Petro en medio de su intervención, donde aprovechó para resaltar que esta zona del país fue reservada a una actividad que está destinada a desaparecer, donde la vida y el cuidado del medio ambiente han estado olvidados por décadas.

Por su parte, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, aseguró: “Esta es una gran obra que hoy entra a hacer parte de la Transición Energética Justa que nos hemos propuesto como Gobierno del Cambio”. De allí la importancia de buscar fuentes sostenibles de energías limpias que aporten al cuidado del planeta y las comunidades para preservar la vida y la sostenibilidad.

El Gobierno del Cambio sigue apostándole a la vida a través de uno de los proyectos energéticos más grandes del país para seguir su camino a la Transición Energética Justa.

La entrada Se inauguró el Parque Solar La Loma de 187 MWdc en Cesar se publicó primero en Energía Estratégica.

En Honduras, las energías renovables no convencionales representan cerca del 40% de la capacidad total instalada. Mientras que en gran escala se acumulan unos 1006 MW entre eólica, solar, biomasa y geotérmica; en autoconsumo se alcanzó en el orden de los 300 MW solares, en el cierre del 2023.

No obstante, algunos sectores productivos aún no conocen el alcance y oportunidades de acceso a estas alternativas de generación sostenibles que podrían repercutir favorablemente en sus cuentas.

Tal es el caso de la Asociación Gastronómica de Honduras (Aghas), un gremio que cuenta con miembros en 13 departamentos del país y que comunicó su necesidad de conocer oportunidades de créditos para incorporar en locales hondureños.

“En nuestro sector, los tres egresos más fuertes son las rentas, los empleados y la energía eléctrica”, introdujo Kenneth Rivera, expresidente de la Aghas, señalando la intención de poder reducir costos eléctricos con una buena inversión.

En tal sentido, junto a Napoleón Murillo actual presidente, Rivera explicó que sí consideran y recomiendan incorporar autoconsumo solar pero que aún enfrentan retos para lograrlo.

“Somos un sector que está en crecimiento que está en todo el país y nos encontramos con esa dificultad y oportunidad también al querer incorporar un sistema solar, porque cuando queremos acceder a las opciones para financiamiento históricamente nos piden que tengamos algún tipo de garantía y la mayor parte de los restaurantes no somos dueños de los locales donde trabajamos”, problematizó Rivera.

Sin embargo, desde la Alianza de Autoproducción con Energía Solar en Honduras (APROSOL) antes Asociación de Proveedores de Energía Renovable Distribuida de Honduras (APRODERDH) identificaron alternativas de financiamiento atractivo para autoconsumo solar comercial en Honduras.

“Hay opciones de financiamiento de leasing ya sea por la propia empresa instaladora o a través de terceros”, indicó Abraham Riera O’Connor, presidente de APROSOL.

“Tenemos alianzas con instituciones financieras que están otorgando préstamos a muy buenas condiciones. Algunas de ellas prestan el 100% de la inversión y ponen el proyecto solar como garantía con una recuperación en 4 años a 5 años”, añadió.

También, habrían otras alternativas de instrumentos financieros con condiciones bastante favorables para desarrollar los proyectos y que no exigen requisitos extra.

“Hay financiamientos prendarios, es decir que si usted no paga el préstamo le quitan el sistema solar nada más pero ya no sacrifica líneas de crédito, ya no tiene que hipotecar nada, sino que el mismo sistema avala el préstamo”, señaló Emiliano Paz Taboada, gerente general en Proteger HN.

De allí que el panorama sería prometedor para nuevas instalaciones en autoconsumo con fuentes renovables. El desafío será ahora optar por la opción más conveniente para cada caso.

“Lo importante es ver cada proyecto de forma individual. Hay que ver cómo tiene su perfil de carga, cómo va a afectar el proyecto solar ese perfil específico y eso le va a decir exactamente cuánto dinero va a ahorrar y cuánto se va a inyectar a la red”, consideró Abraham Riera O’Connor, presidente de APROSOL

Y concluyó: “Lo que le quiero dar como mensaje es que sí se puede acceder realmente, solo tiene que ver quién le ofrece mejores condiciones para que pueda desarrollar esos proyectos”.

La entrada Proponen alternativas de financiamiento para autoconsumo solar comercial en Honduras se publicó primero en Energía Estratégica.

No hay dudas que México necesita darle mayor apertura a las energías renovables si quiere cumplir con los compromisos internacionales asumidos.

Bajo esta premisa, Rosanety Barrios Beltrán, la coordinadora de la mesa de energía de Xóchitl Gálvez, precandidata a la presidencia de México del Frente Amplio por México (FAM), destaca la necesidad de contribuir a la reducción de emisiones de carbono del país.

“La llegada del nearshoring es un reto brutal para cualquier país. Por eso, las necesidades de invertir en energía eléctrica y de diversificar la matriz energética hacia fuentes más limpias aumentaron considerablemente en México”, afirma.

Y agrega: “México tiene una matriz con una altísima dependencia de los combustibles fósiles . Esto no solo no se intentó corregir en la actual administración sino que se profundizó . Entonces necesitamos hacer mucho por diversificar la matriz y para eso sirve la constitución”. 

De esta forma, celebra que se haya concedido 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), ya que iba en detrimento de los compromisos asumidos internacionales y violaba las reglas del mercado eléctrico mayorista.

En este sentido, asegura que el primer criterio transversal de Xóchitl Gálvez, es que la política energética se tiene que ejercer con transparencia y rendición de cuentas, respetando el estado de derecho.

Y crítica: “En la actual administración no hay formas de saber cuales son los criterios que los gobernantes aplican a efectos de dar permisos o liberar trámites. Es un misterio saber cómo se escogen los trámites que son liberados ya que hay cientos atorados por la CRE”.

En este contexto, Barrios explica que una de las preocupaciones de Gálvez es conseguir que las empresas del estado de energía sean eficientes y produzcan energía limpia. 

“Los problemas financieros de los organismos públicos como Pemex son evidentes. La necesidad de que las empresas del estado sean exitosas es una línea clara de la política energética de Gálvez”, insiste. 

Y añade: “México tiene una CFE que vende la energía al 85% de todo el mercado mexicano, a través del suministro básico. Solo el 25% de esta energía en México proviene de fuentes limpias y la mitad de esa energía depende de las hidroeléctricas, las cuales se ven fuertemente afectadas por la sequía. Entonces necesitamos reforzar el sistema eléctrico nacional para poder recibir toda la energía que se requiere”.

Por el contrario, Barrios afirma que el objetivo de Gálvez es que todos los habitantes de México tengan la energía suficiente limpia y barata para suplir todas sus necesidades, sin apagones ni limitaciones. 

Para eso se necesitan condiciones de incentivo que permitan a los oferentes ser eficientes e incorporar en sus procesos tecnología que reduzca las emisiones de carbono de manera eficiente. 

Y concluye: “Hay un déficit importantísimo de energía renovable en México. Hay que buscar todos los mecanismos previstos en la ley para aumentar la generación limpia y cumplir con los compromisos internacionales”.

La entrada Rosanety Barrios: “El nearshoring obliga a México a invertir en infraestructura eléctrica y diversificar la matriz” se publicó primero en Energía Estratégica.

Risen Energy participó del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile. En ese marco Vandy Ferraz, gerente de producto de la compañía para LATAM, se refirió al papel fundamental que está cumpliendo su módulo HJT para impulsar la innovación tecnológica.

“El mercado está empezando a utilizar los productos tipo N. Desde Risen Energy estamos comenzando a traer nuestro producto HJT (Heterojunction Technology) que es la celda tecnológicamente más avanzada en materia de soluciones fotovoltaicas”, aseguró.

La compañía tiene fuerte presencia en los mercados de Latinoamérica, principalmente en Brasil, Chile y México. Actualmente cuenta con una capacidad de producción de 45 GW y esperan llegar a 48 GW para finales de este año.

Cabe recordar que las células solares N-Type están marcando tendencia en el mercado debido a su potencial para alcanzar mayor eficiencia. En ese marco, Risen Energy apuesta por este tipo de tecnología HJT, teniendo en cuenta que del total de su capacidad de producción el 33% está destinada a la fabricación de estos módulos. 

La celda HJT ofrece ventajas de eficiencia, resistencia a altas temperaturas y menor degradación lineal de potencias, lo que influye en la generación de los kW instalados y en el rendimiento energético anual. Además tiene garantías de 15 años en la integridad del producto, junto con una generación de energía que supera el 90% durante un período de 30 años.

Según explican desde la empresa, las células de heterounión se basan en el uso de capas de silicio amorfo intrínseco (a-Si) como heterocontacto con la oblea de silicio cristalino (c-Si), lo que genera una mejor pasivación superficial en comparación con el nitrato de silicio (SiNx) y el óxido de silicio (SiO2), utilizados en las células tradicionales PERC y TOPCon, respectivamente.

“El mercado necesita optimización de los espacios, del suelo y de todos los costos que tiene un proyecto. La principal ventaja de nuestro producto es que con la misma potencia instalada se puede generar más energía, lo que hace que se disminuyan los costos nivelados y los costos de implementación”, señaló la ejecutiva.

Además, agregó: “es importante elegir y buscar menores costos de energía, pero sobre todo enfocarse en la calidad y confiabilidad de los productos y de los fabricantes”, concluyó.

La entrada Innovación tecnológica en paneles solares: Risen Energy redobla su apuesta con sus celdas HJT se publicó primero en Energía Estratégica.

Agroenergía avanza en la investigación, promoción y socialización de soluciones sostenibles en los sectores energético y agropecuario de Puerto Rico. Esta plataforma multisectorial constituída en el segundo semestre del 2023 ya cuenta con fondos y profesionales comprometidos en impulsar iniciativas concretas durante este nuevo año. 

“La iniciativa surgió mientras tratábamos de buscar alternativas sostenibles para la transición energética, específicamente centradas en lo que son los proyectos de energía a gran escala y cómo maximizar la producción de un terreno, de tal forma que ayude tanto al sector agrícola como al energético”, introdujo Jemaris Martes, especialista en Desarrollo de Negocios de energías renovables Utility Scale en Glenn International. 

En estas etapas iniciales Agroenergía cuenta con $1.9 millones para avanzar de la mano de la Universidad de Puerto Rico en investigación. Además, se están explorando próximas oportunidades de apoyo a nivel local y federal, como los programas del Departamento de Energía que incentivan la investigación del uso, manejo y disposición de placas solares y baterías, que podrían abrir nuevas puertas para reforzar no sólo la investigación sino también el desarrollo. 

“Buscamos reforzar la investigación de distintos grupos de trabajo con el deseo de que en el transcurso se puedan viabilizar algunos desarrollos, surjan patentes o algún tipo de creación”, señaló Omar Vega-Albino, Senior Advisor en la Secretaría Auxiliar de la Gobernación para Asuntos Energéticos en la Oficina del Gobernador. 

En cuanto a la implementación práctica, estos jóvenes profesionales impulsores de la plataforma indicaron que están trabajando en una primera fase que concluirá en el cierre del calendario académico en mayo de 2024, con el objetivo de establecer las bases para futuras iniciativas. 

La visión a largo plazo de Agroenergía incluye la expansión hacia áreas como los estudios sociológicos del cambio climático y la transición energética, asegurando que la plataforma siga siendo relevante y adaptable a medida que evolucionan los desafíos y las necesidades de los puertorriqueños. Pero aquello no sería todo.  

“La parte importante es que esta plataforma no solamente se quedará en educación y en mostrar la información a la que se llegue como resultado de las investigaciones, sino que ayudará con la comercialización de sus hallazgos tanto del área de agrovoltaica, como del área del manejo de desperdicios. Por eso es que la industria privada es clave en esto porque estamos buscando que al final del día se tome esa información y se pueda comercializar”, destacó Jemaris Martes, especialista en Desarrollo de Negocios de energías renovables Utility Scale en Glenn International. 

De allí que, la estructura de Agroenergía incluya un Advisory Board con altos referentes del sector energético que supervisará el progreso del programa y ayudará a guiar su dirección futura. 

La entrada Agroenergía: la plataforma multisectorial que busca innovar con agrovoltaica en Puerto Rico se publicó primero en Energía Estratégica.

El Gobierno de Colombia se ha puesto como objetivo alcanzar los 6 GW de potencia renovable (eólica y solar fotovoltaica) para finales del 2026, al término de su mandato.

Consecuentemente, está tomando medidas. Por un lado, recientemente publicó la CIRCULAR No. 007 de 2024 (descargar). “Con esta circular, la CREG está permitiendo que proyectos que se habían quedado sin presentar la garantía de correcta manera, ahora podrán participar de la subasta de Cargo por Confiabilidad” que está pronto a realizarse, observa Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE ENERGYS.

En diálogo con Energía Estratégica, el analista contempla: “Esto envía una señal de inseguridad jurídica pero a la vez, de manera contradictoria, lo que se está haciendo es permitir que proyectos que fueron retirados ahora puedan participar de la convocatoria, con lo cual es una oportunidad para que participen”.

Por otro parte, Suárez Lozano cuenta que “este año la ley de Servicios Públicos Domiciliarios, ley 142 de 1994, cumplirá 30 años y dentro de las modificaciones que tendrá esta norma las energías renovables tendrán un capítulo importante”.

Al respecto, el especialista responde algunas preguntas acerca de este hito.

¿Qué se espera en la nueva ley de servicios públicos domiciliarios para las energías renovables?

Más recursos para financiar o cofinanciar infraestructura para el desarrollo de los Recursos Energéticos Distribuidos con Fuentes No Convencional de Energías Renovables.
El fortalecimiento del autoabastecimiento.
Que con los recursos del Fondo de Solidaridad se financie la construcción y/o instalación de infraestructura para autoconsumo.
Que la construcción y/o instalación de las soluciones energéticas con FNCER se considerará como una actividad o servicio asociado al servicio público domiciliario de energía eléctrica.
Que sea obligación de los prestadores de servicios públicos domiciliarios fomentar el uso de energías limpias y renovables en los usuarios finales, lo cual envía una señal favorable para el fomento de los Recursos Energéticos Distribuidos.

¿Cuál es el principal cambio que llegará con la modificación de la Ley 142 de 1994?

Que los instaladores y constructores de activos solares fotovoltaicos se someterán al régimen de los servicios públicos domiciliarios. En tal caso, los Epecistas serán sometidos a la Ley 142 de 1994 y al control, inspección y vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
Incluir el Autoabastecimiento y a las Comunidades Energéticas en la prestación de los servicios públicos domiciliarios.

¿Cree usted que se aumentarán las oportunidades para los Recursos Energéticos Distribuidos?

Sí. Así se evidencia con la reglamentación de las Comunidades Energéticas que dio vida a la Autogeneración Colectiva y a la Generación Distribuida Colectiva. También lo evidenciamos con los cambios que se implementarán en la ley de servicios públicos domiciliarios.

Esto sumado a que en la práctica los Recursos Energéticos Distribuidos están despertando más interés que los proyectos de gran tamaño porque están siendo más fomentados por el actual Gobierno, porque son más flexibles en cuanto a los permisos y licencias que requieren y porque nacen con un pagador fijo y confiable que es el usuario final.

¿Para cuándo se espera la implementación de estos cambios?

Probablemente este año. La aprobación de estos cambios deberá surtir unos debates en el Congreso de la Republica.

La entrada Colombia avanza con dos medidas para incentivar las renovables: Servicios Públicos y Cargo por Confiabilidad se publicó primero en Energía Estratégica.

En un impulso significativo hacia el desarrollo económico, la contribución hacia la transición energética y la creación de oportunidades locales, Engie México ha anunciado una inversión de 200 millones de pesos en el Programa de Desarrollo de Proveedores, dirigido a los estados de Campeche, Yucatán y Tabasco.

En conversaciones con Energía Estratégica, Ana Laura Ludlow, Vicepresidenta de Asuntos Gubernamentales y Sustentabilidad de Engie México, revelan los detalles esenciales de este ambicioso proyecto.

«El objetivo central de este programa es fomentar el desarrollo de nuevas empresas locales que puedan prestar servicios al sector energético en la mencionada región. El programa está diseñado para personas físicas, pequeñas y medianas empresas (pymes) y micro, pequeñas y medianas empresas (mipymes), con un enfoque inclusivo que busca abarcar un amplio espectro de participantes», explica.

La Vicepresidenta de Asuntos Gubernamentales y Sustentabilidad subraya que el programa es totalmente gratuito y se está llevando a cabo en colaboración con los gobiernos estatales, así como con el apoyo y la promoción de diversas cámaras y asociaciones locales.

La convocatoria estará abierta hasta el 29 de febrero, y Ludlow anima a los interesados a registrarse en la plataforma coordinada por Oil & Gas Alliance, que colaborará en la evaluación inicial del estatus de cada participante o empresa.

De esta forma, la ejecutiva describe la modalidad en la que se ejecutará el programa: «El proceso de desarrollo de proveedores se divide en etapas clave. Una vez identificado el nivel de desarrollo de las empresas participantes, se brindará capacitación y acompañamiento para cumplir con los requerimientos estándar establecidos por Engie. Estos requisitos incluyen aspectos como el acta constitutiva, el pago de impuestos, cuestiones de seguridad y salud, calidad, diversidad e inclusión, huella de carbono y sustentabilidad, entre otros».

Y agrega: «Luego de que las empresas alcancen estos estándares, tendrán la oportunidad de concursar por más de 190 obras de inversión social en los estados mencionados, con una inversión total de 200 millones de pesos. Este enfoque busca no solo fortalecer la red de proveedores de Engie, sino también generar un impacto positivo en las comunidades locales a través de proyectos de diversa índole».

En una muestra de compromiso adicional con la equidad de género, Ludlow anuncia que las empresas lideradas por mujeres o con una plantilla laboral que tenga al menos el 50% de fuerza femenina recibirán incentivos adicionales para su desarrollo.

El proyecto no se detiene en sus etapas iniciales. la experta revela que se realizará una medición de los resultados del programa, y en una segunda etapa, se invitará a otras empresas del sector energético con presencia en la región a incorporar a estos nuevos proveedores en sus procesos. Esto apunta a generar un desarrollo económico a largo plazo en la región, promoviendo la sostenibilidad y la diversificación del tejido económico local.

La plataforma para registrarse en el programa está disponible en la siguiente dirección: Desarrollo de Proveedores. A su vez, la ejecutiva asegura que todos los participantes recibirán retroalimentación sobre su estatus durante el proceso, reafirmando el compromiso de Engie y Oil & Gas Alliance con la transparencia y el desarrollo integral de los participantes.

La entrada Entrevista: Engie invertirá 200 millones de pesos para el desarrollo de proveedores energéticos en el sur de México se publicó primero en Energía Estratégica.

La transición energética en México se perfila como un tema central en la agenda política a medida que se acercan las elecciones, previstas para el 2 de junio de este año.

Quienes lideran las encuestas son las dos precandidatas de las alianzas entre el PAN, PRD y PRI, Xóchitl Gálvez Ruiz, y la de Morena, PT y PVEM, Claudia Sheinbaum Pardo, ex secretaria de ambiente del actual presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

En este contexto, Fernando Rodríguez Tovar, director del Clúster de Energía de Sonora, entidad apartidaria que busca hacer más competitiva a la industria energética del estado mexicano es optimista y asegura que próximamente se trazará la ruta hacia un futuro energético más sostenible y renovable, en conversaciones con Energía Estratégica. 

«Las dos candidatas han hablado de apostar más fuerte a la transición energética. Entonces, una manera de instrumentar esto es permitir que haya más inversiones a gran escala como fue en el pasado», señala  Rodríguez Tovar.

Según el director, las propuestas de las dos candidatas principales a la presidencia son un reflejo de un cambio de paradigma en comparación con la administración actual del presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

Cabe destacar que el actual presidente ha sido fuertemente criticado en el sector energético por trazar una agenda política en detrimento de las energías renovables al; crear la Ley de la industria eléctrica (LIE) la cual fue declarada inconstitucional por priorizar los intereses de la CFE por encima de los privados;  cancelar las subastas de largo plazo y considerar a los ciclos combinados como energías limpias, entre algunas medidas.

Con respecto a la necesidad de nuevas subastas, el experto insiste: “Estamos convencidos que el esquema de subastas tiene mucho potencial para retomarse en México. Entonces seguramente es una de las propuestas que le estaremos haciendo a las candidatas”. 

Fuerte articulación público privada

El Clúster de Energía de Sonora no solo observa con optimismo el panorama electoral, sino que también se involucra activamente en la planificación estratégica del sector energético para los próximos cinco años. 

«Como clúster hemos estado apoyando al gobierno y a las empresas. Estamos trabajando con nuestros socios este año en una planeación estratégica para presentar propuestas a las candidatas y a los candidatos de los diferentes partidos», explicó Rodríguez Tovar. 

Este enfoque colaborativo tendrá lugar en marzo con una sesión de planeación que reunirá a líderes de la industria, tomadores de decisiones del gobierno y académicos, con el fin de alinear visiones y establecer un plan de trabajo robusto para el clúster y el estado de Sonora.

El clúster, que ha experimentado un crecimiento significativo con más de 80 socios, entre los cuales 53 son empresas, tiene grandes expectativas de expansión. 

«Queremos tomar ese rol activo de liderazgo para apoyar al gobierno y a las empresas para que estos proyectos se concreten a lo largo de los años», afirmó el director.

De esta forma, la entidad se muestra optimista y proactivo ante los cambios políticos y sociales que se avecinan. Con una visión clara y un compromiso con la sostenibilidad, el clúster busca consolidarse como un pilar fundamental en la transición energética de México, marcando el camino hacia un futuro más verde y renovable.

Avances del plan Sonora

Por otro lado, el especialista se pronunció acerca del Plan Sonora (uno de los pocos proyectos utility scale que ha lanzado la actual administración), que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina y la séptima en el mundo.

De acuerdo al experto, el plan sigue su curso con proyectos emblemáticos como el desarrollo de la planta fotovoltaica de Puerto Peñasco y la ampliación del puerto de Guaymas. 

Sin embargo, el clúster identifica la movilidad como un área de oportunidad clave: «Lo que más le falta al Plan Sonora es promover la electro movilidad. Por ello, estamos trabajando fuerte con la universidad de Arizona para concretar proyectos de movilidad eléctrica en el estado«, señaló Rodríguez Tovar.

La entrada El Clúster de Sonora vislumbra avances en el sector energético de cara a las elecciones se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) reaccionó a los planteamientos hechos por la secretaria del Departamento de Energía federal, Jennifer Granholm, sobre la posibilidad real de que Puerto Rico pueda alcanzar la conversión en un cien por ciento a la energía renovable para el año 2050.

El Ing. Julián Herencia, director ejecutivo de APER, expresó que el plan PR100 confirma las posturas de la entidad, que agrupa a varias empresas de generación de energía renovable a gran escala, y validan el trabajo que se ha venido haciendo por lo pasados diez años.

“Como bien señala el estudio PR100, no hay duda de que la generación de energía renovable a gran escala es imprescindible para alcanzar el objetivo de tener un sistema energético que sea confiable, estable y económico. Para lograr la estabilidad energética y superar la deficiencia de generación es necesario movernos hacia una resiliencia verdadera mediante la intervención de todas las modalidades y de generación de energía. La impresión de que solamente una escala o modalidad de energía nos va llevar a nuestra meta es una ilusión. El estudio revela que el conjunto de escalas y modalidades son imprescindibles para nuestra meta. Además, la fuente a gran escala llega a todas partes, se tenga o no placas solares y con un costo menor para los consumidores”, expresó el ingeniero.

Herencia destacó que actualmente Puerto Rico cuenta con proyectos de energía renovable a gran escala que generan 220 MW, lo que abona a la estabilidad del sistema eléctrico, pero no es suficiente.

“La proyección para el año 2025, cuando de acuerdo al plan de Puerto Rico, debemos generar un 40 por ciento de fuentes de energía renovable, se logrará siempre y cuando se tomen en consideración todos los modelos de generación, desde las placas y baterías en los hogares hasta los proyectos a gran escala alrededor de la isla”, consideró.

De acuerdo a Herencia, APER ha identificado áreas de oportunidades que, de ser acogidas por los entes regulatorios y las autoridades estatales y federales, van a permitir el despliegue acelerado de todas las tecnologías existentes para poder cumplir con las expectativas de una transformación energética total.

“Estamos listos para insertarnos en la discusión propuesta por la Secretaria para que se escuchen las preocupaciones y prioridades de los proponentes de energía renovable. La apertura a una conversación continua con las entidades locales y federales ya existe y es hora de presentar nuestras recomendaciones y propuestas. Ya tenemos en agenda varias reuniones que estamos seguros moverán al país en la dirección correcta hacia una transformación de energía que sea eficiente, costo-efectiva y permanente”, señaló Herencia.

La entrada Productores de energía renovable de Puerto Rico reaccionan al plan federal de energía se publicó primero en Energía Estratégica.

El gobierno federal de Brasil anunció un paquete de inversiones de más de R$ 121000 millones para el estado Minas Gerais a través del nuevo Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC), en el que incluyó a las energías renovables y la construcción de nuevas redes de transmisión. 

Para la transición energética se destinarán alrededor de R$ 4700 millones de inversiones, repartidos en 45 proyectos de generación fotovoltaica (4 nuevas, 31 en progreso y 10 ya concluidos) y 29 líneas de transmisión que sumarán 8955 kilómetros al sistema, siendo 15 internas propias del estado de Minas Gerais y otras 14 que también pasan por los estados de São Paulo, Río de Janeiro, Goiás y Bahía. 

“Realizamos las mayores subastas de líneas de transmisión de la historia de Brasil. Anunciamos inversiones por R$ 9000 millones de reales sólo aquí en Minas Gerais, generando 50000 empleos directos e indirectos”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira. 

“Con ello ya contratamos más de R$ 60000 millones de inversiones en líneas de transmisión, permitiendo otros R$ 300000 millones en proyectos de generación de energía limpia y renovable”, agregó durante el evento. 

La mega subasta a la que hizo referencia Silveira se realizó a fines del año pasado y representó la mayor previsión de inversión jamás anunciada por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), por alrededor de R$ 21700 millones. 

Allí las firmas State Grid Brazil Holding S.A, el Consorcio Olympus XVI y Celeo Redes se repartieron los tres lotes para la construcción de 4400 kilómetros de nuevas líneas y subestaciones con capacidad de transformación de 9840 MVA.

Y se espera que a partir del nuevo Programa de Aceleración del Crecimiento se incremente todavía más la vinculación entre el sector público y privado, e incluso aún resta que, una vez culmine la época de carnaval, se den a conocer las propuestas seleccionadas de la segunda etapa de tal iniciativa 

La fase denominada “PAC Selecciones” abrió la posibilidad de que los municipios y estados del país presenten nuevas propuestas (94% de los municipios de Minas Gerais ya lo hizo), a tal punto que el gobierno federal de Brasil ya recibió 4255 proyectos. 

“Es decir que si bien en todo Minas Gerais se habla de inversiones cercanas a los R$ 121400 millones (entre todos los segmentos de la economía), ese valor será incrementado una vez se agreguen las obras del PAC Selecciones”, aclaró Rui Costa, ministro de la Casa Civil de la presidencia de Brasil. 

“Buscamos ampliar la participación de la iniciativa privada en las inversiones con proyectos de concesión pública y PPP (participación público – privada) para ampliar la generación de empleo y mejorar las vidas de las personas (…) Y una de las directrices que marcó el presidente Luiz Inacio Lula da Silva para sus ministros es que Brasil es y siga siendo un referente global en la transición energética”, añadió.

Además, el Ministerio de Minas y Energía informó el inicio de operación del Complejo Solar Jaíba 5 (420 MW de capacidad) y colocó la primera piedra de la planta fotovoltaica de Arino, las cuales en conjunto sumarán R$ 3500 millones en inversiones y generarán 25000 empleos directos e indirectos para la región. 

La entrada Gobierno de Brasil destinará más de R$ 47000 en inversiones energéticas en Minas Gerais se publicó primero en Energía Estratégica.

En un paso significativo hacia la promoción de la igualdad de género y el fortalecimiento de las relaciones comerciales internacionales, el programa «Partnering in Business with Germany» presenta su primera edición dedicada exclusivamente a las empresarias mexicanas: «Women in Business».

Este programa, impulsado por el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania y la Secretaría de Economía de México, busca empoderar a las mujeres líderes en el ámbito empresarial, y ha capturado la atención de destacadas figuras como Mariana Alonso, líder innovadora en los sectores de logística y energías renovables.

Mariana Alonso, CEO de Praxis Logistica y Directora de proyectos en Latin American Rainmakers, se destaca como una voz influyente en el comercio internacional, la sostenibilidad y la igualdad de género. Como Consejera del T-MEC y Consultora para proyectos de la Agencia de Cooperación y Comercio Internacional del Gobierno de Estados Unidos, la experta ha demostrado su compromiso incansable con el empoderamiento económico de las mujeres en México.

En conversaciones con Energía Estratégica, Alonso, celebra esta primera edición de «Women in Business» y promueve la colaboración internacional en el desarrollo empresarial.

«En un mundo cada vez más interconectado, la colaboración internacional es crucial para el desarrollo y la innovación de las empresas. Este programa, centrado en la inclusión y diversidad, proporciona una plataforma valiosa para que las empresarias mexicanas establezcan contactos en el avanzado ecosistema empresarial alemán», explica.

Y agrega: «El programa «Partnering in Business with Germany» ofrece oportunidades únicas para las empresarias mexicanas de incursionar en el mercado alemán, reconocido por su innovación y sostenibilidad».

En este sentido, la experta destaca que la colaboración B2B a largo plazo y el conocimiento profundo de las operaciones comerciales internacionales son solo algunos de los beneficios que ha experimentado personalmente a través de su participación activa en la tercera generación del programa.

En el contexto actual, donde el nearshoring está ganando terreno como una oportunidad para América Latina, Alonso destaca la importancia de la participación femenina en el ámbito de las energías renovables. En efecto, prevé un crecimiento notable de mujeres liderando empresas en este sector, donde México y Alemania tienen un vasto potencial para compartir conocimientos y experiencias.

¿Quiénes pueden participar y cómo?

El programa está diseñado exclusivamente para mujeres que ocupan puestos de gerencia en MIPYMES y tienen la facultad de negociar y tomar decisiones en nombre de sus empresas. Las participantes deben contar con disponibilidad para participar de forma remota y presencial durante seis semanas y dos semanas, respectivamente, en Alemania. Se espera que las participantes estén comprometidas con todas las etapas del programa y tengan un nivel avanzado/fluido de inglés.

Los beneficios para las participantes incluyen el pago de alojamiento, comida, seguro básico y viajes en grupo dentro de Alemania. El programa proporciona enseñanzas esenciales sobre negociación con empresas alemanas, marketing internacional e innovación, además de incluir visitas a empresas alemanas y oportunidades comerciales.

Las mujeres interesadas en participar en «Women in Business» pueden enviar un correo electrónico a ffpmexico@economia.gob.mx, indicando su deseo de tomar parte. El período de registro estará disponible desde el 29 de enero hasta el 20 de febrero de 2024, ofreciendo una ventana de oportunidad para aquellas que buscan expandir sus horizontes comerciales y establecer alianzas sostenibles con sus pares alemanas.

La entrada Presentan programa para que empresarias mexicanas puedan establecer alianzas sostenibles con pares alemanes se publicó primero en Energía Estratégica.

En un esfuerzo por impulsar la sostenibilidad del sector energético hondureño, el Ing. Tomás Rodríguez, subsecretario de Energía Renovable y Electricidad en la Secretaría de Energía de Honduras ha enviado señales claras al mercado para aumentar la participación de las energías renovables en la matriz energética del país.

“Estamos desarrollando programas y estrategias que incrementen el índice de renovabilidad por lo menos en un 20% en los próximos siete u ocho años”, adelantó.

Durante el podcast Conexiones Energéticas de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el funcionario de gobierno aseguró que Honduras cuenta con un 63% de renovabilidad en su matriz energética en la actualidad y que su intención es fortalecerla en los próximos años.

Una de las principales áreas de enfoque para el gobierno hondureño es el impulso de la tecnología geotérmica. Esto se debe a que esta tecnología de generación ofrece una ventaja crucial al proporcionar potencia firme, que en estos momentos está en déficit. De allí que, el subsecretario Rodríguez indique que se están llevando a cabo estudios de factibilidad técnica y económica en el denominado Corredor Seco, una región con gran potencial geotérmico para Honduras.

Otro aspecto destacado de la estrategia gubernamental es el desarrollo de bancos de almacenamiento de energía. Ante la necesidad de abordar el déficit de potencia y la variabilidad en la generación renovable, Honduras está explorando opciones de acumulación en baterías que permitan aprovechar al máximo la energía generada por fuentes como la solar y la eólica.

Ahora bien, considerando los últimos datos del balance energético de Honduras, OLADE advierte que un 75% de la energía se dirige a cubrir la demanda del sector energético residencial y de transporte. Por lo que, en respuesta a ello, desde la Secretaría de Energía estarían trabajando para lograr un consumo de energéticos más eficientes en estos dos sectores y empezando a generar las condiciones más óptimas para el acceso a paneles solares y vehículos eléctricos.

En este sentido, el subsecretario Rodríguez destacó la importancia de una actualización del marco actual que incentive a los ciudadanos a convertirse en autoproductores de energía a través de sistemas renovables particulares.

“Estamos promoviendo una reforma para que las personas, el particular, pueda instalar sus paneles (…) y que al mismo tiempo, con un medidor bidireccional, pueda ser un autoproductor pero también poder inyectar a la red del Sistema Interconectado Nacional”, comentó.

Y concluyó: “Eso todavía no está regulado en nuestro país pero lo estamos trabajando para que el ciudadano y la ciudadana tenga esta opción de producir la energía que consume y cuando tenga un excedente genere un beneficio reduciendo su factura o inclusive percibir algún ingreso monetario por parte del Estado para ayudar en su economía”.

