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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) sólo recibió la solicitud de prioridad de despacho por parte de tres proyectos para la ronda del cuarto trimestre 2023 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

Los parques que compiten en este llamado son todos de generación fotovoltaica, se ubican a lo largo de distintos puntos de interconexión en la provincia de Chaco y en su conjunto suman 170 MW de capacidad, aunque la prioridad de despacho solicitada oscila entre 62 MW a 125 MW entre todos ellos.

MSU Energy fue la firma que presentó la central más grande para esta convocatoria del MATER a partir del parque solar La Escondida, proyecto de 120 MW de potencia, aunque pidió una prioridad de despacho mínima de 60 MW y 90 MW como máximo.

De este modo la compañía que preside Manuel Santos de Uribelarrea y que desembarcó en el negocio eléctrico bajo el paraguas de la resolución 21/2016 sigue apostando por el mercado entre privados tras haber sido adjudicada en llamados entre 2022 y 2023 (PS Pampa del Infierno – 125 MW, PS Villa Ángela V – 30 MW, PS Saenz Peña III – 40 MW, PS Castelli II – 10 MW). 

Por otro lado, la empresa Solar DQD también volvió a participar de una nueva ronda del MATER tras lo hecho con el PS Los Molles (60 MW) en el tercer trimestre del 2022. 

En esta oportunidad con los parques solares Quitilipi y Tres Isletas, cada uno en los PDI homónimos y ambos con una potencia de 25 MWp, pero para la primera mencionada la prioridad de despacho solicitada va de 1 MW a 15 MW, mientras que para la segunda podría ser de 1 MW a 20 MW. 

De no mediar inconvenientes, CAMMESA publicará los proyectos adjudicados el viernes 26/1, que se sumarán a los más de 100 parques y más de 4500 MW de potencia asignada a lo largo de la historia del MATER.

¿Por qué hubo sólo tres proyectos? La poca capacidad disponible en las redes fue uno de los principales factores de la convocatoria, considerando que en el Anexo III sólo se publicó la disponibilidad para el Noreste Argentino, (NEA), el Litoral, Misiones, Gran Buenos Aires (GBA) y la zona de Buenos Aires Norte; pero no así para el Noroeste Argentino (NOA) y la Patagonia, donde se observa un mayor factor de capacidad para parques solares y eólicos, respectivamente.

En el caso del NOA + 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 resto de las zonas con capacidad, se detallaron diversos puntos de interconexión (PDI), la mayoría en 132 kV. 

Ello se debe a que mucha de la capacidad que se liberó con anterioridad fue tomada principalmente en el llamado del tercer trimestre del 2023, donde más de 20 empresas ganadoras lograron prioridad de despacho por 1966,47 MW (800 MW vía MATER Pleno y 1166,47 MW mediante MATER – Ref. “A”)

Además, desde el sector renovable de Argentina también le comentaron a Energía Estratégica que también pudo incidir la incertidumbre generada a raíz del cambio de gobierno y la devaluación monetaria. 

Como también que algunos oferentes se encuentren trabajando en la puesta en marcha de los parques adjudicados en la licitación RenMDI o enfocadas en “AlmaMDI”, la convocatoria que lanzó el gobierno anterior para presentar manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (ver nota), teniendo en cuenta que la misma cierra en marzo del corriente año. 

“De todos modos, el Mercado a Término puede seguir siendo un instrumento importante porque no piensa concentrar compras a través de CAMMESA, por lo que lo único de renovables a gran escala que seguro haya será el MATER y los proyectos mineros”, aclaró una fuente cercana a este portal de noticias. 

Estos temas y muchos más se tratarán en la primera parada del 2024 Future Energy Summit (FES), precisamente en el evento Future Energy Summit Argentina que se llevará a cabo el próximo 11 de marzo en la ciudad de Buenos Aires 

Jornada que será bien al estilo de FES: espacios clave para el networking entre empresas, líderes y profesionales, paneles exclusivos de intercambio sobre el sector con perspectivas sobre el mercado, espacios VIP, entrevistas destacadas y mucho más.

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

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El inicio del año 2024 es testigo del ascenso de Ennova en su participación en proyectos emblemáticos de energías renovables en República Dominicana.

Rafael Burgos Domínguez, director general de Ennova, enfatizó este avance: «La cifra hoy se ha incrementado considerablemente. Estamos por los 700 MWp en contratos firmes, proyectos en diversas etapas de ejecución, y otros que están camino a su formalización».

En conversación con Energía Estratégica, Rafael Burgos detalló los hitos clave durante el 2023 que llevaron a la empresa a crecer tanto en el ámbito del mercado como internamente.

En términos de operaciones comerciales, mencionó la finalización de infraestructuras eléctricas que permiten la evacuación de energía del proyecto Zonaxol. Este proyecto, el primero en su tipo en la República Dominicana, despliega en techos 60 MWp de capacidad instalada fotovoltaica utility scale, revitalizando espacios industriales para la producción sostenible de energía.

Otro logro de relevancia fue la entrada en operación comercial del proyecto Cumayasa Solar I, con 50 MW netos ya inyectados a la red. Ennova desempeñó un papel fundamental en la ingeniería de evacuación de este proyecto, reforzando la infraestructura de transmisión y subestación de alta tensión.

Asimismo, la culminación exitosa del proyecto Maranata Solar, con sus 10 MW netos de generación fotovoltaica, marcó un hito al ser el más próximo a un gran punto de consumo. Al respecto, Burgos resaltó el impacto positivo en la comunidad y subrayó la participación de una organización religiosa para este proyecto, evidenciando la diversificación de oportunidades de acceso a iniciativas de generación sostenible.

«Estos proyectos ya operativos representan un total de 120 MW netos, un avance significativo durante el 2023”, precisó el referente de Ennova. Pero aquello no sería todo.

“Además, hemos formalizado acuerdos para el EPC de 313.7 MWp adicionales en el año 2024″, afirmó.

Esta expansión continúa el compromiso de Ennova con la transición energética y consolida su posición como un actor clave en el impulso hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles.

En línea con su crecimiento, Ennova ha implementado diversas iniciativas internas para elevar sus estándares.

Rafael Burgos destacó: «Hemos trabajado en la implementación de un gobierno corporativo más robusto, incorporando miembros externos con amplia experiencia en nuestra Junta Directiva».

Además, compartió su enfoque en la adopción de un modelo de gestión empresarial centrado en las personas, fomentando una mayor participación y compromiso de los colaboradores.

La empresa también ha reforzado sus estándares internacionales, enfocándose en normativas de calidad como ISO 9001, ISO 14000, e ISO 45001, así como en aspectos financieros y de gestión de riesgos. Este enfoque en la excelencia y la adopción de estándares reconocidos son señales claras del compromiso de Ennova con la calidad, la seguridad y la sostenibilidad en su actividad.

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En el marco del Latam Future Energy Andean Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en Bogotá, Juan Camilo Navarrete, director regional de ventas para Latinoamérica de Astronergy, ofreció una visión detallada sobre el crecimiento y las estrategias de la empresa en el mercado colombiano y latinoamericano de energías renovables.

Según Navarrete, Astronergy, una compañía china especializada en la fabricación de módulos fotovoltaicos y celdas fotovoltaicas, ha establecido una sólida presencia en el mercado global, con un enfoque particular en Europa y América, incluyendo países clave como Brasil, Colombia y Estados Unidos. 

La empresa, que inició temprano en la fabricación de módulos fotovoltaicos, ha acumulado una amplia experiencia y reconocimiento en diversas regiones y se ha expandido fuertemente en Latinoamérica.

En tanto a los países más atractivos de la compañía en esta región, el ejecutivo señaló: “En Latinoamérica, Colombia se destaca como uno de los mercados con mayor potencial para Astronergy, junto con otros países de la región Centroamérica y Caribe, como República Dominicana, Guatemala, El Salvador y Honduras, que están experimentando un notable crecimiento en el sector”.

Pioneros en tecnología tipo N

De acuerdo a Navarrete, la diferenciación de Astronergy en el mercado se basa en su enfoque en la eficiencia y competitividad de sus módulos fotovoltaicos. 

La empresa ha sido una de las pioneras en la producción de módulos tipo N y actualmente se posiciona en la cima en términos de capacidad de producción de este tipo. 

“Astronergy se enfoca en la línea Topcon para el dopaje de las celdas tipo N y está invirtiendo en tecnologías innovadoras, como módulos con celda rectangular, para satisfacer plenamente las demandas del mercado”, explicó el ejecutivo.

Retos en el mercado colombiano

Frente a la ambiciosa meta de Colombia de alcanzar 6 GW para fin de 2026, Navarrete expresa un optimismo cauteloso. 

Reconoce que, aunque es un objetivo desafiante, es alcanzable con los cambios necesarios y la aceleración del apoyo gubernamental y de los entes reguladores tanto a los proyectos de gran escala como a la regulación de la generación distribuida. 

No obstante, la confianza de Astronergy en el cumplimiento de esta meta se basa en la creencia de que el gobierno colombiano ya ha identificado los cuellos de botella y está trabajando activamente para superarlos.

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En el vertiginoso crecimiento de la energía solar en el Caribe, la eficiencia en la limpieza de paneles solares se ha vuelto crucial para maximizar su rendimiento. En este escenario, UV Protek Solar Cleaning Contractors, una empresa especializada en soluciones de limpieza solar, emerge como un actor determinante al impulsar tecnologías innovadoras para este propósito.

Bajo la dirección de Manuel Mateo, CEO de UV Protek, la compañía se ha posicionado como distribuidor y representante clave de Solarcleano en la región caribeña. Mateo destaca a Solarcleano, una marca de robótica europea de Luxemburgo, como líder mundial en limpieza robótica de paneles solares, en sus palabras: «Solarcleano es la principal compañía en limpieza robótica a nivel mundial, reconocida por su eficacia y reconocimiento global».

UV Protek ha incorporado equipos Solarcleano en sus operaciones de limpieza de parques solares fotovoltaicos durante los últimos dos años. Mateo enfatiza la versatilidad de estos equipos para abordar diferentes escalas de instalaciones. Para proyectos más pequeños, como cubiertas de techos y otras instalaciones similares, emplean los modelos F1 y M1 de Solarcleano. En contraste, para parques solares de gran envergadura, recurren al brazo hidráulico de Sunbrush, un dispositivo de 5 metros que ofrece eficiencia en parques fotovoltaicos utility scale.

«En UV Protek, contamos con una amplia gama de equipos que nos permite abordar instalaciones fotovoltaicas de cualquier tamaño», afirma Manuel Mateo. Esto les permite limpiar alrededor de 4.000 a 4.200 paneles al día, lo que equivale a una limpieza diaria de 4 a 5 MW.

«Nos concentramos principalmente en el Caribe», agrega Mateo, mencionando que la mayoría de sus trabajos se han desarrollado en Puerto Rico, con incursiones en la República Dominicana. Sin embargo, tienen planes de expansión para este año, apuntando a diferentes islas de la región, ofreciendo servicios de limpieza en condiciones climáticas desafiantes y fenómenos particulares como el polvo del Sahara.

De allí es que Mateo destaca la importancia de un calendario estratégico de limpieza en esta región. «Para parques de gran escala, recomendamos una o dos limpiezas al año durante ciertos períodos -entre febrero a finales de mayo y luego entre julio y principios de noviembre-, mientras que para instalaciones más pequeñas es esencial realizar al menos dos limpiezas anuales debido a la humedad y otros factores como polen, excremento de aves y hongos».

El CEO de UV Protek también resalta la necesidad de utilizar agua en el proceso de limpieza en el Caribe, a diferencia de otros mercados que exploran alternativas de limpieza en seco debido a la escasez de agua. En el caso de esta región, la humedad y la presencia de diversos agentes contaminantes exigen no sólo el uso de agua para remover eficazmente el soiling de la superficie de los paneles solares sino también químicos especiales como los que trabaja la empresa de la marca Chemitek, empresa de Portugal que es partner de UV Protek.

Con estos avances tecnológicos y una estrategia adaptada a las condiciones del Caribe, UV Protek se perfila como un referente en la limpieza eficiente y sostenible de instalaciones solares en la región, buscando liderar la transformación hacia un mantenimiento óptimo de la energía solar en un entorno desafiante pero próspero.

«Los equipos que utilizamos tienen años de respaldo y han evolucionado con el tiempo, mostrando una eficiencia notable debido al tamaño, los tipos de cepillos, la distribución del peso y los movimientos posibles que ofrecen en cada caso. El optar por tecnología de primera junto a nuestra experiencia acumulada, nos vuelven aliados clave en la limpieza de parques solares en el Caribe», concluyó Manuel Mateo, CEO de UV Protek Solar Cleaning Contractors.

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La Comisión Federal de Electricidad (CFE), comandada por su director general, Manuel Bartlett, repasó el sus hitos en electrificación, transición energética y fortalecimiento institucional en el quinto año de la actual administración federal.

A través de estos lineamientos se salvaron 5,000 MW de capacidad de la CFE, gracias a la implementación de un esquema de seguimiento diario que eliminó los retrasos, las fallas en la gestión e incumplimiento de contratistas no supervisados que impedían poner a funcionar 5 centrales listas para entrar en operación.

Para ello se elaboró un modelo original de autofinanciamiento que permitió pasar de esas 5 centrales a 36 proyectos de generación, los cuales permitirán inyectar 9,000 MW adicionales a la red. Además, en la parte de la generación, se agregaron 2,600 km a la Red Nacional de Transmisión y se puso en marcha un programa de impulso a Distribución, hasta junio de 2023, que contempla 1,189 obras.