La entrada El gobierno de Honduras busca incrementar un 20% las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad (SIE) publicó dos resoluciones esta semana recomendando a la Comisión Nacional de Energía (CNE) que a su vez recomiende al poder ejecutivo otorgar, por un periodo máximo de 25 años, la Concesión Definitiva para explotación de obra generación eléctrica de dos parques solares. 

Se trata del Parque Solar Tornasol, con capacidad instalada de hasta (70MWp) y (48.29MWn), a ubicarse en el municipio Nizao, provincia Peravia; y la Fotovoltaica Santa Clara Energy Group, con capacidad instalada de hasta (84MWp) y (67.70MWn), que deberá disponer de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) con una capacidad de 80.64 MWh y 20.16 MW de potencia, a localizarse en el paraje Santa Cruz, municipio Pedro Brand, provincia Santo Domingo. 

De ser aprobados estos proyectos, se incorporarán 154 MWp (115,99 MWn) de capacidad instalada fotovoltaica en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de República Dominicana. 

Las empresas que solicitaron la Concesión Definitiva para estos dos proyectos son la Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A. (EGE Haina) y Santa Clara Energy Group, S.R.L., respectivamente. 

La Superintendencia ha podido comprobar, según indica en los expedientes publicados esta semana, que las peticionarias han cumplido con los requisitos técnico-legales dispuestos por el Reglamento de Aplicación de la Ley 57-07 para proyectos de este tipo y que cumple con los restantes requisitos exigidos por la normativa vigente, tanto medioambientales como las que rigen el subsector eléctrico, para ser beneficiarias de concesiones definitivas para la instalación y explotación de obras de generación eléctrica a partir de fuentes primarias renovables de energía solar fotovoltaica. 

Parque Solar Tornasol

El parque de hasta 70MWp y 48.29MWn, estará compuesto por 106,060 módulos fotovoltaicos de 70 Wp cada uno, con trece inversores con potencia nominal de 4.3 MW cada uno y la construcción de un tramo de línea a 138 kV de 300 metros. 

Y se interconectará al SENI mediante la construcción de un tramo de línea de 138 kV de aproximadamente 300 metros que que llegará a la subestación Santanasol, la cual será de doble circuito y un conductor Darien por fase sobre torres metálicas de celosía en acero galvanizado. 

Los detalles del informe técnico-legal de la SIE y su recomendación de concesión definitiva se puede consultar en la resolución SIE-010-2024-RCD.

Fotovoltaica Santa Clara Energy Group

La central de 84MWp y 67.70MWn, estará compuesta por 144,990 módulos fotovoltaicos de 580 Wp cada uno, con dieciséis inversores con potencia nominal de 4.2 MW cada uno, y un tramo con línea de interconexión de 2.6 km. 

Se establece que además deberá disponer de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) con una capacidad de 80.64 MWh y 20.16 MW de potencia. 

Y se instalará al SENI a través de una subestación que se interconectará a través de una línea de transmisión doble circuito dos conductores por fase de 2.6 km aproximadamente y será construida en conductor Darien 559.5MCM-AAAC para interconectarse en dos campos o bahías 138 kV hasta la subestación Julio Sauri. 

Los detalles del informe técnico-legal de la SIE y su recomendación de concesión definitiva se puede consultar en la resolución SIE-009-2024-RCD.

La entrada Dos proyectos solares se encaminan a su concesión definitiva en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

Tal como había anticipado Energía Estratégica, con 23 votos a favor y en primera votación, la Comisión Permanente aprobó 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.

Esta primera aprobación de la ley para fomentar el uso del hidrógeno verde como combustible y vector energético en Perú representa un paso fundamental hacia la sostenibilidad y diversificación de la matriz energética del país. 

No obstante, Daniel Camac, presidente de la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ), destaca la necesidad de perfeccionar y ampliar ciertos aspectos clave en el proyecto de ley para potenciar su impacto positivo y acelerar la transición hacia un futuro más limpio y sostenible.

En conversaciones con Energía Estratégica, el presidente de H2 PERÚ ha propuesto varias mejoras que podrían ser consideradas en fases posteriores del proyecto, con el objetivo de fortalecer la implementación y adopción del hidrógeno verde en diversas industrias. Entre las sugerencias presentadas por Camac se encuentran:

Incentivos fiscales y financieros para la inversión: Camac enfatiza la importancia de incorporar incentivos fiscales y financieros específicos para impulsar la inversión en proyectos de hidrógeno verde. Estos incentivos podrían acelerar la adopción y desarrollo de tecnologías relacionadas, proporcionando un impulso necesario para la transición hacia una economía más verde.
Regulación y estándares claros: el presidente de H2 PERÚ aboga por la inclusión de disposiciones claras en la ley relacionadas con la regulación y los estándares de producción, almacenamiento y distribución de hidrógeno verde. Estas medidas proporcionarían seguridad y confianza tanto a inversores como usuarios, contribuyendo así a la creación de un entorno propicio para el crecimiento sostenible de la tecnología del hidrógeno verde.
Fomento de la investigación y desarrollo: el experto propone la promoción activa de la investigación y desarrollo en el campo del hidrógeno verde. Esta medida busca fomentar la innovación y aumentar la competitividad en el sector, asegurando que Perú esté a la vanguardia de las tecnologías emergentes en la producción y aplicación del hidrógeno verde.
Definición detallada de las rutas de producción: el especialista destaca la importancia de profundizar en la definición de las rutas de producción del hidrógeno verde. La actual legislación sienta las bases, pero Camac sugiere que la ley podría ser más específica en cuanto a las rutas consideradas renovables o de bajas emisiones. Esto permitiría una adopción más alineada con las definiciones internacionales del sector energético.

En cuanto a las potenciales ventajas de esta iniciativa, la aprobación de una ley de hidrógeno de bajas emisiones en Perú impactaría positivamente en diversas industrias, marcando un hito significativo en su transición hacia prácticas más sostenibles. Entre las principales industrias beneficiadas, Camac enumera las siguientes:

Industria Energética: la generación de energía limpia a partir de fuentes renovables se verá fortalecida, contribuyendo a la seguridad energética y a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Transporte: el sector de vehículos pesados y de larga distancia se beneficiará al utilizar hidrógeno verde como combustible, reduciendo significativamente las emisiones y contribuyendo a la descarbonización.

Industria Química: la producción de hidrógeno verde impulsará la sostenibilidad de la industria química, disminuyendo la dependencia de fuentes de hidrógeno basadas en combustibles fósiles.

Sector Minero: la adopción del hidrógeno de bajas emisiones en la industria minera mejorará la sostenibilidad de las operaciones de extracción y procesamiento de minerales.

Agroindustria: la producción de hidrógeno renovable abrirá oportunidades para soluciones sostenibles en la agroindustria, desde el suministro de energía limpia para maquinaria agrícola hasta la producción de amoniaco renovable para fertilizantes nitrogenados, cruciales para la producción alimentaria a nivel mundial.

La entrada H2 Perú propone más medidas para incluir en el proyecto de ley de Hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

Hoy es el último día para asegurar lugares y adquirir entradas a precio promocional para los mega eventos en Argentina y República Dominicana, organizados por Future Energy Summit (FES), la compañía de eventos de energías renovables más convocante de Latinoamérica. 

Este 9 de febrero termina la primera preventa de ambos encuentros que participarán líderes de empresas, organizaciones y funcionarios a lo largo de diversos paneles exclusivos de debate y espacios del más sofisticado networking.

Cada uno de esos Summit convoca a más de 500 ejecutivos y ejecutivas del sector de las energías renovables, donde se realizan entrevistas en vivo y se propician encuentros cara a cara y se abordan los principales temas que atraviesan a la industria.

Argentina será la primera parada del 2024 de la gira de Future Energy Summit, puntualmente el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA)  Y si bien FES ya contó con diversos summit virtuales, por primera vez tendrá una jornada presencial en el país organizada por la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

Mientras que pocos días más tarde, FES viajará hacia República Dominicana y volverá con muchísimas expectativas con el “Future Energy Summit CA & the Caribbean”, a realizarse los días 20 y 21 de marzo en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo. 

Por lo que resta poco más de un mes para que se lleven a cabo ambos mega eventos, pero hoy finaliza la primera preventa de entradas; en tanto que todos los profesionales del sector energético interesados en asistir pueden reservar su entrada en la web oficial de Future Energy Summit o explorar opciones de patrocinio contactándose por correo electrónico a info@futurenergysummit.com.

ASISTE A FES CA & THE CARIBBEAN

¿Quiénes ya aseguraron su presencia? Varias empresas del sector energético ya confirmaron su participación en la cumbre de Argentina, tales como JA Solar, Longi, DREICON, Trina Solar, Goldwind Argentina, 360 Energy, AE Solar, FMO, IMPSA, Telener 360 y PCR.

Y la misma tendrá varios partners estratégicos en representación de las distintas tecnologías y entidades que trabajan por la transición energética en el Cono Sur. A tal punto que el evento ya tendrá el apoyo de CADER, Cámara Latinoamericana del Litio, Asociación Argentina de Energía Eólica, Cámara Eólica Argentina, AHK Argentina, AGEERA, Raveza, ACEN, ACENOR, ACESOL, ACSP, la Asociación de Mujeres en Energía Sostenible, Generadoras de Chile, y ADELAT. 

Cabe aclarar que dicho evento se da en los primeros meses del gobierno de Javier Milei. Por lo que contará con la asistencia destacada de Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía de la Nación, quien ya vaticinó cambios en la política energética nacional a partir de modificaciones regulatorias, la apertura del mercado y el cumplimiento de las metas ambientales asumidas. 

Y Future Energy Summit Argentina 2024 será una ventana para conocer al detalle los planes, próximos pasos, metas y expectativas del nuevo gobierno para las renovables en el país, que ya suman más de 5800 MW instalados en proyectos de generación centralizada y existen otros casi 4000 MW en construcción y que podrían entrar en operación en el corto plazo. 

ASISTE A FES ARGENTINA

Por el lado de “Future Energy Summit CA & the Caribbean” en República Dominicana, el evento más convocante para el sector público y privado de mercados de Centroamérica y el Caribe, tendrá la participación de portavoces de la cartera energética de países de la región, así como de asociaciones, entidades financieras, desarrolladoras, epecistas y fabricantes internacionales líderes, tales como:

Sungrow, JA Solar, Trina Solar, LONGi Solar, Risen Energy, Black & Veatch , AESOLAR, Jinko Solar Co., Ltd. , Telener 360, FMO – Dutch entrepreneurial development bank, Soventix Caribbean, SRL , la Asociación de Mujeres en Energía Renovable de RD, ASOFER – Asociación para el Fomento de Energías Renovables, el Centro de Exportación e Inversión de la República Dominicana ProDominicana y más.

Por tercer año consecutivo, Santo Domingo será sede del evento que promueve el más sofisticado networking y el debate para acelerar la transición energética hacia fuentes renovables. Y para ello, los strategics partners confirmados de la mega cubre son CAPES, Raveza, ASOFER, Mujeres en Energía Renovable República Dominicana, ADELAT. 

ASISTE A FES CA & THE CARIBBEAN

No te pierdas la oportunidad de ser parte de los dos primeros encuentros del 2024, donde expertos, innovadores y líderes del sector se reunirán para discutir el futuro de la energía renovable. Y no dejes pasar la ocasión para comprar tus entradas a precio imperdible de la primera preventa. 

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

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

ASISTE A FES CA & THE CARIBBEAN

La entrada Últimos beneficios en Argentina y Dominicana: Hoy termina la primera preventa para los mega eventos de renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, a pocos meses de finalizar su mandato, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), envió al Congreso de la Unión como 20 medidas, entre ellas, un proyecto de reforma constitucional en materia energética.

Este nuevo proyecto de reforma se da semanas después de que la Suprema Corte concediera el amparo contra la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021 por violar las reglas del mercado eléctrico mayorista, priorizando a la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Con esta decisión la LIE se declaró inconstitucional y vuelve a entrar en vigencia la Reforma Energética de 2013 de Peña Nieto.

En este escenario, con esta última reforma enviada al Congreso, AMLO busca desterrar esta reforma de Peña Nieto y que la CFE tenga preponderancia sobre las empresas privadas.  La actitud del actual presidente causó polémica en el sector renovable y muchas instituciones se manifestaron en contra del documento.

Una de ellas fue el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) quien a través de un informe denunció: «La iniciativa de reforma en materia energética pretende plasmar en la constitución que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) tendrá prevalencia sobre sus contrapartes privados en el sector eléctrico, asunto que ya ha sido abordado por propuestas anteriores y recientemente invalidado por la Suprema Corte. Por su parte, en materia de aguas se propone cancelar las concesiones para usos distintos al doméstico en zonas con baja disponibilidad».

De esta forma, en su reporte llamado ¿Reformas para la competitividad? el instituto explica en detalle los artículos constitucionales que planea modificar AMLO en materia de energía y agua y sugiere posteriormente las seis implicaciones centrales que experimentará la política energética del país de aprobarse estos cambios.

Modificaciones: 

Artículo 4. Establecería que el agua para consumo humano tendrá preferencia sobre cualquier otro uso.
Artículo 25. Propone cambiar la naturaleza de las empresas productivas del Estado por la de empresas públicas, notablemente la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
Artículo 27. Cancela las posibilidades de inversión privada en la transmisión y distribución eléctrica. Se agrega que las empresas privadas en ningún caso tendrán prevalencia sobre la empresa pública del Estado, cuya esencia es cumplir con su responsabilidad social y garantizar la continuidad y accesibilidad del servicio público de electricidad. Se prohíbe el otorgamiento de concesiones de agua en zonas con baja disponibilidad de agua en cantidad y calidad salvo asignaciones destinadas a centros de población para garantizar el consumo personal y uso doméstico.
Artículo 28. Agrega el servicio de internet que provea el Estado al listado de áreas estratégicas, y se establece que los objetivos de la planeación y el control del sistema eléctrico nacional serán preservar la seguridad y autosuficiencia energética y proveer electricidad al menor precio posible, evitando el lucro, para garantizar la seguridad nacional y soberanía a través de la empresa pública del Estado.

Seis efectos negativo que traerían los cambios:

Las reformas enviarían un mensaje de incertidumbre jurídica que no solo se limitaría a las inversiones directamente afectadas, sino que se reflejaría en toda la economía nacional como un mensaje de que el Estado mexicano no tiene un compromiso creíble con el estado de derecho.
Al desincentivar la entrada de nuevos jugadores en el mercado de generación eléctrica, se eliminan los incentivos a la eficiencia que reducen los costos eléctricos.
Favorecer a la CFE por criterios políticos tendría un impacto negativo en la transición energética al reducir y desincentivar las posibilidades de inversión privada en energías renovables.
Eliminar los mecanismos de inversión privada existentes en la transmisión y distribución eléctrica (asociaciones público-privadas o instrumentos financieros como los CKD, Cerpi o Fibra E) obligaría a la CFE a incurrir en la totalidad del gasto de capital necesario para expandir y modernizar la infraestructura de redes.
Eliminar el mandato de la CFE de crear valor económico y rentabilidad para el Estado mexicano como su propietario para transitar hacia el carácter de empresa pública sin fines de lucro permite que la empresa opere con pérdidas y cause un daño a la hacienda pública.
La redacción de las modificaciones al artículo 27 abre la puerta no solo a la prohibición de nuevas concesiones de agua para uso industrial, sino también para uso agropecuario, lo que impactaría al sector en zonas afectadas por sequías.

Por todo los expuesto, IMCO considera que el proceso legislativo debe conducirse con debates basados en datos y evidencia y con tiempo suficiente para analizar las implicaciones de cada reforma planteada.

Y concluye: «México debe aprovechar el cambio estructural que representa la relocalización de las cadenas globales de valor, así como implementar políticas que detonen mayores niveles de desarrollo y bienestar. Estas ocho propuestas van en el sentido contrario, y podrían tener implicaciones graves para el Estado de derecho en el país, el bienestar de su población, la sostenibilidad de las finanzas públicas, la provisión de insumos básicos y las relaciones comerciales que mantiene con países con los que ha firmado tratados».

La entrada IMCO advierte seis efectos negativos que traería la nueva reforma energética de López Obrador se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la publicación en el Diario Oficial concluyó el procedimiento de modificación normativa de la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en instalaciones de Media Tensión, llevada adelante por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y que incorpora una serie de modificaciones a dicha norma asociada a la regulación de este sector, que actualmente registra más de 2.600 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional.

Marco Mancilla, Secretario Ejecutivo del organismo regulador, explicó que el objetivo de los cambio a la normativa “es adecuar la norma técnica a las nuevas exigencias establecidas por el Reglamento para Medios de Generación de Pequeña Escala, por lo que se incorporaron disposiciones que buscan mejorar la elaboración de los estudios técnicos, la ejecución de las Obras Adicionales, Ajustes o Adecuaciones, entre otras, para tener una mejor interacción entre los agentes del mercado”.

“Además, se introdujo un capítulo que detalla el procedimiento de controversias establecido en el Reglamento, junto con la incorporación de disposiciones para un adecuado desarrollo de auditorías que pudiera solicitar la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Es así como, los elementos anteriores, contribuirán a tener una mayor claridad y certeza de los agentes incumbentes”.

Procedimiento

Mancilla recordó que, “de acuerdo con lo analizado en el proceso de Consulta Pública, las materias asociadas al tratamiento de las congestiones y la operación de los PMGD serán tratadas en un nuevo procedimiento normativo, tal como se indicó en el Plan Anual Normativo 2024 de la CNE, debido a que estos aspectos requieren de una discusión amplia con los distintos actores de la industria, por lo que se espera convocar al comité consultivo a que se refiere la Ley General de Servicios Eléctricos en el transcurso del presente año”. 

“La Comisión Nacional de Energía está permanentemente analizando requerimientos normativos para el correcto funcionamiento del sector eléctrico y, en caso de ser necesario, iniciar un procedimiento normativo para ello”, agregó.

La modificación normativa, con sus principales alcances, será detallada en un Webinar, abierto al público, que se realizará durante marzo próximo, a través de la plataforma ZOOM.

La entrada CNE publica modificación de la Norma Técnica para PMGD en instalaciones de Media Tensión se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) anuncia la aprobación de la Resolución CREG 101 036 de 2024. Esta medida tiene como objetivo principal mitigar la intensidad del impacto que el Fenómeno de El Niño pueda generar en las facturas de energía de los colombianos.

Esta nueva Resolución permite a los generadores de energía firmar contratos bajo un nuevo esquema de reglas.

El objetivo es mantener los precios de la energía lo más estables posible para los consumidores, especialmente en momentos cuando los precios suelen cambiar rápidamente como en épocas de El Niño. Con ello, se reduce la cantidad de energía que se tiene que transar en la bolsa en momentos en que su precio es volátil.

«Normalmente, el 20% de la energía del país se comercializa en bolsa, mientras que el 80% se vende mediante contratos establecidos con anterioridad. Durante eventos como El Niño, los precios en bolsa suelen aumentar de manera significativa y repentina. Con esta iniciativa, nuestro objetivo es disminuir este impacto, de modo que los usuarios no experimenten incrementos abruptos en sus facturas de energía», explicó Omar Prias, director ejecutivo de la CREG.

La propuesta consiste en establecer contratos con una duración de hasta dos años, comenzando a partir del 1 de marzo.

Durante el primer año, con un límite superior para el precio de traslado de la energía a los usuarios. Esta resolución también facilitará que los generadores negocien directamente sus contratos con los comercializadores de energía, agilizando así el proceso.

Es importante destacar que la adopción de esta medida es transitoria y totalmente voluntaria. La resolución fue oficializada después de contar con el concepto favorable de la Superintendencia de Industria y Comercio, y con la firma del ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, en calidad de presidente de la CREG.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) sigue revisando medidas para reducir el impacto del Fenómeno de El Niño en las facturas del servicio de energía eléctrica.

La entrada Comercializadores y generadores de energía tendrán la oportunidad de celebrar contratos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

El Gobierno dominicano ha logrado avances significativos en su estrategia de planificación energética, que ha sido fundamental para impulsar el crecimiento de las energías renovables y orientar al país hacia un futuro energético más sostenible.

El director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, destacó estos logros al revisar los avances y desafíos del Plan Energético Nacional (PEN), durante el 1er Foro Empresarial de la XXIV Reunión Anual de Entidades Iberoamericanas de Reguladores de Energía (ARIAE).

Veras señaló que la falta de planeación a largo plazo había sido un desafío para el mercado eléctrico dominicano, lo que llevó a errores en la integración de energía. Sin embargo, en la actual administración, se ha puesto un énfasis renovado en este aspecto, con la emisión de una primera versión del PEN en el año 2022, que establece una hoja de ruta clara para la expansión de la generación en base a gas natural y la integración de energías renovables.

«Si queremos evaluar ese plan, yo le pondría un 100 porque realmente el Estado dominicano ha tomado las medidas para expandir la generación tanto a corto, mediano y largo plazo. Por igual en energías renovables nos hemos ganado un 90», comentó Veras.

El funcionario destacó que fruto de estas medidas acertadas, el sector energético se ha consolidado como un atractivo para la inversión. «Por ejemplo el decreto puente 608-21 permitió la firma de unos 36 contratos de compraventa de energía, así como la agilización de los procesos de cada una de las entidades», indicó.

Además, Veras señaló que desde la CNE se han implementado medidas regulatorias para fomentar la inclusión de sistemas de almacenamiento en nuevos proyectos, lo que contribuye a mitigar las variaciones en la producción energética, específicamente en la solar, y mejorar la estabilidad de la red eléctrica.

«Hoy hemos tenido ese gran espaldarazo que el sector privado nos ha dado, ya hemos emitido dos concesiones definitivas con sistema de almacenamiento, una está en proceso de construcción y hay unos 18 proyectos aproximadamente que hoy se evalúan», informó.

Destacó que uno de los retos que tenían era la planificación de la red, sin embargo, ya la mayoría de los proyectos que se están concesionando tienen acceso a la red y existe la facilidad regulatoria para que la inversión privada, vista desde la óptica de interconectar un proyecto, sea renumerada a través del mercado. Asimismo, la transmisión no es un gran problema para la República Dominicana.

La entrada Dominicana apunta a las renovables con una planificación estratégica se publicó primero en Energía Estratégica.

El festival Cosquín Rock 2024 será un evento sustentable y promoverá la transición energética, la economía circular y la proactividad frente al desafío del cambio climático, con el objetivo de mitigar y disminuir la huella de carbono. 

Las autoridades de la provincia de Cördoba, la productora del evento denominada En Vivo Producciones, la municipalidad de Santa María de Punilla y la empresa Helios Energía Limpia firmaron un convenio de colaboración que tendrá a las energías renovables como una de las patas sustentables del festival que se llevará a cabo el sábado 10 y domingo 11 de febrero en Aeródromo de Santa María de Punilla.

Tal es así que se incentivará la distribución y gestión de los residuos sólidos urbanos que se generen durante el Cosquín Rock y que los mismos se transformen en biogás y se produzca energía eléctrica que se inyectará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

“Habrá un contenedor donde se recogerán los residuos orgánicos durante los dos días del evento, que se trasladarán en un camión B100, es decir 100% motorizado de biodiésel, hacia la planta de Helios Energía Limpia y convertirlos en biogás, energía eléctrica que se inyectará a la red y biofertilizantes”, explicó Pablo Gabutti, secretario de Transición Energética del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de Córdoba. 

“El año pasado se recuperó un 35% de los residuos y estimo que este año estaremos en los mismos niveles o más”, complementó Federico Gauna, coordinador de Sustentabilidad del Cosquín Rock, en conversación con Energía Estratégica. 

Eso se fomentará con un plan de forestación en lugares estratégicos de Santa María de Punilla y una participación presencial de Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos para mostrar la problemática del cambio climático y cuáles son las energías de la economía y la coyuntura actuales que cumplen con el requisito de descarbonizar la matriz energética. 

Por lo que durante el stand del Ministerio, habrá una serie de recursos didácticos e informativos que pudieran ser una chispa inicial para que las personas se interioricen en la materia en lo que resulta una simbiosis entre la cultura musical y el sector energético. 

Además, desde la productora del festival señalaron que trabajan en conjunto con un grupo especialista que mide los impactos del ruido en la flora y fauna cercana, como también la huella de carbono del evento y, en coordinación con IRAM, buscarán certificar esta edición. 

“Y una vez terminado el Cosquín Rock, se hará una plantación de 1000 árboles o más para compensar la huella de carbono y ayudar a la zona en cuestión. Hechos que derivarán en un reporte de sostenibilidad del evento”, aclaró Gauna.

“En la medida que podamos ser claros, creíbles y que el mensaje tenga la combinación correcta de pragmatismo y prudencia, de optimismo y realismo, esto puede ser una de muchas interacciones que cada vez generen mayor masa crítica para un resultado significativo de la concientización ambiental y de las emisiones evitadas”, agregó Gabutti.

Antecedentes entre ambas entidades

Esta no es la primera vez que el gobierno de Córdoba y el Cosquín Rock se vinculan en pos de la sustentabilidad y la transición energética, ya que en 2022 el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos invitó a la productora a participar de la primera subasta de carbono, en la que el gobierno licitó créditos por 8400 toneladas de CO2 a un precio medio de $549 por tonelada, con el objetivo de apalancar las inversiones hacia una economía de bajas emisiones.

“Este año quisimos continuar la relación y concordamos en que una de las acciones verticales debe ser la medición de la huella de CO2 y la mitigación de la misma, y en el marco de eso, mostrar que el evento cumpla con su compromiso y se visibilicen al público tecnologías o cuestiones que quizás no son de público conocimiento”, subrayó el secretario de Transición Energética. 

“Y quizás, esto empieza a ser un efecto dominó que se expande a otros rubros del país. Por lo que la idea es continuar con ello y agregar nuevas vetas de tecnologías o alternativas que aún no han sido tan exploradas”, añadió. 

La entrada Renovables se unen con la cultura musical: El Cosquín Rock fomentará la generación de bioenergía se publicó primero en Energía Estratégica.

SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones de PV (fotovoltaicas) y ESS (almacenamiento de energía) para todos los escenarios, exhibe sus últimas innovaciones en segmentos renovables, desde residenciales y comerciales hasta servicios públicos en ENEX, con el objetivo de expandir aún más la influencia de la empresa en el mercado polaco.

En Polonia, el crecimiento del almacenamiento de energía sigue siendo prominente al ritmo de las crecientes instalaciones solares. Para satisfacer esa demanda, SOFAR PowerIn ofrece una flexibilidad sin igual como solución de almacenamiento C&I (comercial e industrial), que permite a los usuarios finales instalar primero el inversor y agregar almacenamiento según sea necesario.

También permite la instalación de baterías de al menos 20 kWh, con opciones para ampliar la capacidad cuando se determinen los requisitos de batería. Con PowerIn, la instalación es muy sencilla. A diferencia de las configuraciones tradicionales, no es necesario utilizar una grúa gracias a las baterías modulares que pesan solo 47 kg, y dos personas pueden manejar fácilmente toda la instalación.

Mientras tanto, SOFAR muestra HYD 5K~20KTL-3PH y el BTS E5~E20-DS5 para enriquecer las opciones de almacenamiento. En comparación con los BESS (sistemas de almacenamiento de energía para baterías) residenciales tradicionales, sobresale en la capacidad de expansión flexible.

Cada unidad de batería incorpora un PCU (unidad de control de potencia) integrado, que maximiza la energía utilizable. SOFAR también presenta otras soluciones, incluido el sistema de microinversores PowerNano, la serie de inversores de 25K~50KTL, la PV PowerMega de 350 kW para servicios públicos, el ESS PowerMaster para servicios públicos, etc.

Desde que SOFAR ingresó al mercado polaco en 2014, ha sido uno de los proveedores de inversores más populares conocidos por los clientes locales. Según institutos de investigación, SOFAR es el segundo proveedor de inversores en Polonia con un envío de más de 1 GW de PV e inversores híbridos en 2022.

«Polonia tiene una importancia significativa para nosotros en Europa. Con servicios locales extensos y sólidos canales de distribución como Energynat, Solfinity, Corab, estamos comprometidos a apoyar la transición de Polonia hacia un futuro con emisiones netas cero ofreciendo productos de calidad y forjando asociaciones sólidas», dijo Allen Cao, Jefe de SOFAR Europa.

La entrada SOFAR presenta a Polonia un camino hacia un futuro más verde en ENEX 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá registra 96.150 MW de capacidad instalada de autoconsumo distribuida en 3,134 clientes de las tres principales distribuidoras, de acuerdo con cifras de diciembre del 2023 por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP). 

Para acompañar el crecimiento futuro de estas instalaciones, la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED) incluye Líneas de Acción que están enfocadas en los cambios necesarios que fomenten la figura del prosumidor en el mercado eléctrico local.

Entre ellas, se encuentra la creación de una plataforma digital, en un esquema ventanilla única, en donde el usuario pueda buscar la información necesaria para el desarrollo de sus trámites para la instalación de GD, ingresar y administrar los trámites, compartiendo la información de manera digital a las instituciones responsables de los trámites. 

Para lograrlo, la Secretaría Nacional de Energía (SNE) está alineando su estrategia con las empresas distribuidoras, la Asociación de Municipios de Panamá (AMUPA), el Benemérito Cuerpo de Bomberos, la ASEP,la Junta Técnica de Ingenieros y Arquitectos (JTIA) y la Autoridad de Innovación Gubernamental (AIG).

“Estamos trabajando fuertemente en la ventanilla única para trámites, que es el punto focal que nos han indicado todos los instaladores”, indicó Guadalupe González, directora de Electricidad de la SNE. 

El inminente lanzamiento de la ventanilla única para generación distribuida no sólo será positivo para los instaladores porque se acelerarán los trámites sino además porque los potenciales prosumidores podrán acceder a información valiosa para tomar la decisión sobre su propio sistema. 

“Hemos notado que hay mucho desconocimiento sobre estas tecnologías, que se pueden instalar en el país, que tenemos más de 30 empresas que brindan servicios de instalación a nivel nacional y que la banca está desarrollando o ya tiene productos financieros a muy buenas tasas de interés”, explicó la directora de Electricidad de la SNE. 

Y agregó: “Yo pienso que cuando logremos que más gente también sepa de que tienen al alcance de sus manos estas posibilidades pues vamos a tener un mayor incremento de instalaciones”. 

Es por ello que la Secretaría Nacional de Energía inició el 2024 con este proceso de sensibilización y comunicación sobre los beneficios de la transición energética. Un ejemplo de ello fueron las actividades que realizaron durante el mes de enero en el marco del primer Día Internacional de la Energía Limpia que fue propuesto por Panamá y Emiratos Árabes Unidos como el 26 de enero. 

“Hemos transitado un mes de sensibilización visitando los centros comerciales y las juntas comunales porque estamos buscando que la ciudadanía pueda hablar con las mismas instituciones del Estado para que identifiquen las oportunidades que existen”, concluyó Guadalupe González, directora de Electricidad de la SNE. 

La entrada Panamá prepara el lanzamiento de la ventanilla única para energía solar distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Minas y Energía, a través de la Resolución 40042 de 2024, estableció lineamientos de política pública para garantizar la continuidad de los proyectos de generación con Energías Renovables, que han tenido dificultades para entrar en operación, incluso, por causas ajenas a la gestión del desarrollador.

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

En este contexto, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) podrá hacer ajustes normativos, donde tendrá en cuenta, entre otros aspectos, los esquemas de garantías que respaldan la integración de proyectos de generación con fuentes no convencionales de energía al Sistema Interconectado Nacional, para minimizar la afectación en la liquidez de los proyectos.

Así mismo, el ente regulador deberá evaluar medidas transitorias que generen incentivos a los proyectos de generación de energía a los que se les ha ejecutado alguna de las garantías vigentes.

El Ministerio otorga libertad en la modificación de los contratos de suministro de energía anual a largo plazo, de común acuerdo entre las partes.

“La expedición de esta Resolución se da luego de escuchar las inquietudes del mercado, comprender las dificultades para poner en marcha estos proyectos, y buscar de manera conjunta, acciones que garanticen la entrada en operación de los proyectos de generación con FNCER” afirmó el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho.

La entrada de estas plantas de generación permitirá avanzar hacia una Transición Energética Justa, contribuyendo así al Estallido 6G promovido por el Gobierno Nacional, que busca alcanzar 6GW de potencia instalada para el año 2026.

Las personas interesadas pueden descargar la Resolución a través de portal web del Ministerio de Minas y Energía en la opción https://normativame.minenergia.gov.co/normatividad/6881/norma/

La entrada Colombia establece lineamientos para acelerar el objetivo de 6 GW renovables al 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

El Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) actualizó el mapa de proyectos eólicos offshore con procesos abiertos ante la Junta de Licencias Ambientales luego de más de cuatro meses desde la última modernización de la plataforma. 

Tal es así que ya son 96 los parques eólicos marinos con solicitudes de licenciamiento ambiental que suman 234,220 MW de potencia a instalar en casi 15500 aerogeneradores por alrededor de 62490 kilómetros cuadrados de toda la costa este y noreste del país. 

Es decir que desde la Conferencia de las Partes de Glasgow (COP 26) a la actualidad, la capacidad eólica offshore en desarrollo creció más de seis veces, y desde la última actualización del mapa (septiembre 2023) a la fecha se incorporaron al listado más de 25 proyectos por aproximadamente 35 GW. 

De ese inventario, la mitad de las centrales se ubican en la región nordeste de Brasil con 109 GW de potencia, seguido de la zona sur (28 proyectos por 75,3 GW) y el sudeste del país (20 parques que totalizan 49,9 GW). 

Mientras que el ranking por estados lo lideran Río Grande do Sul y Ceará, ambos con 27 plantas eólicas offshore registradas en IBAMA, aunque la primera entidad federativa mencionada cuenta con proyectos de mayores potencias (69629 MW vs 64351 MW) y, por ende, los mismos abarcan un área mayor (18858 km2 vs 17280 km2). 

Cabe recordar que parte de ese interés en ambos estados se debe a que Río Grande do Sul lanzó su estrategia estatal de hidrógeno verde, por la que contempló que podría alcanzar más de 100 GW renovables instalados en los próximos años y los costos para la producción del H2V rondarán de 2,1 a 3,4 USD/kg.

En tanto que el gobierno de Ceará ya se reunió con Petrobras, la empresa energética brasileña semi-pública de propiedad mixta, para conversar sobre el avance de la eólica offshore y el hidrógeno verde. A tal punto que, en septiembre del 2023, Petrobras presentó casi 23 GW en diez proyectos de esa índole, de los cuales tres parques se ubican en la entidad federativa en cuestión. 

Incluso, la empresa energética inició una serie de mediciones para evaluar el potencial de la energía eólica marina como fuente de energía limpia para plataformas de petróleo y gas en la región del presal, como parte del proyecto Vientos de Libra. 

Para ello se instaló un sistema de medición de viento LiDAR en la plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga P-75 en el bloque Búzios en el área del presal en la Cuenca de Santos. Los datos serán transmitidos directamente desde el P-75 al Cenpes, centro de investigación, desarrollo e innovación de Petrobras, y serán evaluados durante un período de tres años. Y se espera que a finales del 2024, también se recopilen datos en el campo Mero. 

El presidente pide acelerar la regulación

Ya es sabido que el gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva apoya la agenda verde y que la “prioridad” de su gestión es “retomar el desarrollo sostenible», poniendo el foco en nuevos desarrollos de parques renovables, los biocombustibles y el hidrógeno verde.

Pero días atrás el presidente de Brasil envió un mensaje al Congreso Nacional en el que le pidió apoyo de los parlamentarios para mejorar el entorno regulatorio del sector energético, entre ellas la eólica marina, los combustibles del futuro, transición energética e hidrógeno bajo en carbono. 

Los presidentes de la Cámara de Diputados y del Senado Federal, Arthur Lira y Rodrigo Pacheco, reforzaron los esfuerzos de las Cámaras para aprobar estos proyectos, considerados en la Agenda Verde y para impulsar la transición energética.

“La consolidación de esta cadena de valor en el país puede impulsar la economía y promover la neoindustrialización. En este sentido, la eólica marina PL regula la exploración de este segmento en Brasil. El proyecto de ley incluye disposiciones sobre el comercio de créditos de carbono; formas de otorgamiento y cesión de uso; licenciamiento ambiental; y requisitos para impulsar la industria nacional, que contribuya al desarrollo local”, señala un extracto del mensaje respecto a la eólica offshore. 

La entrada Brasil sobrepasó los 230 GW eólicos offshore a la espera de licenciamiento ambiental se publicó primero en Energía Estratégica.

El Departamento de Energía (DOE) de los Estados Unidos, el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) y la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA)  realizaron una presentación de los resultados finales del Estudio de Resiliencia de la Red Eléctrica de Puerto Rico y Transiciones a Energía 100% Renovable (PR100) y las conclusiones a las que se llegaron son prometedoras.

«El 100% de energía renovable es posible para Puerto Rico», aseguró Jennifer Granholm, secretaria de Energía de los Estados Unidos.

Durante su participación en el evento, la secretaria Granholm sostuvo que colectivamente hay una fe robusta para hacer que el proceso de transición energética se encamine a lograr las metas del 40% al final del año 2025, que «va a ser bien difícil y va a requerir mucho trabajo», y el objetivo final del 100% al 2050, que deberá alcanzarse sin representar un impacto negativo a clientes puertorriqueños.

«El sector energético es una de nuestras más altas prioridades y es esencial para nuestro desarrollo socioeconómico. Consistente con nuestra política pública, el estudio PR100 va a apoyar nuestras acciones para continuar integrando todos los diferentes esfuerzos que estamos llevando a cabo, incluyendo la promoción de sistemas solares residenciales, proyectos de energías renovables de escala industrial, microrredes y almacenamiento de energía, con miras a lograr las metas de que nuestra generación energética provenga de fuentes renovables», añadió Pedro Pierluisi, gobernador de Puerto Rico.

Según el gobernador Pierluisi, las metas establecidas en la Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico (Ley 17) para que Puerto Rico cubra sus necesidades eléctricas con energía 100% renovable para el año 2050 son «alcanzables» pero que «para lograrlo, se requieren acciones prudentes y estratégicas».

En tal sentido, Puerto Rico avanza a paso firme en la transición energética y, de acuerdo con el gobernador, las renovables van en sincero crecimiento. Es de destacar que a la fecha Puerto Rico cuenta con más de 110,000 sistemas solares individuales integrados a la red eléctrica y este número sigue creciendo a razón de 4.000 sistemas adicionales por mes; y a eso se le puede añadir las 9.000 residencias reconstruidas con sistema solares y baterías, las 1500 pymes que están en proceso de instalar sistema solares y los 15.000 sistemas solares adicionales que serán instalados con fondos de placas fotovoltaicas y baterías que están financiados por el Departamento de Energía federal. Así mismo, mediante la Ley número 10 de este año se ha extendido el programa de medición neta hasta el 2030 para facilitar la generación distribuida en nuestra isla abriendo nuevas oportunidades para instalaciones de pequeña escala.

Además, el Negociado de Energía de Puerto Rico ya ha aprobado los acuerdos y el reglamento necesario para el transbordo de energía en las redes eléctricas, ya se ha implantado el programa de respuesta a la demanda con baterías, se maximizó el uso de baterías de sistemas individuales para apoyar el sistema energético en las horas de demanda pico y por otro lado se está avanzando en la reconstrucción de la red eléctrica y las mejoras a las plantas generatrices, registrándose 170 proyectos en construcción o en subasta y 23 ya están completados.

En cuanto a proyectos de energía renovables de escala industrial, Puerto Rico cuenta con 200 MW de generación disponibles ahora mismo y se prevé tener un mínimo de 800 MW adicionales en producción para el fin del año que viene. Es importante indicar que estos proyectos estarán complementados con baterías capaces de almacenar 350 MW.

Sumado a aquello y en respuesta a la preocupación por ocupar terrenos agroproductivos, desde el gobierno estarán propiciando proyectos agrovoltaicos que conlleven sistemas de irrigación junto a placas solares y baterías, que mejoren la productividad de las fincas agrícolas.

En línea con aquello, entre los datos más reveladores del estudio, se identificaron terrenos disponibles para desarrollar entre 18 GW a 44 GW sin usar terrenos agrícolas y áreas protegidas. Por lo que las energías renovables contarán con más oportunidades en esta y la próxima década para integrarse en Puerto Rico.

«Múltiples iniciativas que forman parte de nuestra estrategia integrada permitirán lograr la transformación energética. Estos esfuerzos permitirán contar con cerca de 2000 MW de generación de energía renovable en el sistema de electricidad para fines de 2025, incluyendo la generación provista por los sistemas solares individuales, esto es sin duda un avance significativo hacia la transformación de nuestro sistema eléctrico», concluyó Pedro Pierluisi, gobernador de Puerto Rico.

La entrada PR100: Puerto Rico confirma que logrará el 100% de energía renovable al 2050 se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al último reporte de la CRE, Jalisco continúa como la entidad federativa con mayor capacidad instalada en lo que refiere a generación distribuida con 455.82 MW en 67,194 contratos.

A pesar de este destacado desempeño, Jalisco también encabeza las estadísticas en problemas de seguridad en instalaciones, lo cual genera desconfianza y desincentiva la actividad.

Para atacar este problema, desde hace más de un año,  la Agencia de Energía del estado de Jalisco  está trabajando en una legislación que establezca estándares y normativas locales para la seguridad de las instalaciones de generación distribuida.

En este marco, el encargado del despacho de la Dirección General en Agencia de Energía del Estado de Jalisco, Víctor Cervantes, detalla a Energía Estratégica los motivos y objetivos detrás de este ambicioso proyecto.

“La propuesta de reglamento surge como respuesta a las inquietudes expresadas por instaladores de SFV sobre irregularidades que ponen en peligro la seguridad de las personas, bienes materiales y la continuidad operativa”, explica. 

Y agrega: ”La falta de una regulación federal efectiva ha contribuido al aumento de la oferta de mano de obra no calificada y la comercialización de equipos que no cumplen con las normativas básicas”.

En este sentido, Cervantes destaca que la principal restricción que enfrentan radica en la falta de competencias para regular desde el ámbito estatal y municipal en asuntos relacionados con el sector eléctrico. 

En respuesta, han elaborado un anteproyecto de reglamento centrado en la seguridad de las instalaciones, con especial énfasis en la estructura, para mitigar los riesgos asociados a la baja calidad de las mismas.

Este se han llevado a cabo en colaboración con asociaciones y representantes de la industria fotovoltaica, como la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX), el Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas del Estado de Jalisco (CIMEJ), y el Consejo Nacional de Profesionales de Energía Fotovoltaica (CPEF), entre otros.

Los objetivos principales de la propuesta son diversos y abarcan desde garantizar la conformidad con las leyes federales y estatales, hasta procurar la ampliación de la vida útil de los sistemas fotovoltaicos. 

También se busca asegurar la operación continua, eficiente y segura de los SFV, promoviendo el crecimiento en la generación de energías limpias y la reducción de emisiones contaminantes.

Para cumplir con dichos propósitos, la normativa exige corresponsabilidad del que instala el sistema con los resultados que se entregan para evitar siniestros en proyectos. Se prevé que haya un dictamen favorable por parte de bomberos y Protección Civil en materia de seguridad, antes de instalar el sistema.

También, la regulación requerirá de licencias, permisos y certificaciones para las instalaciones sujetos a inspecciones periódicas de peritos fotovoltaico 

En cuanto al estado actual de la iniciativa, Cervantes informa que el Proyecto ya está terminado y ha sido enviado a la Dirección General de Mejora Regulatoria para la emisión del Dictamen de Impacto Regulatorio, recibido oficialmente a finales de diciembre de 2023.

En búsqueda de su aprobación, el experto confirma que se han mantenido discusiones con autoridades estatales y municipales, involucrando a la Dirección General de Mejora Regulatoria, la Secretaría de Desarrollo Económico y el IMEPLAN. 

“Aunque el proceso de aprobación dependerá de los cabildos de cada municipio, el respaldo de expertos y el Dictamen de Impacto Regulatorio ya completado allanan el camino hacia el éxito”, reconoce.

Por último, Cervantes concluye: “Esperemos que se apruebe lo antes posible y una vez oficial, se busca llevar este reglamento a todo el país, aspirando a construir una industria de generación distribuida liderada por profesionales comprometidos con la calidad y la seguridad”.

La entrada Buscan dar luz verde al reglamento de Instalaciones fotovoltaicas de Jalisco  se publicó primero en Energía Estratégica.

La provincia Río Negro publicó la reglamentación su ley de generación distribuida (LP N°5617) por la que adhirió a la ley nacional N°27424 tras más de un año desde la entrada en vigencia de su normativa provincial (diciembre 2022). 

Con ello se pretende mejorar las leyes anteriores en la materia, que datan del año 2017, y detallar cómo será el régimen de fomento, la autorización y requisitos de los equipos de generación distribuida, así como el mecanismo de facturación y créditos por la energía inyectada por los usuarios – generadores (UGER).

“También comenzaremos a firmar convenios con unidades académicas para que brinden cursos y entreguen certificados para los instaladores”, explicó María del Carmen Rubio, directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía de Río Negro, en conversación con Energía Estratégica.

Una de las novedades de esta iniciativa rionegrina fue la incorporación de la figura del usuario – generador colectivo, es decir aquellos del servicio público de distribución eléctrica que se agrupan bajo la forma de un aprovechamiento colectivo para la generación eléctrica a partir de fuentes de energías renovables. 

Esto va en línea con lo hecho en primera instancia en provincias como Córdoba, Mendoza o Santa Fe, y posteriormente a nivel nacional a mediados del año pasado, cuando la Secretaría de Energía de la Nación añadió esa figura normativa y a los “Usuarios Generadores Comunitarios Virtuales”. 

En el caso de Río Negro, los UGER Colectivos podrán instalar una potencia igual a la suma de las potencias que cada usuario de la red de distribución tiene contratada con el distribuidor para su demanda, no pudiendo superar el valor máximo que se defina para esta categoría de usuario en la reglamentación. 

Mientras que el usuario de la red de distribución que requiera instalar una potencia mayor a la que tenga contratada para su demanda, debe solicitar una autorización especial ante el distribuidor. 

“Ya tenemos 80 UGER activos que suman aproximadamente 700 kW de potencia instalada, a la par que hay otros 18 UGER haciendo el trámite. La mayoría son residenciales, pero incentivamos a que sean las empresas las que se puedan animar a estas instalaciones y lograr un porcentaje de su autoabastecimiento con este tipo de tecnología”, señaló María del Carmen Rubio. 

“La mayor cantidad de ellos se encuentra en la zona de Alto Valle, pero con estas leyes intentaremos fomentar para que se incremente el número de usuarios – generadores, ya que se les facilitan los trámites para ello y esperamos que todo esto sea un incentivo”, añadió. 

La compensación económica por la inyección de energía a la red se realizará en la factura correspondiente al período en que se realizó la inyección. Y dicha compensación será bajo el modelo de balance neto de facturación, que resultará del cálculo neto antes de impuestos, entre el valor monetario por la energía demandada (costo de abastecimiento más el Valor Agregado de Distribución) y el valor monetario por la energía inyectada (tarifa de inyección). 

Además, el usuario – generador podrá ceder sus créditos acumulados por inyección de excedentes hacia otros usuarios del sistema servidos por el mismo distribuidor, ya sea de forma total o parcial. Aunque en el caso de que el crédito cedido involucre más de una cuenta de usuario, se deberá indicar el porcentaje cedido respecto de cada cuenta. 

“A ello se debe agregar que la Agencia de Recaudación Tributaria de la provincia aplicará la exención al impuesto sobre ingresos brutos para los usuarios- generadores”, complementó la directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía de Río Negro. 

Entidades públicas con generación distribuida

La ley provincial incluyó una serie de artículos para que tanto los edificios públicos existentes (de forma gradual) como los nuevos y futuros (desde su construcción) incorporen algún sistema de GD proveniente de fuentes renovables, conforme al aprovechamiento que pueda realizarse en la zona donde se ubique.

Y del mismo modo, desde el gobierno rionegrino trabajan fuertemente con el etiquetado de vivienda, por lo que todo inmueble que posea un sistema de generación propia logrará un mejor índice de prestaciones energéticas (IPE).

La entrada Río Negro ya cuenta con la reglametanción de su ley de generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), tras el éxito alcanzado en la HackaCoes de agosto de 2023, continúa impulsando la innovación en su organización y ecosistema en colaboración con Ynnovadores.

Como parte de un ambicioso plan de acción para el año 2024, se ha inaugurado el taller «Innovando con Potencia», marcando el inicio de una serie de eventos diseñados para catalizar soluciones innovadoras a desafíos clave del sistema interconectado nacional.

El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional – COES – en asociación con Ynnovadores Consultoría, ha concebido un plan integral con seis actividades fundamentales destinadas a fomentar la innovación a lo largo de 2024.

Bajo la nueva marca paraguas «COES LAB», se llevarán a cabo diversos talleres para concretar soluciones de alto impacto.

El primer taller, llamado “Innovando con Potencia”, estuvo orientado al planeamiento estratégico de la innovación.  Se propuso priorizar dos retos y concebir dos soluciones para cada uno de ellos. En esta oportunidad, la metodología empleada, guiada por el equipo de Ynnovadores Consultoría, contó con la participación de destacados profesionales y ejecutivos de COES, seleccionados por su trayectoria, participación en proyectos internos y demostrado interés en la innovación.

En tan solo dos mañanas, 20 profesionales de diversas áreas, divididos en cuatro equipos multidisciplinarios, lograron identificar y priorizar dos retos y a la vez; generar cuatro ideas de solución, dos para cada reto identificado.

¿Qué retos afrontará el COES a través de su COES LAB para el 2024?

Los retos prioritarios planteados fueron: ¿Cómo mecanizar a gran escala el proceso de liquidaciones para detectar errores en los datos de entrada con agilidad y rapidez, y que sea escalable para otros procesos? Y, ¿cómo potenciar los canales de atención, frecuencia de comunicación y coordinación con los Agentes cuando estos desean comunicarse con COES?

“Durante el 2023 se logró un primer esfuerzo de co-creación de 02 soluciones entre el COES y 24 agentes del sector eléctrico; uno de ellos está en proceso de materialización, producto de haber identificado 75 oportunidades de fortalecimiento del COES en 3 corredores sumamente relevantes para nuestra transformación digital: automatización de procesos, gestión y procesamiento de datos y ciberseguridad. Para este año, se buscó al talento interno para identificar dos retos más, producto del trabajo del año pasado y co-crear cuatro soluciones que esperamos se sumen a las anteriores para su próxima materialización para seguir ofreciendo una mejor atención y comunicación con nuestros agentes del sector eléctrico”, refiere Mónica Céspedes Schereiber, Jefa de la Oficina de Perfeccionamiento Técnico de COES.

¿Cuáles son los siguientes pasos?

Ynnovadores Consultoría, cuenta con una metodología desarrollada hace 10 años y en colaboración con su red de profesionales especializados, así como del equipo de COES, revisarán las ideas de solución propuestas para fortalecerlas y someterlas a exhaustivos filtros de evaluación de impacto y viabilidad. En una segunda parte, se continuará con el proceso de co-creación con los equipos que conforman el COES LAB con el objetivo de buscar un MVP (Producto Mínimo Viable) y definir con mayor precisión los términos de referencia de una solución escalable que pueda desarrollarse y ponerse en producción para el 2024 y el 2025.

La entrada COES LAB: Agilidad y rapidez para el sistema interconectado nacional se publicó primero en Energía Estratégica.

A pocos meses de finalizar su mandato, el presidente de Méxio, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), envió al Congreso de la Unión una nueva iniciativa para reformar la Constitución del país en materia energética.

Este nuevo proyecto de reforma se da semanas después de que la Suprema Corte concediera el amparo contra la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021 por violar las reglas del mercado eléctrico mayorista, priorizando a la Comisión Federal de Electricidad (CFE). 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 medida, AMLO envió este proyecto junto a una batería de medidas, con el objetivo de desterrar la reforma energética de Peña Nieto.

En efecto, en la mañanera del pasado jueves, lo confirmó: «“Voy a enviar en el paquete del día 5 (de febrero) una modificación a la Constitución, para dejarla como estaba antes de la llamada reforma energética, dejarla como la dejó el presidente López Mateos porque sino imagínense, cómo vamos a aceptar el predominio del poder particular por encima del poder público”.

INICIATIVA, Extinción de OCAs (reforma administrativa)

Cabe destacar que la Ley de la Industria Eléctrica de AMLO fue muy criticada por el sector energético ya que la consideran responsable de provocar incertidumbre jurídica, limitar las inversiones, priorizar a CFE por encima de las empresas privadas e ir en contra de los tratados T-MEC que mantiene México con sus socios comerciales, Canadá y Estados Unidos. Por ello, el amparo a dicha ley fue entendida como una buena noticia para el sector.

En efecto, este nuevo proyecto de ley fue criticado por instituciones como COPARMEX quien sostuvo en un comunicado:  “La propuesta del Ejecutivo Federal de enviar una nueva reforma eléctrica para robustecer a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), pero de las mismas características de la que acaba de ser rechazada en la Suprema Corte, sólo generaría incertidumbre entre los inversionistas y pondría en duda el respeto al Estado de Derecho”.

Por ello, distintos actores del sector privado dudan que se pueda llevar adelante su aprobación porque va en contra de los principios de libre competencia.

¿De que se trata la nueva reforma?

El proyecto de reforma a los artículos 25, 27 y 28 de la Carta Magna, tiene como objetivo principal volver a priorizar a las empresas públicas estatales, en especial, la CFE y Pemex. De esta forma, busca evitar que cualquier empresa privada prevalezca sobre ellas.

“Las leyes determinarán la forma en que los particulares podrán participar en las demás actividades de la industria eléctrica, que en ningún caso tendrán prevalencia sobre la empresa pública del Estado, cuya esencia es cumplir con responsabilidad social y garantizar la continuidad y accesibilidad del servicio público de electricidad”, explica el documento

 Si bien no excluye la participación de los privados en el sector eléctrico, advierte que la empresa pública estatal tendrá «preponderancia» de mercado.

Antecedentes previos

Esta no es la primera vez, que el presidente intenta cambiar las reglas de juego en torno a la industria energética. En efecto, en un proyecto anterior ya había planteado la desaparición de la CRE y la CNH.

También, buscaba fortalecer a la CFE para que esta sea la encargada de producir y despachar, al menos, el 54% de la energía que se genere en el país. Otro de las grandes cambios que perseguía era limitar el poder del CENACE y que este pase a formar parte de la CFE.

No obstante, ese proyecto de ley no prosperó ya que fue rechazado por la Cámara de Diputados de México en una jornada legislativa histórica que duró cerca de trece horas.

La entrada De qué se trata el nuevo proyecto de reforma constitucional energética de López Obrador se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de la Nación inició la votación en lo particular del proyecto de ley “de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos”, más conocido como “Ley Ómnibus”, luego de la aprobación en general dada el pasado viernes 2 de febrero con 144 votos positivos, 109 negativos y 0 abstenciones.

Dicha normativa plantea una serie de reformas para el sector energético del país entre los cientos de puntos que abarca, que si cuenta con más guiños a los hidrocarburos que a las renovables, el texto incluyó una medida destinada a la transición energética y el cumplimiento de metas ambientales.

Sin embargo, estos giros en la política energética de Argentina deberán esperar varios días más para tomar estado parlamentario en Diputados ya que se cayó el tratamiento de la iniciativa del Poder Ejecutivo y el proyecto vuelve a fojas cero.

¿Por qué? En primer término, y tras horas de avances lentos en la votación, se aprobaron los artículos 1 y 3 del proyecto de ley, que establecen la declaración de emergencia en las materias económica, administrativa, financiera, tarifaria, energética y de seguridad por el plazo de un año y otorgan facultades delegadas al Gobierno Nacional. 

A la par que el primer artículo también busca promover la iniciativa privada, así como el desarrollo de la industria y del comercio, mediante un régimen jurídico que asegure los beneficios de la libertad para todos los habitantes de la Nación y límite toda intervención estatal que no sea la necesaria para asegurar el ejercicio efectivo de sus derechos constitucionales. 

Es decir que el Congreso llegó a debatir los artículos vinculados a la prórroga de la situación de emergencia en el sector hasta el 31 de diciembre de 2024, considerando que desde el oficialismo ya ha criticado el estado del sector eléctrico heredado y la “falta de inversión” por parte de las gestiones anteriores de gobierno. 

Seguidamente, las votaciones no continuaron favorablemente para La Libertad Avanza y sus bloques aliados, a tal punto que perdieron la mitad de las votaciones en particular de los artículos e incisos del proyecto de Ley Ómnibus. 

Hecho que derivó en un cuarto intermedio con el fin de permitir una reunión entre el presidente de la Cámara de Diputados, Martín Menem, y los jefes de bloque para negociar el tratamiento (y el contenido) de las privatizaciones de empresas del Estado, entre ellas Energía Argentina SA (ENARSA). 

Milei cedió ante la oposición y finalmente no privatizará YPF

Tras el regreso de ese intervalo, el oficialismo, con aval del gobierno de Javier Milei, canceló la sesión ya que no tenía los votos suficientes para aprobar artículos claves de la ley, y devolvió a comisión la iniciativa a las comisiones de Diputados, dejando sin efecto incluso la aprobación en general del pasado viernes 2/2. Esto significa que todo volvió al punto de partida y el proyecto promovido por el Poder Ejecutivo Nacional deberá ser analizado nuevamente. 

Por tanto el sector energético deberá esperar aún más tiempo para saber si finalmente se creará un  mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (GEI) para cumplir los compromisos asumidos en el Acuerdo de París y la COP 28, integrado en la “sección IX – Transición Energética / Art. N° 294 hasta N° 298” del proyecto de ley. 

Como también qué sucederá con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI – Capítulo II que incluye los Art. N° 447 y 448), que estaría destinado para proyectos nuevos o ampliaciones de existentes de manera que, durante un plazo determinado, “adelante” temporalmente, las condiciones macroeconómicas de inversión que Argentina y por las que se especula que podrían entrar inversiones para renovables, infraestructura eléctrica e hidrógeno verde, entre otras cuestiones. 

La entrada Ley ómnibus: se cayó la sesión de Diputados y los cambios energéticos deberán esperar se publicó primero en Energía Estratégica.

Chile está de luto tras la muerte del ex presidente Sebastián Piñera en un accidente aéreo ocurrido el martes 6 de febrero por la tarde, al capotar el helicóptero que pilotaba sobre el Lago Ranco, región de Los Ríos. 

Piñera tenía 74 años y ocupó el máximo cargo de la República en dos periodos, entre 2010 y 2014, y desde 2018 a 2022, sumado a que fue el primer presidente pro tempore del Prosur (2019-2020). Por lo que, a modo de homenaje, Energía Estratégica repasa su relación con la transición energética y las renovables y los principales hitos dados durante sus gestiones. 

La conexión de Piñera con la energías verdes data desde los inicios de su primer mandato, ya que a los pocos meses de asumir se comprometió a impulsar las renovables. Tal es así que durante dicha administración y con Rodrigo Álvarez como ministro de Energía, el mandatario lanzó la Estrategia Nacional de Energía 2012 – 2030, paso esperado luego de que la Agencia Internacional de Energía recomendara en 2009 al país que necesitaba crear una política energética nacional. 

El plan enlistó a la eficiencia energética y a las energías renovables no convencionales (ERNC) como prioridades del sector, de tal modo que se puso el objetivo de alcanzar el 20% de su participación en la matriz hacia el 2020, considerando que durante el 2012 sólo representaban el 3% de la producción nacional de electricidad. 

Hecho que se ratificó con el envío del proyecto de Ley 20/25 que estableció un aumento escalonado de la obligación de inyección renovable para empresas eléctricas que efectúen retiros de energía desde sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales. 

A la par, propuso nuevas reglas para que las licitaciones permitan proyectos ERNC y que la producción de la energía se venda colectivamente en bloques para alcanzar mejores precios. 

Y en diversas oportunidades el sector marcó que la promoción estatal de prospecciones eólicas y solares junto al otorgamiento – entre 2010 y 2013 – de concesiones de inmuebles fiscales, así como con la aprobación, por parte de la Comisión de Evaluación Ambiental (CEA), de numerosos proyectos en base a fuentes energéticas renovables

Sin embargo, uno de los puntos bajos de esa administración en la materia fue la cantidad de funcionarios que estuvieron al frente del Ministerio de Energía, creado un mes antes de su asunción en 2010 a partir Ley N.º 20.402 y obteniendo autonomía al separarse del Min. de Minería.

Desde marzo 2010 hasta marzo 2014 pasaron seis ministros de Energía: Ricardo Raineri, Laurence Golborne, Fernando Echeverría, Rodrigo Álvarez, Sergio del Campo Fayet y Jorge Bunster. Número de personas récord en el cargo desde la denominación actual de la entidad que engloba la cartera energética de Chile.  

Ya en la segunda etapa como presidente del país, se publicó oficialmente la Ruta Energética 2018-2022, que planteó que, entre los mega compromisos que asumió el Ministerio de Energía de Chile para ese período, se incluyeran las metas de cuadruplicar la capacidad de generación distribuida, regular la comercialización de biocombustibles sólidos y retirar o reconvertir centrales de carbón. 

Además, con las renovables participando más activamente en las Licitaciones de Suministro, Piñera redobló la apuesta e indicó que apuntaba a que las ERNC representen el 70% de la matriz energética nacional para 2030, mucho antes que el objetivo original de 2050, y alcanzar la neutralidad de carbono asumida en el Acuerdo de París.

Incluso, Chile iba a ser sede de la Conferencia de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático N°25 (COP 25) a fines del 2019, pero finalmente debió suspenderse por el conflicto social que estalló en el país antes de la llegada de la pandemia. 

A pesar de ello, la transición energética continuaron su rumbo y entre los principales acontecimientos de dicho gobierno se destacó la publicación de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde (fines del 2020), ya con Juan Carlos Jobetal frente del Ministerio de Energía (reemplazó a Susana Jiménez Schuster).

Esa hoja de ruta marcó un objetivo de 5 GW de capacidad electrólisis en desarrollo 2025 y 25 GW al 2030 en pos de producir el H2V más barato del planeta al 2030, por debajo de los 1,5 dólares el kilogramo de hidrógeno. y de exportar 2,5 mil millones de dólares al año de hidrógeno verde y sus derivados hacia tal año. 

Mientras que hacia el 2021, la presidencia de Sebastián Piñera llevó adelante su primera Licitación de Suministro luego de la suspensión de la convocatoria del 2019, producto del estado de excepción constitucional de catástrofe por la pandemia de COVID-19. 

¿Cuál fue el resultado? 29 empresas se presentaron al proceso en agosto del 2021 y casi un mes después la Comisión Nacional de Energía (CNE) determinó que a Canadian Solar, OPDE Chile, Sonnedix, Parque Eólico San Andrés y Racó Energía como ganadoras para a abastecer a clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, por un período de 15 años a partir del año 2026 y a un precio promedio de 23,78 dólares por MWh.

Pero la apuesta por la descarbonización no quedó allí, ya que en noviembre del 2021 (días previos a las elecciones que luego perdería frente a Gabriel Boric) Piñera anunció la interconexión entre Chile y Asia para exportar hasta 600 GW solares, a través de la iniciativa denominada ‘Antípodas’, que contemplaba la prolongación de un cable submarino de alta tensión de 20000 kilómetros. 

Y si bien él mismo reconoció como “ambicioso” y en fase de estudios, donde se están buscando aliados estratégicos para su desarrollo, el ex presidente chileno remarcó que permitiría descarbonizar parte del consumo eléctrico de ese continente, considerado hoy como el mayor emisor del mundo, evitando más de 1,6 millones de toneladas de CO2 al año, “lo que representa el 4,5% del total de las emisiones mundiales en ese momento. 

En tanto que en medio de la transición gubernamental, el Poder Ejecutivo envió a diputados un proyecto de ley que “Impulsa la producción y uso del hidrógeno verde en el país” y el PdL de almacenamiento y electromovilidad (finalmente aprobada en noviembre 2022); sumado a que en enero 2022 que se emitieron las bases preliminares de una nueva Licitación de Suministro Eléctrico de Chile, proceso que culminó meses después con sólo el 15% del total subastado durante la gestión actual. 

Desde Energía Estratégica lamentamos el fallecimiento del ex presidente Sebastián Piñera y entendemos que este legado que deja seguirá porque las energías renovables tomaron carácter de política de estado que se ha continuado con la actual administración y se espera que continúe. 

La entrada El adiós a Piñera: el expresidente implementó destacadas medidas en pos de las renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, la semana pasada, 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).

A través de un proyecto elaborado por el ministro Pérez Dayán, que se sometió a votación, la corte determinó que son inconstitucionales siete artículos de la reforma a la LIE, al violar las reglas del mercado eléctrico mayorista, priorizando a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

En este marco, la precandidata para la presidencia de México por el partido de Morena, Claudia Sheinbaum, publicó un video en sus redes sociales en el que defiende a la Ley de la Industria Eléctrica y critica la decisión de la Corte Suprema. 

Les comparto mi opinión sobre la resolución de la Suprema Corte de Justicia de la Nación en torno al sector eléctrico. pic.twitter.com/BPG1URptpI

— Dra. Claudia Sheinbaum (@Claudiashein) February 1, 2024

«La LIE no es inconstitucional, es fundamental que la CFE sea una comisión fuerte. AMLO planteó que el 54% de la energía la genere CFE y el 46% los privados. Es una relación razonable. No puede ser es que se beneficie a los privados en contra de la CFE. eso es lo que está a discusión en este momento”, explica. 

Según el relato de Sheinbaum, la reforma del 2013 de Peña Nieto establece que tienen derecho a entrar a la red de transmisión y generar energía eléctrica, en primer lugar, las privadas de energías renovables, luego otras privadas que generan con gas natural y por último las plantas de la CFE.  A su vez, afirma que quien controla eso es el CENACE, que antes era parte de la CFE y que esta reforma la volvió un organismo autónomo.

Y agrega: “Entonces la LIE presentada por AMLO es muy razonable: dice que la CFE es una empresa pública que tiene muchas plantas hidroeléctricas que generan energía limpia y que hay que considerarlas como preponderantes para que entren a la red de transmisión y distribución y que puedan generar energía eléctrica”.

Además, critica el proceso judicial en el que se concedió el amparo contra la LIE: “En esta resolución también hubo algo irregular porque uno de los ministros decide no participar, entra otro de los ministros y finalmente votan 3 a 2 en una sala de la suprema corte”.

“Ya dijo el presidente que va a impugnar esa decisión.  En realidad esta visión de neoliberalismo en donde se planteaba que todo había que privatizarlo y todo tenía que entrar al mercado pero se ha demostrado ahora, incluso recientemente, en Europa, por ejemplo, que es fundamental que haya una empresa del estado que de soberanía al sistema eléctrico”, insiste.

Cabe destacar que AMLO ya envío al congreso el día de ayer un proyecto de ley de reforma constitucional energética con el objetivo de mantener la preponderancia de la CFE sobre las empresas privadas y echar atrás la reforma del 2013 de Peña Nieto.

Críticas a la versión de Sheinbaum

Como era de esperarse, el video de la candidata abrió la polémica en el sector renovable quienes denuncian que los argumentos de Sheinbaum están “alejados de la realidad”.

En efecto, expertos del sector consultados por Energía Estratégica aseguran que la Ley de la Industria Eléctrica es la principal causante de incertidumbre jurídica por limitar las inversiones renovables, priorizar a CFE por encima de las empresas privadas y complicar los tratados T-MEC entre México, Canadá y Estados Unidos. 