A esto se suman acciones concretas en diversas áreas, desde el empuje para la utilización de energías limpias, hasta las labores de reactivación del suministro eléctrico ante los estragos derivados de fenómenos meteorológicos y, el acceso a Internet público y gratuito a todos los rincones de México.

Fortalecimiento de la CFE en cuanto a energías limpias

Se ejecutan 22 proyectos que aportarán 1,500 MW de fuentes renovables. En conjunto, estos proyectos, aportarán 9,000 MW. Se trata de un programa de construcción e inversión sin precedentes en una administración.

Las Centrales de Ciclo Combinado son financiados con el vehículo de reinversión de utilidades de CFEenergia, y la FIBRA E contratada por la administración anterior.

Se acordó con la empresa Iberdrola la adquisición de 13 centrales de generación. La Secretaría de Hacienda elabora el modelo operativo.

A su conclusión, CFE alcanzará el 54% de la generación eléctrica del país.

 Avance en la transición al uso de energías limpias

La compañía sigue en la búsqueda de mejorar su infraestructura con nuevas iniciativas para la generación de energía limpia, segura y confiable.

Destaca, entre otras acciones, la central fotovoltaica de Puerto Peñasco, Sonora.

La construcción de 5 centrales de ciclo combinado

El plan para la construcción de la nueva Central Hidroeléctrica Chicoasén II (Chiapas), la modernización de 16 existentes y 3 presas que serán equipadas para generar electricidad. Es un proyecto de $1,494 MDD.

La CFE electrifica el 44% del recorrido del Tren Maya, 690 kilómetros, con dos centrales de ciclo combinado (CCC) y 53 obras de conexión.

La compañía realiza investigación y estudios sobre producción y aprovechamiento del hidrógeno verde, conforme a la tendencia global.

Durante este 2023 la CFE, en su misión de ser una empresa de responsabilidad social, logró electrificar el 99.20% de los hogares mexicanos y continuará la misión de llevar energía eléctrica a cada comunidad de la nación.

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Panamá cierra el año 2023 con un récord de 100.6 MW de capacidad instalada de autoconsumo solar. Esto representa un crecimiento del 44.6% interanual. Los pronósticos de mantener o superar estas cifras en este 2024 son prometedores, ya que el panorama energético panameño arranca el nuevo año con un estimulo clave: la exención del impuesto selectivo al consumo para los paneles solares. Esta modificación, derivada de la Ley 417 que reformó la Ley 37 del 2013, representa un paso fundamental para impulsar aún más la adopción de energía solar en el país (ver más).

Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), resaltó la relevancia de esta medida durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. Según el referente de CAPES, la eliminación del 5% de impuesto selectivo al consumo sobre los paneles solares genera un impacto positivo en el precio de esta tecnología en Panamá.

«Con esta modificación de ley lo que se quitó fue ese famoso 5%. Ahora, ¿en qué se traduce? En que todos ahora tenemos la ventaja de un costo reducido en ese porcentaje y por lo tanto, pasándolo al consumidor, pues todo el mundo sale beneficiado», expresó Federico Fernández.

Esta medida no solo beneficia a instalaciones residenciales sino también a proyectos a gran escala. Fernández explicó cómo anteriormente este impuesto encarecía los costos tanto en parques solares como en sistemas de autoconsumo. La eliminación del gravamen simplifica y reduce los costos al ingresar paneles solares al país, haciendo que la energía solar sea más accesible para los panameños.

En cuanto a la previsión de costos para este año, el referente consultado mencionó que si bien el precio de los paneles solares está sujeto a diversas variables, se podría esperar una estabilidad o disminución en los precios en los próximos meses. Y subrayó la importancia de mantener el entusiasmo en la industria, facilitar el acceso financiamiento y sostener la tendencia de las tarifas eléctricas para garantizar una época favorable para la energía solar.

En 2023 se lograron 100.6 MW de capacidad instalada en techos panameños, registrando un crecimiento anual en torno a los 30 MW gracias a la dinámica de instaladores para autoconsumo, mayor certeza legislativa y política energética, el aumento del interés residencial y el apoyo crediticio para este tipo de alternativas de generación.

Ahora bien, a pesar del crecimiento acelerado en el último año, el referente de CAPES reconoció que el país aún está lejos de alcanzar la meta para la energía solar distribuida establecida en 1,700 MW para el 2030. Para lograrlo, sería necesario instalar al menos 200 MW anuales, un desafío considerable si se considera que el máximo histórico alcanzado en 2023 ha sido mucho menor (30 MW).

«Si tomamos la meta intermedia que son alrededor de 900 megavatios, necesitaremos poner casi 100 MW al año y ese podría ser nuestro objetivo mínimo para acercarnos al escenario deseado al que todos apostamos al 2030. Pero es retador, porque esos 100 MW al año es mucho más de lo que nunca hemos hecho hasta ahora», observó.

Y agregó: «Que se logre duplicar en este año 2024 lo que instalamos el año pasado, pues todos apostamos a eso y a mucho más. Pero sin duda que dependerá de muchas otras variables que no son las que hoy día tenemos en juego».

Concluyendo, Fernández hizo hincapié en un factor adicional que podría influir en el panorama: transitar un año electoral. Esta variable podría ser determinante en el curso de las políticas energéticas y, por ende, en el desarrollo del sector solar.

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La Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile extendió el plazo para que el Poder Ejecutivo presente las indicaciones correspondientes al proyecto de ley de Transición Energética, el cual posiciona a la transmisión eléctrica como un sector habilitante para la carbono neutralidad.

Puntualmente se dictaminó que la nueva fecha será el viernes 12 de enero, en lugar del viernes 5 previsto en primera instancia. Por lo que recién dicho día se deberá dar a conocer un plan de trabajo para su tramitación en lo particular. 

Además, el Poder Ejecutivo también tendrá que presentar las diversas medidas con respecto a la reasignación de ingresos tarifarios extraordinarios y evitar las alzas tarifarias energéticas del país, como parte del acuerdo para iniciar la discusión en particular del PdL de Transición Energética. 

Esa fue una de las condiciones dadas el pasado 19 de diciembre, cuando el proyecto de ley que impulsa el Ministerio de Energía de Chile fue aprobado en lo general, y de manera unánime, en la Sala de la Cámara de Senadores (ver nota). 

Y en aquel entonces, el ministro de Energía del país, Diego Pardow, celebró el apoyo a través de sus redes sociales y destacó que «esta iniciativa es clave para avanzar hacia un sistema eléctrico más sostenible, que permita mejorar el sistema de transmisión y atraer más inversión fomentando el almacenamiento”. 

Por otra parte, durante la sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile, participaron la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) para brindar sus opiniones sobre la iniciativa en cuestión y las propuestas que se podrían implementar a futuro. 

Marco Antonio Mansilla, secretario ejecutivo de la CNE, remarcó que las empresas del sector energético del país enfrentan un riesgo en la remuneración “que muchas veces no están dispuestas a enfrentar”, lo que reduce la efectividad del mecanismo actual que se utiliza en las licitaciones de de licitación obras nuevas y de ampliación del sistema de transporte eléctrico. 

Por lo que desde la Comisión Nacional de Energía propusieron cambiar el esquema fijado en el PdL y que sean las mismas compañías las que elaboren las bases de la licitación de obras de ampliación de la transmisión y la convocatoria se realice con la supervisión del Coordinador Eléctrico Nacional. 

“Y con la obligación de la empresa de supervisión hasta la entrada en operación de la obra, mejoraría la situación respecto a la actualidad donde hay obras que quedan a medias o abandonadas y con mucha dificultad para re-licitarlas”, subrayó Mansilla. 

Además, para disminuir el riesgo, desde la CNE propusieron la posibilidad de revisar los valores adjudicados, ya que consideran que ello permitirá “flexibilizar condiciones en caso de enfrentar situaciones no previstas”. 

“Acota los riesgos de ejecución de obras, además que evita que se incorporen primeras por riesgo excesivas en el momento que hagan las licitaciones”, indicó el secretario ejecutivo de la CNE. 

De igual modo, cabe recordar que dicho proyecto de ley de Transición Energética sería el habilitante para la mega licitación de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica a gran escala en Atacama, por alrededor de USD 2000 millones, previstos a entrar en operación a fines de 2026. 

Esa convocatoria podría volverse una doble licitación (una de infraestructura y otra de servicios complementarios para la red), que llevaría adelante la Comisión Nacional de Energía. Hecho que generó miradas contrapuestas dentro del sector energético por el posible camino a tomar (ver nota), mas no por la importancia del almacenamiento para afrontar las problemáticas actuales. 

Futura ley de estabilización de tarifas

Está previsto que Poder Ejecutivo ingrese al Congreso una iniciativa que establezca la creación de un mecanismo de estabilización de las tarifas eléctricas, que irán en paralelo y serán complementarias al PdL de Transición Energética. 

“El proyecto está totalmente construido, los parámetros están claros. El propio ministro de Hacienda se presentó para dar cuenta del alcance del subsidio para 850000 familias. Entonces trabajamos con los ministerios de manera que esperamos llegar lo más pronto posible con el pronto posible”, aseguró Ana Lya Uriarte, ex ministra Secretaria General de la Presidencia de Chile y actual asesora legislativa del Ministerio de Energía. 

Pero desde el Poder Legislativo plantearon que podría haber oposición al tratamiento en lo particular del proyecto de ley de Transición Energética en caso de no estar presentada la iniciativa de estabilización tarifaria, dado que apuntaron a que “existe un compromiso con el gobierno”. 

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Canadian Solar acumuló grandes hitos durante el año 2023. Lanzó soluciones de almacenamiento para diversos sectores e introdujo la tecnología TOPCON en sus módulos para generar más energía por metro cuadrado, lo que reduce el costo por W, haciendo la energía solar aún más competitiva frente a las fuentes tradicionales.

Sin dudas, su apuesta a la mejora tecnológica junto a la puesta en marcha de su nueva planta en Texas fue el puntapié para impulsar negocios en Norteamérica y resto del continente. Pero aquello no sería todo.

Realizaron una Oferta Pública Inicial (IPO) en la Bolsa de Valores de Shanghái, lo que fue un paso estratégico para diversificar sus fuentes de capital y fortalecer su expansión en cuanto a capacidad de producción. A partir de allí, todo iría en ascenso.

“Esta inyección de capital nos permitirá seguir innovando y expandiéndonos para atender la creciente demanda a nivel global”, señaló Ignacio Mesalles, gerente de Ventas Senior de Canadian Solar para el segmento Utility Scale en Latinoamérica.

¿Qué récord lograron en la región? En conversación con Energía Estratégica, Mesalles destacó:

“Logramos un récord de ventas en Colombia, Guatemala, Honduras y El Salvador. Y aumentamos nuestra participación de mercado en estos países”.

Estos resultados muestran su compromiso con el mercado solar de América Central y del Sur, trabajando para satisfacer la creciente demanda de energía solar en la región.

Lo que sigue 

Canadian Solar va por más. Según reveló Ignacio Mesalles, gerente de Ventas Senior de Canadian Solar para el segmento Utility Scale en Latinoamérica, su estrategia de negocios en el 2024 estará centrada en los siguientes objetivos para potenciar ventas y nuevos proyectos:

Un mayor enfoque en proyectos de gran escala, con una estructura dedicada para este segmento.
Consolidación de componentes: módulos y almacenamiento.
 Mayor presencia local en cada país, contratando personal local.

Estos objetivos están en línea con la estrategia de ser un proveedor integral de soluciones solares, basándose a su vez en tres pilares principales:

Fortalecimiento de equipos: más contratación de personal local en los países más relevantes para mejorar su presencia y servicio al cliente.
Integración de tecnología: Consolidación de productos y servicios para ofrecer una gama más completa de soluciones solares.
Mayor enfoque en proyectos de gran escala: La compañía planea aumentar su participación en este segmento de rápido crecimiento.

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El panorama para la energía solar en Colombia es prometedor, y con el compromiso de empresas alineadas a los criterios ESG liderando el camino, el futuro de la autogeneración en el país parece estar en buenas manos.

Durante el reciente Latam Future Energy Andean Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en Bogotá, Carlos Parra, General Manager de BayWa r.e., compartió su visión optimista sobre el avance de la generación distribuida en Colombia, destacando el creciente interés del país en la energía fotovoltaica y la búsqueda de alternativas energéticas sostenibles.

En una entrevista con Energía Estratégica, Parra señaló: “BayWa r.e., reconocida por ofrecer una amplia gama de productos en la industria de la energía solar, incluyendo paneles solares de alta calidad, microinversores, baterías solares, cables e inversores, se posiciona como un jugador clave en el mercado colombiano”. 

“La empresa no solo distribuye estos productos esenciales para la instalación fotovoltaica, sino que también ofrece un valioso soporte técnico pre y postventa. Este enfoque integral permite a los instaladores no solo montar paneles solares, sino también realizar diseños e instalaciones eléctricas completas, brindando un valor agregado significativo a sus clientes”, agregó.

Según el ejecutivo, más allá de la comercialización de productos, la firma se enfoca en ser un aliado estratégico para instaladores y empresas en Colombia. La compañía se dedica a capacitar y acompañar a sus socios, asegurando la calidad de sus productos y contribuyendo al mejoramiento del segmento de energía solar en el país.

Aunque Parra no especificó objetivos de venta concretos, dejó en claro que la meta de la compañía es convertirse en el distribuidor número uno en market share en Colombia en un plazo de dos años. 

Este ambicioso reto refleja el compromiso de la empresa con el desarrollo sostenible y la independencia energética en Colombia, un país que muestra un creciente interés en soluciones de energía renovable.

La combinación de productos de alta calidad, soporte técnico experto y un enfoque en la capacitación y el acompañamiento posiciona a BayWa r.e. como un actor fundamental en la transición energética de Colombia hacia fuentes más sostenibles y renovables.

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Darío Morales, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), participó de la cumbre Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago, Chile.

Durante su exposición ante una sala repleta de referentes de la industria renovable de la región, analizó el avance tecnológico en cuanto al almacenamiento y próximos desafíos y oportunidades para que Chile logre sus metas ambientales y a futuro pueda volverse 100% renovable. 

“Las inversiones que se hagan de almacenamiento en distribución y en generación, afectan a otros segmentos de la cadena, como a la transmisión y al mercado mayorista de gran escala. Por lo que seguir pensando en un marco regulatorio con estos segmentos tan separados, sin interacciones de mercado, nos impedirá tener una transición energética eficiente y que no tenga mayores costos”, apuntó.

“Nos preocupa que toda la conversación de la reforma del mercado de la energía se sigue centrando en un cierto paradigma y segmento de la generación, pero no vemos las interacciones que se producen entre los distintos segmentos”, agregó.

Cabe recordar que Chile cuenta con una regulación en distribución con más de 40 años, pero hay consenso entre los diferentes gremios del sector energético para llevar adelante una reforma integral como parte del proceso de transición energética que atraviesa el país. 

Hecho que podría ayudar a reducir el consumo e importación de combustibles fósiles, dado que en 2021 Chile importó USD 13301 millones de combustibles fósiles, mientras que la suma ascendió a los USD 20000 millones. 

Es por ello que Darío Morales remarcó la importancia de entender la complementariedad de las distintas opciones que hoy forman parte del abanico tecnológico del mercado energético, a pesar que las fuentes de generación y los actores de la industria pueden competir sobre quién y cómo suministrar cada MWh de energía. 

“Hay un nivel de generación distribuida y de gran escala razonable, un nivel de expansión de la transmisión y de la distribución que debiese ser óptimo; y en la medida que sigamos mezclando y viendo estos puntos de manera separada, no lograremos las sinergias ni la eficiencia”, subrayó el especialista. 

Bárbara Yáñez: “Todos los proyectos se están desarrollando con almacenamiento pero falta regulación”

De acuerdo a ACESOL, la matriz eléctrica descarbonizada representa alrededor del 22% de todos los usos energéticos de la economía de Chile, mientras que el 78% restante es parte aún proviene de procesos de combustión. 

Por lo que allí tanto la energía solar podría jugar un papel fundamental para hacer frente a los desafíos y necesidades del restante 78%, ya sea mediante proyectos de gran escala, PMGD o de generación distribuida, y no necesariamente sólo a través de sistemas fotovoltaicos. 

“Parte de nuestras actividades como Asociación Chilena de Energía Solar también es dar un impulso a la energía solar térmica, tanto a nivel residencial como comercial e industrial. Al igual que creemos que las medidas de eficiencia energética también son extremadamente relevantes”, aclaró el director ejecutivo del gremio.

A ello se debe añadir que, en reiteradas ocasiones, desde ACESOL destacaron la importancia de incrementar el límite actual de 300 kW a 500 kW en las conexiones Net-Billing, como también de avanzar en la materia, a tal punto que un estudio reveló que Chile podría alojar entre 6 y 12 GW de potencia máxima de generación distribuida. 

Incluso, la iniciativa de aumentar el tope en Net-Billing está dentro del proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”; pero desde su media sanción en la Cámara de Diputados a principios de abril del 2023, todavía no tuvo el tratamiento parlamentario en el Senado. 

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Teniendo en cuenta los desafíos políticos y las cancelaciones de permisos para proyectos a gran escala en años recientes, el incremento de la energía solar en México se ha dado mayoritariamente de la mano de la generación distribuida.

De acuerdo al último reporte acerca de la evolución de las solicitudes de interconexión de centrales eléctricas con capacidad menor a 0.5 MW de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), la generación distribuida en México alcanzó niveles récord en 2023.

Con una capacidad instalada de 2.954.65 MW en 367,207 contratos, este primer semestre del año registró la mayor cantidad de potencia instalada en generación distribuida.

En una reciente entrevista con Energía Estratégica, Jared Barrera, analista del sector renovable en Fortaleza Energy, compartió su visión sobre el estado actual y el futuro de la generación distribuida en México, destacando la necesidad de cambios regulatorios significativos para impulsar el sector.

En cuanto al segmento, Barrera observó que, aunque los sistemas residenciales representan la mayoría de las interconexiones, son los proyectos comerciales e industriales los que lideran en términos de capacidad instalada (kWp). 

A pesar de este crecimiento, el experto advierte que el mercado de almacenamiento de energía aún no ha despegado completamente en México, aunque los precios están mejorando y haciéndose más accesibles.

Retos del sector

Barrera también identifica desafíos clave en el sector. En materia de regulación, el especialista considera que elevar el límite de potencia a 1MW para la generación distribuida sería altamente beneficioso, especialmente para usuarios básicos de media tensión, permitiéndoles reducir significativamente sus consumos que exceden la limitante actual. 

En este sentido, señala que la red eléctrica puede manejar este aumento sin sufrir estrés significativo. 

Además, propone mayor claridad en el monto a pagar por inyectar energía a la red eléctrica. 

Y agregó: “Otro desafío importante es la estandarización de la calidad en la instalación de proyectos. Actualmente, no existen suficientes estándares y regulaciones que controlen la realización de instalaciones correctas, lo que garantizaría el buen funcionamiento y la seguridad de los sistemas y su entorno”.A su vez, califica como un reto la necesidad de aumentar la conciencia sobre la sostenibilidad entre la población, ya que la mayoría de los proyectos se realizan por motivos económicos y no ambientales.

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Trina Solar ha obtenido las certificaciones de Declaración Ambiental de Producto de UL Solutions, líder mundial en ciencia de seguridad aplicada, para sus módulos de alta eficiencia Vertex N 700W, que tienen un potencial de calentamiento global líder en la industria de 13,2 CO2 eq/kWh, Vertex N 610W y Vertex 670W. La empresa también ha obtenido la certificación EPDItaly. Las certificaciones validan el cumplimiento de la responsabilidad social de la empresa y la promoción del desarrollo sostenible.  

Como informe de verificación de terceros armonizado internacionalmente, la certificación EPD, basada en la norma ISO 14025, realiza un seguimiento riguroso del impacto medioambiental de todo el proceso, desde el abastecimiento de materias primas, la fabricación y el procesamiento, hasta el transporte, la utilidad de la producción y el reciclaje. Como validación de la seguridad de los productos sostenibles, la certificación EPD refleja el compromiso de una empresa con la sostenibilidad y proporciona a los inversionistas y propietarios del sector fotovoltaico información fidedigna sobre el comportamiento medioambiental de los productos o servicios solares para simplificar su toma de decisiones. 

Tras exhaustivos cálculos y análisis de datos, los módulos Vertex N 700W, Vertex N 610W y Vertex 670W de Trina Solar han cumplido los requisitos de la norma EPD y han sido certificados. Esto demuestra aún más que los productos de la empresa son totalmente respetuosos con el medio ambiente, y hace que estos sean aún más competitivos. 

Como promotora de la energía verde y practicante del desarrollo ecológico, Trina Solar se dedica a hacer que sus productos sean ecológicos en cada etapa. La compañía hace hincapié en la sostenibilidad de sus productos para minimizar la probabilidad de sustitución de módulos y mejorar el rendimiento energético durante toda la vida útil de sus productos.  

Desde que se convirtió en miembro de pleno derecho de PV Cycle, en 2010, Trina Solar se ha adherido rigurosamente a un conjunto de normas que cubren los paneles solares al final de su vida útil, evitando que materiales valiosos entren en los vertederos, apoyando una economía circular. 

Trina Solar se destaca en la práctica de bajas emisiones de carbono, obteniendo reconocimiento mundial. Es así que se convirtió en el primer fabricante fotovoltaico en obtener una doble certificación de protección medioambiental de UL y EPDItaly en 2020. Su gama completa de módulos Vertex de 210 mm obtuvo el año pasado un certificado de ACV y el certificado de huella de carbono de TÜV Rheinland. 

La planta de fabricación de la empresa en Yiwu, provincia de Zhejiang, ha sido nombrada Fábrica de Carbono Cero por TiGroup, la primera fábrica de la industria fotovoltaica que recibe tal título. Otra planta de fabricación en Suqian, provincia de Jiangsu, ha sido nombrada fábrica verde nacional. Además, Trina Solar fue nombrada líder en descarbonización en la Unión Europea y Bloomberg Green ESG – Empresas. 

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El Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay, con el apoyo de la Unión Europea (UE) y la Agencia Uruguaya de Cooperación Internacional (AUCI), se encuentra coordinando la contratación de consultorías para estudios específicos vinculados con la disponibilidad y el uso sostenible de recursos; el análisis de requisitos de infraestructura y regulación; las brechas de capacidades; y el desarrollo industrial, entre otras temáticas que permitan continuar avanzando en la hoja de ruta para el hidrógeno verde que Uruguay se ha trazado.

En este marco, se lanza la convocatoria a consultores para el estudio de usos industriales del hidrógeno verde. Esta tiene como objetivo evaluar la viabilidad del uso del hidrógeno verde como insumo no energético en el sector industrial de Uruguay, para potenciar el desarrollo de nuevos sectores que puedan verse traccionados por la industria del hidrógeno verde y sus derivados.

Específicamente, se tiene como objetivo identificar las tendencias globales de los usos industriales del hidrógeno verde; las capacidades con la que cuenta Uruguay para aprovechar las tendencias identificadas; la viabilidad técnica y económica de posibles proyectos, así como su impacto en la industria del hidrógeno verde; y la identificación de líneas de acción para la promoción de los usos identificados.

Régimen de la contratación y forma de pago
La contratación será un arrendamiento de obra. La duración del contrato será desde la firma del contrato hasta el 15 de mayo de 2024. El monto total a pagar por todo concepto es de U$S 31.000 más IVA, pagaderos de la siguiente manera

Primer pago U$S 1.000 contra designación de la propuesta y aprobación del programa de trabajo.
Segundo pago U$S 5.000 contra la entrega y aprobación del PRODUCTO 1
Tercer pago U$S 12.500 contra la entrega y aprobación del PRODUCTO 2
Cuarto pago U$S 12.500 contra la entrega y aprobación del PRODUCTO 3

Las propuestas se deben enviar por correo electrónico a hidrogeno@miem.gub.uy, bajo el Asunto: Consultoría uso industrial del hidrógeno verde y sus derivados, hasta el 10 de enero de 2024 a las 23:59 horas.

TORs usos industriales del H2_0

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El Ente Operador Regional del Mercado Eléctrico de América Central (EOR) publicó el Plan de Expansión de la generación y transmisión regional 2024-2038, en cumplimiento de sus objetivos y funciones establecidos en el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.

El informe cuenta con tres tomos para distinguir el diagnóstico de mediano plazo 2024-2026 para la Red de Transmisión Regional (RTR), la planificación de la generación regional correspondiente a los años 2024-2038 y la planificación de la transmisión regional de largo plazo correspondiente al horizonte 2024-2033.

En el Reporte de la planificación de la generación regional correspondiente a los años 2024-2038 se identifica una lista de proyectos candidatos para la planificación de la generación regional que totaliza 181 proyectos que suman 10,200.31 MW.

A continuación, el detalle por país y tecnología:

En Guatemala son 49 proyectos que suman 1,879.8 MW entre: 8 eólicos ( 330 MW), 7 solares (260 MW), 12 geotérmicos (304 MW), 4 gas natural (650 MW), 3 de GDR gas natural (15 MW), 7 GDR hidro (35 MW) y 8 hidro (285,8 MW).
En El Salvador son 9 proyectos que suman 795 MW entre: 3 eólicos (200 MW), 2 solares (150 MW), 2 geotérmicos (45 MW) y 2 gas natural (400 MW).
En Honduras son 23 proyectos que suman 1,284 MW entre: 2 eólicos (120 MW) 6 solar+storage (240 MW) 1 geotérmico (20 MW), 2 gas natural (424 MW) y 12 bunker (480 MW).
En Nicaragua son 9 proyectos que suman 458 MW entre: 4 eólicos (207 MW), 1 geotérmico ( 25 MW) y 4 hidro (226 MW).
En Costa Rica son 18 proyectos que suman 1,390.1 MW entre: 7 eólicos ( 210 MW), 7 solares ( 410 MW), 1 geotérmico (55 MW) y 3 hidro (715.1 MW).
En Panamá son 73 proyectos que suman 4,393.41 MW entre: 12 eólicos (1,011.77 MW), 37 solares (535.95 MW), 10 hidro (304.69 MW) y 14 gas natural (2,541 MW).
Y se puede sumar 12 proyectos regionales de gas natural de 380 MW c/u distribuidos entre Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá, que totalizan 4,560 MW.
*Ver Anexo para ver nombre y costo de los proyectos (más info al pie)

¿Qué oportunidades tienen de ingreso al mercado regional? En el informe se consideran 8 escenarios de expansión: 5 escenarios base o de autosuficiencia de los países y 3 escenarios con una expansión optimizada.

De su lectura se extrae que la expansión de generación prevista para incorporase en la región en el mediano plazo totaliza 3,780.7 MW. Esta expansión está considerada como información de partida para desarrollar la expansión de largo plazo.

Para identificar el escenario de expansión de la generación de mínimo riesgo, evaluando los escenarios de expansión de la generación ante probables cambios en al menos una de sus variables o condiciones, se contrastó 5 escenarios de sensibilidad:

Aumento de los precios de los combustibles;
Bajo crecimiento de la demanda;
Alto crecimiento de la demanda;
Retraso de proyectos con capacidad igual o mayor a 100 MW;
La capacidad operativa de intercambio queda limitada a 300 MW en todo el horizonte.