Para los especialistas, la Constitución no puede permitir «preponderancias por las hidroeléctricas de la CFE», debe ejercerse bajo criterios de libre competencia. 

En efecto, explican que la sentencia considera inconstitucional favorecer a un determinado grupo de centrales ya que se distorsiona el proceso de competencia y libre concurrencia en el sector de la generación de energía eléctrica y obstaculiza la formación de un nuevo mercado conforme a lo ordenado por el Poder Reformador de la Constitución.

Además, desincentiva la participación de nuevos agentes en ese mercado, y rompe con el mandato de neutralidad que se encomendó al Centro Nacional de Control de Energía (Cenace).

En este sentido, los analistas no la perdonaron con su definición del CENACE como organismo autónomo, y explicaron que se trata de un organismo público descentralizado de la administración pública, tal como lo establece la constitución.

Por otro lado, acusan a Sheinbaum de no comprender lo que ocurrió en la suprema corte ya que el amparo se concedió por el voto de calidad de Pérez Dayán y desmienten que haya entrado otro ministro.

A su vez, aseguran que la reforma del 2013 de Peña Nieto no busca privatizar empresas públicas, sino que fomenta que sean más competitivas y busca limitar los monopolios.

La entrada Sheinbaum defiende a la Ley de la Industria Eléctrica: «No es inconsitucional» se publicó primero en Energía Estratégica.

El Poder Ejecutivo de Chile envió a la Cámara de Diputados y Diputadas un proyecto de ley para perfeccionar los sistemas medianos (mayores a 1,5 MW y menores a 200 MW de capacidad) dentro de la Ley General de Servicios Eléctricos (Ley 20.018). 

“El proyecto de ley busca que la planificación de los sistemas medianos propenda al desarrollo de las inversiones, considerando -además de las variables de eficiencia y seguridad actuales- la incorporación de energías renovables y almacenamiento”, señala el documento firmado por el presidente Gabriel Boric y el ministro de Energía, Diego Pardow. 

Ello se debe a que la iniciativa del Poder Ejecutivo plantea que el proceso de planificación de los sistemas medianos (SSMM) sólo contempla el objetivo de eficiencia económica y, por ende, puede provocar “flexibilidades” y “limitar”  los análisis de riesgos de suministro. 

“Lo anterior, sumado a que la tarificación se actualiza cada cuatro años, dificulta que las inversiones en activos de generación se realicen en tecnologías renovables”, complementa el documento.

Cabe recordar que actualmente existen diez SSMM (Cochamó, Hornopirén, Palena, Aysén, General Carrera, Puerto Cisnes, Puerto Natales, Punta Arenas, Porvenir y Puerto Williams) que se clasifican en en tres grandes grupos que totalizan 209,63 MW de potencia instalada: 

Lagos de 10,52 MW
Aysén de 69,79 MW
Magallanes de 129,3 MW

Pero de acuerdo al reporte, se ha observado que un “porcentaje relevante” de tales unidades corresponden a centrales térmicas, lo que no permite una “adecuada compatibilización” con el espíritu de la ley y con los planes nacionales y regionales que apuntan a la utilización de una energía más limpia, con miras a la carbono neutralidad. 

Por tal motivo, y entre los puntos más vinculantes con la diversificación de la matriz, el PdL trata de promover la incorporación de más proyectos renovables y de almacenamiento, a la par de disminuir la generación con combustibles fósiles en los sistemas medianos a partir de la especificación del principio de acceso abierto.

¿Por qué? Para que las empresas transmisoras y distribuidoras permitan este acceso a nuevas centrales limpias que se conecten por líneas propias o de terceros, a la par de fomentar planes de expansión que incorporen generación verde. 

El proyecto de ley firmado por Boric y Pardow se estructura en un único artículo permanente y tres artículos transitorios, los cuales incluyen la medida anterior mencionada, como también se incluyen en las siguientes fijaciones tarifarias aquellas obras planificadas de ampliación, de manera que se cumpla con la condición de incorporar generación renovable a los sistemas y otorgar certeza a los inversionistas que promueven unidades que usen este tipo de tecnologías.

También se establece que la planificación y tarificación en los SSMM deberán propender al desarrollo óptimo de las inversiones considerando la incorporación de ERNC y almacenamiento, para el cumplimiento de los objetivos de eficiencia económica, competencia y seguridad de dichos sistemas.

Además, durante esa etapa de planificación, se pretende que la Comisión Nacional de Energía (CNE) considere inversiones para transformar la generación térmica existente en generación basada en “combustibles neutros en emisiones de dióxido de carbono equivalente (CO2)”. 

Por lo que, en caso de aprobación en el Congreso, la propia CNE deberá licitar un estudio de expansión de los segmentos de generación y de transmisión correspondiente a cada Sistema Mediano, así como los respectivos costos incrementales de desarrollo y costos totales de largo plazo de cada uno de los segmentos. 

La entrada Nuevo proyecto de ley: El Poder Ejecutivo de Chile prevé fomentar más renovables en sistemas medianos se publicó primero en Energía Estratégica.

En el panorama actual de la transición hacia fuentes de energía más limpias, los Certificados de Energía Limpia (CELS) han sido una herramienta clave para muchas empresas que buscan cumplir con sus objetivos de descarbonización en México.

Sin embargo, según Alberto Campos, senior energy manager de Edison Energy,, la viabilidad de alcanzar estas metas a través de los CELS se ha vuelto más desafiante, lo que ha llevado a las empresas a explorar otras opciones, destacando los Certificados Internacionales de Energía Renovable (IRECs) como una alternativa prometedora.

«Si bien el mercado de CELS sigue vivo, el requerimiento para el 2024 permanece inalterado. Esto significa que el cumplimiento de metas con los CELS no se va a alcanzar. Por ello, las empresas están recurriendo a otros mecanismos de compensación como los IRECs, o garantías de origen para cumplir con sus objetivos de descarbonización», señala Campos en conversaciones con Energía Estratégica.

En México, la transición hacia proyectos renovables se ve obstaculizada por una escasez de proyectos renovables nuevos.  De acuerdo al experto, las empresas con objetivos ambiciosos de descarbonización encuentran en los IRECs su única opción viable en este contexto.

 Además, sugiere que los precios de mercado juegan un papel crucial en esta elección, con los IRECs oscilando entre 1,60 y 1,90 dólares, en comparación con los CELs que alcanzan los 7 u 8 dólares. La diferencia de costos es significativa, lo cual hace que los IRECs sean una elección más atractiva desde el punto de vista económico.

A su vez, Campos enfatiza la importancia de la entrada de nuevos proyectos para diversificar las opciones disponibles. La posibilidad de optar por Acuerdos de Compra de Energía (PPAs) directos con proyectos renovables o incrementar la carga podría ofrecer soluciones a largo plazo. 

Sin embargo, la situación actual en México presenta un desafío, ya que los proyectos renovables han quedado en espera debido a las cancelaciones de subastas en la actual administración.

Para Campos, a medida que se acercan las elecciones, el rumbo de la política energética se vuelve una incógnita, aunque existe la creencia de que la generación renovable podría incrementarse, impulsada por el fenómeno del nearshoring. 

“Quien asuma el poder deberá considerar inversiones en infraestructura de transmisión para garantizar la distribución efectiva de la energía renovable. La esperanza radica en la reactivación de subastas a largo plazo, las cuales ofrecen una oportunidad para el resurgimiento y la expansión del sector renovable en México”, sugiere.

La entrada Especialistas recomiendan la compra de IRECs como alternativas de descarbonización se publicó primero en Energía Estratégica.

La PlataformaH2 Argentina, entidad que abarca distintos actores del sector energético con el fin de promover el desarrollo del hidrógeno de bajas emisiones en el país, se reunió con la subsecretaria de Planeamiento Energético de la Nación, Mariela Beljansky. 

El objetivo fue analizar las perspectivas para el avance de la industria del H2V en el país, el potencial para dicho vector energético y los próximos pasos que se tienen pensados al respecto, tanto por parte del gobierno actual como de la propia entidad que abarca a instituciones académicas, empresarias y organizaciones especializadas en materia de energía y ambiente. 

“Procuramos tener una hoja de ruta lo antes posible para que comiencen a desarrollarse proyectos que posicionen a la Argentina como un país con capacidad de exportación de hidrógeno verde”, señaló Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE y miembro de la PlataformaH2 Argentina, en conversación con Energía Estratégica tras la reunión con las autoridades de la Secretaría de Energía. 

“Beljansky nos recibió muy bien, fue una charla conceptual para presentar formalmente a la Plataforma en el nuevo escenario que se inicia, comentar lo trabajado, lo que veíamos inconveniente y lo que pensamos que se debe trabajar más en concreto. Incluso, ella fue coincidente con la visión, de un estado que participa lo menos posible y lo hace a los efectos de facilitar las cosas”, complementó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina y miembro de la PlataformaH2 Argentina. 

Los proyectos de ley sobre el H2 presentados en el Congreso (tanto los impulsados por el Poder Ejecutivo de la gestión anterior como por entidades y legisladores) y la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno que presentó la ex Subsecretaría de Asuntos Estratégicos a mediados de marzo del año pasado (ver nota). 

Y cabe recordar que dicho documento incluyó al H2 verde (producido a partir de energías renovables), el azul (gas natural) y rosa (nuclear), y estimó que Argentina tendrá una producción doméstica total de, al menos cinco millones de toneladas anuales de H2 hacia el 2050, de los cuales hasta el 20% se destinará al mercado local (100.000 t/año al 2035, 500.000 t/año al 2045 y 1.000.000 t/año al 2050), y el 80% será para exportar.

Pero para alcanzar tales metas, la Estrategia Nacional señaló que será necesario instalar 30 GW de capacidad de electrólisis y 55 GW de generación eléctrica renovable, lo que implicaría instalar entre 6000 y 8000 aerogeneradores, ocupando una superficie de 11.000 km2.

“La visión de Beljansky es de poca intervención del estado, con un marco regulatorio general y estímulos fiscales mínimos necesarios. Pero lo importante es la seguridad jurídica, la estabilidad fiscal y un estado facilitador y no burocrático, con mayor articulación y autonomía de quienes decidan invertir”, manifestó Ruiz Moreno. 

“Además de las renovables, como la solar y eólica, y del hidrógeno, esta Subsecretaría de Planeamiento Energético seguramente tenga incumbencia en las bioenergías y la electromovilidad. Es decir que estará muy involucrada en lo energético, con una visión de autonomía de las partes y libertad para actuar”, agregó. 

Mesa de trabajo

Según pudo averiguar este portal de noticias, la Secretaría de Energía de la Nación invitó a la PlataformaH2 Argentina a formar parte de una serie de talleres que comenzarán el 6 de marzo, en este caso vinculados a la temática del hidrógeno, pero desde la entidad no descartan que haya otras derivaciones con un panorama despejado sobre el proyecto de “Ley Ómnibus”, denominado oficialmente “de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos”. 

Dicha iniciativa del gobierno de Javier Milei incorporó el Régimen Integral de Grandes Inversiones (RIGI), herramienta destinada para proyectos nuevos o ampliaciones de existentes con “incentivos, certidumbre, seguridad jurídica y protección eficiente” de manera que, durante un plazo determinado, “adelante” temporalmente, las condiciones macroeconómicas para grandes inversiones en el país. 

“Por ende, la PlataformaH2 Argentina se encuentra analizando los alcances de ese régimen para poder hacer una devolución a las autoridades nacionales sobre sus fortalezas y qué elementos regulatorios serán necesarios para complementar al RIGI”, aseguraron desde la entidad. 

La entrada La nueva Secretaría de Energía de la Nación recibió a la PlataformaH2 Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Huawei realizó un lanzamiento mundial centrado en las 10 principales tendencias de FusionSolar para 2024. El tema fue «Innovación continua, desarrollo de alta calidad, aceleración de la energía fotovoltaica para convertirse en la principal fuente de energía«.

En el evento, Hao Yingtao, vicepresidente y CMO de Smart PV & ESS Business en Huawei Digital Power, analizó exhaustivamente las tendencias futuras. El análisis se centró en una tendencia principal, cinco características claves y cuatro tecnologías fundamentales, proporcionando información valiosa sobre el desarrollo de alta calidad de la industria fotovoltaica. Su presentación concluyó con la publicación del Whitepaper.

Hao Yingtao señaló que la neutralidad de carbono está ganando impulso a nivel mundial, y la industria fotovoltaica y de almacenamiento de energía está floreciendo.

Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), se prevé que la capacidad fotovoltaica instalada alcance 5,200 GW para 2030 y 14,000 GW para 2050, con las energías renovables representando más del 90% de la capacidad total de energía y la energía fotovoltaica jugando un papel dominante.

A medida que las energías renovables, en particular la energía fotovoltaica, sigue penetrando en el mercado, la industria se enfrenta a importantes desafíos en la conexión a la red, el funcionamiento, la seguridad, etc. Las oportunidades y los desafíos siempre coexisten.

Huawei se complace en compartir las 10 principales tendencias para el desarrollo fotovoltaico de alta calidad.

Tendencia 1: PV y ESS se están convirtiendo en potencia estable

A medida que los precios de los sistemas PV y ESS continúan disminuyendo y las nuevas tecnologías se consolidan, los sistemas PV y ESS se han convertido en una fuente de energía estable y serán la principal fuente de energía en los próximos tres años.

Tendencia 2: Gestión de decenas de millones de centrales eléctricas

El número de centrales eléctricas aumenta exponencialmente, y la planificación eficiente e inteligente de la generación, transmisión, distribución y consumo de energía se convertirá en un requisito clave

Tendencia 3: Inteligencia del ciclo de vida completo

La gestión de la central eléctrica pasa del mantenimiento al funcionamiento. La tecnología inteligente mejorará significativamente los beneficios de la planificación, construcción, mantenimiento y operación.

Tendencia 4: Formación de red eléctrica en todos los escenarios

La tecnología “Grid Forming” se ha aplicado con éxito en algunos escenarios comerciales. Se ampliará rápidamente a todos los escenarios en el futuro, lo que podría mejorar la red y promover el suministro de energía renovable a gran escala.

Tendencia 5: Cuatro dimensiones de Seguridad

Las demandas de seguridad han evolucionado desde la mera seguridad de los equipos a una seguridad holística de cuatro dimensiones para garantizar la fiabilidad a largo plazo del nuevo sistema de energía.

Tendencia 6: Seguridad del ESS: desde la celda a la Red

La aplicación a gran escala del BESS y la mejora de las normas de seguridad requieren un sistema de almacenamiento de energía para realizar la capacidad de seguridad desde el nivel de la celda hasta el nivel de la red eléctrica.

Tendencia 7: MLPE y CLPE

La necesidad de una gestión refinada ha incentivado la comercialización a gran escala de la electrónica de potencia a nivel de módulo (MLPE) e influye aún más en la industria del almacenamiento de energía, dando lugar a la electrónica de potencia a nivel de célula (CLPE). MLPE y CLPE se han convertido en nuevos requisitos para las plantas fotovoltaicas distribuidas.

Tendencia 8: Alto voltaje y fiabilidad

El alto voltaje reduce el LCOE del sistema fotovoltaico y ESS, y la alta fiabilidad mejora la alta disponibilidad y logra la máxima seguridad.

Tendencia 9: Alta frecuencia y alta densidad de energía

La densidad de energía de los inversores continúa mejorando a través de la aplicación de semiconductores de tercera generación y tecnología digital.

Tendencia 10: Alta calidad de energía

Promover la aplicación a gran escala de sistemas PV y ESS en toda la industria mediante la mejora continua de la calidad de la energía.

La innovación y la calidad son cruciales para la industria fotovoltaica. Huawei FusionSolar continuará aumentando la inversión en I+D, se centrará en la integración innovadora de tecnologías (4T) de vatios, bits, calor y batería, y se alinearán con los requisitos comerciales de los clientes. La compañía espera construir productos y soluciones fiables y de alta calidad para acelerar el desarrollo de la industria fotovoltaica a través de la innovación tecnológica. Huawei FusionSolar colaborará con clientes y socios globales para promover el desarrollo de la industria de alta calidad, permitiendo la energía fotovoltaica verde como una fuente importante de energía para cada hogar y negocio y construyendo un futuro mejor y más verde.

La entrada Huawei revela las 10 principales tendencias de FusionSolar en 2024: impulsar la fotovoltaica como principal fuente de energía se publicó primero en Energía Estratégica.

Applus+ está presente en más de 65 países y pone a disposición de los principales actores del sector una amplia gama de soluciones tecnologías y herramientas digitales para minimizar los riesgos técnicos y económicos asociados a los proyectos renovables.

En Centroamérica y el Caribe, la empresa cuenta con una trayectoria de más de 15 años y una amplia gama de servicios para proyectos fotovoltaicos, BESS y eólicos terrestres. 

“Nuestro equipo de expertos ha participado en un total de 17 GW de proyectos renovables en la región”, reveló Álvaro Velasco, Regional Manager LATAM for Renewable Energy Services de Applus+. 

Entre los mercados más activos para la empresa se destacan República Dominicana, Puerto Rico, El Salvador y Panamá; también Guatemala o Nicaragua que están generando oportunidades interesantes actualmente. 

En estos países, que cuentan con abundantes recursos naturales, se está registrando un incremento significativo de las inversiones en nuevos proyectos fotovoltaicos, eólicos y BESS, por lo que los principales actores del sector demandan cada vez más servicios de alto valor añadido como los de Applus+.

“En 2023, hemos prestado nuestros servicios en más de 60 proyectos fotovoltaicos, eólicos y BESS en la región”, confió Álvaro Velasco.

Destacando uno de sus casos de éxito en proceso, Velasco mencionó que en República Dominicana, el equipo de Enertis Applus+ se encuentra prestando servicios de ingeniería de la propiedad a la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina) en su proyecto Parque Solar Sajoma, una central fotovoltaica con una potencia instalada de 80 MW.

En tanto que, en Sudamérica, Applus+ ha realizado monitoreos de ácido sulfhídrico y ruido en proyectos solares tales como Paraíso, El Paso, Guayepo I – II y la Loma en Colombia y ha llevado a cabo una inspección técnica de obra en la planta solar fotovoltaica más grande de Chile, el proyecto María Elena de 480 MW. Y va por más.   

“Nuestro objetivo es seguir reforzando nuestro rol de partner técnico de confianza para los principales actores del sector renovable en la región de Centroamérica y Caribe, aportando nuestra experiencia, conocimiento especializado y amplia gama de servicios, y contribuir así al despliegue de los proyectos renovables y a la transición hacia un modelo energético sostenible”, declaró Velasco.  

De esta manera, Applus+ continúa ampliando su trayectoria en la región junto a las principales tecnologías renovables, entre las cuales destacan la solar fotovoltaica y la eólica, tecnologías en las que la empresa pretende crecer gracias a la incorporación de Barlovento a Applus+, y los proyectos BESS, aprovechando la experiencia desarrollada internamente a lo largo de estos últimos años en otros mercados, como Estados Unidos y Europa.

Desde la División Energy and Industry de Applus+, a través de las marcas Enertis Applus+ y Barlovento Applus+ dan apoyo a sus clientes en las fases de desarrollo, construcción y operación de sus activos renovables.

¿Qué servicios ofrece? Su amplio abanico incluye desde la ingeniería de la propiedad, informes de due diligence técnica para la financiación y la compraventa de activos, hasta el asesoramiento técnico independiente durante la fase de negociación y cierre de los contratos de suministro de equipos principales, auditoría y supervisión de la fabricación de los componentes en todo el mundo. Pero aquello no sería todo. 

La empresa también se ocupa de ensayos técnicos especializados durante las fases de posinstalación de componentes y operación de los parques, que incluyen inspecciones de instalaciones fotovoltaicas y eólicas con drones y la identificación de defectos a través de modelos con inteligencia artificial. 

Además, desde Applus+, cuentan con una larga trayectoria en servicios de ingeniería de líneas eléctricas y subestaciones, consultoría ambiental, estudios técnicos (geotécnicos, topográficos, hidrológicos); supervisión en campo de la construcción de los parques, incluyendo control de calidad y ensayos de materiales en laboratorio, seguimiento ambiental o servicios de prevención de riesgos laborales.

La entrada Applus+ prestó servicios a más de 60 proyectos en la región durante 2023 se publicó primero en Energía Estratégica.

Gonvarri Solar Steel, líder en el diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica, ha firmado con Repsol su primer acuerdo de suministro de 220 MW de seguidores solares TracSmarT+ 1V.

Este acuerdo de suministro, con una capacidad de 220 MW, se destinará a tres plantas fotovoltaicas de Repsol en España de 120, 50 y 50 MW respectivamente, sumando un total de 4.278 de sus trackers TracSmarT+ 1V (monofila y bifila).

Se estima que las plantas generarán la potencia suficiente para proveer energía renovable y sostenible a aproximadamente 127.000 hogares cada año. Además, con ello se evitará la emisión de más de 90.000 tCO2 anualmente.

Este acuerdo subraya el compromiso de Gonvarri Solar Steel y Repsol en el impulso de la transición hacia una matriz energética más sostenible a nivel nacional e internacional.

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 20 GW suministrados en +45 países por todo el mundo.

Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio.

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.

La entrada Gonvarri Solar Steel firma su primer acuerdo con Repsol para el suministro de 220 MW de seguidores solares en España se publicó primero en Energía Estratégica.

La industria fotovoltaica, como sector impulsado por la tecnología, ha pasado por varias rondas de iteraciones tecnológicas cuyos objetivos siempre han estado relacionados con la mejora de la eficiencia y la optimización de la cadena de producción en busca de una mayor sostenibilidad y reducción de costos.

Técnicamente, a medida que la eficiencia de las células de tipo-p se acercaba a su máximo, las células solares de tipo-n se convirtieron en la nueva tendencia del momento, dado su potencial para alcanzar mayores eficiencias, acercándose incluso a los límites teóricos de eficiencia de las células de silicio de unión simple.

La tecnología de heterounión (HJT), como una de las principales vías hacia las células solares de tipo-n, ha llamado la atención por sus ventajas y su potencial para mejorar otras características, que van más allá de la mera eficiencia.

Risen Energy, líder mundial en soluciones integrales de energía fotovoltaica inteligente, anticipó este cambio y comenzó la investigación y el desarrollo de la tecnología HJT en 2019. A lo largo de los años, la empresa ha invertido importantes recursos en la investigación y producción en masa de módulos HJT, habiendo conseguido dos años consecutivos de liderazgo global en envíos de HJT.

Como resultado de una gran inversión en el desarrollo y mejora de la tecnología, los módulos HJT Risen batieron, por cuatro veces consecutivas, récords mundiales de eficiencia de módulos HJT, como el módulo HJT Risen de la línea Hyper-Ion, que tenía una potencia de 741W y una eficiencia del 23,89% certificada por TUV en 2023.

Los módulos HJT Risen concentran una alta densidad de potencia, los coeficientes de temperatura Pmax más bajos y una degradación lineal anual, además de mucha tecnología de punta a bordo.

A lo largo de los años de desarrollo, Risen Energy también ha investigado en profundidad diversos factores importantes para lograr una alta fiabilidad y una reducción de costes para la producción en masa a gran escala de la tecnología HJT, haciéndola viable y competitiva.

A finales de 2022, Risen desarrolló e inició la producción a gran escala de obleas y células de silicio ultrafinas con tecnologia cero barras colectoras en la célula, conocida como 0BB, el uso de pasta de metalización de bajo contenido en plata y tecnología de interconexión de células a baja temperatura, denominada Hyperlink, lo que garantiza la alta fiabilidad de las células HJT de Risen. Estas tecnologías se integran en los módulos HJT Risen a través de la gama Hyper-ion de ultra alta potencia 700 Wp+.

Dado que todas las mejoras tecnológicas son el resultado de una gran inversión en I+D y de años de experiencia con la tecnología de células HJT, con el fin de apoyar la continua reducción de costes y la producción en masa de productos HJT en toda la industria, lo que contribuirá aún más a la optimización de la cadena, Risen Energy ha recopilado las experiencias y conocimientos acumulados en un libro blanco.

Tras la publicación del primero en agosto de 2023, esta vez Risen Energy comparte su experiencia con el desarrollo y la aplicación industrial de obleas de silicio ultrafinas.

Como es bien sabido, las obleas de silicio, las pastas de metalización y los costes de los equipos representan más del 90% del coste total de las células HJT. Las obleas de silicio por sí solas representan el 55%.

Por lo tanto, es evidente que reducir los costes de las obleas de silicio es uno de los principales medios para impulsar la producción en masa de HJT. Risen ha logrado importantes avances en el desarrollo técnico y la aplicación industrial de obleas de silicio ultrafinas tras años de investigación e inversión, lo que ha permitido reducir costes y potenciar la competitividad que hoy tiene esta tecnología. Actualmente, Risen Energy ha dominado la producción en masa de células utilizando obleas de silicio ultrafinas de 110 μm y 100 μm, con la capacidad de producir obleas con espesores inferiores a 100 μm.

https://es.risenenergy.com/uploads/20240123/(last)SPANISH-Risen%E2%80%99s%20HJT%20Hyper-ion_A%20White%20Paper%20on%20Development%20and%20Industrial%20Application%20of%20Ultra-Thin%20Silicon%20Wafers_V2.3_20240115_jhw.pdf

La entrada Risen se posiciona como actor clave en desarrollo y aplicación industrial de obleas de silicio ultrafinas se publicó primero en Energía Estratégica.

Genneia, la compañía líder en energías renovables en Argentina, confirma su posicionamiento en el sector energético superando 1 GW (1004 MW) de capacidad instalada, un hito sin precedentes en el país.

Este acontecimiento se logra tras la puesta en operación de su tercer Parque Solar fotovoltaico Tocota III, ubicado a 65 km al norte de la localidad de Calingasta, provincia de San Juan, con una capacidad instalada de 60 MW. Su construcción requirió una inversión de más de 50 millones de dólares, obtenidos por la compañía a través de la emisión de obligaciones negociables calificadas como bonos verdes. A partir de ahora, Genneia pasa a operar 10 parques renovables, 7 eólicos y 3 solares.

“Estamos muy orgullosos de haber alcanzado 1 GW de potencia instalada, un logro enorme para la compañía y para nuestro país. Esto confirma una vez más nuestro compromiso en materia de sustentabilidad, apostando en iniciativas que contribuyan a la lucha contra el cambio climático y a la descarbonización de la industria”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

“Continuaremos trabajando para sumar valor y potenciar nuestras sólidas prácticas, con el claro objetivo de que Genneia siga siendo la compañía referente de las energías sustentables en nuestro país”, concluyó.

Al mismo tiempo, la empresa continúa avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024. 

Según los datos surgidos de CAMMESA, durante el 2023 Genneia generó un total de 3.495.819 MWh de energía solar y eólica. Esta cantidad equivale al consumo de aproximadamente 919.000 hogares, y es así como la compañía reafirma su rol activo en la generación de energías limpias evitando la emisión de más de 1,66 millones de toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera en el pasado año.

Agosto se destacó como el mes de mayor generación, con un registro total de 371.395 MWh y el Parque Eólico Madryn, el parque más grande de Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en el año, al alcanzar 639.184 MWh de energía limpia. De este modo, Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 19% del total de la potencia instalada, conformada por un 21% de la generación de la energía eólica y el 12% de la energía solar.

Durante la última década, Genneia experimentó un sostenido crecimiento, aumentando su capacidad instalada en 3,5 veces y transformando su matriz de generación hacia lo renovable con inversiones por más de 1.200 millones de dólares entre 2016 y 2023. Asimismo, refuerza su destacado papel en el ámbito de las finanzas sostenibles, a través de la emisión de cinco bonos verdes locales por 159 millones de dólares durante el 2023 y, por más de 700 millones de dólares en los últimos 2 años. Además, es el principal emisor de Bonos de Carbono del país, y lidera el mercado MATER con más de 30 clientes del sector corporativo.

Esta multiplicidad de logros demuestra el fuerte compromiso que tiene la empresa con el desarrollo sostenible, la lucha contra el cambio climático y la transición hacia una matriz energética más limpia y neutra en emisiones.

La entrada Genneia alcanzó 1 GW de potencia renovable instalada en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá anunció en el inicio de este año 2023 una licitación pública para contratar potencia y energía a largo plazo, que garantice el suministro de la demanda eléctrica de los clientes finales de las empresas distribuidoras de electricidad.

Para este proceso que adjudicará 500 MW de capacidad renovable con o sin almacenamiento en baterías, la Secretaría Nacional de Energía (SNE) solicitó a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) la elaboración de los pliegos de bases y condiciones.

Según adelantó Guadalupe González, directora de Electricidad de la SNE. “El pliego se publicará este mes de febrero”. Lo que mantiene expectante a empresas del sector privado local y extranjero.

Al respecto, Rafael Galue, director ejecutivo de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica.

¿Cómo recibió la industria el anuncio de la Licitación?

La ha recibido con mucho entusiasmo al ser está una licitación a largo plazo que nos permitirá además trabajar en conjunto y acercarnos aún más a los objetivos de desarrollo sostenible que nos hemos propuesto como país, ya es un hecho innegable el crecimiento exponencial que están teniendo las energías renovables en Panamá y esto se ve reflejado en la cantidad de empresas que se han agremiado en el último año a la Cámara Solar, además de esto, muchas empresas extranjeras han estado siguiendo de cerca el proceso desde que fue anunciada esta licitación.

¿Qué lecciones aprendidas deberán tenerse en cuenta para asegurar el éxito de esta convocatoria?

Que debemos estar como industria cada día más preparados y capacitados, es por eso que este año estaremos capacitando desde nuestra red de profesionales en Energía solar a más de 150 nuevos profesionales, ya que tenemos una alta demanda de empleos y esto se incrementará a medida que vayan avanzando los proyectos, esto en definitiva es muy necesario para asumir los retos que suponen este tipo de licitaciones a largo plazo.

¿En qué rangos considera que deberá estar el precio de oferente virtual para que se cubran todos los requerimientos de la licitación?

Es una pregunta que en este momento es muy difícil de responder, ya que previamente debería el regulador hacer un estudio al respecto. Por lo tanto, nos toca esperar, ya les tocará a las autoridades competentes definir el rango de precio y el alcance del mismo.

¿Cree que el precio de solar+baterías podrán ser los más competitivos de esta licitación?

Eso va a depender, pero siento que si podría ser competitivo, sobre todo si los precios de las tecnologías de almacenamiento siguen bajando, a largo plazo podría ser cada vez más competitiva.

¿Qué recaudos se deberán tomar en un año de elecciones para asegurar que se puedan dar las condiciones para la firma de contratos antes de fin de año?

Definitivamente tenemos que esperar el pliego que se ha anunciado para ser publicado en Q1, eso ya de por sí garantizaría las condiciones para la puesta en marcha de la licitación.

La entrada CAPES destaca el atractivo de la licitación de 500 MW full renovable en Panamá se publicó primero en Energía Estratégica.

Ana Lia Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA) participó del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile. 

Allí, brindó una entrevista exclusiva en la que aportó su visión sobre las perspectivas para las energías renovables en el país, los desafíos y oportunidades para el corriente año, qué se requiere para lograr una mayor penetración en el sistema y evitar distintas dificultades que atraviesa el sector.

Si bien hoy en día Chile cuenta con X MW y una gran penetración de ERNC a la red (35,6% pero hasta un 60% si se considera aporte hidroeléctrico convencional), aún resta saber con qué velocidad se retirará del sistema el restante 40% térmico y con qué configuración del mercado eléctrico para que éste sea competitivo.

“Es importante bajar las cifras. Tenemos cerca de 36 GW instalados, de los cuales 15,4 GW son ERNC y otros 6,7 GW son hidroeléctricos, por lo que tenemos la necesidad del almacenamiento para retirar sistemáticamente las centrales a carbón”, afirmó.

“Ello se refleja en las tarifas eléctricas, que junto al almacenamiento serán los grandes temas del 2024, ya que el consumidor hoy en día paga ciertos costos sistémicos que encarecen el suministro y no le han permitido hacer la relación inequívoca entre una cuenta conveniente y la mayor penetración renovable”, subrayó. 

Cabe recordar que los contratos de suministro a clientes regulados se abastecen mediante combustibles fósiles oscilaban entre USD 250-280 MWh a USD 170 MWh (especialmente dadas antes del 2025).

Valores que hoy pueden llegar a costar un 50% más de lo que se ofertó a la hora de la licitación o, incluso, al doble y al triple por la indexación al precio de los combustibles. Mientras que los diez contratos renovables más baratos, los mismos se ubican en un rango de USD 60 MWh a USD 70 MWh y han sido indexados al Índice de Precios al consumidor (IPC) de Estados Unidos. 

“Por ello no puede establecer que tenemos un suministro caro a propósito de la generación renovable, sino que todo lo contrario. Son los contratos más baratos que, en la medida que sistemáticamente entren en vigencia en los contratos con clientes regulados, abaratará costos del sistemas”, manifestó Rojas.

Chile finalmente subastará 3430 GWh/año en su Licitación de Suministro 2023

“Es incorrecto culpar a las renovables no convencionales del nivel de tarifa eléctrica. Y eso deben saberlo los consumidores, desde el sector debemos saber ser mejores comunicadores para establecer esta conversación y que quede claro de dónde provienen los suministros más baratos”, agregó.

Justamente, la alza de tarifas es uno de los principales temas en la agenda sectorial y gubernamental, a tal punto que para tratar parlamentariamente el proyecto de ley de Transición Energética (habilitante para una mega licitación de almacenamiento), el Senado le pidió al Poder Ejecutivo que presente un PdL de estabilización tarifaria. 

Los próximos meses serán cruciales para resolver estos temas, de tal manera que la directora ejecutiva de ACERA insistió en la necesidad de entender la conveniencia de una mayor penetración renovable en el nivel de tarifas, porque de lo contrario “significará quedar dependientes de fósiles caros, importados y contaminantes, lo será muy difícil lograr el despliegue de las renovables”.