Ahora bien, es preciso recordar que Guatemala podría salir del mercado regional a finales de la década, por lo que esta y otras variables no contempladas en el informe podrían modificar a la baja estos pronósticos de crecimiento del parque de generación

Una consideración adicional que se realiza y que sí podría aportar al alza de la capacidad operativa, disponibilidad de energía y transacciones en el mercado regional es el proyecto de Interconexión Colombia – Panamá (ICP), que podría entrar en operación durante el tercer trimestre del año 2026.

Dicho proyecto, se detalla como una línea de transmisión eléctrica de 500 km de longitud, entre las subestaciones Panamá II, en la provincia de Panamá, y Cerromatoso, en el departamento de Córdoba en Colombia, que será desarrollada en un nivel de tensión de 300 kV de corriente directa (HVDC), con una capacidad de transporte de 400 MW.

Escenarios de planificación de la Generación Regional de Largo Plazo

Visto aquello, para el largo plazo y desde un enfoque más conservador se indica que los escenarios de autosuficiencia A1 al A5 contemplan la expansión de generación indicativa de largo plazo informada por los países, la cual totaliza 1,836 MW, solo diferenciándose por el proyecto ICP en los escenarios A4 y A5, así como el incremento de la capacidad de intercambio regional hasta 450 MW en los escenarios A3 y A5, que se consideraron en operación a partir de 2026.

Mientras que con un panorama más optimista para el largo plazo se pronostica que podría totalizar en el orden de los 3,463 MW, 3,580 MW y hasta 4,462 MW. En detalle:

“En el escenario B1, en el que la capacidad operativa de intercambio regional está limitada a 300 MW se observa que la capacidad de expansión de generación totaliza 3,463.51 MW.

El escenario B2 es la segunda alternativa con mayor capacidad de expansión, con 3,580.67 MW, y sugiere incrementar la capacidad de intercambio regional hasta 600 MW entre los sistemas de Nicaragua – Costa Rica y Costa Rica – Panamá.

Es notable que el escenario B3 es el que incorpora mayor capacidad generación, la cual totaliza 4,462.54 MW, pero también más opciones para incrementar la capacidad de intercambio regional, sugiriendo el incremento hasta 600 MW entre los sistemas de Honduras – Nicaragua, Nicaragua – Costa Rica y Costa Rica Panamá”.

Anexo I. Lista de proyectos candidatos para la planificación de la generación regional

Anexo 1 – Reporte de Expansion de la Generacion Regional

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) dio de baja cinco parques eólicos adjudicados con prioridad de despacho en la pasada convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

Puntualmente, se tratan de los parques eólicos Los Patrios (151,20 MW), Vidal (51,70 MW) de Eoliasur, mientras que la empresa Genneia perdió la prioridad de despacho de sus PE Los Sabios I (148,80 MW) y Villalonga III (20 MW), todos en el corredor Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires. 

¿Cuál fue el motivo de la baja? CAMMESA desestimó un total de 371,70 MW concedidos en la ronda correspondiente al tercer trimestre 2023 debido a que los titulares de los proyectos no cumplimentaron el pago requerido para garantizar la asignación realizada a principios de noviembre del año pasado. 

A raíz de eso, rápidamente la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA  reasignó la capacidad de transporte disponible en distintas centrales de generación renovable de las firmas Windsol, AES Argentina, Pampa Energía, Genneia y Parque Eólico Hucalito.

PE Vientos del Atlántico I – Windsol (70 MW conectado en la línea 132 KV Vivoratá – V. Gesell 1) 
PE Energética I – AES Argentina (29,5 MW en el PDI “Tres picos”)
PE Pampa Energía VI – Pampa Energía (139,50 MW en Bahía Blanca 500 kV),
PE Coirón I – Genneia (175,87 MW en el PDI Chocón Oeste, provincia de Neuquén).
PE Hucalito – PE Hucalito (90 MW en la línea 132 KV General Acha – Guatraché)

Y cabe aclarar que todos esos proyectos eólicos fueron asignados bajo el mecanismo Referencial A, es decir que podrán contar con un curtailment de hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación. 

De este modo, se mantuvo en 23 el total de parques adjudicados con prioridad de despacho en la tercera ronda del Mercado a Término, en tanto que la potencia entre dichos emprendimientos ascendió a 1966,47 MW (800 MW vía MATER Pleno y 1166,47 MW mediante MATER – Ref. “A”). 

Esto quiere decir que, a lo largo de la historia de la venta de energía renovable entre privados, se asignaron 103 parques y más de 4500 MW de potencia entre los dos tipos de mecanismos implementados por CAMMESA.

Número que podría aumentar una vez se den a conocer (y se concedan los ganadores) los proyectos presentados en la convocatoria del cuatro trimestre 2023 del MATER, considerando que se cerró el 29 de diciembre (fecha límite para presentar solicitudes) y que la asignación recién será efectiva el viernes 26 de enero del 2024. 

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Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) de Chile, participó del mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile. 

En el marco del panel “El rol de las asociaciones del sector en el desarrollo de las energías renovables”, Bustos analizó el proceso de transición energética que se está desarrollando en Chile y enfatizó en la necesidad de hacer que la cadena productiva sea lo más eficiente posible para aligerar  los costos que deben pagar los consumidores.

De acuerdo a lo expresado por el ejecutivo, son los clientes no regulados los que están impulsando la transición energética, y por eso desde ACENOR trabajan en garantizarles un rol central en el sector. 

“Prácticamente todos los clientes libres están buscando contratos renovables. Eso es lo que va a financiar esa inversión, pero entonces necesitamos fortalecer ese mercado, hacerlo competitivo y transparente”, apuntó. 

Frente al desafío de generar un mercado de contratos más competitivo, la asociación se enfoca a corto plazo en los cargos sistémicos, en la expansión eficiente de la transmisión y en una correcta asignación de los pagos de potencia. 

“Ese es un poco nuestro rol, estar presentes permanentemente poniendo la óptica del cliente, en un sector que en general las discusiones muchas veces quedan limitadas a la generación, en menor medida las redes, y finalmente el cliente como este no es su sector principal no participa tanto, y es fundamental”, señaló.

Otro de los aspectos claves que Bustos remarcó fue la internalización  y socialización de los costos que genera el sistema, manifestó que cada agente, sea generador, transmisor o cliente “debe hacerse cargo» de los costos que produce, al igual que sucede con los impuestos verdes o ambientales.

“Se ha socializado una cierta cantidad de costos, y quienes los generan no están viendo el impacto que está teniendo. Por eso, lo que hay que abordar de manera casi urgente es la asignación correcta de los incentivos” comentó el director ejecutivo de ACENOR. 

“Hay que ver la señal de precios adecuados, sino no se van a realizar las inversiones que necesitamos para llegar a esta meta del 100% renovable”, agregó

Para finalizar su exposición el ejecutivo insistió en la necesidad de que todo el proceso se realice de la manera más costo eficiente posible para que los clientes dejen de consumir diésel y puedan electrificar sus consumos, generando así un proceso de descarbonización más rápido.

“Que el cliente en su hogar deje de usar leña para calefacción y utilice elementos más eficientes, esa es la parte que nosotros creemos que está faltando y que urgentemente deberíamos abordar”, concluyó.

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República Dominicana está experimentando un auge de proyectos híbridos de energía solar y baterías, desafiando las restricciones de la medición neta y redefiniendo el panorama energético tanto en entornos urbanos como aislados. Sin embargo, para que esta transformación sea completa, se advierte como crucial una regulación más precisa que respalde y fomente el avance de la energía solar y almacenamiento en todos los segmentos del mercado.

Por lo pronto, el mecanismo de medición neta impone desafíos a los distribuidores, integradores y clientes finales, que se enfrentan a un escenario poco favorecedor por restricciones de cuotas de penetración de un 15% de energía renovable en sus circuitos.

Ante esto, el aumento notable en las ventas de equipos y materiales eléctricos para sistemas híbridos ha sido evidente, sobre todo en dos vertientes: zonas aisladas sin acceso a redes y muy céntricas con circuitos limitados para el segmento residencial.

«Una alternativa que se tiene en circuitos limitados es recurrir al uso de baterías de litio con inversores híbridos y proceder en la compra solamente cuando le dé la condición en la batería», introdujo Odelis Espinal, gerente general de Equielectric.

La respuesta ha sido el auge de sistemas híbridos, como describe Espinal: «Hemos experimentado hacer un proyecto híbrido donde el cliente tiene sus paneles en el techo, no inyecta nada a la red y el inversor se configura para que solamente compren energía cuando las baterías reduzcan a un valor específico».

Pero aquello no sería todo, en sistemas aislados donde no existen redes mencionó que Equielectric ha vendido para muchos proyectos de hasta 300 kWh de energía con paneles solares, inversores híbridos y baterías.

Este cambio no se limita al sector residencial. En el sector industrial, aunque la medición neta sigue siendo la mejor opción costo-efectiva, se vislumbra un interés creciente en el almacenamiento de energía para cargas críticas. Espinal ilustra este punto con ejemplos concretos: «Imagínate que una empresa X instale un megavatio de renovable en el techo de una industria, lo que se está haciendo para hacer a ese cliente menos dependiente de la red es agregar unos 400 kWh en batería con algunos inversores híbridos para sus cargas críticas solamente que de hecho solían cubrirse -y aún muchos lo hacen- con generadores eléctricos de emergencia».

El costo ha sido un factor determinante en este cambio de paradigma. Espinal señala cómo los precios de la energía renovable han disminuido drásticamente en los últimos años: «Hace dos años atrás teníamos 1 kWh de energía renovable por US$1200 US$1300, en la actualidad eso anda ya por un poco más de US$ 300. Ha bajado bastante».

Lo siguiente no sólo será bajar más el costo de las baterías sino fortalecer la regulación y mecanismos de promoción a estas alternativas de generación y almacenamiento.

La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), de la cual Equielectric es miembro, ha estado activa en estas discusiones regulatorias. Espinal destaca por ejemplo la preocupante la falta de profundidad técnica en la definición de los límites de penetración de energía renovable en los circuitos.

«Respecto al límite por circuito, los avances han sido mínimos, se han estimado valores, pero no está sujetos a una base técnica fuerte, sino más bien que han tomado indicadores de otros lugares y han tomado decisiones como la del 15%. Nosotros hemos visto casos con 90% penetración con 100% y el circuito sigue funcionando correctamente y existen inclusive herramientas con corrida de flujo de potencia que tú puedas determinar cuál sería el punto óptimo de penetración; sin embargo, se han dado valores a conocer pero no tienen una base técnica que lo avale como tal, entonces falta profundizar un poquito más a mi entender para definir y realmente, cuál es el curso que debe tomar cada caso», concluyó Odelis Espinal, gerente general de Equielectric.

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La reciente expropiación de la planta de hidrógeno en Tula ha generado una oleada de controversias en el sector energético renovable. El decreto emitido por el gobierno mexicano, encabezado por el presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO), y respaldado por la Secretaría de Energía, busca reafirmar la soberanía energética del país. Sin embargo, especialistas y actores del sector privado expresan su preocupación por las implicaciones de esta medida.

El 28 de diciembre de 2023, el gobierno mexicano emitió un decreto declarando de utilidad pública la planta de hidrógeno U-3400, ubicada en la refinería Miguel Hidalgo en Tula, Hidalgo. Este movimiento forma parte de una estrategia más amplia para lograr la autosuficiencia energética y fortalecer la soberanía nacional en el ámbito del petróleo y los hidrocarburos.

Con base en los artículos 25 y 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, así como en la Ley de Expropiación y otras disposiciones legales, el decreto establece la ocupación temporal de la planta de hidrógeno por parte de Pemex Transformación Industrial, una subsidiaria de Petróleos Mexicanos (PEMEX).

La planta que pertenecía a la empresa Air Liquide tiene una extensión de 6,451.78 m2 y su indemnización deberá ser pagada con el presupuesto de Pemex Transformación Industrial. El documento también establece que los interesados podrían acudir a un procedimiento judicial para controvertir el monto de la indemnización.

De acuerdo al decreto, esta medida se justifica por la importancia estratégica de la planta en el proceso de refinación y producción de combustibles, donde el hidrógeno juega un rol crucial.

Sin embargo, la decisión ha generado un intenso debate y preocupación en el sector energético, especialmente entre las empresas privadas que operan en México. Según expertos consultados por Energía Estratégica, este decreto ha creado un clima de incertidumbre, afectando potencialmente la inversión en energía e infraestructura en el país. Las empresas privadas tanto mexicanas como extranjeras se ven obligadas a revisar y adaptar las cláusulas de recesión de sus contratos con PEMEX y la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Esta situación se produce en un momento crítico para México, ya que el país busca capitalizar las oportunidades de nearshoring y atraer inversiones extranjeras. Para los especialistas del sector, la expropiación de la planta de hidrógeno se percibe como un precedente negativo que podría disuadir a los inversores y socavar la confianza en el sector renovable mexicano.

El decreto también plantea preguntas sobre el equilibrio entre los intereses públicos y privados en el sector energético. Mientras el gobierno argumenta la necesidad de reforzar la soberanía energética y garantizar el suministro de hidrógeno para la refinación de petróleo, los críticos señalan los riesgos de desincentivar la participación privada y la innovación en el sector.

De esta manera, la expropiación de la planta de hidrógeno en Tula representa un punto de inflexión en la política energética de México y las consecuencias a largo plazo de esta medida en la confianza de los inversores y en el desarrollo del sector renovable aún están por verse.