Puede acceder a las declaraciones completas de Ana Lia Rojas en la entrevista que brindó en el marco del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit.

La entrada Rojas de ACERA: «Las tarifas eléctricas y el almacenamiento serán los grandes temas del 2024” se publicó primero en Energía Estratégica.

Parque Eólico Arauco, empresa 100%dedicada a la generación de energía renovable en la Provincia de La Rioja (Argentina), participó en el evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile.

La compañía ya cuenta con 250 MW eólicos operativos en Argentina y busca abastecer el 100% de la provincia de La Rioja con energías renovables para finales de 2025, por lo que se posiciona como uno de los grandes actores del sector energético del país. 

Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco, brindó una entrevista exclusiva en donde comentó los futuros objetivos de la compañía, las tendencias que se avecinan para el sector renovable de la región y cómo incursionan en nuevas tecnologías y proyectos en pos de lograr una mayor eficiencia. 

«Más allá de los 250 MW eólicos ya instalados, estamos en construcción de otros 100 MW eólicos y 110 MW solares en los próximos dos años. Con ello, serán los primeros dos parques renovables híbridos de Argentina y segundos de Sudamérica en conectar energía eólica y solar en el mismo punto”, explicó. 

“Con ello se puede aprovechar mucho más las estaciones transformadoras y las líneas de despacho que teníamos. Por eso empezamos en el mundo solar y el recurso FV en La Rioja es ilimitado”, agregó. 

Cabe recordar una de esas centrales se dio en convenio entre Parque Eólico Arauco e IMPSA, firmado en mayo del año pasado (ver nota), y en su momento se comunicó que el proyecto demandará una inversión total de USD 49.000.000 y evitará la emisión de aproximadamente 1.000.000 de toneladas de CO2 durante 20 años al generar energía totalmente limpia. 

Al hibridar sus plantas, Arauco busca tener un factor de carga cercano al 75% y la empresa podría darle continuidad a un proyecto piloto electrolizador de 1 MW de capacidad y alcanzar costos competitivos para la producción de hidrógeno verde, que es considerado uno de los combustibles del futuro. 

Pero a ello se debe agregar que la compañía logró ser una de las grandes ganadoras de la licitación RenMDI realizada en 2023 con seis parques renovables adjudicados que suman 25,5 MW de capacidad. 

PS Aimogasta Solar I – 5 MW
PS Chamical Solar I – 8 MW
PS Chamical Solar II – 10 MW
Central hidroeléctrica Nonogasta – 0,5 MW
Central biogás Cerdos de los Llanos – 1 MW
Central biomasa Mission Argentina – 1 MW

“Parque Eólico Arauco está dentro del top 5 de las empresas con mayor capacidad de transporte y proyectos de Argentina, tanto de MATER como de contratos PPA con CAMMESA (350 MW) y en las últimas manifestaciones de interés (MDI) presentamos proyectos con ampliación de transporte que nos llevan a casi 1 GW de proyectos para los próximos años”, detalló Parmigiani. 

“Mientras que en almacenamiento ya estamos hace varios años, tanto de litio como de pilas gravitacionales (centrales hidroeléctricas reversibles) que es mucho más beneficioso en determinadas ocasiones, y avanzamos en la convocatoria AlmaMDI que lanzó CAMMESA para presentar los proyectos”, afirmó. 

Perspectivas con la llegada del gobierno libertario

La asunción y primeros pasos de Javier Milei en la presidencia de Argentina – y de Eduardo Rodríguez Chirillo al frente de la Secretaría de Energía – abre las puertas a que el sector privado apalanque las nuevas inversiones en proyectos de generación de fuentes renovables e infraestructura eléctrica, permitiendo un mayor dinamismo y flexibilidad en la toma de decisiones de mercado. 

El presidente de Parque Eólico Arauco no fue ajeno a ello y marcó que el nuevo gobierno llega con ideas “innovadoras”, principalmente en lo vinculado a la desregulación y liberación de diversas cuestiones regulatorias para avanzar de una manera más rápida. 

“Los primeros meses del año será interesante ver qué sucede, si realmente se logra destrabar la restricción a las importaciones y el rol de los partners locales, si se empieza a activar el sector y Argentina se vuelve más atractiva, es una linda oportunidad. Están dadas las condiciones para que el país lidere nuevamente Sudamérica”, señaló durante el evento de Future Energy Summit en Chile.

“Pero la política debe estar a la altura de las circunstancias y con un nivel de eficiencia, de entender que hay un costo muy grande que pierde Argentina por no aprovechar las situaciones de una demanda de energía”, añadió.

Para poner en números, Parmigiani subrayó que el costo de una central térmica a gasoil o a gas importado ronda los USD 250-300 MWh, mientras que el de un parque solar o eólico está en USD 58 – 62 MWh. 

“Y si consideramos que hoy el 30% de la energía se importa, es clave apuntar a ser más eficientes, ya que estamos perdiendo un costo muy grande por no entender la nueva dinámica de las economías”, concluyó. 

Pero estos temas y muchos más se tratarán en Future Energy Summit Argentina, la primera parada de FES del 2024 que se llevará a cabo el 11 de marzo en Buenos Aires y que será el espacio ideal para debatir los principales focos de la agenda del sector, visibilizar las oportunidades regulatorias y de inversión, como también explorar nuevos negocios sostenibles. 

Entradas ya disponibles: https://futurenergysummit.com/producto/future-energy-summit-argentina/

La entrada Parque Eólico Arauco tendrá los primeros dos parques renovables híbridos de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

El mercado eléctrico guatemalteco, a pesar de ser considerado de los más maduros de la región, enfrenta aún desafíos regulatorios que de ser resueltos podrían impulsar un mayor despliegue de energías renovables en el país.

Marcello Estrada, gerente de Regulación y Operación de Mercado en Electronova, la comercializadora de energía eléctrica del Grupo Progreso, ha destacado la necesidad de realizar determinadas actualizaciones regulatorias para aprovechar al máximo el potencial de este mercado.

«En el mercado eléctrico guatemalteco faltaría una revisión al concepto y cálculo de esa demanda firme, reglas para almacenamiento energético y fortalecimiento de las normas técnicas que regulan la calidad. Más allá de eso, la regulación del mercado es bastante abierta y permite la operación bastante eficiente de todas las energías renovables», señaló Marcello Estrada.

De acuerdo con el especialista en regulación y operación de mercado, el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) ha estado trabajando en modificaciones normativas desde hace aproximadamente cuatro años; sin embargo, advirtió que algunas de estas modificaciones no han incorporado los valiosos aportes de los agentes del mercado y otras que sí lo han hecho han quedado detenidas en el AMM o el regulador, sin ser aprobadas.

En respuesta a aquello, Estrada propuso que se fomente una mayor participación de partes interesadas en la actualización del marco normativo a través de la formación de grupos de trabajo y mesas de discusión técnica para recoger los aportes de los agentes desde la concepción inicial.

¿Qué prioridades existirían? El referente de Electronova insistió en que uno de los principales puntos de enfoque es la revisión del concepto y cálculo de la demanda firme en el mercado eléctrico guatemalteco. Además, la necesidad de establecer reglas claras para el almacenamiento de energía y fortalecimiento de las normas técnicas que regulan la calidad de la energía.

En cuanto a la regulación de la demanda firme, Estrada indicó la necesidad de revisar el procedimiento actual, que a menudo resulta en contratos sobredimensionados para grandes usuarios generando sobrecostos y pérdidas de eficiencia.

«La demanda firme en Guatemala es la obligación que por norma tiene todos los grandes consumidores o grandes usuarios de contratar potencia. Desde hace más o menos 20 años que empezó a operar la normativa del mercado, existe un procedimiento para el cálculo de esa demanda firme que se tiene que contratar, que es un procedimiento que se separa mucho de la realidad del consumidor, este es un procedimiento que está enfocado mayormente en coincidir con la demanda de potencia del sistema como un todo, pero no toma en cuenta que el mayor impulso que tiene ese crecimiento de la demanda de potencia del sistema no lo dan los grandes consumidores, sino que lo dan las distribuidoras», consideró Estrada.

Y añadió: «Resulta que ese un método que no se adapta al consumo típico de cada industria. Entonces como es una obligación de contratación por un periodo mínimo de un año, muchos grandes usuarios quedan sobrecontratados de tal forma que muchas veces ni siquiera llegan a consumir la potencia que tienen respaldada en un contrato, lo que causa sobrecostos y pérdidas de deficiencia para los grandes usuarios».

Otro aspecto crucial es la regulación de los acumuladores o bancos de baterías, elementos clave para complementar las energías renovables intermitentes. Aunque el AMM está trabajando en propuestas para habilitar la regulación de estos bancos, Estrada subrayó la necesidad de agilizar la publicación de la propuesta para su desarrollo y aplicación efectiva.

El almacenamiento de energía mediante baterías también se presenta como una solución para mejorar la calidad de la energía en diversas áreas, incluyendo subestaciones y la red de distribución. Por lo que, el referente consultado sugiere que esta tecnología podría ser fundamental para garantizar una continuidad y calidad de energía adecuada para las industrias guatemaltecas, especialmente en áreas donde las redes de distribución han quedado obsoletas.

Finalmente, Estrada identificó la necesidad de actualizar las normas técnicas que regulan la calidad de la energía. De acuerdo con el referente de regulación y operación de mercado muchas de estas normas son antiguas y no responden a las necesidades actuales de los usuarios industriales y comerciales. Por ejemplo, interrupciones de menos de tres minutos no se consideran como una falta, lo que no incentiva a los distribuidores a corregir problemas en tiempo récord, lo cual es crucial para muchas industrias.

«La calidad de energía muy importante y entre más energía renovable de calidad exista en el mercado, los precios van a ser mejores para los comercializadores y va a haber más oportunidades de negocios», concluyó Marcello Estrada, gerente de Regulación y Operación de Mercado en Electronova.

La entrada Comercializadores apuntan a la actualización regulatoria para un mayor despliegue de energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La International Tracking Standard Foundation (I-Track Foundation), originada en los Países Bajos en 2015 con el nombre de International REC Standard Foundation, ha experimentado un crecimiento significativo.

La I-Track Foundation ya cuenta con una presencia sólida en más de 50 países, extendiéndose por todo el globo. En Centroamérica y el Caribe ha estado operando desde 2016, con resultados destacables.

“Comenzamos con la emisión de certificados en Honduras el 2016, luego se incorporó Guatemala el 2017, Panamá el 2019, Costa Rica el 2020 y República Dominicana con El Salvador el 2021. El segundo semestre del 2023 hemos aprobado la emisión de certificados en Nicaragua y actualmente estamos en conversaciones con actores de mercado para el registro y emisión de los primeros certificados IREC en Nicaragua”, introdujo Benjamín Herrera Vergara, Director para Latinoamérica de I-Track Foundation.

En diciembre del 2023, la fundación cambió su denominación reflejando así la expansión de su mandato más allá del ámbito eléctrico, pero manteniendo su misión de facilitar la implementación de esquemas de certificación de energía renovable en todo el mundo. Y este año va por más.

En palabras de Benjamín Herrera Vergara: “Este año buscamos consolidar la adopción de certificados IREC en Centroamérica sumando actores estratégicos del sector”.

En Costa Rica, la I-Track Foundation está apoyando la vinculación al estándar de la mayor distribuidora del país, la empresa pública Compañía Nacional de Fuerza y Luz y en El Salvador ya están explorando la posible acreditación de la Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas como emisor local.

Y es que, la certificación IREC está ganando terreno en diversos sectores de la economía, generando un gran atractivo.

“Vemos cada vez más adopción en empresas energo-intensivas como las del sector minero, data centers, metalmecánica, fabricación de productos de exportación, pero también servicios financieros, alimentos y bebidas, productos de consumo masivo y también empresas de menor tamaño preocupadas de su huella de carbono y sustentabilidad ambiental”, precisó Benjamín Herrera Vergara, Director para Latinoamérica de I-Track Foundation.

¿Qué tipos de proyectos renovables se ajustan a sus requerimientos para transferir atributos? En respuesta a Energía Estratégica, Benjamín Herrera Vergara destacó la versatilidad de la certificación IREC:

“Pueden certificar su producción renovable todos aquellos medios de generación cuyo energético primario sea una fuente renovable como la eólica, solar, geotérmica, hidroeléctrica, biomasa y biogás”.

Según precisó el referente de I-Track Foundation, los requisitos fundamentales incluyen demostrar la titularidad de representación del activo y no haber certificado la producción por otro mecanismo que implique transferencia de atributos ambientales y renovables.

La entrada Benjamin Herrera: «Este año, buscamos consolidar la adopción de certificados IREC en Centroamérica» se publicó primero en Energía Estratégica.

Las cancelaciones de subastas a largo plazo en México han provocado un parate en la ejecución de proyectos a gran escala por lo que la actividad renovable que se ha registrado en los últimos años en el país se ha visto liderada por la generación distribuida.

En este escenario, cada vez más empresas mexicanas se dedican a este segmento tan esencial para diversificar la matriz energética del país. 

Una de ellas es Energía Verde Alternativa (EVA), compañía enfocada al desarrollo de Sistemas Solares Fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento a nivel residencial, comercial e industrial, en el segmento de generación distribuida.

En conversaciones con Energía Estratégica,  Ariel Turok Catarrivas, Director General de EVA, revela planes ambiciosos para el año en curso: “Las expectativas de venta para el 2024 son elevadas: buscamos superar en un 40% los logros alcanzados en el período anterior”. 

Y agrega: “Si bien desarrollamos proyectos residenciales, nuestro enfoque principal se centra en satisfacer las necesidades del sector Comercial e Industrial, donde la demanda de soluciones renovables está en constante crecimiento”.

La empresa no solo se limita a la implementación de proyectos, sino que también ofrece servicios de consultoría en la instalación de proyectos de generación distribuida.

En efecto, Turok Catarrivas destacó que actúan como EPC (Ingeniería, Procura y Construcción) nato, asesorando a los clientes en la búsqueda de la máxima calidad y seguridad en sus instalaciones.

Soluciones de Almacenamiento

En México, muchos se preguntan si la demanda de almacenamiento en el autoconsumo está en aumento, o si es una tecnología que despegará en los próximos años.

Ante este interrogante, el experto explica que la demanda de sistemas de almacenamiento depende del tipo de proyecto. 

“A nivel comercial, donde no se observa un consumo significativo durante los horarios punta, la implementación de almacenamiento no es tan crucial. Sin embargo, en el caso de la industria, donde las operaciones son continuas, el almacenamiento se vuelve más relevante debido a las variaciones de tarifas y las limitaciones regulatorias”, afirma.

Grandes desafíos de la Industria

En tanto a los diferentes retos que enfrenta la industria, Turok Catarrivas recalca la importancia de la profesionalización en el sector.

“La seguridad y calidad de las instalaciones de energía renovable deben ser prioritarias. La falta de estándares en algunas empresas representa un riesgo, y la profesionalización, el uso de productos de alta calidad y mano de obra calificada son fundamentales para mitigar estos riesgos”, asegura.

No obstante, reconoce que la falta de profesionalización de algunos competidores que priorizan el precio sobre la seguridad y calidad en sus servicios, pueden convertirse en una limitante.

Por último, califica como un reto las barreras regulatorias que existen en el segmento de la  generación distribuida y concluye: “Es fundamental un aumento en el límite de potencia de Generación Distribuida y la implementación de incentivos fiscales significativos para impulsar la inversión en el sector”.

La entrada Energía Verde Alternativa busca aumentar un 40% sus instalaciones de generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de la Agenda de Transición Energética, la Secretaría Nacional de Energía (SNE) de Panamá se encuentra comprometida con 242 líneas de acción, 61 objetivos y 30 metas de alto nivel.

Un 30% de estos compromisos tiene que ver con ajustes legales y regulatorios en materia de electricidad, y se está avanzando con propuestas muy sólidas para el fortalecimiento del sector.

“Estimamos alcanzar un 40% de estas metas antes de finalizar este periodo de gobierno. La siguiente administración tendrá la responsabilidad de dar continuidad a este proceso”, Guadalupe González, directora de Electricidad de la SNE.

Hasta tanto, un gran paso dado en el inicio de este año 2024 es el lanzamiento de la licitación de 500 MW de energías renovables y almacenamiento. Esta licitación representa un hito significativo, ya que se convoca tras cerca de una década sin procesos para la contratación de largo plazo.

Al respecto, la directora de Electricidad de la SNE enfatizó las altas expectativas tanto del sector público como privado en este proceso, destacando su naturaleza full renovable y su inclusión de almacenamiento, como una novedad no solo para Panamá, sino también para toda Centroamérica.

En cuanto al impacto en los inversionistas, Guadalupe González señaló que varios ya han mostrado interés y han solicitado aclaraciones sobre la incorporación de almacenamiento en las ofertas. 

En tal sentido, la reciente consulta pública sobre la regulación de almacenamiento en distintos segmentos del mercado es un paso clave para aclarar dudas y recopilar comentarios de todas las partes interesadas (ver).

“Ya han venido varios inversionistas tocando la puerta, pues quieren estar más empapados después de lo que conlleva esto. Recientemente la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) lanzó a consulta pública la regulación de almacenamiento, y esperamos que salga en el período estipulado para que la licitación de 500 MW renovables se pueda dar en el calendario correspondiente”, indicó González.

Y reveló: “El pliego se publicará este mes de febrero. Ahí, se tendrán mayores detalles de la licitación. Por lo pronto, puedo adelantar que en los pliegos se aclararán los requisitos de potencia y energía, por lo que el almacenamiento tomará un papel importante para garantizar ofertas de potencia con fuentes como eólica y solar”.

De allí, la directora de Electricidad de la SNE animó a los interesados en ofertar en la licitación de 500 MW a participar activamente de la consulta pública de almacenamiento energético donde obtendrán detalles valiosos y podrán realizar su aporte para la próxima regulación.

Panamá abre tres consultas públicas clave para el despegue del almacenamiento energético

La entrada Licitación de 500 MW en Panamá: “El pliego se publicará este mes de febrero” se publicó primero en Energía Estratégica.

La Licitación Abierta PEG-4-2022 marcó un hito en el sector energético guatemalteco. El éxito de su convocatoria para 235 MW fue tal que, 67 entidades adquirieron las bases y las ofertas ganadoras en su mayoría (12 de 16) incluyeron centrales fotovoltaicas, entre ellas de tecnología hidro, eólica y solar.

Pero aquello no sería todo. Los precios alcanzados fueron históricos, registrando precios medios entre 20.329 USD/MWh y 79.96 US/MWh en todo el periodo licitado (ver detalle).

El interés por este proceso competitivo fue tal que el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) de Guatemala, que cuenta con personal especializado que brinda atención y seguimiento a interesados en desarrollar proyectos renovables, como aquellos de tecnología eólica y solar, recibió consultas de alrededor de 10 empresas durante el 2023.

“Se brindó orientación sobre consideraciones técnicas que deben tener en cuenta los proyectos en su fase de diseño, características eléctricas operativas del S.N.I. de Guatemala, el acceso a la red y sus estudios, características operativas que deben cumplir estos proyectos, el cumplimiento de procesos para la operación comercial y el seguimiento que se le da a su operación”, puntualizó Jorge Álvarez, gerente general del AMM.

Y subrayó: “En su mayoría, el interés era en la Licitación PEG-4, pero algunos también con miras a la PEG-5, en función de la experiencia y resultados de la licitación PEG-4”.

Este año, las expectativas del mercado están puestas en una Licitación Abierta PEG-5-2024 que promete la contratación más grande de su historia en el orden de los 1000 MW a 1400 MW, despertando el interés de generadores y desarrolladores de proyectos de generación locales y extranjeros.

Visto el Plan de Expansión 2024-2054 y la necesidad del lanzamiento inminente de una nueva licitación, Energía Estratégica, consultó al referente del AMM si para este año esperan un aluvión de nuevas consultas:

“Sin lugar a duda, habrán consultas, en función de las tecnologías que correspondan”, respondió Jorge Álvarez.

Ahora bien, aclaró que eso dependerá del tipo y tamaño de las centrales a las que se considere para licitar en la PEG-5 y principalmente las mezclas o participaciones de generación a las que esté dirigida.

La entrada Generadores y desarrolladores de proyectos renovables se anticipan a licitaciones con consultas técnicas al AMM se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en los últimos meses los usuarios calificados venían experimentando incertidumbre por los resultados del Mercado de Balance de Potencia (MBP) que forma parte del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en México.

Si bien aún no ha salido el MBP del 2023, el CENACE publicó el  informe preliminar, con datos pocos alentadores para los usuarios calificados.

Precio Máximo de la Potencia en 2023 Preliminar (v2024 01 30)

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Bruno Ortiz, Director del Mercado Eléctrico Mayorista en Grupo Dragón, una empresa mexicana perteneciente a Grupo Salinas dedicada a la generación y comercialización de energía renovable, analiza los resultados del informe preliminar del MBP y aborda las preocupaciones emergentes de los usuarios calificados.

“Este documento revela un aumento sustancial en el factor del Precio de Cierre de Potencia Estimado (PCPE), lo cual ha generado inquietudes significativas en el sector renovable”, explica.

De acuerdo a la lectura de Ortiz, en el informe preliminar, el factor del PCPE experimentó un incremento notable, equiparando al Sistema Interconectado Nacional (SIN) con los niveles de Baja California (BCA) y Baja California Sur (BCS), alcanzando un factor de 2.00 y reflejando un precio de la potencia cercano a los 5.3 millones de pesos por megavatio-año (MDP/MW-año).

Aunque destaca la provisionalidad de estos datos, la magnitud del aumento plantea desafíos para los participantes del Mercado y deja en evidencia la urgencia de simplificar los permisos para nuevos generadores.

“Los impactos inmediatos de este incremento se traducen en un aumento sustancial de los costos de energía para los Usuarios Calificados expuestos a precios de mercado. Este escenario presenta un desafío considerable, ya que aquellos que dependen de esta exposición experimentarán un incremento significativo en sus costos energéticos”, detalla Ortíz.

Y agrega: «A mediano y largo plazo, se anticipa un aumento en las tarifas ofertadas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lo que generaría una presión financiera para los usuarios calificados”.

¿Cómo afrontar este posible aumento en el precio de la potencia?

Frente a esta situación, el especialista sugiere a los Usuarios Calificados adoptar medidas proactivas para minimizar los riesgos asociados a la volatilidad del mercado. 

Según él, una opción estratégica es la incorporación de productos que integren estos costos dentro de su tarifa y reduzcan la exposición a precios de mercado. 

“Algunos usuarios han optado por contratar bloques que contemplan entre un 40% y un 60% de la energía y potencia a un precio fijo, mientras que el restante se paga a precio de mercado. Sin embargo, es crucial tener en cuenta que la elevación de los costos de potencia puede contrarrestar los beneficios históricos de ahorro”, alerta.

Desde Grupo Dragón, se destaca una estrategia centrada en ofrecer contratos que brinden estabilidad en los precios, con el fin de limitar la exposición a fluctuaciones bruscas. A diferencia de propuestas con descuentos llamativos que ocultan riesgos, se opta por tarifas más contenidas que ofrecen ahorros moderados, pero con cero exposición a precios de mercado.

A nivel sectorial, Ortiz enfatiza la importancia de evaluar la diversificación de fuentes de energía y explorar alternativas que reduzcan la dependencia de tecnologías específicas.

“La colaboración con la industria y los órganos reguladores para agilizar permisos se presenta como una estrategia clave para mitigar los riesgos asociados a la volatilidad del mercado”, recomienda. 

Y concluye: “En un escenario donde la oferta limitada de potencia es el principal desafío, la acción coordinada y la búsqueda de soluciones sostenibles se vuelven imperativas para asegurar la estabilidad y el desarrollo del sector renovable en México”.

La entrada Preocupación por posible suba en el Mercado para Balance de Potencia: ¿Cómo minimizar riesgos? se publicó primero en Energía Estratégica.

Seraphim, fabricante de módulos solares a nivel mundial, participó del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en Chile. En una entrevista realizada en el marco de la cumbre, José Luis Blesa Gonzalez, director para Latinoamérica de la compañía, destacó un crecimiento en la región, principalmente en el segmento de utility scale, poniendo a Chile como una de sus principales plazas.

“Si vemos el lienzo estratégico de nuestra compañía y hacemos una analogía como si fuera una mesa con cuatro patas, una de esas patas es Chile, las otras son Brasil, México y Colombia, en lo que es la actualidad del sector. Tal como lo he dicho, Chile se viene presentando como uno de los principales mercados de América Latina”, comentó Blesa Gonzalez.

Actualmente, Seraphim cuenta con 20 GW de módulos instalados en todo el mundo y una capacidad de producción de 12 GW, pero planean seguir creciendo. En el evento de FES en Colombia referentes de la empresa aseguraron que tienen la proyección de triplicar su capacidad de producción y llegar a 36 GW en el corto y mediano plazo.

Además, revelaron que están trabajando en un proyecto de integración vertical para este año que les permitirá mejorar los costos de producción de las soluciones que ofrecen.

Incorporar almacenamiento

Cabe recordar que el sector de renovables en Chile tiene desafíos regulatorios, sobre todo en materia de almacenamiento y líneas de transmisión, debido a que la gran cantidad de generación de renovables que se produce en el norte del país genera vertimientos y desacople de precios. 

Bajo ese marco, el referente de Seraphim analizó la situación del mercado y aseguró que “hoy en día Chile está en una transición en la que la evolución de la industria le gana a la evolución de la normativa”.

Precisó: “Es importante complementar la aleatoriedad y las intermitencias que tienen las renovables. Los sistemas BESS tienen un papel preponderante dentro de esa actividad porque funcionan como complemento para regular las variaciones de las fuentes solar y eólica. Es una necesidad técnica y económica”. 

“Chile tiene un mercado resiliente y eso nos ha demostrado con el tiempo que está preparado con creces para afrontar los desafíos que se vienen con el sistema de almacenamiento de baterías BESS”, agregó. 

Con respecto a las perspectivas,  Seraphim tiene una mirada optimista a mediano y largo plazo. “Vemos a Chile como el principal país de energías renovables del mundo, hoy los números muestran que lo es, pero va a posicionarse aún mejor. Van a resolver las cuestiones normativas ya que hay un capital humano especializado para solucionarlo”, concluyó.

La entrada Seraphim se centra en Chile como uno de sus principales mercados y advierte por el almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Tal como anticipó Energía Estratégica, el pasado miércoles, 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).

A través de un proyecto elaborado por el ministro Pérez Dayán, la corte determinó inconstitucional la reforma a la LIE, al violar las reglas del mercado eléctrico mayorista, priorizando a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

En este marco, el reconocido especialista del sector energético, Carlos Flores, destaca a Energía Estratégica las implicancias positivas de este hito en la industria renovable y revela sus proyecciones de cara a las elecciones. 

«Este amparo es un paso sólido y contundente hacia el estado de derecho, el cual al menos para el sector energía se había diluido durante la actual administración. Esta resolución abona hacia el principio de garantizar la legalidad y establece límites al ejercicio del poder”, explica

Y agrega: “El mensaje es claro: no se puede imponer una visión personal del sector, si ésta no está alineada con lo establecido en la Constitución«.

Aunque reconoce que no se auguran grandes cambios durante la actual administración tras el amparo, asegura que esta medida abre la puerta para que el gobierno entrante tenga un marco normativo claro y funcional sobre el cual promover las renovables como lo es la Reforma Energética de 2013.

“El fallo de la Suprema Corte es una pieza importante hacia la certidumbre que requieren los inversionistas, sin embargo, no es la única. Todavía tenemos que esperar a ver cómo se resuelve el «silencio administrativo» en la emisión de Permisos de Generación, el nivel de ambición de nuevos objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y qué tanto la Comisión Federal de Electricidad comienza a invertir en redes de transmisión y distribución”, argumenta.

 “La necesidad de modernización de la infraestructura eléctrica es un problema creciente para la CFE. Ya veremos qué tan dispuestos están en comenzar a hacer las inversiones que se requieren no solamente para incorporar la mayor cantidad posible de renovables a la red, sino también para reducir los riesgos de confiabilidad que ellos mismos han provocado”, insiste.

De esta forma, Flores no visualiza un cambio sustancial en el corto plazo, de lo contrario, considera que todos estos problemas se irán solucionando tras el cambio de presidencia. 

En efecto, proyecta que medidas fundamentales para diversificar la matriz energética como la reactivación de las subastas de largo plazo se llevarán adelante con el gobierno entrante.

La entrada Carlos Flores: “El amparo contra la LIE es un paso sólido y contundente hacia el estado de derecho” se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía Chile puso término a la Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) de los potenciales Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica (PDGE) en Antofagasta y Tocopilla, que forman parte de la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP).

Dichos Polos tienen el objetivo de orientar el uso del territorio para la generación renovable con incidencia en la planificación de la transmisión eléctrica y para su diseño se utilizó como referencia el rango de la proyección de la expansión energética hacia el 2050

Mientras que su dimensionamiento responde a la capacidad de un único sistema de transmisión, que se estima de 2000 MW, y a la agrupación de áreas con potencial de energía renovable, continuas o discontinuas, pero próximas entre sí. 

En el caso de Antofagasta se determinó que posee un potencial de 145.049 hectáreas para desarrollar la concentración solar de potencia (CSP) y de 1.286.642 ha. para proyectos de generación fotovoltaica. 

“Considerando el potencial FV en el territorio total del área de planificación, el informe preliminar solo a efectos de considerar esta tecnología estaría suponiendo que requiere un 3% de los MW que según potencial están presentes en las áreas de planificación de la provincia”, aclara la Resolución Exenta Subsecretarial. 

En tanto que para explotar la capacidad eólica se necesitaría poco más del 10% del total del área de planificación de la provincia de la región de Antofagasta. 

Por lo que la opción de desarrollo escogida para dicho lugar es a partir de una composición mixta de la matriz energética entre las comunas de Sierra Gorda y la de Taltal, adecuando la escala de planificación y generando un Plan de Acción que identifique proyectos para priorizar programas del Ministerio de Energía en estas comunas, con énfasis en con énfasis en transitar hacia un acceso al suministro eléctrico regulado del borde costero de la comuna de Taltal

La primera de ellas funcionaría como fotovoltaica para suplir la demanda regional de la industria y minería conectada al Sistema Eléctrico Nacional, en donde se podría desarrollar el hidrógeno verde; mientras que la segunda como eólica y para las centrales CSP. 

“Con ello se evitan emplazamientos sobre sitios con alto potencial arqueológico y paleontológico y sitios de nidificación de aves. Se alejan de destino y atractivos turísticos, faenas mineras, asentamientos rurales y áreas pobladas en general, sitios de interés astronómico y parque nacional. La tecnología CSP considera el paisaje, distanciándose de asentamientos”, señala el documento.

Por otra parte, el Ministerio de Energía también hizo hincapié en Tocopilla y, de acuerdo al cálculo, las renovables tendrían más de 376.000 hectáreas, repartidas entre parques de concentración solar de potencia (115.471 ha para 16.496 MW) y fotovoltaicos (261.070 ha para 65.280 MW)

“Por su parte, y de acuerdo al cálculo por generación a integrar en Polos de acuerdo a informe preliminar PELP tenemos que el requisito alcanza los 2968 MW (CSP) en el escenario transición acelerada, lo que sería equivalente aproximadamente a 20.773 ha, lo estaría suponiendo que se requiere solo un 18% de los MW que según potencial están presentes en el área de planificación de la provincia”, complementaron desde el gobierno. 

La particularidad con esta provincia es que se buscará compensar la potencia de la generación térmica a carbón saliente y ser parte de la cadena de valor del hidrógeno verde, tanto para demanda interna como externa, en el marco de la integración bioceánica,Por lo que 

“La localización aprovecha la infraestructura de transmisión existente (polígono A1 y A2), minimizando la necesidad de nuevas áreas para este fin y se aprovecha la cercanía a la bahía de Tocopilla apalancando un futuro desarrollo portuario, junto con la accesibilidad de vialidad estructurante”, especifica el archivo. 

La entrada Chile puso término a la Evaluación Ambiental Estratégica de los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Minas y Energías (MME) de Brasil y la Financiadora de Estudios y Proyectos (FINEP – organización del gobierno dependiente del Ministerio de Ciencia y Tecnología) lanzaron una convocatoria para financiar proyectos de innovación en energías renovables. 

La iniciativa tiene como objetivo apoyar proyectos innovadores, con riesgo tecnológico y relevantes para la sociedad, impulsando la consolidación de cadenas productivas nacionales en segmentos como el solar, eólico, hidrógeno, almacenamiento de energía, transmisión y combustibles sostenibles, tanto en el ámbito de la biotecnología como en el del desarrollo. de plantas piloto y demostrativas.

La convocatoria tendrá una vigencia de 24 meses y pondrá a disposición hasta R$ 250.000.000 en recursos no reembolsables provenientes del Fondo Nacional de Desarrollo Científico y Tecnológico (FNDCT) para apoyar cinco líneas temáticas. 

La primera de ellas es el desarrollo tecnológico de equipos y componentes críticos de la cadena productiva de sistemas de generación a partir de “fuentes sostenibles”, y la misma incluye a parques eólicos offshores a nivel de demostración.

La segunda línea temática abarca el desarrollo de tecnologías para la producción, almacenamiento, transporte y uso de hidrógeno bajo en carbono; en tanto que la tercera hace lo propio con aquellos equipos y/o componentes críticos para avanzar en sistemas de almacenamiento de energía. 

Pero a ello se debe agregar que el país también buscará brindar más seguridad y resiliencia al Sistema Interconectado Nacional, por lo que el cuarto eje de financiamiento estará enfocado en los métodos, equipos y componentes para las redes de transmisión y subsistemas, especialmente de ultra alta tensión y tecnologías de compensación reactiva aplicables al sistema eléctrico brasileño.

Mientras que la línea temática N°5 está orientada hacia el desarrollo de tecnologías para la captura, almacenamiento y/o aprovechamiento de CO2, considerando que Brasil cuenta con uno de los mercados de carbono más importantes del mundo. 