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Olivier Waltzer se desempeña como Vicepresidente Regional para Latinoamérica de CTC Global, empresa que desarrolló la tecnología de conductores avanzados ACCC® de alta capacidad y alta eficiencia para líneas eléctricas aéreas.

Es por ello que conversó en exclusiva con Energía Estratégica y marcó el rol de tal tecnología en el camino de la descarbonización y la transición energética que atraviesa la región de LATAM.

¿Cómo la transición energética impacta a las redes eléctricas?

Existen muchas aristas a tomar en cuenta para alcanzar las metas de descarbonización, a nivel global debemos triplicar la capacidad instalada de generación renovable a 2030. 

Sin embargo, en muchos países, el recurso eólico, solar o hídrico se encuentra lejos de los centros de consumo y por lo tanto se requiere desarrollar fuertemente el sistema de transmisión eléctrica. Es decir que sin transmisión eficiente no hay transición. 

Además, los proyectos de ERNC, especialmente solar, tienen generalmente un tiempo de desarrollo y construcción muy inferior a los tiempos de desarrollo de las líneas de transmisión, lo que pone mucha presión al sistema eléctrico y dificulta grandemente la planeación.

Por otro lado, la transición energética requiere una electrificación importante de los consumos (electromovilidad, calefacción eléctrica con bombas de calor etc.), a la cual se suma en algunos países de la región un desarrollo muy fuerte de la generación distribuida, ambos factores involucrando también una necesidad de inversiones importantes en la red de distribución.

¿Qué son los conductores avanzados de alta capacidad y alta eficiencia? ¿Y cómo ayudan en el proceso? 

Son conductores de alto desempeño para líneas aéreas de transmisión y distribución, que usan un núcleo composite en vez de los tradicionales conductores con alma de acero, lo cual trae los siguientes beneficios:

Dos veces más capacidad a mismo diámetro y peso comparando con un conductor tradicional
Disminución de 30% de las pérdidas eléctricas, a misma carga que un conductor tradicional
Flecha muy reducida en comparación con un conductor tradicional
Mayor resiliencia en caso de evento extremo (tormenta, incendio, huracán)

¿Cuáles son sus aplicaciones?

Son 2 principalmente. La primera, para los cuales los conductores avanzados se han usado desde hace 15 años en Latinoamérica, tiene que ver con repotenciación de líneas. Significa incrementar la capacidad de una línea congestionada, reemplazando el conductor tradicional por un conductor avanzado ACCC®.

Esto permite aliviar el problema de la congestión un tiempo muy corto (típicamente 12 meses), a un costo mucho menor al de construir una nueva línea, y sin impacto ambiental ni de servidumbre (se ocupa la misma infraestructura de torres existentes).

La segunda aplicación, que se está desarrollando mucho en los 3 últimos años a nivel mundial, es utilizar esta tecnología como un vector de eficiencia energética, permitiendo reducir las pérdidas de forma significativa para las nuevas líneas de transmisión, proveyendo además una reserva de capacidad a la nueva línea en caso de aumento futuro de la demanda, más resiliencia y robustez frente a eventos climáticos extremos.

Con ello también se reducen las emisiones de CO2 asociadas, con lo cual estos proyectos califican bajo los criterios de Green Finance o Climate Finance de los Bancos Multilaterales de Desarrollo, permitiendo un mejor acceso a la financiación multilateral y condiciones comerciales más favorables de crédito. O mismo se puede monetizar las reducciones de CO2 asociadas mediante la emisión de crédito carbono o mecanismos similares.

¿Cuáles son los principales obstáculos?

Si bien hay una concientización creciente en el sector de que las tecnologías de mejora de redes (Grid Enhancing Technologies) tienen un papel fundamental a jugar para habilitar la transición energética; y en el caso de los conductores avanzados podemos evidenciar varias barreras.

Respecto a la recapacitación de líneas, existen mercados donde no se reconoce el valor total de la inversión realizada por las empresas eléctricas, por falta de actualización de costos de referencia que incluyan a los conductores avanzados. 

Por otro lado, en sistemas muy congestionados también existe la complejidad de desconectar la línea para realizar el cambio de conductor (aunque existen soluciones técnicas para trabajar con líneas energizadas). Mientras que para las nuevas redes, la barrera principal tiene que ver con la no valoración de la eficiencia energética que puede brindar los conductores avanzados en los modelos tradicionales usados en el sector de transmisión (no hay incentivos para reducir las perdidas). 

Se acostumbra evaluar y adjudicar los proyectos en base al mínimo costo de implementación inicial y no al costo total del proyecto, además de no considerar otros beneficios que pueden ser más difíciles de valorar, como la resiliencia de la red, la reserva de capacidad o la reducción de emisiones.

Respecto a este último punto, las autoridades, reguladores y los Bancos de Desarrollo Multilaterales tienen un papel fundamental para habilitar esta tecnología, integrando por ejemplo un criterio de eficiencia (sea limitando las pérdidas, o favoreciendo tecnologías de menores pérdidas), o integrando un costo social de emisión de CO2 (Shadow Cost of Carbon), en la evaluación de las licitaciones.

La entrada Olivier Waltzer: “Sin transmisión eficiente no hay transición» se publicó primero en Energía Estratégica.

Aunque muchas veces la regulación no avanza al mismo ritmo que las tecnologías, Colombia posee un indudable potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables, respaldado por sus recursos naturales y un creciente interés tanto nacional como internacional en el sector.

Bajo esta premisa, Empresas Públicas de Medellín – EPM apuesta con fuerza en el país con la construcción de tres proyectos de energías limpias fundamentales para descarbonizar la economía del país: Central Hidroituango, Parque Solar Fotovoltaico Tepuy y el piloto de hidrógeno verde en Aguas Claras.

Central Hidroituango

La hidroeléctrica entregará 1200 MW con sus 4 generadores de energía, atendiendo el 17% de la demanda energética de Colombia.

Según explicó la empresa, desde el 31 de octubre, EPM inició la generación comercial de energía de las turbinas 3 (300 MW) y 4 (300 MW) de la Central Hidroituango.

De esta manera, el Sistema Interconectado Nacional (SIN) operado por XM ya está recibiendo la nueva energía para mover al país e incrementar la oferta de energía, contribuyendo a la mejor formación de precios.

“En total, 1.200 MW de energía, que esperamos tenga un impacto positivo en el precio de la energía para los colombianos -en un momento retador como lo es el fenómeno de El Niño-; aporte en la calidad de vida de la comunidad al suministrar la energía que requiere en su cotidianidad y con su generación limpia contribuya a la reducción de las emisiones de dióxido de carbono (CO2)”, indicó Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM.

Parque Solar Fotovoltaico Tepuy

Este desarrollo tendrá 199.534 paneles fotovoltaicos bifaciales, con capacidades de 540-545 vatios pico o potencia máxima de trabajo (Wp), con un tamaño promedio de 1 metro por 2,30 metros.

Los paneles estarán distribuidos en 16 centros de transformación y agrupados en 5 circuitos y podrán abastecer una ciudad habitada de hasta 400.000 personas. 

Actualmente, en la construcción del Parque se han instalado hasta el momento 270 paneles, más de 15 mil hincas y 31 seguidores solares. Las obras de Tepuy superan el 67 % en su desarrollo. En el proyecto solar de EPM laboran actualmente 777 personas, 52 % de ellas del municipio de La Dorada, Caldas.

Proyecto piloto de hidrógeno verde en Aguas Claras

La compañía avanza en su primer piloto funcional que tiene como objetivo explorar tecnologías para la obtención y usos del hidrógeno verde, a partir del biogás producido actualmente en la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Aguas Claras, ubicada en el municipio de Bello, norte del Valle de Aburrá, y que es operada por Aguas Nacionales, filial del Grupo EPM.

Según información de la compañía, el propósito de este piloto es aprender sobre los costos, usos, eficiencias y desempeño de la tecnología del hidrógeno, que hace parte del proceso de Transición Energética liderado por el Gobierno Nacional.

De esta forma, EPM tiene la visión clara de que las energías renovables son el camino para la transición energética de Colombia

“Con la activación de estos proyectos y planes no solo se traen beneficios medioambientales sino que también se trazan caminos para el avance de todo el país y su economía”, explicaron desde la compañía en sus redes sociales.

La entrada EPM revela tres proyectos renovables clave para diversificar la matriz colombiana se publicó primero en Energía Estratégica.

En un movimiento estratégico para impulsar las energías renovables en México, la precandidata del PAN, PRD y PRI, Xóchitl Gálvez ha anunciado foros de energía para recopilar las opiniones de diversos actores de la sociedad.

Estos foros, que se iniciarán en enero, buscan recoger las visiones y problemáticas de los mexicanos en materia energética, con un enfoque particular en las renovables.

En conversaciones con Energía Estratégica, Susana Ivana Cazorla Espinosa. subcoordinadora de la mesa de petrolíferos, explica en detalles la propuesta.

“Durante la etapa de precampaña, la precandidata Xóchitl Gálvez ha sido enfática en su enfoque pragmático: mantener lo que funciona, mejorar lo que es mejorable y descartar lo ineficiente”, destaca.

“Gálvez posee un conocimiento profundo del sector energético y está comprometida con la reducción de emisiones, involucrando tanto al sector público como al privado”, agrega.

La organización de la precampaña se ha estructurado en torno a mesas técnicas de trabajo, siendo la mesa de energía dirigida por Rosanety Barrios Beltrán, con Cazorla Espinosa apoyando en el ámbito de los petrolíferos. 

«Nuestro objetivo es recoger una amplia gama de visiones y problemáticas, entendiendo que las perspectivas son más regionales que globales», explica Cazorla Espinosa.

La especialista critica el estancamiento en la reducción de emisiones y la falta de promoción de las energías renovables en el actual sexenio. 

Y agrega: «Se ha quemado demasiado combustible, y aunque los petrolíferos son necesarios, deben utilizarse de manera más eficiente». 

Según ella, la energía debe ser vista como un medio para alcanzar un fin, no como un fin en sí mismo, y aboga por un acceso más amplio a energía limpia y económica a través de las renovables.

Los foros de energía serán una plataforma para desarrollar políticas que aprovechen las oportunidades del nearshoring en México, así como para discutir la inversión necesaria en infraestructura de transmisión. 

«Es esencial poder transportar la energía generada a los centros de consumo», señala Cazorla Espinosa.

Finalmente, Cazorla Espinosa hace un llamado a la participación activa de ciudadanos, organizaciones, universidades y empresas en estos foros, que podrán ser tanto virtuales como presenciales.

 «Queremos ser intermediarios eficientes para escuchar y atender las necesidades energéticas de la gente», concluye.

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El impacto de fenómenos climáticos extremos como huracanes ha transformado el paradigma energético en áreas vulnerables. En este contexto, Aireko Energy Group (AEG), empresa especializada en recursos energéticos distribuidos (DER’s), ha destacado por su enfoque y su capacidad para concretar proyectos sostenibles y resilientes.

En conversación con Energía Estratégica, Waldemar Toro, socio y presidente de AEG, hizo referencia a la amplitud del portafolio de la empresa con más de 500 MW instalados en todas las escalas, mencionando su incursión en diversos territorios de la costa este de Estados Unidos y el Caribe, donde se destaca su avance con microrredes en el último tiempo.

«En los últimos cuatro años, post huracán María, nos insertamos en el sector de las microrredes. Llevamos aproximadamente 6 microrredes instaladas tanto en Puerto Rico como en las Islas Vírgenes americanas», detalló.

Uno de los proyectos más recientes de AEG en Puerto Rico fue instalado en la Oficina Municipal para el Manejo de Emergencias (OMME) de Bayamón. Se trata de un sistema fotovoltaico con una capacidad de 134 kW DC y 119 kW AC, junto con un sistema de almacenamiento de 257 kWh, que cubre el 80% de la demanda del edificio y tiene capacidad para ofrecer autonomía durante cortes eléctricos, brindando entre 10 y 12 horas de respaldo.

Aquello se logra por el enfoque de Aireko Energy Group (AEG) integrando de generadores de emergencia que refuercen la resiliencia del sistema. Esta estrategia permite que, durante cortes prolongados, el generador externo recargue las baterías, manteniendo la autonomía hasta que se restablezca la red eléctrica principal.

Melvin Rodríguez Hernández, Senior Project Manager de AEG, detalló aquellas especificaciones técnicas de este proyecto, resaltando la estructura y anclajes conformados por un IronRidge® BX Ballasted System, diseñado para resistir vientos de hasta 175 millas por hora. Este sistema, con aproximadamente 102 anclajes, minimizaría las penetraciones en techos, fortaleciendo la estructura.

«Con anterioridad los diseños se hacían de 125 o 130 millas por hora. Pero en el 2018 se revisó el código y ahí fue que se se aumentaron a 175 millas por hora», precisó Rodríguez enfatizando la importancia de adecuar la regulación ante lecciones aprendidas tras eventos catastróficos como lo fue el huracán María, indicando que los clientes han optado por soluciones híbridas para reducir vulnerabilidades futuras.

La experiencia de Aireko Energy Group (AEG) en proyectos de esta índole es testimonio de su compromiso con la resiliencia energética, brindando no solo soluciones técnicas, sino también apoyo a comunidades y entidades gubernamentales. Su enfoque en sistemas híbridos y microrredes no solo ha fortalecido la infraestructura eléctrica, sino que también ha proporcionado estabilidad y servicios vitales en momentos críticos.

«Llevamos años en Puerto Rico. Estamos muy orgullosos de nuestra historia y muy contentos de poder aportar a la resiliencia que es un tema súper importante luego de los eventos del 2017 con el huracán María y el huracán Fiona. Por lo que estamos aportando un poco de conocimiento, de nuestro expertise técnico, apoyando tanto a las facilidades de gobierno, First responders, como a la comunidad», concluyó Waldemar Toro, socio y presidente de AEG.