“La Transición Energética es un imperativo, pero también una oportunidad para Brasil, tenemos todas las condiciones para ser líderes en el proceso, con el consiguiente crecimiento económico y generación de empleos de calidad. Las inversiones en innovación son claves para internalizar los procesos productivos e industriales «, manifestó el subsecretario ejecutivo del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Fernando Colli. 

«Además, la transmisión es lo que permite a Brasil ser esta potencia sustentable, con altas tasas de energías renovables en la sede. Esta presencia es también muy importante para el sector eléctrico», complementó.

Si bien la convocatoria tendrá un presupuesto total de R$ 250.000.000, los interesados podrán solicitarle a FINEP/FNDCT un monto mínimo y máximo por cada propuesta, dependiendo del tipo de acuerdo y según los formatos de concertación:

Acuerdo Simple: entre un mínimo de R$ 3.000.000 y un máximo de R$ 15.000.000
Acuerdo de Red: entre un mínimo de R$ 3.000.000 y un máximo de R$ 50.000.000

Mientras que la liberación del capital económico será de forma anual, por lo que el cronograma de desembolsos deberá prever la liberación de recursos entre los años 2024 y 2025, en tanto que la ejecución del proyecto presentado debe tener un máximo de 36 meses.

La entrada Brasil financiará más proyectos de innovación en energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

ENGIE está desarrollando un ambicioso plan de transformación para descarbonizar la matriz energética y entregarle seguridad y flexibilidad al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Para ello, una de sus áreas claves en este camino para acelerar la transición energética son los sistemas de almacenamiento y hoy anunciaron su cuarto proyecto en esta materia: BESS Capricornio. 

La iniciativa en base a Battery Energy Storage System (BESS) se emplazará en la Planta Solar Capricornio (88 MWac) -también propiedad de la compañía y ubicada en la comuna de Antofagasta- y contará con 96 contenedores que serán capaces de almacenar la energía producida gracias al sol durante 5 horas. 

En total, BESS Capricornio tendrá una capacidad de almacenamiento de 264 MWh, lo que se traduce en una capacidad instalada de 48 MW y 96 GWh promedio al año. Esto equivale a suministrar energía a 11.500 hogares y evitar emitir al año 25.833 toneladas de CO2, en otras palabras, significa sacar aprox. 8.800 vehículos de combustión convencional del parque automotriz. 

Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile, explicó que “a nivel mundial tenemos la meta de contar con 10 GW en almacenamiento para 2030. Sabemos que los sistemas de almacenamiento cumplen un rol primordial en la transición energética y, en línea con lo anterior, BESS Capricornio se sumará a nuestro portafolio con este tipo de tecnología que permite evitar los problemas de vertimiento y evacuar energía verde en las horas de mayor demanda”, comentó.

Actualmente BESS Capricornio se encuentra en etapa de construcción, la movilización a terreno está estipulada para febrero y se espera entrar en operación comercial el primer semestre de 2025.

Avances en almacenamiento de ENGIE en Chile

La compañía cuenta actualmente con un sistema de almacenamiento en operación ubicado en Arica -capacidad de almacenamiento de 2MWh e instalada de 2MW- que sirvió de piloto para poder desarrollar otras iniciativas. 

A lo anterior, se suman dos proyectos: BESS Coya (638 MWh) y BESS Tamaya (418 MWh). 

En el caso de BESS Coya, se encuentra con el 100% de las baterías instaladas y está a la espera de obtener el inicio de su operación comercial. Una vez que esto suceda, será el sistema con mayor capacidad de almacenamiento en América Latina. Mientras que BESS Tamaya se trata de un proyecto de reconversión del sitio, dado que reutiliza algunas de las instalaciones y espacio físico de la ex central diésel (central térmica) de la compañía en la comuna de Tocopilla.

“Una vez que entren en operación BESS Coya, BESS Tamaya y BESS Capricornio; contaremos con más de 1.1 GWh de capacidad de almacenamiento al día. Esto es un gran logro en nuestro plan de transformación. Además, hay que tener en cuenta, que cada uno de los proyectos que estamos desarrollando hoy en día, tiene contemplado incorporar un sistema de almacenamiento”, indicó Juan Villavicencio, Managing Director Renewable de ENGIE Chile.

La entrada ENGIE Chile anuncia nuevo proyecto de sistema de almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Desde octubre de 2023, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha lanzado al menos 22 procedimientos de contratación para ampliar y modernizar las redes eléctricas en México con el objetivo de resolver las principales congestiones en el Sistema Eléctrico Nacional.

Estos procedimientos cobran vital relevancia en México teniendo en cuenta que el país debe hacer inversiones para reforzar sus redes de forma inmediata y satisfacer las necesidades energéticas presentes y futuras.

Bajo esta premisa, Arturo Carranza el especialista del sector y director de Proyectos de Energía de AKZA Advisors, explica en diálogo con Energía Estratégica en qué estado se encuentran estos procesos licitatorios y cuales son los principales desafíos que enfrenta el país para llevarlos a cabo.

¿Qué licitaciones deberían salir primero y por qué?

Desde noviembre de 2023, la Comisión Federal de Electricidad ha iniciado un proceso transparente y abierto de licitaciones que contempla poco más de 20 proyectos de transmisión y transformación. Estos proyectos contribuirán a ampliar y modernizar las redes eléctricas a lo largo y ancho del país. Estas obras significan desafíos no solo para la CFE, sino también para las empresas contratistas interesadas en dichas licitaciones. A los aspectos técnicos y financieros, inherentes a cualquier proyecto de infraestructura eléctrica, se suman otras cuestiones que hoy en día marcan la pauta de las inversiones en el país. 

Uno de los proyectos que se lanzó primero fue el que se conoce como «I20», que servirá  para resolver problemas de congestión en la costa oeste de México. Destaca, también, el proyecto «I19», que se publicó en diciembre pasado. Este proyecto tiene como objetivo resolver problemas de congestión en estados del centro del país. Algunos otros proyectos que sobresalen son los que ampliarán la capacidad de transmisión y transformación en las penínsulas de Yucatán y de Baja California, así como en los estados del norte del país. 

¿Esas primeras licitaciones cuando deberían lanzarse?, qué plazos de adjudicación deberían manejarse y cuáles son los plazos de construcción?

Los procedimientos de contratación asociados a estos proyectos de transmisión y transformación de la CFE están, actualmente, corriendo su curso y cumpliendo con una serie de etapas previstas por las propias disposiciones de contratación. Estas etapas siguen una secuencia que empieza con la publicación de las licitaciones, las visitas de sitio, las sesiones de aclaraciones, la presentación de ofertas, y que termina con los fallos de los procedimientos. Actualmente la mayoría de las licitaciones se encuentran en la etapa de sesión de aclaraciones o en la presentación de ofertas, aunque algunas de ellas – las menos – ya se asignaron. 

¿Qué tan importante es que se retomen las subastas de largo plazo para aprovechar las oportunidades del nearshoring en el país?

Estos proyectos de transmisión y transformación favorecerán la solución de algunos de los desafíos del Sistema Eléctrico Nacional. De manera puntual, ayudarán a llevar energía eléctrica desde los centros de generación a los lugares donde se consume a partir de criterios indispensables como el de seguridad y confiabilidad.

Otros desafíos del Sistema Eléctrico Nacional, como el vinculado a la necesidad de adicionar 2,000 MW anuales para satisfacer el incremento de la demanda eléctrica nacional, deberán resolverse con la adopción de otras medidas. Estas medidas tienen que fundamentarse en una estricta planeación que involucre a las autoridades energéticas, al regulador, al operador y a los participantes del Mercado Eléctrico Mayorista.

Las subastas de largo plazo resultaron un mecanismo atractivo y eficiente para aumentar la capacidad instalada de generación eléctrica, principalmente renovable, en el Sistema Eléctrico Nacional. Por ello, México haría bien en reflexionar y discutir seriamente en torno a la posibilidad de retomarlas.

¿Nota mayor apertura por parte de la CFE en trabajar con empresas del sector privado?

Hacia el final de la actual administración se observa un mayor entendimiento entre la CFE y los privados. Las asociaciones que la empresa pública de energía ha anunciado con empresas privadas para desarrollar y ejecutar proyectos de gas natural son una muestra de ello.

El interés que los proyectos de transmisión y transformación han despertado entre empresas nacionales e internacionales son otra muestra de que ambas partes están interesadas en atender conjuntamente los desafíos y las oportunidades de la actual coyuntura, donde el proceso de relocalización y la crisis climática tienen un peso determinante. 

¿Qué otras medidas se han sugerido para promover más energía limpia ante la fuerte demanda de energía que experimenta el país?

 Tras la pandemia, en el mundo se advierte una discusión más intensa sobre la necesidad de acelerar el impulso de tecnologías y acciones que contribuyan a garantizar a un tiempo el acceso a energía eléctrica y la reducción de emisiones contaminantes por la generación y el uso de esa energía. México no escapa de esta dinámica. En el sector público, pero sobre todo en el sector privado, se toman decisiones para impulsar lo que son destinos inevitables para la humanidad: los sistemas de almacenamiento de energía y el hidrógeno verde.

En el país también se avanza, aunque lentamente, en la elaboración e implementación de normas de eficiencia energética para edificios públicos. Esto último jugará en el futuro un papel determinante para reducir el uso de energía eléctrica y las emisiones contaminantes.

¿Cuáles son los mayores desafíos técnicos y financieros que han identificado?

Los desafíos relacionados con los proyectos de transmisión y transformación de la CFE tienen que ver, principalmente, con los tiempos de ejecución de las obras y con la manera en que se financiarán las mismas.

Puesto que el plazo de ejecución de los trabajos es mayor a 200 días, las empresas interesadas en los proyectos han puesto sobre la mesa la inquietud que genera el cambio de administración.

En cuanto al tema de financiamiento, las empresas interesadas están en un diálogo constante con la CFE para lograr condiciones de certeza con respecto al cumplimiento de los programas de ejecución de las obras y al pago por las mismas. 

La entrada Licitaciones de CFE para modernizar las redes eléctricas de México: ¿en qué estado se encuentran? se publicó primero en Energía Estratégica.

Chile y España cuentan con un alto nivel de penetración de renovables, y se espera que para el 2024 se incorpore aún más capacidad instalada de estas tecnologías. Este escenario, advierten especialistas, generará un volumen mayor de curtailment, situación que preocupa al sector producto de su impacto en los ingresos de los activos de generación. Ante este panorama empieza a hacerse notar la necesidad de tomar iniciativas en materia de almacenamiento masivo.

La generación eléctrica en España alcanzó un hito histórico en 2023, ya que el 50,4% provino de energías renovables, según un informe de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA). Mientras que en Chile, la generación de energía eléctrica por parte de energías limpias no convencionales es del 37%.

En una entrevista exclusiva realizada en el marco del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en Chile, Jorge Hurtado y Sylvain Rouzeyre, Senior Consultant y Manager de AFRY Management Consulting, respectivamente, advirtieron que en el caso de Chile en 2023 se ha cortado aproximadamente un 10% de recurso solar y más del 7% de recurso eólico.

Señalaron que en ese país los vertimientos, que estén presente desde hace algunos años pero que con el paso del tiempo se agravan, son producto de dos efectos. Por un lado, el exceso de oferta por sobre la demanda. Por otro, la falta de capacidad de transmisión, lo que no permite transportar toda la generación de renovables hacía los centros de consumo.

En España, en cambio, los curtailments técnicos (que son problemas locales proveniente de falta de capacidad de evacuación en nodos específicos) se han disparados en los últimos dos años a raíz de una entrada fuerte de capacidad renovable, combinada con un desarrollo limitado de la red de transporte.

Este mayor desarrollo renovable no va acompañado de una creciente demanda eléctrica, que todavía no se incrementa por la llegada de nuevo usos eléctricos (EV, calefacción y electrolisis). El 2023, según APPA, cerró con un 2% de vertidos provenientes de energía solar y eólica.

Sin embargo, los especialistas de AFRY advierten que esta situación de altos niveles de oferta renovable no sólo genera problemas de curtailment, sino de precios.

“Actualmente el sistema eléctrico de Chile cuenta con cerca de 13,5 GW de capacidad solar y eólica y unos 3,9 GW de capacidad hidroeléctrica de pasada, todas con un costo variable cero, mientras que la demanda media es cercana a 10 GW con una máxima histórica de 11,5 GW. Entonces, para una determinada hora del año, todo el recurso disponible de estas tecnologías por sobre la demanda no es requerida por el sistema, lo que se traduce en precio cero”, indicó Hurtado.

En ese marco, el especialista observó: “Que el precio se trance a cero en un nodo determinado (independiente de si el nivel de vertido es del 1% o del 10%) hace que todas las inyecciones y retiros de ese nodo se valoricen a cero”.

“Esto no es realmente un problema en la medida que los distintos nodos del sistema se encuentren acoplados, por cuanto las empresas suministradoras tienden a firmar contratos de suministro (PPA) con los consumidores para reducir su exposición al mercado spot”, indicó Hurtado, pero aclaró: “El problema se origina con los desacoples de precios, donde las inyecciones se pueden valorizar a cero y los retiros a un precio mayor a cero, lo que produce importantes pérdidas para las empresas de generación”.

Con respecto a España, Rouzeyre señaló que la estructura del mercado eléctrico es distinta, pues el balance es a nivel uninodal, no multinodal como en Chile, y el precio spot se define en la casación entre oferta y demanda considerando las interconexiónes internacionales.

“En el mercado Ibérico se distinguen principalmente dos tipos de curtailment: el de mercado y el de restricción técnica”, diferenció.

Explicó que el primero consiste en un balance entre oferta y demanda considerando interconexiones internacionales. “Todo lo que sobra de este balance no logra caza en el mercado diario, lo que origina precios bajos, que no necesariamente son cero”, precisó.

Por otro lado, y fuera del balance spot del mercado diario, existen las denominadas restricción técnicas, donde es el operador de la red de transmisión (Red Eléctrica España) quien identifica problemas locales de transmisión y en consecuencia, limita o corta las plantas. “Estas restricciones técnicas no necesariamente se producen en horarios de precios bajos”, aclaró.

En cuanto a los PPAs en España, Rouzeyre comentó que “el impacto de precios en PPA depende si el contrato está definido como Pay As Produced o Pay As Nominated, porque si es del primer tipo estás remunerado si se produce la energía, si estás cortado a nivel de restricción técnica, puedes perder remuneración y no cumplir con el contrato.

“En cambio, si es del segundo tipo, lo que interesa es estar despachado a nivel del mercado diario, entonces ahí hay un impacto que depende de la oferta que has hecho en el mercado diario y del balance del sistema entre demanda y generación”, comparó.

Por tanto, los expertos consideraron que los sistemas de almacenamiento generan beneficios para los sistemas eléctricos. Estos sistemas pueden cargarse en horarios de precios bajos, aumentar la participación renovable en horarios del día e inyectar esta energía en horarios de punta, reduciendo los picos de precios de la tarde – noche.

Por ende, para mejorar la operación de los sistemas y aumentar la participación renovable en ambos países, es necesaria una mayor infraestructura de almacenamiento de energía y, frente a eso, uno de los principales desafíos es el marco regulatorio.

Marcos regulatorios en Chile y España

En lo que respecta a Chile, cabe recordar que el proyecto de la ley de Transición Energética está en proceso de tramitación en la Comisión de Minería y Energía del Senado, en caso de aprobarse, este proyecto habilita al gobierno a licitar sistemas de almacenamiento a gran escala.

“El Ministerio de Energía modificó el DS62, que es el reglamento que aprueba las transferencias de potencia entre empresas, donde define el artículo 37, que permite calcular la potencia inicial para los sistemas de almacenamiento. Además, define bajo un artículo transitorio la capacidad inicial para sistemas de almacenamiento en base a su duración. Eso es un gran paso porque da cierta certeza a la industria de un mercado relevante para este tipo de sistemas. Aún falta que este reglamento ingresar a la Contraloría y posteriormente se tiene que publicar”, comentó Hurtado.

Y agregó: “El segundo tema importante para los sistemas de almacenamiento van en relación a la coordinación y operación de estos. Aún faltan las modificaciones al marco normativo y mientras estos no esté, aún hay dudas de cómo el Coordinador Eléctrico Nacional va a operar estos sistemas”.

Si bien todavía hay expectativas de lo que pueda suceder con el marco regulatorio, la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) es optimista con el avance del almacenamiento en el mercado y estima que a finales del corriente año estarán operando 869 MW con este tipo de sistemas, de los cuales 177 MW están actualmente en operación, 57 MW se encuentran en fase de prueba y 635 MW son de proyectos que están en construcción.

A diferencia de Chile, en España la regulación de la industria de almacenamiento requiere de mayores avances. Sylvain Rouzeyre, recordó: “En España se publicó un reglamento en el 2021 para consulta de un nuevo mecanismo de capacidad que no se ha desarrollado más allá”.

Explicó que “ahora el gobierno está trabajando para sacar una nueva ordenanza en consulta, pero hay un nivel de discusión con Europa para aprobar estos mecanismos, por eso vemos que va a tardar para que se desarrollen estos mecanismos de capacidad y que las plantas puedan recibir remuneración. Con estos plazos, la nueva remuneración de capacidad por almacenamiento no debería llegar antes del 2026”.

En efecto, para el especialista será difícil que España pueda alcanzar sus nuevos objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) de llegar a 22 GW de almacenamiento hacia el 2030.

“Es cierto que los sistemas de almacenamiento se benefician de estos precios y de los vertimientos Sin embargo, desde nuestro punto de vista y de las proyecciones que hacemos, lo que vemos es que con los flujos de ingresos de los mercados actuales no salen los números y no permiten atraer nueva inversión. Lo que falta en el mercado español es que el mecanismo de capacidad esté adaptado a facilitar la entrada de estos nuevos sistemas de almacenamiento y que haga que se puedan financiar y construir estos proyectos”, concluyó Rouzeyre.

La entrada Preocupación por curtailment renovable: las estrategias de Chile y España para incorporar almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Este miércoles, 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).

A través de un proyecto elaborado por el ministro Pérez Dayán, que se sometió a votación, la corte determinó que son inconstitucionales siete artículos de la reforma a la LIE, al violar las reglas del mercado eléctrico mayorista, priorizando a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Los ministros Pérez Dayán y Luis María Aguilar votaron a favor del proyecto, mientras que Yasmín Esquivel Mossa y Lenia Batres Guarradama se manifestaron en contra. No obstante, como Pérez Dayán es el presidente de la sala su elección es considerada voto de calidad, por lo que se concedió el amparo contra la LIE.

En el amparo se advierte “que no se puede concebir el funcionamiento de esa industria de manera dispar. Esto es, en un mismo mercado, el comportamiento del Estado (como rector de la industria y como empresa paraestatal) no puede ubicarse en un plano frente a ciertos particulares y, frente a otros, en diverso plano”.

De esta forma, se favorece a 6 empresas las cuales tendrán que actuar bajo las normativas de la Reforma Eléctrica del 2013 que estaba bajo la gestión de Peña Nieto. Estas empresas son La Bufa Wind, Compañía de Energía Mexicana, Eléctrica Del Valle de México, Fuerza Eólica del Istmo, Eólica de Coahuila y Eóliatec de Istmo.

Este hito es entendido como una muy buena noticia para el sector de las energías renovables. En efecto, especialistas consultados por Energía Estratégica aseguran que Ley de la Industria Eléctrica provocó incertidumbre jurídica, limitó las inversiones, priorizó a CFE por encima de las empresas privadas e iba en contra de los tratados T-MEC que mantiene México con sus socios comerciales, Canadá y Estados Unidos.

En concreto, según los expertos, la LIE atenta contra la libre competencia porque da prioridad a la CFE para inyectar su energía más cara y contaminante a la red, cambia las reglas, hace inoperantes los Certificados de Energía Limpia (CELs) y elimina la obligación de adquirir la energía en subastas.

Por el contrario, este proyecto discutido ayer tiene como objetivo que la generación y la comercialización se den bajo libre competencia y concurrencia amparada en la Constitución.

— Carlos Flores (@ingcarlosflores) January 31, 2024

A su vez, el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) fue contundente y manifestó su posición en un comunicado: «Después de meses de retrasos, la discusión del proyecto del Ministro Laynez para invalidar la aplicación de las reformas a la LIE se retiró debido a recursos legales interpuestos por el Ejecutivo Federal. Sin embargo, el proyecto del Ministro Perez Dayán sí se votó».

Y agregó:»Así, los cambios aprobados en marzo de 2021 que restringirían la competencia en el mercado eléctrico para favorecer a la CFE quedan sin posibilidad de implementarse».

La entrada Corte Suprema concede primer amparo contra la Ley de la Industria Eléctrica se publicó primero en Energía Estratégica.

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) anunció la apertura de nuevas Consultas Públicas destinadas a recibir comentarios sobre marcos regulatorios para almacenamiento energético con baterías (ver). 

Se trata de tres propuestas que persiguen el objetivo de aprobar procedimientos para integrar sistemas de almacenamiento en clientes finales con carga crítica, modificar reglas del mercado mayorista para utilizar baterías en centrales renovables y definir mecanismos para incorporar almacenamiento en el sistema principal de transmisión. 

El detalle de cada propuesta se puede leer en la Resolución No. 18978-Elec, Resolución No. 18979-Elec y Resolución AN No. 18980-Elec. Todos los interesados en emitir comentarios podrán hacerlo hasta las 16 horas del día lunes 19 de febrero del 2024, en el edificio Office Park, Vía España y Fernández de Córdoba, Primer Piso, Dirección Nacional de Electricidad, Agua Potable y Alcantarillado Sanitario de la ASEP. 

En conversación con Energía Estratégica, Guadalupe González, directora de Electricidad de la Secretaría Nacional de Energía, indicó que agilizar este marco regulatorio permitirá que oferentes de la recién anunciada licitación de 500 MW renovables puedan participar ofertando potencia y energía con la incorporación de almacenamiento en proyectos de fuentes renovables variables como eólica, solar e hidroeléctrica de pasada.  

“Estamos en el período de consulta para almacenamiento, faltaría recibir los comentarios de la ciudadanía y que el regulador los tome en consideración para hacer los ajustes pertinentes. Realmente, esperamos que se apruebe en el período estipulado, para que la licitación de 500 MW renovables que anunciamos recientemente se pueda dar en el calendario correspondiente”. 

Y aclaró: “En la Resolución MIPRE-2024-0001384 de la Secretaría de Energía se recomienda a ETESA diseñar el pliego para contratar los renglones de potencia, energía y potencia con energía asociada. Entonces, el almacenamiento formará parte del generador para que, en caso de tratarse por ejemplo de una central fotovoltaica, pueda también ofertar potencia. En Panamá antes, los eólicos y solares no podían vender potencia pero, de aprobarse esta propuesta, se abre el panorama para que se pueda ofertar”.

En líneas generales, el país avanza en su Agenda de Transición Energética al innovar con tecnología y brindar nuevas oportunidades de negocio con almacenamiento energético, ya que con el almacenamiento por baterías se puede reconocer la potencia firme a centrales fotovoltaicas y eólicas midiendo la potencia que la central puede garantizar entregar durante el periodo de máximo requerimiento previsto para el sistema con una determinada probabilidad de excedencia, dado el régimen de vientos o irradiación solar de la central respectiva.

En adición, es preciso aclarar que para todo los casos, no sólo en el marco de la licitación, si un participante del mercado integra baterías en sus propios sistemas, se le aplicarán las mismas reglas que rigen para los generadores y cuando quiera vender potencia en el mercado se lo considerará como un Participante Productor, sin crear una nueva figura en el mercado. 

Tal es así que en los anexos de cada resolución, se propone incorporar nuevas nomenclaturas, definiciones y cambios en las reglas comerciales para integrar a los sistemas de almacenamiento de energía con baterías de un generador (SAEBg) y sistemas de almacenamiento de energía con baterías para el Sistema Principal de Transmisión (SAEBt). 

Pero aquello no sería todo. En el Anexo de la Res 18980_elec, la ASEP ha detallado un Procedimiento para Definir los Mecanismos para Incorporar los SAEBt, en el cual se aborda la metodología para definir las necesidades de instalar un sistema de estas características, los requisitos para su instalación, la liquidación de la energía, entre otros temas de relevancia. 

La entrada Panamá abre tres consultas públicas clave para el despegue del almacenamiento energético se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en los últimos meses los usuarios calificados venían experimentando incertidumbre por los resultados del Mercado de Balance de Potencia (MBP) que forma parte del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en México.

Se trata de un mercado anual y ex post que facilita las transacciones entre los Participantes del Mercado cuyos Contratos de Cobertura Eléctrica resultaron insuficientes para cumplir con los requisitos para obtener Potencia establecidos por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y los Participantes del Mercado que cuenten con Potencia no comprometida a través de Contratos de Cobertura Eléctrica.

De acuerdo a información del CENACE, el MBP se basa principalmente en tres conceptos: Zonas de Potencia del Sistema Eléctrico Nacional, 100 Horas Críticas del año de Producción correspondiente y Tecnología de Generación de Referencia en cada una de las Zonas de Potencia, e incluye como insumos la política de confiabilidad determinada por la Secretaría de Energía (SENER) y los Porcentajes Zonales y de Reserva determinados por la CRE.

De esta forma, en este mercado de capacidad, se registran unidades como turbogas con combustóleo o diésel cuyo precio variable es muy alto. Según fuentes cercanas a Admonitor estas unidades son importantes porque se requieren cuando se llega la máxima demanda del sistema. Esto se previó en el MEM, por eso el Mercado de Balance de Potencia surge como un incentivo para que los generadores vendan esa energía.

“El incentivo radica en que se mapeen las 100 horas críticas donde el sistema estuvo en estrés y se premie a todos los generadores o pickers que estuvieron disponibles en esos instantes”, explican.

Si bien aún no han salido el Mercado de Balance de Potencia del 2023, publicaron los datos del informe preliminar, con datos pocos alentadores para los usuarios calificados.

Precio Máximo de la Potencia en 2023 Preliminar (v2024 01 30)

De acuerdo al informe, el factor del Precio de Cierre de Potencia Estimado (PCPE) aumentó, posicionando al Sistema Interconectado Nacional (SIN) al mismo nivel que Baja California (BCA) y Baja California Sur (BCS) con un factor de 2.00 al igual que hace cinco años. Esto implica un precio de la Potencia aproximado de 5.3 MDP/MW-año.

En conversaciones con Energía Estratégica, Alberto Campos, senior energy manager de Edison Energy, explica los resultados del informe: “Si bien es información preliminar y los datos no son oficiales aún. Este registró números muy altos de aproximadamente 5 millones por MW, cuando el año pasado se registraron 3 millones por MW.

Según el experto, esto es alarmante ya que históricamente, no se han visto muchas diferencias entre los valores preliminares y los finales.

De esta forma, Campos explica que estas primeras estimaciones son una mala noticia para los usuarios calificados ya que aumentaría el precio de la potencia de las siguientes ofertas que se hagan para los siguientes años, disminuyendo los ahorros potenciales que tendrían los usuarios finales dentro del MEM

También menciona que este año las horas criticas tuvieron un comportamiento diferente con respecto al año anterior, cayendo la mayoría de ellas en el mes de septiembre. Asimismo, advierte que la mayoría de horas cayeron en horarios donde no hubo generación solar por lo que este tipo de energía no será acreditada en el MBP.

No obstante, el especialista insiste en que solo son estimaciones preliminares ya que aún resta que salgan los resultados finales para tener un número final y concreto.

Y concluye: «El Mercado de Balance de Potencia sigue sin salir y los ejercicios preliminares se demoraron bastante. Se espera que Mercado de Balance de Potencia cierre durante el mes de febrero. Todo apunta que estará mucho más alto que el año pasado, sin embargo, dependemos de este multiplicador».

La entrada Alerta para los usuarios calificados: prevén una subida en el precio del Mercado de Balance de Potencia se publicó primero en Energía Estratégica.

Tesla Energy, empresa especializada en energía solar, ha impulsado más de 120 instalaciones fotovoltaicas, desde su creación el año 2012 en la ciudad de Concepción, Chile.

Con más de una década de experiencia en el desarrollo de proyectos y construcción llave en mano, la empresa ha consolidado su posición en el mercado local y mira hacia nuevos horizontes de crecimiento.

“Hemos ejecutado a la fecha más de 20 MW (…) nos dedicamos especialmente a lo que son proyectos NetBilling, donde principalmente nos enfocamos en el comercio industria, agrícola y otras alternativas también”, declaró Marcelo García, gerente comercial de Tesla Energy.

Durante una entrevista exclusiva en el marco del evento Future Energy Summit en Chile, el referente de esta empresa destacable por su especialidad constructiva e ingenieril aseguró que su expansión hacia nuevos negocios no se detiene en las fronteras chilenas.

«Ya llevamos un año en el mercado colombiano. En Colombia, nos llamamos Ener Andina. La verdad es que es un mercado muy interesante y que tiene mucho futuro», sostuvo Marcelo García. «Colombia es un mercado emergente donde se ve que la normativa está evolucionando cada vez más para potenciar los proyectos de energía renovables no convencional y creemos que hay un potencial enorme en esa región».

En cuanto a los logros más recientes, Tesla Energy destaca su enfoque en proyectos impulsados como ESCO, PPA y Leasing, en colaboración con un socio alemán.

“Actualmente, nos enfocamos mucho en lo que son proyectos a través de modelos de financiamiento, donde tenemos un partner alemán que nos permite desarrollar proyectos sin necesidad de una inversión inicial para nuestros clientes finales, a través de un modelo ESCO (Energy Service Company), PPA (Power Purchase Agreement) o Leasing”, reveló García.

Y agregó: “Justamente, en el marco de estos proyectos, hemos desarrollado a la fecha uno de los más emblemáticos. Se llama Indina, que justamente es una viña que se dedica a la producción de vinos; también estamos trabajando con dos inmobiliarias, una principalmente se dedica al desarrollo de Strip Centers, lo que permite que cada uno de los pequeños locales consume energía limpia; y, por último, una distribuidora de productos básicos como pueden ser, por ejemplo, papel higiénico, alimentos y demás”.

Al preguntar sobre nuevas oportunidades de negocio más allá del NetBilling, el representante de Tesla Energy enfatizó la estrategia de expansión de la empresa inicialmente con proyectos PMGD.

“Estamos buscando justamente involucrarnos en el desarrollo de plantas PMGD. Ya hemos hecho algunos estudios, el ready to build, pero hoy día queremos ya empezar a construir plantas de esta envergadura”, adelantó.

Ahora bien, eso no sería todo. Desde Tesla Energy ven también un futuro prometedor en cuanto a almacenamiento de energía en baterías.
“Relacionado al almacenamiento, estamos evaluando proyectos de esas características. Creemos que cada vez van a ser más necesarios”, explicó el entrevistado. “Estos bancos de baterías justamente nos permiten tener la alternativa de poder desarrollar proyectos más grandes que permitan almacenamiento y al mismo tiempo poder ayudar a nuestro cliente a que pueda bajar su factura de la luz ojalá a cero”.

Acceda a las declaraciones completas de Marcelo García, gerente comercial de Tesla Energy, en el video de la entrevista brindada en el marco del último evento Future Energy Summit en Chile.

La entrada Tesla Energy potencia su negocio con PMGD y Storage tras ejecutar 20 MW en netbilling se publicó primero en Energía Estratégica.

En Costa Rica el proyecto de la Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) aún genera ciertos desacuerdos sobre cuál debe ser el norte a seguir en este subsector del mercado.

El documento que se hizo público en el año 2022 tras ingresar a la Asamblea Legislativa bajo el Expediente N°23.414 persigue, entre otros objetivos, lograr un sistema eléctrico inteligente, flexible y al más bajo costo.

«La electricidad barata es un motor de desarrollo», subrayó Julio Carmiol, presidente de la Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía (ACOGRACE).

En conversación con Energía Estratégica, el referente de ACOGRACE destacó la importancia de esta ley para impulsar precios competitivos de la electricidad, como por ejemplo a través de subastas inversas que garanticen que la generación eléctrica se adjudique a los proveedores que ofrezcan el kWh más económico. Según él, este enfoque fomentaría una competencia sana en el mercado energético y beneficiaría a todos los consumidores.

«Si se hace bien la ley de armonización, lo que se va a lograr es que al que se le adjudique poner más generación será el que cobra más barato a través de lo que se llama subasta o subasta invertida. Creo que esa es la tónica correcta», afirmó Julio Carmiol.

La voz de ACOGRACE se alza con un enfoque claro: promover la competitividad, la eficiencia y la descarbonización en el sector eléctrico. Y un objetivo primordial para la Asociación de Grandes Consumidores de Energía, no es simplemente obtener electricidad barata para un sector productivo específico, sino garantizar tarifas accesibles para todos los costarricenses.

«Cada vez que se hace un proyecto que termina costando el triple de lo que ese presupuesto inicialmente, eso impacta las tarifas por los próximos 20 años y ya no hay nada que hacer», explica Carmiol. «Estamos abogando porque las decisiones apunten a que toda esta construcción de plantas sea lo más eficiente posible, que se le adjudique a los que sean más competitivos, porque esto se ha visto que es un motor de desarrollo».

Matriz diversificada y generación distribuida

El referente de Grandes Consumidores señaló además la necesidad de un sistema diversificado que equilibre fuentes de generación para garantizar la seguridad energética de Costa Rica ya que fenómenos climáticos como el Niño, que afectan la disponibilidad de energía hidroeléctrica en el país, terminan repercutiendo en los costos y disponibilidad de fuentes renovables.

«En el 2022, el porcentaje renovable fue como el 99.8%. Ya prácticamente no se usaron las térmicas. Este año, se prevé que vayamos a cerrar por encima del 90% de energía renovable, pero será  es un cambio muy grande pasar de casi no usar energía térmica, a ir hacia un 8% o 10% de la energía con fuentes fósiles», advirtió.