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Risen Energy Brazil tuvo la oportunidad de recibir al Sr. Huai Wenming, Presidente de China Electric Power Equipment Co., Ltd., una subsidiaria totalmente propiedad de SPIC, quien lideraba una delegación china de visita en América del Sur.

La reunión se llevó a cabo en instalaciones de uno de los socios estratégicos de Risen en Brasil, en HDT Energy. 

El enfoque principal de la reunión fue conversar sobre el desarrollo de proyectos fotovoltaicos en el mercado brasileño y alcanzar consensos sobre posibles recursos de proyectos de cooperación, comercio de exportación de nuevos productos de energía en el futuro y compartir información sobre recursos de proyectos.

Brasil no solo es la economía más grande de América Latina, sino también uno de los principales mercados fotovoltaicos del mundo. 

En los últimos años, el gobierno local ha confiado activamente en la dotación regional de recursos de iluminación y ha formulado políticas de apoyo exclusivas para promover el rápido desarrollo de la industria fotovoltaica. 

Impulsada por factores favorables, la energía fotovoltaica no solo se ha convertido en la segunda fuente más grande de generación de energía local después de la energía hidroeléctrica, sino que también tiene la mayor capacidad instalada de generación de energía fotovoltaica en América Latina. 

Risen Energy, que se ha centrado en la globalización de nuevas energías y nuevos materiales durante más de 20 años, es totalmente optimista sobre las perspectivas futuras de desarrollo del mercado brasileño y ha incluido prospectivamente la región como uno de los territorios extranjeros más importantes en la estrategia global de mercado de la compañía.

Ricardo Marchezini, Gerente de Risen Energy Brazil, presentó a los visitantes: «Para el mercado brasileño, Risen Energy ha invertido continuamente en nuevas tecnologías para ofrecer al mercado el mejor producto, con la mejor eficiencia, brindando todo el apoyo a nuestros socios locales trabajando estrechamente con toda la cadena de suministro y la estructura de las partes interesadas”. 

“Risen Energy estableció la oficina local en Brasil hace más de 10 años y se convirtió en una de las marcas fotovoltaicas locales más populares en el mercado, siendo responsable de aproximadamente el 20% de la capacidad instalada acumulativa de fotovoltaica en el país”, resaltó el ejecutivo.

Recientemente, Risen Energy ha comenzado la producción masiva de la nueva era de paneles solares, la serie Hyper-Ion con tecnología Heterojunction (HJT). 

Como pionera mundial en la producción a gran escala de paneles solares HJT en todo el mundo, la empresa china se convirtió en el líder mundial en fabricación de HJT en envíos al extranjero. 

La tecnología Heterojunction y la presencia de Risen en el mercado brasileño llamaron la atención de la delegación china CPCEC (SPIC), y expresaron su intención de fortalecer aún más la cooperación con Risen Energy, maximizar sus respectivas ventajas y promover una mayor exploración del mercado regional.

“Gracias a los socios por su pleno reconocimiento. En el futuro, la compañía continuará llevando a cabo innovación tecnológica, acelerando la implementación de productos fotovoltaicos de alta eficiencia y mejorando simultáneamente la capacidad de producción relevante y la red de marketing de apoyo”, enfatizó el Director Ejecutivo de SPIC

Y destacó: “En última instancia, utilizaremos un sistema de servicios de productos más completo para colaborar con socios de la industria aguas arriba y aguas abajo para promover conjuntamente la construcción de proyectos fotovoltaicos de alta calidad en la región, empoderando a Brasil para acelerar su transformación y actualización verde”.

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Durante el reciente Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile, Carlos Cabrera, socio director de Sphera Energy, destacó la necesidad urgente de mejorar la regulación en Chile para impulsar la industria del almacenamiento de energía.

Cabrera señaló que, aunque ha habido avances en la transición de la etapa de construcción, especialmente en el segmento de Proyectos de Mediana Generación Distribuida (PMGD), aún existen desafíos significativos. En el segmento de utility scale, el mercado parece más maduro, pero la regulación sigue siendo un obstáculo.

Problemas clave en la regulación

Las principales barreras identificadas por Cabrera incluyen:

Transmisión de almacenamiento: existe una falta crítica de capacidad de transmisión en Chile. El experto enfatiza la necesidad de acelerar los permisos ambientales y mejorar la institucionalidad para dar certeza al almacenamiento.
Relacionamiento comunitario: es crucial trabajar con las comunidades para optimizar la ubicación de los proyectos, especialmente en áreas afectadas por el curtailment.
Incertidumbre en el segmento PMGD: hay un desconocimiento considerable en cómo se instalan los proyectos stand alone en el segmento PMGD. Las distribuidoras tardan en procesar estos proyectos, lo que resulta en retrasos y complicaciones.

Expectativas de crecimiento del almacenamiento

Chile se encuentra en una posición única, con niveles de penetración de energías renovables que justifican una relación madura con el almacenamiento. Sin embargo, Cabrera critica la lentitud en la armonización de la regulación necesaria para el despegue de los proyectos de almacenamiento. Los proyectos del sector privado avanzan más rápido que la regulación, creando un desfase significativo.

En este sentido, el experto hace un llamado a las autoridades para establecer un marco regulatorio claro que fomente el almacenamiento. 

“Aunque el CAPEX del almacenamiento no ha disminuido tanto como se esperaba, se anticipa una reducción para 2024-2025. Es crucial que la regulación se prepare para esta tendencia”, insistió.

Para Cabrera, la futura regulación debe abordar cómo se pagará la potencia, el manejo del spread y el tratamiento de los servicios complementarios. Los inversionistas y la banca necesitan claridad para definir sus inversiones, dado que los retornos en Chile son muy ajustados.

En este sentido, argumentó: “La regulación actual, diseñada hace años, no está adaptada a los ritmos de materialización de proyectos actuales. Es importante resolver los problemas de refuerzos de la red en los segmentos PMGD y utility y trabajar en soluciones a largo plazo”.

Y concluyó: “Para 2024, es esencial cimentar los caminos hacia una regulación más efectiva y adaptada a las necesidades del mercado”.

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Continúan las innovaciones en el campo de la infraestructura eléctrica. El Optical Ground Wire (OPGW), un cable que se viene implementando desde la década de 1980, al día de hoy suma nuevas conquistas para un sector energético que aplica cada vez más inteligencia de datos.

«El OPGW sirve de doble propósito», introdujo Jaime Gallego, gerente de ventas regional para el Sur de Florida, Latinoamérica y el Caribe en AFL.

Según explicó el referente de AFL, empresa que cuenta con la cartera de productos OPGW más grande del mundo, el OPGW se posiciona como un habilitador de oportunidades para empresas que buscan constantemente mejorar su eficiencia y su alcance en un mercado cada vez más conectado.

En términos de seguridad el OPGW desde sus orígenes tiene un valor añadido: «Optical Ground Wire básicamente al ser el cable que está más alto en las torres de transmisión, pues tiene mejor proximidad a cualquier descarga eléctrica; por lo cual, éste nos sirve de pararrayos -digámoslo así- el cual nos permite tener mejor transmisión de datos y tener también la protección hacia cualquier descarga ambiental en la red de transmisión. De manera que, esta combinación de funcionalidades lo hace muy atractivo para nuestros clientes».

Aquello, no sería todo. La adopción del OPGW va más allá de la simple transmisión de energía y seguridad de la red. Jaime Gallego subrayó: «Tiene más de un propósito: la transmisión de información a alta velocidad es central pero esto a su vez permite monitorear la producción y, adicionalmente, poder habilitar servicios de datos que pueden ser revendidos, si se quiere». De esta manera, impulsa un cambio en el paradigma para las compañías energéticas, que no solo monitorean su producción, sino que también generan ingresos a través de la capacidad de datos.

En definitiva, la fibra óptica, en especial el cable OPGW, ha emergido y se continúa posicionando como una solución integral que no solo mejora la transmisión de energía, sino que habilita nuevos modelos de negocio en la industria. Las compañías energéticas están explorando cómo aprovechar estas capacidades adicionales para maximizar su eficiencia operativa y generar ingresos adicionales y AFL lo sabe.

«En el segmento de Utilities es quizás donde tenemos el market share más importante del cable OPGW a nivel global, permitiendo a nuestros clientes que son empresas de energía brindar todo lo que es fibra óptica a través de las líneas de energía», explicó Gallego.

La versatilidad del OPGW es destacable: «En AFL cubrimos cinco mercados importantes, y aunque todos son relevantes, el de energía y telecomunicaciones son nuestros mercados más activos», expresó Gallego.

«La parte de telecomunicaciones y la parte de energía es quizás un 80% de nuestro de nuestro portafolio de cables, y estamos habilitando a clientes de estos dos sectores a tener mejor cobertura en la red de fibra óptica».

Y enfatizó: «Nuestro portafolio de productos, que incluye fibra óptica, cable OPGW y accesorios para distribución eléctrica, tiene un alcance significativo. Pero lo más importante es empoderar a nuestros clientes y al usuario final con mayor ancho de banda».

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Ante esta buena noticia para el sector eléctrico, Hector Garayar Bonilla, especialista en eficiencia energética destacó en sus redes sociales: «El Decreto Supremo sobre el Reglamento para la Instalación y Operación de la infraestructura de carga de la Movilidad Eléctrica entra en vigencia a partir de los 6 meses de su publicación. Esperemos pronto los OCP’s puedan iniciar su proceso de acreditación y fomentar la supervisión de calidad de estas ICME».

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

Según notificó la entidad gubernamental, el período de consultas estará abierto del 2 al 8 de enero del 2024; en tanto que las ofertas serán recibidas entre el 26 y el 28 de febrero y la adjudicación de las concesiones recién se dará a conocer el 30 de abril del corriente año. 

Los inmuebles suman 878,42 hectáreas y el plazo de vigencia de la concesión será de cuarenta años contados desde la fecha de la suscripción del contrato, plazo que se divide en la etapa de estudios y construcción, y en el período de operación.

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

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

“Y en el caso de proyectos combinados, se considerará la relación entre superficie y MW de potencia para aquella tecnología que ocupe mayor superficie por megavatio”, aclara el pliego de bases y condiciones. 

¿Cuáles son los terrenos a licitar?

Los inmuebles fiscales en juego en la región de Atacama son nueve, repartidos entre seis áreas determinadas por el Ministerio de Bienes Nacionales de Chile. 

«Llanos Algarrobal» es el terreno de mayor tamaño que se licitará, con aproximadamente 299,50 hectáreas en la zona de Vallenar, por lo que también tendrá la renta concesional mínima (6% del valor comercial) más elevada : 6944,94 unidades de fomento (UF). 

«Llanos de Varas» le sigue en cuanto a envergadura con 249,04 ha. en la comuna de Copiapó, mientras que la renta mínima se mantiene en 4737 UF. 

“La Fortuna” ocupa el tercer escalón en cuanto a tamaño, ya que se disponibilizarán 157,66 ha en la comuna de Diego de Almagro a una renta concesional mínima de 2793 UF. 

Por su parte, “El Salado” se ubica en la comuna y provincia de Chañaral, cuenta con una superficie de 39,97 hectáreas y la renta concesional mínima es de 744 unidades de fomento. 

El inmueble denominado “Paipote” también se subastará en esta ocasión, con alrededor de 20,27 hectáreas en Copiapó y a una renta concesional mínima de 827,41 UF.

Por su parte, “Pampa Bellavista” de la comuna de Caldera se divide en cuatro sub-áreas: I, II, III y IV, las cuales oscilan entre los 7,01 y 35,02 hectáreas.

El primer inmueble está ubicado en la Ruta C-351 kilómetro 8 aprox., y posee una superficie de 34,95 hectáreas. El segundo se emplaza en la ruta C-351, km. 7,3 con 35 ha de terreno. Mientras que el tercero se encuentra en la ruta C-351 Km 2,60 aprox (7,01 hectáreas) y el cuarto lote hace lo propio en la ruta C-351 Km 7,70, con 35,02 hectáreas.

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En el reciente panel del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco, destacó el crecimiento y las perspectivas futuras de la energía eólica en Argentina. 

“Con 250 MW ya operativos y otros 200 MW en construcción, Parque Eólico Arauco se posiciona como un líder en el sector de energías renovables en la provincia de La Rioja, Argentina”, señaló.

Parmigiani reveló que Arauco, que fue el primer parque eólico en conectarse en Argentina hace 14 años, está actualmente construyendo el primer parque híbrido del país y el segundo en Sudamérica. 

Además de trabajar con almacenamiento de litio, explicó que la empresa está explorando tecnologías innovadoras como pilas gravitacionales y centrales reversibles. 

“Estamos desarrollando dos parques eólicos de 100 MW cada uno, utilizando tecnologías avanzadas en aerogeneradores, incluyendo la electrónica de potencia con caja multiplicadora”, destacó.

Vehículos de contratación y expectativas

La compañía ha establecido diversos modelos de contratación, incluyendo PPAs con el gobierno nacional a través de CAMMESA, subastas privadas (MATER) y contratos directos con empresas estatales. 

De acuerdo al ejecutivo, la meta es abastecer el 100% de la provincia de La Rioja con energías renovables para finales de 2025. Sin embargo, enfrentan desafíos como la «curva del pato», que se refiere a la variabilidad en la generación de energías renovables. 

Para dar respuesta a esas intermitencias, están trabajando en sistemas de almacenamiento y manejo de recursos distribuidos para mejorar la eficiencia.