En este contexto, la energía solar distribuida emerge como una alternativa prometedora en Costa Rica. Ahora bien, Costa Rica transita una etapa de distorsión en el mercado de generación distribuida por lo que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) valoró suspender las metodologías que fijan tarifas para la generación distribuida con paneles solares.

Al abordar la cuestión de la tarifa de acceso y el respaldo para los clientes que optan por la energía solar, Julio Carmiol destacó la importancia de evaluar adecuadamente los costos asociados. En sus palabras, «Tener un respaldo tiene un costo, la duda es cuánto cuesta y cuánto hay que cobrarle de respaldo a los clientes que tienen energía solar». Además, señaló que este respaldo debería ser evaluado de manera justa, ya que no se está entregando energía directamente, sino simplemente manteniendo una cierta capacidad disponible en la red eléctrica.

Esta preocupación se refleja en la situación actual, donde algunas distribuidoras, como la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, están aplicando tarifas que hacen que el recibo eléctrico de los usuarios con paneles solares se duplique, lo que, según Carmiol, podría desincentivar la adopción de esta forma de energía renovable.

En una reunión de la ARESEP en la que participó ACOGRACE durante el mes de diciembre, se discutieron estos temas y se identificaron dos problemas distintos: errores en la facturación y un error en la metodología en cuanto a cómo se calcula el costo del respaldo, que en la actualidad están en evaluación (ver).

Por ello, Julio Carmiol, presidente de la Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía (ACOGRACE), enfatizó la necesidad de abordar estas cuestiones de manera equitativa y transparente para garantizar que en el sector eléctrico no se generen cargas excesivas para los usuarios.

La entrada Grandes Consumidores abogan por más competitividad, eficiencia y descarbonización en Costa Rica se publicó primero en Energía Estratégica.

Longi, la reconocida empresa fabricante de módulos fotovoltaicos, busca seguir desarrollándose en el mercado chileno con un enfoque puesto en la presencia local, la innovación tecnológica y las certificaciones que respaldan a sus productos.

“Hay tres puntos claves, el primero es que tenemos un equipo local, tanto comercial y técnico en la región y en los principales mercados de Latinoamérica, lo que genera un mayor feedback al cliente en el momento en que requiere algo de nuestra parte”, comentó Victoria Meza, Senior Sales Manager de Longi en Chile, durante el Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit organizado por Future Energy Summit (FES) en noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago.

El segundo aspecto tiene que ver con la innovación, ya que del total de los ingresos de la empresa entre un 6% y un 7% está destinado a investigación y desarrollo. 

“Esto significa que estamos liderando la investigación tecnológica y ofreciendo productos que se acomodan a los clientes, y el tercer punto tiene que ver con las certificaciones que nos respaldan como fabricantes”, agregó la representante de Longi.

Además, Meza remarcó que otro de los objetivos de la compañía es la “diversificación del portafolio”, teniendo en cuenta que desarrollan soluciones tanto para generación distribuida comercial e industrial, como para proyectos de gran escala. 

Cabe recordar que durante el evento de FES Longi presentó su nuevo producto Hi-MO7, un módulo fotovoltaico para proyectos de gran escala con celdas de tecnología HPDC y potencia de 610 W, que cuenta con tres mejoras: una eficiencia superior al 22.5%, un coeficiente de temperatura por debajo del 28% por grado centígrado y una reducción significativa en la degradación del módulo.

“Somos una empresa integrada verticalmente, tenemos control absoluto en lo que es la calidad de los productos que ofrecemos, ya que pertenecemos al proceso desde el lingote de silicio, el wafer, hasta la celda y finalmente el panel fotovoltaico”, concluyó la especialista.

Durante el primer semestre del 2023 Longi tuvo un shipment de 52 GW en wafers, 32 GW en celdas y 27 GW en módulos fotovoltaicos. Y para lo que respecta a 2024, se comprometió a establecer una nueva hoja de ruta basada en las tendencias y cambios del mercado. Si bien la empresa es reconocida en el sector de energía fotovoltaica, también se está posicionando en el campo del hidrógeno verde, especialmente apuntando a Latinoamérica para establecer proyectos pilotos.

La entrada Los tres ejes que se propone Longi para liderar el mercado chileno se publicó primero en Energía Estratégica.

Maximiliano Morrone, director de Efergía, participó del ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica en el que aportó su mirada sobre la evolución de las energías renovables en el Cono Sur y el papel de la compañía en la cadena de valor.

Uno de los principales puntos abordados fue el avance de la generación distribuida regional, que si bien hay casos de éxitos como los de Brasil (más de 25 GW instalados) o Chile (2842 MW de PMGD y más de 210 MW de net billing), todavía existen una serie de retos y oportunidades para una mayor participación en las matrices energéticas. 

“Argentina debe tener 150 MW instalados de GD, pero sólo cerca de 30 MW declarados al sistema, por lo que hay un gran desafío en la regulación, donde todos los años se incorporaron nuevas provincias pero la adhesión de Buenos Aires llevará a que ese número crezca considerablemente este año”, sostuvo. 

Pero para que se desarrolle, Morrone reconoció que se requieren varios aspectos fundamentales: una buena reglamentación implementada, el costo de las tarifas energéticas y su vinculación con los repagos de los equipos, la disponibilidad de producto, personal capacitado y financiamiento verde. 

“Con ello vemos un panorama interesante para la promoción y desarrollo de la generación distribuida, empezando con el sector comercial – industrial que cuenta con el 60% de la demanda energética. Y creo que este año comenzará a despegar”, añadió.

Es decir que hay altas expectativas para este 2024 y desde Efergía compartieron su mirada para los tres países en los que hoy están presentes (Argentina, Paraguay y Uruguay) y coincidieron que todos ellos tendrán una curva ascendente, aunque cada uno con sus particularidades del mercado y de tecnologías con mayores perspectivas. 

Tal es así que para el caso de Argentina, el director de la compañía vaticinó que existe una gran oportunidad en el sector media tensión a partir del modelo chileno de PMGD (hasta 9 MW), tanto para proyectos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) como de solar comunitaria. 

“Durante 2024 habrá un gran desarrollo y que oportunamente se podrá complementar con almacenamiento con el objetivo de penetrar mayores redes y llevar más soluciones a distribuidores. Eso permitirá el desarrollo de esquemas similares a PMGD donde la distribuida crecerá por los sectores comercial – industrial y residencial, sino también por sistemas conectados a media tensión”, apuntó. 

Además, Maximiliano Morrone observa un crecimiento y fortalecimiento del sector, tanto en utility scale donde ya hay muchos proyectos en construcción y en vías de desarrollo, y que bajo la mirada del especialista seguramente en dos meses se cerrarán adquisiciones de componentes principales. 

“Por el lado de Uruguay la tendencia seguirá, que comenzó a desarrollarse el sector comercial, en tanto que en Paraguay (Efergía inició operaciones a principios del 2023) se ve un rol importante del almacenamiento por calidad de red”, aclaró el entrevistado. 

Frente a ese panorama, Efergía buscará crecer en participación de mercado y ser aliado estratégico de los clientes y partners para el desarrollo de la energía solar como motor de la transición energética. 

Para ello, cuentan con acuerdos estratégicos con los principales tecnólogos a nivel mundial e incluso crearon Efergía Academy, un brazo dentro de la empresa que busca generar capacidades dentro del sector a través de cursos, con la que redoblarán su apuesta este año.

“Somos la única empresa que tiene un esquema de certificación a través del partnership con Huawei, lo que conlleva a la comunidad de instaladores más grande de Latinoamérica. Tenemos más de 200 empresas certificadas, con el objetivo de desarrollar la industria y con el fin de mejorar eso, en 2024 estamos lanzando el Efergía Academy Lab, el centro de capacitación que habrá en Argentina para energía solar en el ámbito de la generación distribuida”, explicó Morrone. 

“Tendremos más de 300 kW en distintas tipologías de sistemas disponibles para que, en ese ámbito, puedan capacitarse teóricamente y a nivel de práctica. Es una de las premisas y hay una fuerte inversión en ello”, agregó. 

Y cabe recordar que Efergía cubre todo el abanico de soluciones con una vasta presencia tanto a gran escala como para los segmentos, comercial, industrial y residencial en materia de GD, en donde cuentan con productos de entrega inmediata, lo que fomenta a que los desarrolladores de proyectos. 

“Esa estrategia que replicamos en los tres países nos dio muy buenos resultados y el sector comercial es donde tenemos el mayor éxito y alta penetración de participación de mercado. Mientras que el sector residencial también cuenta con soluciones híbridas, considerando que Huawei es el único proveedor mundial que todas sus soluciones residenciales son híbridas”. 

“Y por otro lado, el almacenamiento es una solución con la que ya tenemos tres proyectos comercializados en el último año (200 kW, 400 kW y hasta 2 MW) que están en pleno proceso de instalación. Es lo disruptivo que se vendrá en el sector, que potenciará exponencialmente la penetración de energías renovables, tanto para soluciones on – grid como off – grid, y es una solución que ya es costo eficiente, logró tener una paridad y ahorro con respecto al diésel, con lo cual hay una gran oportunidad”, subrayó Morrone.

La entrada Efergía analizó las claves de mercado de las renovables en el Cono Sur se publicó primero en Energía Estratégica.

Guatemala debe convocar próximamente a un proceso de licitación competitivo para adjudicar nuevos contratos de generación a partir del 2030, ya que en ese año se vencen acuerdos previos por más de 1065 MW que cubren el suministro eléctrico de las tres distribuidoras más grandes del país.

Tal es así que, en el sector eléctrico pareciera inminente, durante este año, el lanzamiento de la Licitación PEG-5 que se perfila como la más grande de su historia, en caso de que se cumpla el supuesto de contratarse entre 1000 MW a 1400 MW.

Ahora bien, algunas preguntas que empiezan a resonar son: ¿habrá cuotas de participación por tecnología? ¿Existen los recursos para llevar a cabo ese volumen de centrales? ¿Se eliminarán las barreras para ejecutar nuevos proyectos?

Al respecto, un profesional del sector energético guatemalteco consultado por Energía Estratégica destacó que el nivel de recursos humanos formados para llevar a cabo estos proyectos es alto y que los desafíos no correrán por el lado de la fuerza laboral y su capacitación sino por la necesidad de ser más eficientes en el consumo para disminuir los requerimientos de energía y para generar las condiciones llevar a cabo nuevos proyectos sostenibles.

De allí, en conversación con este medio, el profesional subrayó la importancia de la participación de las energías renovables no solo variables sino también de base para ampliar el parque de generación actual. Y, al respecto, advirtió que tecnologías como la hidroeléctrica, geotérmica y biogás cuentan con amplio potencial aún no aprovechado del todo en el país.

Las problemáticas que enfrenta cada tecnología mencionada serían singulares y se requeriría de la acción del estado para garantizar el porvenir de los proyectos.

En el caso de hidroeléctricas, se indicó que existen proyectos con concesiones aprobadas que aún no pueden iniciar operaciones por conflictos con comunidades locales.

“Han habido iniciativas privadas en las cuales quieren colocar generadoras hidroeléctricas, pero las comunidades cercanas no dejan avanzar a los proyectos; o sea, las empresas empiezan a trabajar y hay ocasiones en las cuales las comunidades han quemado los equipos que se han llevado al sitio”, cuestionó el referente del sector energético.

Ahora bien, también agregó que existen problemas de fondo ya que “algunos proyectos ya instalados han dejando a comunidades cercanas a las hidroeléctricas con poca o nulo acceso agua y, sumado a ello, el hecho de que esas comunidades no tengan acceso a la electricidad las hace ajenas a los beneficios de los proyectos, eso es lo que la gente ha peleado. Pero no son todas víctimas, en algunos casos hay revoltosos que les gusta sacar ventaja de todo lo que se está haciendo, promoviendo marchas para que las comunidades se enfrenten a la iniciativa privada”.

Por otro lado, está la geotermia. Guatemala rica en potencial geotérmico por sus más de 30 volcanes y recurso excepcional, ya registra sus primeras experiencias de centrales geotérmicas. Sin embargo, el profesional consultado llamó a generar más transparencia y competencia, generando las condiciones para una participación privada activa en la generación geotérmica.

“El problema es que la concesión la tiene el Estado. El Estado también es un participante del mercado, han hecho cosas no tan claras y los proyectos han quedado como en el aire y aunque han venido entidades que quieren apoyar la exploración y después explotación, sólo se quedan en instancias de estudios”, observó.

En el caso de bioenergías, el potencial también sería enorme. Mientras que los ingenios para biomasa cuentan con aproximadamente un 30% de participación de la matriz energética local, los vertederos para biogás se toparían con barreras adicionales para contribuir a la red.

“Tenemos ya instalados 5 MW de biogás aquí en la ciudad Capital, pero tenemos muchos vertederos municipales y algunos otros que son clandestinos, pero ¿cuál es el problema? quien administra es la Municipalidad -porque la Municipalidad de cada municipio es que administran los basureros y los vertederos-, pero los que mandan son los pepenadores o los guajeros, las personas que están recolectando la basura en los vertederos. Entonces a los proyectos le da la concesión y le da el permiso la municipalidad pero al final de cuentas también hay que pedirles permiso a los recolectores y si, por ejemplo, alguna tubería de gas se quiebra por cualquier razón, hay que pedirles permiso a ellos para poder hacer el trabajo. Eso debe terminar”, declaró.

Retomando la idea de que la Licitación PEG-5 podría ser la más grande de la historia de Guatemala, el profesional consultado advirtió la necesidad de no sólo seguir sumando nueva generación, sino además atender medidas de eficiencia energética.

En tal sentido, señaló que la figura del gestor de energía certificado se vuelve central para acompañar la eficientización de procesos productivos de alta demanda energética para el país.

En adición, socializar conceptos y procesos del sector energético a las comunidades resultaría clave, no sólo para que los usuarios mejoren su consumo sino además que se logre una mayor aceptación de proyectos de generación renovable.

La entrada Preocupación por barreras a energías renovables de base en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

El mercado laboral de energías renovables está experimentando un crecimiento significativo en la región, reflejado en un aumento de las oportunidades laborales y la expansión de las empresas.

En las últimas 24 horas se publicaron más de 40 vacantes de empleo de energías renovables para América Latina en la red social Linkedin. Los principales mercados a los que apuntan las empresas son Brasil, México y Chile, con oportunidades en diferentes ciudades y regiones de cada país. También hay vacantes en Argentina y Guatemala.

Las búsquedas abarcan gran variedad de puestos, pero los perfiles más solicitados son ingenieros y vendedores del sector solar fotovoltaico. Si bien la mayoría son de modalidad presencial, algunas contemplan trabajo en remoto e híbrido, que combina lo presencial con el teletrabajo.

Entre las principales empresas que publicaron vacantes están AFRY, Nextracker, TotalEnergies y Siemens Gamesa.

Las ofertas laborales van en sintonía con la tendencia de crecimiento de las renovables en América Latina, ya que los principales puestos apuntan al sector de energía fotovoltaica, con excepción de algunas vacantes para el área de eólica.

Ver una por una las oportunidades de empleo vacantes publicadas en LinkedIn en las últimas 24 horas

Empleo
Empresa
País
Modalidad

DSP – Ingeniero digital RTL
Marvell Technology
Argentina, Córdoba

Especialista en Puesta en Marcha III (Ingeniero de Procesos de Campo)
Worley
Argentina, Salta
Presencial

Analista de Sostenibiliad Integral
METARH
Brasil
Presencial

Consultor de Ventas
Elevo Energy
Brasil
Remoto

Diseñador Fotovoltaico
TAB Brasil
Brasil, Joinville, Estado Santa Catarina
Presencial

Ingeniero Ambiental
AFRY
Brasil, Araguaia River, Estado Pará
Híbrido

Consultor de Ventas (Energía Solar)
Criative Soluções e Estrategias Comerciais
Brasil, Araxá, Estado Minas Gerais,
Presencial

Diseñador de Plantas Solares Fotovoltaicas
Callieres Engenharia
Brasil, Belo Horizonte, Estado Minas Gerais
Presencial

Analista de Energía
BNE Brasil
Brasil, Itapema, Estado Santa Catarina
Presencial

Venta de Energía por Suscripción y Energía Solar
C&P Energia Renovável
Brasil, Joinville, Estado Santa Catarina
Presencial

Ingeniero forestal
Select RH
Brasil, Mateus Leme, Estado Minas Gerais
Presencial

Técnico en Seguridad de Trabajo
BNE Brasil
Brasil, Natal
Presencial

Consultor de Ventas (Energía Solar)
Criative Soluções e Estrategias Comerciais
Brasil, Patrocínio, Estado Minas Gerais
Presencial

Consultor de Ventas (Energía Solar)
Criative Soluções e Estrategias Comerciais
Brasil, Praia Grande, San Pablo
Presencial

Técnico ambientalista
Nacional RH
Brasil, Río de Janeiro
Presencial

Analista de Planeamiento
FiberX
Brasil, San Pablo
Presencial

Purchaser
Vestas
Brasil, San Pablo
Presencial

Analista Senior de Sostenibilidad
Sucel Consultoria de Recursos Humanos
Brasil, Santos San Pablo
Presencial

Ingeniero Ambiental
BNE Brasil
Brasil, Saúde Bahía
Presencial

Ingeniero en Diseño Mecánico
Nextracker Inc
Brasil, Sorocaba, San Pablo
Presencial

Consultor de Ventas (Energía Solar)
Criative Soluções e Estrategias Comerciais
Brasil, Uberlândia, Estado Minas Gerais
Presencial

Analista de Soporte Comercial Energía Solar
Kato Consultoria e Treinamento
Brasil, Vila Velha, Estado Espírito Santo
Presencial

Modelador Financiero Senior
Mainstream Renewable Power Latam
Chile, Las Condes, Región Metropolitana de Santiago
Híbrido

Técnico de Servicio – Mantenimiento de Aerogeneradores, parque eólico
Siemens Gamesa
Chile, Región Antofagasta
Presencial

Coordinador ambiental
Total Energies
Chile, Región Metropolitana de Santiago
Híbrido

Jefe Ingeniería Renovables
TRACTBEL
Chile, Región Metropolitana de Santiago
Híbrido

Técnico de plomo de elevación pesada
Siemens Gamesa
Chile, Región Metropolitana de Santiago
Presencial

Gerente de Energía
Solvo Global Careers
Colomba, Barranquilla, Atlántico
Presencial

Gerente de Energía
Solvo Global Careers
Colombia, Perímetro Urbano Bucaramanga, Santander
Presencial

Senior Customer Originator
SOLARPACK
Colombia, Distrito Capital
Presencial

Ingeniero Eléctrico
STRATEGY 360 Business
Colombia, Medellín, Antioquia,
Presencial

Gerente de Energía
Solvo Global Careers
Colombia, Medellín, Antioquia,
Presencial

Técnico de campo
Heifer International
Guatemala
Presencial

Especialista en Energías Renovables
Bright Inc
México
Remoto

Appointtment Setter
Own Solar LLC
México
Remoto

Controller
Bright Inc
México
Remoto

Jefe de Financiamiento de Proyectos
Bright Inc
México
Remoto

Analista de Mantenimiento en Energía Solar
Bright Inc
México
Remoto

Eléctrico
ADNADITSYSTEMS
México, Juárez, Chihuahua
Presencial

Líder de cuadrilla
Battery Master
México, Monterrey, Nuevo León
Presencial

Ingeniero Energético
Essity
México, Monterrey, Nuevo León
Presencial

Consultor/Ingeniero de Energía Eólica
DNV
México,Querétaro Arteaga
Híbrido

La entrada Se abren más de 40 puestos de empleo en renovables para América Latina: se destacan 3 países se publicó primero en Energía Estratégica.

Chile se está desarrollando en el hidrógeno verde (H2V) como una de las principales claves para lograr su objetivo de descarbonización. El Plan de Acción de Hidrógeno Verde se encuentra en consulta pública hasta el 13 de febrero, durante el primer semestre se presentará la versión final y comenzarán a ejecutarse las acciones previstas para este año.

El programa tiene como objetivo principal definir una hoja de ruta que permita el despegue de la industria, y prevé dos etapas: una del 2023 al 2026, y otra del 2026 hasta el final de la década. Una de las principales acciones para desarrollar en 2024 es implementar instrumentos de facilidad financiera para catalizar inversiones y apoyar el cierre financiero de proyectos de la industria calificados como first movers.

Dafne Pino, Secretaria Regional Ministerial de Energía de Antofagasta, analizó el plan de acción en un conversatorio sobre las condiciones de competitividad de la industria del H2V, y comentó: “Hay algunas medidas para lo inmediato que están relacionadas con dar señales de inversión con la elaboración de normativas y generar un link entre los desarrolladores, productores de hidrógeno y off-takers”.

“Necesitamos tener costos de energía eficientes, fortalecer las instituciones críticas para este proceso y contar con un sistema de permisos que sea eficaz”, agregó.

La primera ventana de implementación del Plan de Acción de Hidrógeno Verde está diseñada para lograr las señales de inversión, normas y regulaciones necesarias para afianzar relaciones con los posibles compradores. 

Cabe recordar que la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde estableció tres objetivos para el 2025: contar con 5 GW de capacidad de electrólisis, ser el primero en inversiones de hidrógeno sostenible en Latinoamérica (5 BUSD) y tener una producción en al menos 2 polos en Chile (200 kton al año).

Proyectos en marcha

Al cierre del 2023 había 60 proyectos conocidos públicamente en distintas zonas del país, sobre todo en el norte teniendo en cuenta que Antofagasta es uno de los centros de desarrollo más importantes para la producción y exportación del H2V y sus derivados por su enorme potencial de generación de renovables.

En el conversatorio participaron representantes de algunas empresas del sector, entre ellos Jorge Taboada, director ejecutivo de Soventix, quien comentó los análisis del proyecto Solar NH3 Pool Chile en la región de Antofagasta, basado en la elaboración de estudios para el desarrollo de un parque (pool) de plantas de hidrógeno y el suministro del mismo a una planta de producción de amoníaco.

“Los objetivos del proyecto de colaboración público privada eran elaborar estudios para conceptualizar el desarrollo sostenible de un parque industrial de hidrógeno verde hibridado en Antofagasta, promover condiciones para el uso compartido de infraestructura y aprovechamiento de sinergias”, afirmó Taboada.

“Hicimos un estudio y un ejercicio de optimización, el diagrama de proceso de nuestro sistema de plantas con la producción fotovoltaica fue de 1100 MW de potencia instalada, con 800 MW de capacidad de electrólisis, que se generarían para tener reservas de hidrógeno y producir un total 320.000 toneladas de amoníaco al año”, agregó.

La entrada Los principales desafíos de la industria de hidrógeno verde en Chile para 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

“Continuamos con las medidas concretas para enfrentar el Fenómeno de El Niño. Hoy en sesión de la CREG avanzamos en acciones que permitan atender la emergencia generada por el tiempo de sequía”, publicó en su cuenta de X el ministro de Minas y Energía Andrés Camacho.

En concreto, el funcionario anunció que se permitirá la contratación directa de energía hasta por 2 años; y, en segundo término, se habilitará la autorización de Entrega de Excedentes para plantas menores.

“Con esta medida buscamos que aquellas plantas que no son despachadas centralmente, puedan entregar excedentes de energía durante este periodo con un permiso de conexión temporal de la UPME”, enfatizó Camacho.

Finalmente, como tercera disposición, el funcionario anticipó que, junto a empresas comercializadoras de energía nucleadas en CODISGEN, impulsarán   medidas que “permitan sostenibilidad financiera durante el fenómeno de El Niño”.

#ATENCIÓN Desde el @MinEnergiaCo continuamos con las medidas concretas para enfrentar el Fenómeno de El Niño.

Hoy en sesión de la @comisioncreg avanzamos en acciones que permitan atender la emergencia generada por el tiempo de sequía.

Abro hilo.#CuidaLaVidaCuidaTuEnergía ⚡️

— Andrés Camacho M. (@andrescamachom_) January 30, 2024

En comparación diaria, el 29 de enero pasado respecto al 30 de enero del 2023, los aportes hídricos (GWh/día) han caído un 60,34%. Sin embargo, de acuerdo a XM, en enero los aportes hídricos se encontraron en el 56,69% de la media histórica, “déficits coherentes con la presencia de un fenómeno de El Niño fuerte como el que atraviesa el país”, aclararon desde la entidad.

No obstante, lo que preocupa al Gobierno es un nuevo aumento de la bolsa de energía que supere los 1.000 pesos el kWh, tal como ocurriera durante la primera semana de septiembre pasado. Actualmente el precio para ese mercado es de 453,75 pesos.

Actualmente la matriz eléctrica colombiana se compone de 19.919 MW, un 66,3% está compuesta por centrales hidroeléctricas (13.206 MW). De hecho, durante el 2023 fue la tecnología que más se incorporó: 642 MW.

Le siguen las térmicas, con el 31,2% (6.208 MW); el año pasado se incorporaron 293 MW. De continuar la escasez hídrica, serán las centrales termoeléctricas más caras las que se deban encender, lo que empujará precios de la bolsa de energía a la alza.

Finalmente, la solar fotovoltaica es la tercera fuente de energía más representativa, pero sólo constituye el 2,4% de la matriz (486 MW). El año pasado se incorporaron 207 MW.

La entrada El Gobierno de Colombia toma tres medidas energéticas ante la sequía que está provocando El Niño se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado 18 de enero, la sesión de la Comisión Permanente del Congreso de la República fue testigo de la aprobación unánime del texto sustitutorio de los proyectos de ley 3267, 3272 y 4374, dirigidos a potenciar el hidrógeno como fuente de energía limpia y renovable en Perú.

Esta decisión legislativa abre camino a un futuro energético más sostenible y competitivo, promoviendo activamente la investigación, producción, transporte, distribución, comercialización, exportación y uso del hidrógeno verde.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, presidente de la Asociación Peruana de Hidrogeno (H2 PERÚ) y country manager adjunto de Engie, detalla los beneficios que trae este proyecto de ley que promueve el uso del hidrógeno verde como combustible en Perú, entre otras funciones.

¿Qué significa para Perú que se apruebe en esta primera votación por la mayoría y cuáles son las expectativas por parte de H2 Perú?

La aprobación en esta primera votación por la mayoría significa para Perú una valiosa oportunidad de capitalizar una nueva industria, aprovechando el inmenso potencial renovable del país y fortaleciendo relaciones con naciones como Japón, Reino Unido, Alemania, entre otros. Esto no solo impulsa la diversificación económica, sino también establece a Perú como un actor clave en el mapa global de la economía del hidrógeno.

Para H2 Perú, la aprobación representa una vía estratégica para desarrollar proyectos renovables innovadores, generando una demanda adicional para el sector eléctrico. La incorporación del hidrógeno como vector energético no solo promueve la sostenibilidad, sino que también diversifica las fuentes de energía, contribuyendo a la resiliencia del sistema eléctrico nacional.

Además, esta aprobación envía una señal positiva a los inversionistas extranjeros, demostrando el compromiso de las instituciones públicas y del Gobierno de Perú hacia la descarbonización. Este respaldo gubernamental es esencial para atraer inversiones y asegurar el éxito de los proyectos, estableciendo a Perú como un destino atractivo para la inversión en energías limpias y consolidando su posición en la transición global hacia un futuro más sostenible.

¿Cuáles son los principales beneficios que trae la aprobación de esta ley?

1.Diversificación de la matriz energética peruana: esta ley contempla el impulso al hidrógeno de bajas emisiones, con especial interés en el hidrógeno verde, producido a partir de energía solar, fotovoltaica, eólica, hidroeléctrica, entre otras; sin embargo, deja espacio para tecnologías de transición como los e-combustibles producidos con hidrogeno verde y captura de carbono que pudiera dar pie a proyectos que adopten esta molécula de forma temprana.

2.Desarrollo de la industria nacional: la iniciativa prioriza proyectos que beneficien el desarrollo de la industria nacional, lo que podría impulsar la economía y generar empleo.

3.Uso de energías renovables: el Ministerio de Energía y Minas promoverá la generación de hidrógeno verde a partir de energías renovables, lo que contribuirá a la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles.

4. Exportación y mercado internacional: se prevé que el hidrógeno verde y sus subproductos puedan ser exportados, lo que podría representar una oportunidad para el Perú en los mercados internacionales.

5. Políticas y planificación: la ley incluye la formulación de políticas y planes para el uso del hidrógeno verde, abarcando su producción hasta su uso final, lo que permitiría una gestión integral y sostenible de esta fuente de energía.

En resumen, la aprobación de esta ley tiene como objetivo promover el uso de energías renovables y abrir oportunidades en el mercado internacional para las moléculas producidas en territorio peruano.

¿Se han basado en modelos de pares latinoamericanos como chile o colombiano para elaborar este proyecto de ley?

Si bien el proyecto de ley de hidrógeno en Perú ha tomado en cuenta los avances y modelos de pares latinoamericanos como Chile y Colombia, es fundamental destacar que el país se posiciona como pionero al alcanzar un nivel legislativo avanzado en la promulgación de su ley de hidrógeno. Aunque se ha tomado inspiración de experiencias internacionales, el proyecto se ha redactado cuidadosamente considerando el contexto y las necesidades específicas de Perú.

El enfoque adaptado a la realidad peruana demuestra una comprensión profunda de las condiciones locales, impulsando un marco regulatorio que responde a las características y desafíos particulares del país. Este acto legislativo refleja el compromiso de Perú en liderar la transición hacia una economía basada en el hidrógeno verde.

El siguiente paso crucial es la elaboración del reglamento asociado a esta ley, que permitirá profundizar aún más en las necesidades regulatorias específicas de Perú en el ámbito del hidrógeno. Este proceso asegurará la implementación efectiva de la ley y consolidará el liderazgo del país en la adopción de tecnologías limpias y sostenibles.

La entrada H2 Perú destaca los beneficios del proyecto de ley de hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

El auge del nearshoring  ha convertido a México en un punto de interés para numerosas empresas alrededor del mundo.

Además de ser vecino de Estados Unidos, es la puerta de entrada a América Latina por excelencia. Esta ubicación geográfica privilegiada hace que cada vez más compañías comprometidas con cumplir con los criterios ESG (“Environmental, social and corporate governance”), inviertan en energías renovables en México . 

Bajo esta premisa, Juan Carlos Meade, Director de Alianzas Estratégicas en la Subsecretaría de Inversión Social de la Secretaría de Igualdad e Inclusión en Nuevo León, destacó 8 regulaciones fundamentales para descarbonizar la economía mexicana y atraer las oportunidades del nearshoring.

En conversaciones con Energía Estratégica, el experto explica: «En un mundo donde la sustentabilidad (medioambiental y social) se convierte en el núcleo de las estrategias empresariales, es crucial estar al tanto de las últimas regulaciones en materia de ESG», explicó Meade.

Y agrega: “Es muy importante que las empresas, sobre todo pequeñas y medianas empiecen a comprender los ESG ya que estas regulaciones entrarán en vigor muy pronto y probablemente los clientes actuales de estas empresas les pedirán informes con estos criterios.  Por lo tanto, si la industria no presta atención a estos asuntos, su competitividad puede estar en riesgo”.

A su vez, insiste: «Es importante brindar especial atención a tener cadenas de suministro más responsables con el medio ambiente y sobre todo con la sociedad. De esta forma, el sector de energías renovables se verá bastante beneficiado porque es una forma de impulsar su desarrollo vía regulaciones«.

En este sentido, el experto brinda un resumen de las regulaciones clave de 2024 que están transformando la forma en que las empresas operan a nivel global, con información de PlanA.Earth.

1. Sustainability Disclosure Requirements (SDR) por la UK Financial Conduct Authority (FCA)

El objetivo principal es mejorar la información de sostenibilidad para los consumidores y abordar el problema del «greenwashing».

También es necesaria la introducción de una regla contra greenwashing para todas las empresas autorizadas, etiquetado de productos basados en objetivos y criterios de sostenibilidad claros, y requisitos de denominación y marketing para garantizar que los productos reflejen genuinamente su impacto en la sostenibilidad.

Sustainability finance Disclosure Regulation (SFDR) por el Parlamento Europeo:

Mejorar la transparencia del perfil de sostenibilidad de los fondos y fomentar la inversión en productos sostenibles. A su vez, requiere una divulgación detallada sobre cómo se integran los riesgos de sostenibilidad y el impacto en los retornos con énfasis en promover la comparabilidad y la transparencia.

3.Taxonomía de la Unión Europea para Actividades Sostenibles

Crear un sistema de clasificación para dirigir las inversiones hacia actividades y proyectos económicos sostenibles y establecer criterios para determinar si una actividad económica es ambientalmente sostenible, ayudando a los inversores a tomar decisiones más informadas.

4.Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) por el Parlamento Europeo

Expandir la información no financiera y mejorar la responsabilidad y transparencia de las actividades corporativas de sostenibilidad. Se debe ampliar el alcance de la información no financiera alrededor de 50.000 entidades, lo cual requiere divulgaciones más detalladas sobre cuestiones de sostenibilidad.

5.Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) por el Parlamento Europeo

 Asegurar que las empresas aborden impactos adversos en sus cadenas de valor globales e introducir obligaciones para que las empresas identifiquen, prevengan, mitiguen y rindan cuentas sobre los impactos en derechos ambientales en sus operaciones y cadenas de suministro.

6.Informes Simplificados de Energía y Carbono del Gobierno del Reino Unido 

Esta regulación busca promover la eficiencia energética y reducir emisiones de carbono. Exige la divulgación del consumo de energía y las emisiones de carbono, alentando a las empresas a adoptar prácticas más eficientes en energía

7.Ley Alemana de Debida Diligencia en la Cadena de Suministro: 

Esta legislación asegura que las empresas mantengan estándares sociales y ambientales en sus cadenas de suministro. Requiere que las empresas supervisen sus cadenas de suministro e implementen medidas para prevenir violaciones de derechos humanos y daños ambientales.