Desafíos y legislación

Parmigiani señaló que el transporte y la legislación son desafíos clave en Argentina. El marco regulatorio, en particular, no ha mantenido el ritmo de los avances tecnológicos, y es crucial que los políticos estén asesorados por expertos técnicos.

No obstante, el experto celebró: “A pesar de los desafíos macroeconómicos en Argentina, Parque Eólico Arauco ha logrado un progreso significativo, adjudicándose varios proyectos en 2023, incluyendo hidroeléctricos, de biomasa y biogás.  La empresa trabaja en adaptarse a estos desafíos para seguir creciendo en un momento crucial para la industria energética mundial”.

En este sentido, aseguró que el enfoque de la empresa es a largo plazo, considerando la energía como un pilar fundamental de la economía y la productividad. 

A su vez, Parmigiani enfatizó la importancia de la innovación en energía, proyectando que la próxima ola de innovación transformará los procesos productivos a medida que la energía se vuelva más sostenible y accesible.

Y concluyó: “La empresa se encuentra entre las cinco con mayor capacidad de despacho de energía en Argentina, lo que representa un gran desafío para los próximos años. Estamos muy contentos por lo que se viene por delante. Es una industria muy madura y creemos que la integración entre lo público y privado beneficia a muchos proyectos”.

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Ciro Energy Group da pasos firmes con proyectos de generación renovable y almacenamiento energético en Puerto Rico. Primeramente, su proyecto insignia, Ciro One Salinas, está encaminado hacia su culminación, con un acuerdo de compra y operación de energía a 25 años con la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE).

Ciro One Salinas, actualmente en un 80% de montaje, se proyecta completado y operativo para fines de 2024. Para lograrlo, Ciro Energy Group cuenta con el respaldo de destacadas empresas para su construcción como «Renewable Energy Systems by LORD» y «Depcom Power«, para el racking system «GameChange Solar» y en módulos fotovoltaicos «HT Solar«.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Mario Tomasini, presidente de Ciro Energy Group, enfatizó el enfoque en maximizar el uso del terreno y crear instalaciones multifuncionales. «Nuestro diseño apunta a aprovechar al máximo el espacio, con una configuración que permite no solo la generación eficiente de energía, sino también la implementación de iniciativas complementarias».

La estrategia de Ciro Energy va más allá de la generación de energía, apuntando a la sostenibilidad y la resiliencia. Tomasini explicó: «Nuestra estructura está diseñada para resistir vientos de hasta 170 millas por hora, con un sistema de paneles y soportes que han pasado rigurosas pruebas de viento, asegurando una mayor protección y estabilidad durante eventos climáticos extremos».

El compromiso de Ciro Energy con el futuro sostenible no se limita a un solo proyecto. Tomasini reveló planes ambiciosos para expandir la capacidad de generación con tres proyectos adicionales. Esto incluye la expansión de Ciro One y dos proyectos más: Ciro Dos y Guayama Solar Energy, todos con un enfoque integrado en la red y la capacidad de brindar servicios a las comunidades circundantes, incluso durante crisis energéticas.

«Tenemos tres proyectos en desarrollo. Uno es una expansión para el proyecto de Ciro One de 50 MW AC y 65 MW DC, ese va a tener 50% de la capacidad instalada con batería para proveer no solamente energía limpia sino también tener servicios auxiliares a la red y capacidad adicional en caso de que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) lo necesite.

Luego, tenemos Ciro dos y Guayama solar que son dos proyectos presentados al primer proceso de Solicitudes de Propuestas (RFP) de energías renovables y almacenamiento, «RFP tranche 1″.
Ciro Dos es un proyecto de 88 MW DC 68 AC que tiene 50% en baterías y tenemos el proyecto de Guayama Solar Energy, que es de 50 MW AC y 65 MW DC y también con 50% de capacidad de batería».

La visión de Ciro Energy se extiende hacia la integración agroindustrial, buscando maximizar el uso del terreno y crear un modelo replicable para aumentar el impacto local positivo de estas alternativas de generación. Tomasini detalló:

«Todos estos proyectos van a tener un componente de integración a la red que va a incluir servicios también a las comunidades aledañas, o sea que vamos a proveer y se van a integrar con microrredes con una combinación de sistemas solares en los techos y baterías para poder durante eventos catastróficos que las personas puedan seguir teniendo el servicio que necesitan.

Estamos explorando iniciativas agrovoltaicas, con pruebas de cultivos como calabaza, melón, pepino, menta, cúrcuma y jengibre. Además, estamos considerando la inclusión de ovejas en áreas controladas dentro del parque, así como cultivos en contenedores y verticales».

Queremos establecer un ejemplo con nuestro enfoque agroindustrial. Buscamos maximizar el impacto positivo de nuestros desarrollos y servir de inspiración para otros en la industria», concluyó Tomasini.

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Chile, a través de su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde se propuso 3 objetivos principales: producir el hidrógeno verde más barato del planeta al 2030 (<1,5USD/kg), estar entre los principales exportadores (2,5 BUSD/año) y contar con 5 GW de capacidad de electrólisis construida y en desarrollo al 2025 y 25 GW al 2030.

“Si queremos llegar a las metas de 2030 y no solamente quedarnos en decir sí tenemos 25 GW de proyectos en desarrollo sino que además queremos materializar algunos de esos 25 GW, tenemos que pensar hoy ya 2024 ¿qué necesitamos ir haciendo desde ya?”, planteó Asunción Borrás, responsable Desarrollo de Negocios de Hidrógeno en ENGIE Chile. 

Durante su participación en el evento de Future Energy Summit, la referente de ENGIE Chile advirtió que todavía queda mucho por hacer y advirtió que no solamente son los desafíos de permisología que enfrentan en la actualidad, sino además empiezan a resonar cuestiones regulatorias y logísticas qué resolver para dar mayor certeza a las inversiones.

“Con los puertos existentes, ¿vamos a tener capacidad de importar todos los equipos que hacen falta?, ¿las concesiones marítimas son lo suficientemente ágiles?, ¿podemos establecer puertos temporales?, ¿qué coordinación necesitamos y con cuánto tiempo de antelación sabiendo los tiempos que tiene la burocracia del país para sacar los permisos?”, fueron las preguntas que deslizó a la audiencia. 

Algunos de estos temas, fueron abordados en la Propuesta de Plan de Acción de Hidrógeno Verde 2023-2030 que fue publicada recientemente. Y esta propone una serie de medidas para impulsar durante esta década, una industria sostenible del hidrógeno verde y derivados en Chile. 

Entre ellas, se plantea actualizar el Plan Nacional de Desarrollo Portuario e Incorporar al Ministerio de Energía a la Comisión Nacional de Uso del Borde Costero del Litoral (CNUBC) para -entre otras cosas- disponer de infraestructuras críticas tales como los puertos para importación de insumos y exportación/cabotaje de productos, captación de agua para desalación y almacenamiento, entre otros.

Y en concreto, sobre temas permiso, se destina un apartado especial en la Propuesta que contempla medidas tales como Impulsar una reforma integral de permisos sectoriales, Actualizar guía para la presentación de proyectos de hidrógeno ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), Digitalizar procesos de permisos críticos, Coordinar la autorización MINSAL y SEC para proyectos de hidrógeno verde y derivados,  para contar con sistema de permisos ágil y eficiente.  

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La capacidad de generación eléctrica con fuentes de energías renovables no convencionales el año 2022, se incrementó significativamente: eólica 10% y solar 46%.
El 95% de la nueva capacidad instalada en generación eléctrica el año 2022, fue renovable.
El año 2022, la generación eléctrica renovable se incrementó 13%.
Aún existe una brecha que cubrir de 16,2 millones de habitantes en cuanto a cobertura del servicio eléctrico.

El Informe incorpora además un estudio de Prospectiva al año 2050 en un escenario Net 0 de la región, que considera una penetración mucho más acelerada de las energías renovables e incorpora por primera vez, proyecciones de exportación de hidrógeno verde a mercados extra regionales, adicionales a su incorporación en el consumo final en la región.

Se destacan los siguientes resultados:

Al año 2050 la capacidad instalada en generación se triplicará.
Se requieren 1.000 GW adicionales de capacidad de generación renovable, esto es el doble de la capacidad instalada actual en la región.
La demanda total de hidrógeno verde en el año 2050 alcanzará 118 Mtep: 33% en el sector transporte, 14% en la industria, 25% en generación eléctrica y 28% restante a la exportación.
Al año 2050 las emisiones tendrán una reducción de 32% con relación al 2021.
El incremento del consumo final de energía al año 2050 será 23% versus 52% en caso no se modifique la tendencia actual. Lo anterior, debido a la sustitución por fuentes y tecnologías más eficientes como electricidad, hidrógeno verde y solar térmica.

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Con un avance constructivo superior al 60%, el parque solar Guayepo I & II, operado por Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, realizó la entrega del primer kilovatio hora (kWh) de energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Este avance, además de dar inicio a una etapa de revisiones y pruebas, representa un hito para el proyecto, teniendo en cuenta de que se trata de la planta fotovoltaica en construcción más grande de Colombia y una de las mayores de Sudamérica.

Con una inversión superior a los 290 millones de dólares, Guayepo I&II abarcará un área superior a 1.110 hectáreas (ha) y contará con más de 820.600 paneles solares instalados e interconectados entre sí.

A través de esta infraestructura, el proyecto tendrá la capacidad de generar en promedio 1.030 GWh/año, lo que representa energía eléctrica para más de 1.460.000 personas, cifra cercana al equivalente de la población de Barranquilla.

Este parque solar logrará evitar la emisión de aproximadamente 650 mil toneladas de dióxido de carbono (CO2), contribuyendo así a la preservación del ecosistema y ratificando el compromiso de Enel Colombia con la transición energética del país a través del desarrollo y construcción de proyectos de fuentes de energías renovables no convencionales, como lo es la solar.

Es importante destacar que más de 1.500 empleos han sido generados en la región por Enel Green Power para soportar las necesidades y retos que han representado la construcción del parque solar Guayepo.

Guayepo no es solo una apuesta de Enel por la transición energética y la sostenibilidad, también representa una apuesta del sector empresarial, ya que a través de un Acuerdo de Compra de Energía (power purchase agreement, PPA) con Bavaria, este parque solar será el encargado de suministrarle energía limpia por 15 años para producir el 100% de sus cervezas.

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La ministra de Energía y Minas, Andrea Arrobo, lideró el comité de crisis  integrado por Javier Guevara, director ejecutivo del Operador Nacional de  Electricidad (Cenace) y Paúl Urgilés, gerente general de la Corporación Eléctrica  del Ecuador (Celec) para evaluar la situación energética del país.  

Después de realizar un análisis técnico, se determinó que no habrá apagones  hasta el 15 de enero de 2024. Esta decisión se da debido a las mejores  condiciones del sistema eléctrico, especialmente en los embalses de las  centrales hidroeléctricas. La mejora se atribuye a un manejo eficiente y a  condiciones climáticas favorables, lo que ha generado una recuperación  sustancial y sostenida. 

A esto se suma la reducción del consumo de energía eléctrica diaria en más del  4% gracias a la campaña “Ecuador se ilumina con tu ahorro”. En este aspecto  es imprescindible el compromiso de la ciudadanía para que continúe con las  medidas de ahorro de energía en los sectores de consumo: residencial,  comercial, industrial y público. 

La crisis energética no ha terminado, el estiaje se prolongará hasta el primer  trimestre de 2024 y se repetirá en septiembre próximo. Por ello, para evitar los  racionamientos de energía presentados este año y garantizar a futuro un servicio  eléctrico confiable, es imperativo fomentar el desarrollo de proyectos de  generación y transmisión, elaborar planes de eficiencia energética y actividades  que fomenten el ahorro energético, como las que se contemplan en el proyecto  de Ley No Más Apagones. 

En la normativa, por ejemplo, se propone la creación del Fondo de Eficiencia  Energética, el cual será financiado por asignaciones del presupuesto fiscal y  recursos provenientes de cooperación internacional, con el fin de impulsar  iniciativas que provengan de varios sectores. Se priorizará campañas de ahorro  de energía, proyectos de sustitución y recambio de equipos, maquinarias y  electrodomésticos e implementación de sistemas de gestión de energía, entre  otros. 

La ministra Arrobo destacó la importancia del manejo técnico del sector eléctrico  y la planificación oportuna, a la vez hizo un llamado al sector industrial para que  continúe con su apoyo a la autogeneración de energía.  

Finalmente, expresó la necesidad de ejecutar estas iniciativas para afrontar la  crisis actual y garantizar la sostenibilidad energética a largo plazo.

La entrada Por hidroeléctricas y más eficiencia: los cortes de energía en Ecuador se suspenden hasta el 15 de enero se publicó primero en Energía Estratégica.

La Licitación de Suministro 2023/01 de Chile genera altas expectativas dentro del sector energético, no sólo porque fue la única anunciada para dicho año por parte de la Comisión Nacional de Energía, sino porque también habrá un mecanismo de fomento a proyectos de almacenamiento y energías renovables no variables. 

Puntualmente se brindará un descuento correspondiente a 0,15 US$/MWh por cada GWh de energía generable por dichos medios, calculada como el promedio de la capacidad de producción por los primeros 5 años de suministro, para tratar de tener la mayor oferta disponible para abastecer los Consumos de Clientes Sometidos a Regulación de Precios por un total de 4800 GWh.

La Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP) no fue ajena a tal situación y, durante el evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit (organizado por Future Energy Summit), reconocieron que podría haber varias ofertas de esa tecnología en la convocatoria que cerrará entre abril y mayo del 2024.

“En los últimos tres meses recibimos mucho más interés internacional que en los últimos tres años, ya sea de Estados Unidos, Europa, China, toda la región de Medio Oriente, vinculado a cómo desarrollar la industria de la concentración solar de potencia en Chile”, afirmó Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la ACSP.