8.Ley de la Unión Europea contra la Deforestación por el Parlamento Europeo

Esta norma busca reducir la contribución de la UE a la deforestación global y la pérdida de biodiversidad. Prohíbe las ventas y las exportaciones de la UE de materias primas y productos asociados con la deforestación y degradación forestal a menos que cumplan con requisitos estrictos.

La entrada Proponen 8 regulaciones clave de sustentabilidad y ESG para este 2024 en México se publicó primero en Energía Estratégica.

Este lunes el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) emitió el Informe Consolidado de solicitud de Aclaraciones, Rectificaciones o Ampliaciones (ICSARA), del Estudio de Impacto Ambiental de la Línea de Transmisión Kimal-Lo Aguirre ingresado al sistema en octubre de 2023, documento que incluye las observaciones realizadas por parte de los órganos de la administración del estado con competencia ambiental.  

Este es un hito relevante de la evaluación técnico ambiental, mientras en paralelo se encuentra en curso el proceso para asegurar la participación informada de la comunidad (PAC) que organiza el SEA, y que ha implicado un intenso desarrollo de diversas actividades (reuniones, visitas a terrenos, encuentros, puerta a puerta, entre otros) a lo largo de todas las comunas por donde se emplaza el proyecto, y que se extenderá hasta el 12 de febrero.

Conexión ya se encuentra trabajando a fin de dar cabal respuesta a los pronunciamientos en su Adenda, recabando la información adicional solicitada por la autoridad, así como de aclarar y rectificar lo que se requiere.

Altos estándares de sostenibilidad

Kimal-Lo Aguirre será la primera línea de transmisión eléctrica de corriente continua que se construirá en Chile. Su entrada en operación está pronosticada para 2029 y es uno de los proyectos de mayor envergadura del plan de expansión de transmisión, constituyendo infraestructura clave para habilitar la transición energética del país y lograr las metas de descarbonización al 2050, al incidir positivamente en la disminución del vertimiento de energías limpias que hoy se pierden por falta en la capacidad de transmisión.

Considerando la importancia de contar con buenas prácticas en un proyecto como éste, tanto en términos ambientales como sociales, Kimal-Lo Aguirre se sometió a una evaluación externa el cumplimiento del proyecto con los Estándares Internacionales de Sostenibilidad según los Principios del Ecuador y las Normas de Desempeño Ambiental y Social de la Corporación Financiera Internacional (IFC) desarrolladas al objeto de prevenir, mitigar y manejar los riesgos e impactos de este tipo de iniciativas, logrando un buen cumplimiento. 

Estos estándares internacionales exigen prevenir riesgos e impactos en los derechos humanos durante todas las fases del proyecto, lo que requiere una Debida Diligencia en Derechos Humanos que evalúe cualquier posible afectación a derechos fundamentales, como el derecho a un medio ambiente sano, el derecho a la tradición y autonomía de las organizaciones, y el derecho al acceso a la información y transparencia, los derechos laborales, entre otros.

El proyecto consideró un proceso de participación ciudadana anticipada, previo al ingreso del Estudio de Impacto Ambiental, y contempla un plan de relacionamiento comunitario permanente durante todas las fases del proyecto. 

Como complemento a este proceso, se definieron canales de comunicación para recibir quejas, observaciones y preguntas de lo que se denomina partes interesadas, especialmente comunidades, tales como el sitio web, formulario para ingreso de requerimientos, correos electrónicos, y contacto uno a uno en terreno.

Siendo un proyecto fundamental para cumplir los compromisos de Chile en materias de cambio climático, también contempla la evaluación de los efectos de este. En ese sentido, dado que el proyecto no tiene emisiones de gases de efecto invernadero en su funcionamiento, se trata más bien de considerar escenarios ambientales a largo plazo y de trabajar hacia soluciones sostenibles. En la misma línea de la emergencia climática, el proyecto compromete las medidas asociadas a la conservación de la biodiversidad, la eficiencia en el uso de los recursos y la prevención de contaminación mediante acciones para reducir el consumo hídrico y energético, entre otros. 

Primera línea en corriente continua

La tecnología de corriente continua (HVDC) será uno de los íconos de este proyecto. Si bien esta tecnología es nueva en Chile, ya ha sido muy utilizada en países como Brasil, Estados Unidos, Canadá, Noruega, Suecia y China, que cuentan con una gran extensión geográfica y focos puntuales de fuentes renovables –como Chile- y, por lo tanto, requieren líneas de gran longitud que a la vez permitan un sistema de transmisión robusto, eficiente y resiliente.

Entre las ventajas de esta tecnología destaca el uso de menos infraestructura, menos circuitos y menos cables, generando un menor impacto en el territorio ya que no necesita subestaciones intermedias y requiere una menor franja de seguridad.

Sobre el Proyecto

La Línea de Transmisión Kimal–Lo Aguirre es una obra licitada por el Coordinador Eléctrico Nacional para una capacidad de hasta 3000 MW de energía, en circuito bipolo de ±600 kV. Considera una extensión de 1.342 Km, con 2.686 torres, y la construcción de dos subestaciones convertidoras HVAC/HVDC de 1500 MW en Kimal, comuna de María Elena en la Región de Antofagasta, y Lo Aguirre, comuna de Pudahuel en la Región Metropolitana, ambas conectadas a las subestaciones existentes, formando parte del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) junto a todo el equipamiento e instalaciones necesarias para su correcto funcionamiento.

El trazado de la línea de transmisión se emplaza en las comunas de María Elena, Sierra Gorda, Antofagasta, Taltal, Diego de Almagro, Copiapó, Tierra Amarilla, Vallenar, La Higuera, La Serena, Vicuña, Andacollo, Río Hurtado, Ovalle, Punitaqui, Combarbalá, Canela, Illapel, Los Vilos, Petorca, Cabildo, La Ligua, Catemu, Panquehue, Llay Llay, Tiltil, Lampa y Pudahuel.

El plazo de construcción es de 51 meses, siendo la implementación de las subestaciones convertidoras las de mayor duración, ya que las torres son de montaje rápido, al igual que el tendido de la línea. Finalmente, energización y pruebas son las últimas actividades. En este período, se contempla la contratación en promedio de más de 5.000 trabajadores, con un peak de más de 9.500, en el total de las obras a lo largo del trazado.

La entrada Línea de transmisión Kimal- Lo Aguirre recibió Icsara Técnico por parte del Servicio de Evaluación Ambiental se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile aprobó una serie de normas a cumplir por parte de las empresas del sector a fin de evitar más deudas hacia las pequeñas y medianas empresas (PyMEs) del país  que se desempeñan en la industria energética. 

La norma está vinculada respecto al cumplimiento de pagos para contratistas, subcontratistas y proveedores que estén catalogadas como PyMEs (de acuerdo a lo dispuesto por la ley Nº 20.416), en este caso a efectos de resolver las solicitudes de modificación de plazos de expansión de proyectos transmisión por motivos de fuerza mayor o caso fortuito.

Y cabe recordar que hay casi 130 pequeñas y medianas empresas del rubro energético afectadas que piden celeridad política y que reclaman la aprobación del proyecto de ley N° 20416 y el cumplimiento de pago de más de $14000 millones.

Aquellos solicitantes para ese tipo de iniciativas deberán acreditar que él, sus contratistas o subcontratistas cumplen con los pagos a 30 días (establecido en la Ley N° 21131), “particularmente con la obligación de pagar oportuna e íntegramente a los proveedores de bienes o servicios que correspondan a Micro, Pequeñas y Medianas Empresas asociados a la prestación de sus servicios”. 

Para ello, el solicitante deberá presentar un informe elaborado por un auditor externo e independiente, que describa el estado de pago en toda la cadena contractual respecto de sus contratistas, subcontratistas y proveedores. 

De lo contrario, el informe será será solicitado bajo el apercibimiento de declararse desistida su solicitud en caso de no presentarlo dentro del plazo de 5 días hábiles, contado desde la comunicación del Ministerio de Energía. 

“El Ministerio de Energía suspenderá el procedimiento administrativo asociado a la modificación del plazo de proyectos de expansión de la transmisión por razones de fuerza mayor o caso fortuito, de acuerdo a lo dispuesto por el artículo 32 de la ley Nº 19.880, que establece bases de los procedimientos administrativos que rigen los actos de los órganos de la Administración del Estado, en caso de que el auditor detecte incumplimientos en la cadena de pagos”, asegura el documento que tiene la firma de Diego Pardow, ministro de Energía de Chile. 

Esta medida llegó pocos días después de la reunión entre un grupo de compañías dueñas de centrales energéticas se reunieron con el ministro de Economía, Fomento y Turismo de Chile, Nicolás Grau, para analizar los cientos de casos que han derivado en incumplimientos de pagos y generar acciones que ayuden a reducir tales efectos negativos.

Entre las medidas analizadas se prevé la gestión de casos que no tengan posibilidad de judicializar, mediante el pago conjunto entre empresas mandantes que se hayan encontrado realizando el trabajo en el territorio en un período similar, la generación de una mesa de trabajo para la gestión de los casos que sea más amplia, y el envío de propuestas y comentarios desde la perspectiva de las empresas mandantes para proyecto de ley que aborda esta temática

¿Cómo lo ven algunas PyMEs afectadas? El vocero de las pequeñas y medianas empresas estafadas Zona Norte, Mauricio Ocaranza, consideró positiva esta iniciativa pero insistió en que se tomen más cartas en el asunto y se resuelva la problemática lo antes posible. 

“Es un avance, más que buena noticia solo una avance ya que lo que necesitamos es que nos paguen los más de $14.000 millones de deuda en el sector. Es decir que, todo lo que hagan los Ministerios y el gobierno se agradece, pero aún falta más”, confió en diálogo con Energía Estratégica.

La entrada Gobierno de Chile exige cumplimiento de pagos a PyMEs para obras de transmisión se publicó primero en Energía Estratégica.

Gonvarri Solar Steel, líder en el diseño y suministro de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica, ha recibido la certificación de Bureau Veritas de su servicio de monitorización y mantenimiento (M&M), el cual se enmarca dentro de la plataforma de postventa SmartCare.

La validación, otorgada tras rigurosas pruebas analíticas realizadas en diversos proyectos fotovoltaicos de diferentes países, confirma que la activación del M&M en planta incrementa la disponibilidad de apuntamiento del tracker y por tanto su producción anual a diferencia de otra instalación sin M&M.

Las simulaciones, que tuvieron en cuenta factores como horas de sol por país, ubicación y capacidad instalada, revelaron mejoras sustanciales, con un aumento del 2,939% en la producción de energía.

Este avance tecnológico representa un hito en la industria fotovoltaica, con un potencial impacto económico significativo. Según el análisis, la ganancia estimada para una planta fotovoltaica de 50 MWp podría alcanzar los 60,000 euros anuales.

Pionera en asesoramiento personalizado a los clientes, M&M, respuesta eficaz en el período de garantía y hubs de repuestos internacionales, la plataforma SmartCare de Gonvarri Solar Steel permite ofrecer un soporte integral al cliente durante la etapa de operación, un aspecto muy a tener en cuenta que será clave para los próximos estándares del sector.

08-33-X46-1-000019_3rd party report – Solar Steel_01 1 (1)

Sobre Gonvarri Solar Steel

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

La entrada Certificado por Bureau Veritas: Solar Steel aumenta la disponibilidad de planta hasta en un 2.939% se publicó primero en Energía Estratégica.

En línea con sus compromisos por avanzar en la transición energética, Holcim, líder mundial en soluciones de construcción innovadoras y sostenibles, lanza licitación para la Instalación de paneles fotovoltaicos en 20 sitios en el esquema de regulación legal conocido como generación distribuída.

En conversaciones con Energía Estratégica, Andrés Hector Kobesrski, Responsable de Suministro de Holcim México, brinda más detalles sobre la apuesta.

 “Queremos contribuir a la descarbonización en México apostando a la generación distribuida. La primera etapa de esta iniciativa ya contempló la instalación de 5 MW con 10 plantas en 10 ubicaciones, y ahora, en la segunda etapa de un total de tres, la empresa tiene como objetivo instalar 20 plantas en 20 sitios a lo largo del país, con una capacidad máxima de 10 MW”, explica.

Las regiones seleccionadas para la ubicación de estas plantas incluyen Sonora, Puebla, Aguascalientes, Ciudad de México, Chihuahua, San Luis Potosí, Jalisco, Tabasco, Guanajuato, entre otras. El propósito es extender la presencia de paneles solares a lo largo de la república.

Proceso licitatorio

La empresa ha establecido el plazo para recibir ofertas hasta el 20 de marzo de 2024, en línea con su política de compra. De esta forma, Holcim invita a proveedores nacionales e internacionales a participar en esta licitación, con la condición de que los equipos y fuentes de conversión sean de calidad Tier One.

En tanto a la modalidad de contratos, Kobesrski señaló que algunos proyectos podrían ser de inversión propia, mientras que otros podrían involucrar Acuerdos de Compra de Energía (PPAs). No se exige una metodología única; la empresa busca evaluar y seleccionar la mejor solución técnica y económica en cada caso.

La compañía espera que los proyectos entren en operación durante el primer semestre del próximo año, enfocándose en seguir todos los procesos necesarios para hacerlos realidad. 

Compromiso global hacia la descarbonización

Asimismo, Kobesrski resalta que esta última licitación está enmarcada en la estrategia de descarbonización que la empresa está implementando a nivel global.

“Holcim se ha comprometido a lograr emisiones netas cero de carbono al 2050. Este compromiso global ha llevado a la implementación de diversas iniciativas, incluyendo la adopción de energías renovables en sus procesos”, señala.

En este sentido, destaca el caso de la planta de Hermosillo, donde se registra el 57% de uso de combustibles alternativos cuya emisión de carbono neta es neutra.

En línea con estos objetivos sostenibles, el ejecutivo también destaca que se han incorporado tecnologías como el oxihidrógeno (HHO) en algunas plantas, promoviendo el uso de combustibles alternativos y buscando reducir los consumos térmicos de manera efectiva.

Con estas ambiciosas apuestas, Holcim no solo busca avanzar en su compromiso global de descarbonización, sino también liderar el camino hacia un futuro más sostenible y energéticamente eficiente en cada país donde tienen presencia.

La entrada Holcim lanza licitación para el desarrollo de 20 plantas de generación distribuida en México se publicó primero en Energía Estratégica.

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay inicia el 2024 con muchos desafíos para seguir fortaleciendo el sistema eléctrico del país, de tal manera que destinará varias inversiones para expandir la generación de energía y las redes de transmisión. 

Tal que Silvia Emaldi, presidenta de UTE, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y confirmó que en los próximos meses se lanzarán las licitaciones para nuevos parques solares que forman parte del Plan de Expansión futuro y el Plan Quinquenal de Inversiones. 

“Sobre fines de febrero o principios de marzo estará publicado el primer pliego del parque solar de 25 MW que se instalará en los terrenos de Punta del Tigre. Mientras que uno o dos meses después se publicará el pliego del otro parque de 75 MW en los terrenos de Cerro Largo, que ya finalizó la expropiación del mismo”, afirmó. 

“Ambos proyectos serán llave en mano y estimamos una inversión cercana a los USD 100.000.000. En cuanto a plazos, las obras comenzarán en 2025, ya que durante el 2024 se llevará a cabo la propia licitación, la gestión de los permisos ambientales y la llegada del equipamiento de la obra”, agregó. 

Y cabe recordar que, a partir del año 2026, UTE tenía previsto incorporar módulos de 100 MW de energía solar por año para afrontar la demanda, acompañando el crecimiento de la instalación de generación de UTE hasta el año 2047. 

A esos procesos licitatorios se debe agregar que en mayo quedarán habilitados los primeros 10 MW de capacidad (de los 32 MWp) del parque solar que se construye en el departamento de San José, producto de una multa que se cobró a Hyundai. 

Dicha multa es parte del acuerdo alcanzado, ya que a fines de 2017, la compañía coreana inició un litigio contra UTE reclamando daños y perjuicios pasados y futuros por incumplimientos en la ejecución de la obra de la construcción de la central de ciclo combinado en Punta del Tigre. 

“Mientras que en julio terminará todo el proyecto solar en Punta del Tigre con 32 MW de capacidad, lo que será un hito para este año con el orden de 70.000 paneles instalados y las conexiones al sistema eléctrico de Uruguay”, aclaró Emaldi. 

Además, este año también comenzó la renovación de la central hidroeléctrica de Baigorria (ya tiene 60 años de vida útil) y es un proyecto de USD 60.000.000, por lo que en 2024 el proveedor y UTE determinarán toda la ingeniería y el equipamiento a construir, que llegaría al inicio del 2025 y dé lugar a obra física. 

“También firmamos los contratos con Google para la instalación del orden de 45 MW para su data center y existen procesos para la generación de criptomonedas. Por lo que se dan proyectos de gran demanda, a su vez que interactuamos con algunos proyectos de hidrógeno que, en principio, estarían conectados al sistema y podría haber alguna transferencia de energía”, añadió. 

Ampliación de la transmisión

La presidenta de UTE también fue consultada acerca de las obras previstas para 2024 en materia de transporte eléctrico, que tiene al cierre del Anillo de Transmisión del Norte como objetivo principal, 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.

“La iniciativa requerirá una inversión cercana a los USD 190.000.000 y en el primer trimestre del 2025 debería estar operativa la red de alta tensión, que incluye el despliegue de 360 kilómetros de líneas de alta tensión y la instalación de 1.000 torres y dos estaciones eléctricas”, explicó la especialista. 

Es decir que se continuarán las inversiones realizadas durante el 2023, considerando que dicho año fue el más alto de los cinco años de la administración con aproximadamente USD 283.000.000 en ejecución y que el 70% de las inversiones están destinadas a permitir la mayor conectividad eléctrica.

“Todo esto nos ubica en una muy buena posición para los próximos años, para que lleguen más inversiones a Uruguay. A la par que desarrollamos la mejora de la infraestructura de transmisión”, concluyó.  

La entrada Licitaciones en puerta: Uruguay tendrá nuevos pliegos renovables en los próximos meses se publicó primero en Energía Estratégica.

“El distribuidor ENEE tiene y ya nos envió, por primera vez en la historia, una propuesta de tarifa para la autoproducción”, aseguró Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).

Esta iniciativa del ministro Erick Tejada, también gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), sería un driver para propiciar nuevas instalaciones de energía solar distribuida; por lo que, desde la CREE estarían evaluando su total impacto.

“Ya está en la mano de la Comisión, la estamos analizando y dentro de poco vamos a tener ya una tarifa para autoproductor”, confió el comisionado Flores.

En el marco del primer Simposio de Energía Solar para Autoconsumo en Honduras, el regulador confió en que la publicación de las tarifas por excedentes será inminente.

“Vamos a mandar las señales económicas adecuadas, porque la autoproducción inevitablemente es algo que se viene”.

Es preciso señalar que no existe un registro certero que contabilice todas las instalaciones de generación distribuida en el territorio hondureño. Tras el último eclipse solar, se identificaron en el orden de 150 MW que dejaron de contribuir a la red, adjudicándoselos a posibles autoproductores solares. Por lo que, un asunto pendiente será también registrar oficialmente los sistemas de autoproducción que puedan acceder al cobro de excedentes.

Visto aquello y si bien también restará que se indiquen detalles adicionales como la metodología de cálculo para la tarifa, estos avances fueron bien recibidos por la iniciativa privada.

“¡Qué buena noticia!”, valoró Emiliano Paz Taboada, gerente general en Proteger HN, al escuchar la primicia del comisionado de la CREE.

Durante su intervención en el simposio, el ingeniero Paz Taboada, un experto con más de 22 años de experiencia en el sector de energía renovable, explicó que la falta de definición de una tarifa para el cobro de excedente ha sido una barrera tanto para los usuarios autoproductores como para los integradores solares:

“Quizás el principal problema que se ha manifestado por parte de los clientes siempre es [no cobrar por] ese excedente. Saber diseñar para un cliente que no entregue la red se vuelve hasta un poco a veces complejo, pero con esa bandera que acaba de levantar es una muy buena noticia”, consideró.

De esta manera, una tarifa de excedentes vendría a significar un estímulo para que más usuarios del sistema de distribución apuesten por estas alternativas de generación pero además sería una contribución para disminuir los riesgos de pérdidas técnicas y no técnicas en las redes que tanto aqueja a la empresa de distribución, significando un ganar-ganar todas las partes.

La entrada Guatemala diseña una tarifa de excedentes para autoproductores con energía solar se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de la Nación dijo presente en la tercera y última audiencia pública sobre aumentos de tarifas de gas y electricidad, en donde en dicha oportunidad el foco estuvo puesto en el sistema de transmisión eléctrica. 

Mariela Beljansky, subsecretaria de Planeamiento Energético de la Nación, criticó el estado de las redes y los mecanismos de expansión aplicados en las gestiones anteriores, explicó por qué no se pueden incorporar más renovables al sistema y cómo el nuevo gobierno de Javier Milei prevé que se desarrollen la nueva infraestructura eléctrica. 

“El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se encuentra saturado. La falta de planificación de mediano y largo plazo llevó a no tener respaldos del sistema y sin ampliar capacidad de transporte, no se puede incorporar generación renovable de escala. Es decir que no permite nuevas incorporaciones de generación eléctrica sino que opera como un cuello de botella”, señaló.

“El futuro y necesario crecimiento en tecnologías renovables de generación para aprovechar los recursos, requiere instalaciones de transporte y almacenamiento que implican nuevos diseños y equipos en las redes”, agregó. 

Incluso, en la última convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), sólo se presentaron tres proyectos (125 MW en conjunto) debido a la poca capacidad disponible en las redes, considerando que en el Anexo III que para el NEA + Litoral + Misiones, la potencia adjudicable bajo la limitación de 6 MW oscila entre 190 MW (MATER Pleno) y 350 MW (Ref. “A”), mientras que para el NOA y La Patagonia no se detalló la capacidad posible a asignar. 

“Las ampliaciones y nuevas obras necesarias no se produjeron de manera natural. Sino que, desde la implementación del Plan Federal de Transporte Eléctrico, se ejecutaron a un costo mucho mayor y los planes estuvieron políticamente direccionados a determinadas provincias sin seguir una lógica eficiente”, complementó la funcionaria. 

Justamente dicho plan fue el más criticado por Beljansky, ya que apuntó que la decisión de ampliarlo al ámbito regional a fines del 2022 “respondió a una decisión política más que a un criterio técnico – económico”. 

Si bien ese programa contempla la puesta en marcha de un proyecto de transmisión en cada provincia, bajo la mirada del nuevo gobierno no se fijó un mecanismo de competencia que las permitan ranquear las obras y la asignación eficiente de recursos. 

Aunque el crédito de organismos internacionales podría ser una fuente de financiamiento para aquellas provincias que decidan continuar con el plan, pero en ese caso deberán tomar por cuenta propia y otorgar las garantías requeridas. 

La subsecretaria de Planeamiento Energético de la Nación continuó su presentación e hizo hincapié  en que el Estado Nacional se encuentra “quebrado” y sin posibilidad de abordar el costo de inversión de esta índole. 

Por lo que remarcó la importancia de contar con mejores herramientas para aprovechar mejor los lugares donde puedan obtener las fuentes primarias de energía de manera más económica y que el país opere en condiciones óptimas, como por ejemplo una mayor participación del sector privado.

“Es necesario generar señales para que los operadores puedan realizar las inversiones en actualización del equipamiento asociadas a sus responsabilidades. Las inversiones de transporte de jurisdicción provincial, deberán ser abordadas por los propios gobiernos locales, ya que sería injusto terminar con la discrecionalidad que benefició a algunas áreas en el pasado en detrimento de otras”, subrayó.

“Mientras que para las obras de interconexión regional, el Estado Nacional está considerando instrumentar mecanismos de iniciativa privada que procuren la inversión en un esquema de competencia internacional”, afirmó.

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

De ese total de MDI, una sola corresponde exclusivamente a ampliación del transporte y cuatro para concretar aportes económicos para la construcción de líneas para el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en zonas aisladas de la red. 

En tanto que aquellas manifestaciones de interés que también contemplan parques renovables conforman el grueso de ese llamado, ya que doce de ellas proponen la expansión del sistema interconectado junto a iniciativas de generación renovable y tres MDI con proyectos verdes para suministrar energía al sector minero de Argentina. 

Por lo que, de concretarse, se ampliará el sistema de transporte eléctrico que, según números de la Secretaría de Energía de la Nación, cuenta con: 

17560 kilómetros de líneas en 132 kv
11355 km en 220 kv
1196 km en 330 kv
219 km en 345 kv
12524 km en 500 kV. 

La entrada Secretaría de Energía de Argentina abrirá más puertas a inversiones privadas en el sistema de transmisión se publicó primero en Energía Estratégica.

Chile está atravesando el proceso de transición energética con el objetivo de descarbonizar la generación de energía eléctrica. En el último año la generación de energías renovables tuvo un nivel de participación del 36,7% del total de generación eléctrica anual y alcanzó una capacidad instalada de 15.429 MW. Sin embargo, uno de los principales aspectos que aún preocupa al sector es la regulación de la distribución eléctrica, ya que es prácticamente la misma desde hace casi cuatro décadas.

Andrés Vincent, director de estudios de la Asociación de Empresas Eléctricas de Chile, participó de un webinar organizado por la Asociación de Distribuidoras de Energía eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), en el que analizó el panorama chileno y enfatizó en la necesidad de reformar el marco regulatorio.

“Lamentablemente tenemos una regulación de distribución que tiene más de 40 años sin mayores modificaciones, es estable pero muy rígida y está enfocada en la eficiencia y no en la eficacia”, comentó.

En el sector energético existe un consenso sobre la necesidad de una reforma del marco regulatorio de distribución. Las principales asociaciones vienen reclamando desde hace un tiempo, e incluso el ministro de energía Diego Pardow lo destacó como uno de los temas a mejorar.

Mejorar la infraestructura y los precios tarifarios

Por otro lado, el representante de la asociación hizo hincapié en los eventos metereológicos que reflejan la crisis climática que se está produciendo en Chile y la región, y enfatizó en la necesidad de generar redes más robustas y resistentes, teniendo en cuenta que el 90% de las redes de distribución son aéreas y están más expuestas a la variabilidad del clima.

“Hoy en día, de cara a la transición energética, vemos que el modelo se está quedando corto, está siendo insuficiente porque resuelve los problemas con dificultad y no está incorporando la variabilidad climática y del entorno”, afirmó Vincent.

“Desde el sector promovemos que es necesario revisar este marco regulatorio completo y reconocer el tema de las redes reales que hay hoy en día para enfrentar el cambio climático y desarrollar redes robustas y flexibles”, agregó.

Otro de los retos que viene aparejado con el posible cambio en la regulación es el incremento de las tarifas. Bajo ese contexto Vincent aseguró: “Aquí es donde tenemos que poner toda la inteligencia regulatoria para mitigar los efectos, tenemos mayor electrificación de los consumos, lo que significa que podemos prorratear los costos del desarrollo de la red en más personas”.

“Tenemos un desafío grande para el tema de la distribución en Chile, hay que transformar este riesgo en una oportunidad para tener mejores redes y calidad”, concluyó.

La entrada La Asociación de Empresas Eléctricas de Chile pone el foco en la regulación de distribución se publicó primero en Energía Estratégica.

Ayer, se llevó adelante una nueva Mesa de Trabajo convocada por la Comisión de Energía del Congreso de la República en la que se revisó el proyecto de ley del Poder Ejecutivo que propone la prórroga de los incentivos del D.L. 1058 para la construcción de centrales eléctricas que utilizan recursos renovables.

Se trata de una de las medidas del Plan Unidos de reactivación económica presentado por el Ministerio de Economía y Finanzas del Perú, junto a otros dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

Tal como se expuso en la mesa de trabajo, “el objetivo de la ley es incrementar la competencia en la actividad de energía eléctrica y promover una mayor participación de energías renovables (solar, eólica) a fin de contar con energía eléctrica de menor costo y menos contaminante, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas”.

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

También, se recordó que en el 2022 y el 2023, los costos marginales de electricidad se dispararon hasta sobrepasar los $220 MWh debido al impacto de las sequías y el mantenimiento del sistema de generación térmico, que son las dos fuentes de generación de las cuales dependemos en un 93%.

Teniendo en cuenta este contexto alarmante, los especialistas insistieron en que es necesario que el incentivo del estado que beneficia grandes inversiones en generación eléctrica eficiente, se vea reflejado en menores tarifas eléctricas. 

“El costo de la generación representa aproximadamente el 50% de la tarifa que pagan los usuarios regulados. Si este costo baja, las tarifas también bajarán”, advirtieron.

Otro beneficio de la ley es que otorgará mayor predictibilidad y transparencia ya que las empresas distribuidoras publicarán anualmente una programación de sus procesos de licitaciones de suministro de electricidad para sus usuarios regulados, en los que se indicarán las cantidades de potencia y energía que necesitan y los plazos de duración del suministro.

De esta forma, se contribuirá a la reducción de tarifas eléctricas como resultado de procesos de licitación predecibles y competitivos.

En este escenario, Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) remarcó la necesidad urgente de tomar medidas hoy para avanzar en la transición energética peruana. 

“La competencia con otros países por inversiones en este sector es intensa, y el Perú no puede quedarse atrás. Es importante aclarar que estos incentivos no representan ningún tipo de exoneración, los proyectos que se acojan sólo podrán depreciar de forma acelerada para efectos del impuesto a la renta”, destacaron en un comunicado desde la SPR.

“Necesitamos crear un entorno propicio para la inversión efectiva en generación con recursos renovables por su competitividad y porque, como se explicó ayer, ayudarán a bajar los costos de generación eléctrica y, en consecuencia, de las tarifas de los usuarios finales de electricidad, es decir, más de 8 millones de hogares peruanos”, agregaron.

En esta reunión, los técnicos del Ministerio de Economía y Finanzas del Perú, Ministerio de Energía y Minas, el OSINERGMIN, la Asociación Peruana de Energías Renovables y las empresas de generación, transmisión y distribución invitadas, han coincidido en la necesidad de aprobar estas propuestas con celeridad para dar seguridad y mayor competitividad a la matriz eléctrica.

No obstante, aunque la propuesta de modificación de la Ley 28832 parece contar con la aceptación de diversos actores de la sociedad y ha obtenido dictámenes favorables en oportunidades anteriores, aún no logra aprobarse por el Pleno del Congreso de la República.

La entrada Vuelven a revisar el proyecto de ley clave para las energías renovables en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Bienes Nacionales de Chile avanza en más licitaciones para la concesión de nueve terrenos fiscales destinados a la construcción de proyectos renovables y/o almacenamiento de energía. 

Más allá de aquellas convocatorias lanzadas a fines del año pasado para la región de Atacama, ahora el gobierno publicó nuevos llamados para siete inmuebles en la zona de Antofagasta y otro en Tarapacá, que totalizan 5095,68 hectáreas. 

Y la recepción de ofertas estará abierta desde el lunes 4 de marzo hasta el miércoles 6 de marzo, mientras que la adjudicación se llevará adelante un día después, precisamente el jueves 7/3.

Aunque cabe aclarar que existen ciertos requisitos para las centrales renovables o de almacenamiento que se presenten, dado que los proyectos fotovoltaicos deberán desarrollar, al menos, 1 MW por cada 4 ha., pero sin son PMG y PMGD la relación será 1 MW por cada hectárea 

Mientras que los parques eólicos y los de concentración solar de potencia (CSP) deberán tener 1 MW por cada 10 ha., y para los proyectos de storage la proporción de, mínimamente, 1 MW por 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, aunque es preciso aclarar que ese plazo incluye la etapa de estudios, construcción y el período de operación.

¿Cuáles son los terrenos a licitar?

El terreno “Nuevo Zapiga” es el único de la región de Tarapacá, ubicado en la comuna de Huara. El mismo es el terreno fiscal más pequeño de la nómina, ya que sólo cuenta con una superficie de 11,89 hectáreas y, por tanto, la renta concesional mínima (6% del valor comercial) más bajada con 142,68 unidades de fomento (UF). 

“Sector La Negra” es el terreno fiscal con menor superficie y la única que no supera las 600 ha. de aquellos que corresponden a la región de Antofagasta con sólo 13,31 ha. a subastar. Dicho inmueble se ubica a aproximadamente 2,2 kilómetros al suroeste de la intersección de Ruta 28 y Ruta 5 y su renta concesional es de 10465 UF. 

“Laguna Seca” eleva la magnitud ya que la superficie a licitar asciende a 660,69 hectáreas (a un valor de 12.453,35 UF) aptas para desarrollo de proyectos energéticos a aproximadamente 25 kilómetros al noreste de intersección Ruta I con Ruta B-240.

Por el lado del área “Ribera Oriente”, cuenta con 671,7 hectáreas a pocos kilómetros al norte de la subestación eléctrica Crucero y su renta concesional mínima es de 8943,01 unidades de fomento. 

Siguiendo con el ranking ascendente de este listado, se encuentra “Oficina Alemana 1”, el cual a partir de 8.823,63 UF establece un terreno de 752,69 ha. a aproximadamente 60 kilómetros al noreste de la ciudad de Taltal – Lote E. 

“Estación La Negra” es otro de los inmuebles en Antofagasta con 874,15 hectáreas (14.412,46 UF) al sureste del Barrio Industrial La Negra, a alrededor de 17 km de la intersección de Ruta 5 y Ruta 28. 

Mientras que los dos terrenos fiscales más grandes de esta convocatoria son “Imilac” (886,26 ha) y “Aguada de la Teca” (1225 ha). 

El primero de ellos se sitúa a 188 kilómetros al sureste de la ciudad de Antofagasta y su renta concesional mínima es de 8569,68 UF. En tanto que que Aguada de la Teca se encuentra sobre la ruta N° 23, kilómetro 40 y el 6% del valor comercial supera las 18764,50 unidades de fomento. 

La entrada Chile licita más de 5000 hectáreas para proyectos renovables y almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.