“Estamos esperanzados y convencidos de que en la próxima licitación de suministro podría aparecer nuevos oferentes en CSP que actualmente no están en el registro del mercado, lo que sería muy bueno ya que necesitamos más proyectos, sobre todo en bloques donde hoy en día no tenemos reemplazo”, agregó ante un vasto público integrado por referentes del sector renovable de la región. 

Cabe recordar que la apertura e inspección de las ofertas económicas y del precio de reserva de la Licitación de Suministro será el jueves 2 de mayo del 2024; en tanto que la adjudicación recién se dará a conocer el miércoles 8 de dicho mes. 

Aunque, en caso de finalización de adjudicación en segunda etapa de los bloques de suministro N°1 (2500 GWh) y N°2 (2300 GWh), los ganadores de esta licitación se informarán recién el martes 14 mayo.

Uno de los bloques apuntados a los que se refirió el especialista es el horario nocturno, considerando que mayormente las baterías hasta el momento llegan a cinco horas de almacenamiento en el ámbito comercial, y más allá a nivel horario “aún no hay evidencia empírica”. 

Pero además, desde la Asociación de Concentración Solar de Potencia están trabajando en cómo desarrollar más la tecnología con centrales conectadas a la red de 50 MW, 100 MW o 150 MW de capacidad, como también algunas dedicadas exclusivamente para plantas desalinizadoras, para producción de amoníaco o hidrógeno. 

“Somos una tecnología que cubre principalmente la demanda para la descarbonización, desgasificación y otras centrales fósiles, ya que nuestro principal atributo es que somos almacenamiento 100% puro para inyectar cuando se requiere”, aclaró Sepúlveda. 

Desafíos para el sector

El gerente ejecutivo de la ACSP analizó los retos a afrontar por la industria renovable y remarcó principalmente la aceleración de la permisología y aspectos normativos para el avance de los proyectos renovables en Chile. 

“No es posible que la obtención de los terrenos demore años. Es sumamente complejo trabajar permiso tras permiso, lo que hace que a la larga retrase y entorpezca las inversiones a largo plazo”, subrayó durante el panel denominado “El rol de las asociaciones del sector en el desarrollo de las energías renovables”.

“También tenemos mejoras regulatorias que se pueden realizar, como por ejemplo para el reglamento de potencia, la licitación de suministro eléctrico o el mercado marginal. Pero debemos tratar de mirar el vaso medio lleno”, añadió.

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En la vibrante ciudad de Ningbo, China, Ginlong (Solis) Technologies, reconocido como uno de los principales y más grandes fabricantes de inversores a nivel mundial, declara con orgullo su inclusión en la estimada lista de fabricantes de inversores fotovoltaicos Tier 1 de BloombergNEF para el cuarto trimestre de 2023.

Este notable reconocimiento significa un logro trascendental para Solis, destacando la inquebrantable dedicación de la empresa a la excelencia, la innovación y el impacto mundial.

La clasificación Tier 1 es un testimonio del firme compromiso de la empresa de ofrecer tecnología caracterizada por una calidad y confiabilidad incomparables. Este compromiso se demuestra a través de un desempeño excepcional en proyectos globalmente reconocidos y un sólido perfil de bancabilidad.

Lucy Lu, subdirectora general de Ginlong (Solis), compartió su opinión sobre este logro y afirmó: “Este año se cumple el 18.° aniversario de Solis. A lo largo de estos años, nuestra misión no ha cambiado: ‘Desarrollar tecnología para impulsar el mundo con energía limpia’.

Para lograr este objetivo, hemos superado constantemente los límites de la innovación, lo que ha dado como resultado logros increíbles como esta clasificación de Nivel 1. El reciente anuncio destaca el esfuerzo incansable de nuestro sólido equipo de más de 4500 personas y más de 800 innovadores de I+D, ubicados estratégicamente en todo el mundo.

Estamos más motivados que nunca para seguir impulsando avances que darán forma al futuro de la energía limpia».

La tecnología de Solis está meticulosamente optimizada para los mercados locales, ofreciendo un retorno de la inversión sustancial a largo plazo y acelerando la transición hacia un futuro más sostenible. Con una capacidad de fabricación de vanguardia integrada verticalmente, Solis ejerce control sobre todo el proceso de producción, desde el abastecimiento de componentes hasta la distribución del producto. Esto garantiza los más altos estándares de calidad posibles para los clientes y el cumplimiento de las regulaciones internacionales más estrictas.

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La Alianza por el Hidrógeno de Costa Rica, gestada en 2019, se erige como un esfuerzo conjunto para coordinar y potenciar el ecosistema del hidrógeno, así lo expresó Esteban Echeverría Fernández, coordinador de esta alianza, a Energía Estratégica.

En el marco del ciclo de entrevistas «Protagonistas«, Echeverría Fernández contextualizó la formación de la Alianza, destacando los avances en la coordinación a las partes interesadas a nivel local, especialmente en el sector privado. Pero advirtió que aún queda mucho por hacer.

A pesar del predominio de energías renovables en el sector eléctrico, otros sectores como el transporte y la industria aún dependen en gran medida de combustibles fósiles importados, un aspecto que la Estrategia Nacional del Hidrógeno busca transformar.

Sin embargo, se estarían dando los primeros pasos. Echeverría resaltó el hito de la primera estación de generación, almacenamiento y dispensado de hidrógeno en Guanacaste, subrayando el potencial del hidrógeno en la descarbonización de sectores industriales y de transporte.

El interés existe. La Alianza por el Hidrógeno, que comenzó con tres miembros en 2019 y ha crecido a 35 hacia el final del 2023, abarca una amplia gama de empresas e instituciones del sector público y privado, cubriendo toda la cadena de suministro del hidrógeno verde, desde la generación hasta el consumo.

En cuanto a la demanda de hidrógeno en Costa Rica, el especialista identificó un potencial en sectores industriales como el cemento, el vidrio y los fertilizantes, este último siendo un área crítica dado el alto consumo per cápita en el país. Por ello, Echeverría Fernández identificó oportunidades concretas para sustituir los combustibles fósiles en estas áreas con derivados del hidrógeno.

El sector privado tiene mucho mérito en las conquistas que se han logrado en materia del hidrógeno. Echeverría destacó los esfuerzos continuos de la Alianza, desde la colaboración en proyectos hasta la realización de estudios de mercado y la elaboración de la Estrategia Nacional de Hidrógeno, publicada este año.

En términos de incentivos, explicó que se han logrado exoneraciones fiscales y tarifas especiales para equipos relacionados con el hidrógeno. Sin embargo, enfatizó la necesidad de más apoyo gubernamental para la obtención de fondos concesionales.

“Lo que más hace falta para los proyectos es fondos concesionales. Estos proyectos son muy intensivos en inversiones de capital, entonces lo que necesitamos básicamente ahora que salió la Estrategia Nacional de Hidrógeno es tener más apoyo por parte del gobierno para poder conseguir estos fondos concesionales”.

Mirando hacia el futuro, la Alianza busca proyectarse internacionalmente, uniéndose a asociaciones globales de hidrógeno y estableciendo vínculos más sólidos con el gobierno costarricense para asegurar la implementación de la Estrategia Nacional de Hidrógeno.

Mientras que en el ámbito interno, avanza en la consolidación de la monitorización y el cumplimiento de la estrategia del hidrógeno, trabajando en estrecha colaboración con el gobierno y organizaciones pertinentes; en el plano internacional, la Alianza -que ya es parte de la Plataforma H2 de Clean Hydrogen Action- acaba de unirse al Global Hydrogen Industrial Alliance Association, está en proceso de sumarse al Hydrogen for Development Partnership del Banco Mundial y va por más.

Para el 2024, la Alianza por el Hidrógeno se centrará en buscar la obtención de fondos concesionales y atraer más inversión extranjera, mientras permanece abierta a nuevas alianzas estratégicas y oportunidades de colaboración.

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Rafael Velazco Espaillat, gerente general de Raveza Associated & Services, S.R.L. -empresa de asesoría y consultoría con vasta experiencia en energía renovable, eficiencia energética y redes inteligentes-, tuvo una participación destacada durante el evento de Future Energy Summit en Chile.

Según advirtió el gerente general de Raveza, quien además fue Superintendente de Electricidad de República Dominicana entre el año 2020 y el 2022, el almacenamiento energético, una pieza crucial en el rompecabezas de la transición hacia fuentes renovables, está emergiendo como un punto candente para la regulación del sector en la región de América Latina y el Caribe.

«El tema del almacenamiento de energía en baterías es fundamental. No todos los países son iguales; algunos tienen sus particularidades y hay que considerarlas», indicó iniciando su análisis, validado por una expertise de más de dos décadas en regulación energética y una sólida trayectoria en consultoría.

Resaltando la complejidad del panorama actual, Velasco abordó el contraste evidente entre mercados como California, un pionero en almacenamiento, y los países latinoamericanos y caribeños y subrayó la necesidad de no optar por un «copy-paste» de regulación sin un análisis meticuloso de las condiciones locales: «En el caso del almacenamiento de energía, es esencial tomar decisiones basadas en estudios específicos. No se puede simplemente replicar lo que funciona en otro lugar sin ajustarlo a nuestra realidad. Lo he visto suceder; aplicar sin adaptar puede ser perjudicial a largo plazo».

«California ha sido como un laboratorio de prueba y error por 20 años y ahorita ellos están ya con almacenamiento de energía donde le exigen 4 horas de almacenamiento a las baterías y ellas pueden retirar en la hora que es más barata y vender como no son tarifas planas, pero por supuesto no es almuerzo gratis, o sea cómo pasa eso en la noche entran los ciclos combinados pero los ciclos combinados tienen que mantenerlo must-run el día entero, bajito, es un sobrecoste que el cliente por un plebiscito está de acuerdo a pagarlo en aras de la descarbonización de California como ha pasado en Europa», ejemplificó.

Y agregó: «he vivido la experiencia de lugares es donde ponen 4 horas la batería y es un «copy-paste» y no concuerda; o sea, 4 horas de almacenamiento de energía en California se puede porque en California, cuyo PIB lo ubica como la quinta Economía del mundo, en el día entero es renovable y cuando llega a la curva del pato entran las ciclos combinados y pide 4 horas porque el gradiente del ciclo combinado de frío a estar «full» es 4 horas.

«Si tú haces eso mismo en otros países que han puesto 4 horas sin ver el porqué, se está condenando a una barrera de entrada al proyecto porque no se necesita 4 horas tal vez en ese mercado, hay que ver por ejemplo que en la misma California en el norte ya es 2 horas porque tiene mucha agua ahí; entonces yo creo que lo más importante en este aspecto que le pasó a El Salvador con 15 MW y nosotros con 50 MW (como exigencia de potencia mínima para que proyectos incorporen almacenamiento) creo que tiene que ser en base a un estudio o estadísticas; o sea, hacer todo un estudio para ello y no sacar como un conejo blanco del sombrero y decir cumplimos aquí está la ley y quizás se hace un daño a largo plazo».

Durante la participación de Rafael Velazco en un panel de debate de Future Energy Summit en Chile, la comparación de otros mercados emergentes con Chile, con una regulación y avance de energías renovables más avanzada, fue inevitable.

«El tema del almacenamiento de energía en baterías es fundamental. en el caso de hacer una correlación entre Centroamérica y el Caribe y el caso chileno digamos el almacenamiento de energía en baterías en algunos países de Centroamérica como El Salvador lo requieren para proyectos solares de 15 MW en adelante, ahora en República Dominicana lo pusieron de 50 MW en adelante, necesitan un mínimo de almacenamiento pero en realidad viene porque casi el trazo universal ha sido que el almacenamiento entra por tema de servicios auxiliares a la red, esa es como la entrada formal, no todos los países son iguales algunos tienen su bemoles».

«Chile tiene la oportunidad de avanzar rápidamente, aprendiendo de experiencias pasadas. Es esencial tomar decisiones basadas en estudios, no en soluciones preconcebidas»

Velasco también resaltó el impacto del modelo regulatorio chileno en la región: «A nivel regulatorio, curiosamente casi todos los países de Centroamérica copiaron bastante el modelo regulatorio chileno en los años 90 porque la privatización, las reglas de Mercado que se aplicaron al mercado energético empezaron por Suramérica, Chile sobre todo fue la primera; de hecho, Chile fue el segundo país después de Inglaterra que liberó el mercado eléctrico»

«Centroamérica tiene reglas muy parecidas a Chile incluso fueron los mismos consultores Sebastián Berstein, René Aburto y toda esa gente, fue la que hizo toda esa regulación unidos a los señores de Quantum América en Argentina y mis amigos de Mercados Energéticos también realmente en esos consultores se basa toda la regulación que hay en Centroamérica y en el Caribe. Así que nos parecemos mucho en las leyes. No nos ayuda las condiciones geográficas pero hay mucho sol y mucho viento».

La divergencia entre los costos energéticos en el Caribe y América del Sur es un punto focal, posicionando a el Caribe, a pesar de sus desafíos geográficos, como un paraíso para las energías renovables debido a los márgenes de beneficio más altos en comparación con Centro y Sudamérica.

«Para el que está en el mundo de las renovables el Caribe es el paraíso, porque se mide contra el precio promedio del costo marginal que lo fijan las térmicas, lo fija el fuelóleo pesado (HFO), lo fija el gas, lo fije el carbón que ahora está carísimo -era barato antes pero el carbón está caro-. Entonces para la renovables los márgenes de beneficio son mucho más altos que Centroamérica o Sudamérica donde lo miden con el agua quieran o no. Entonces conseguir precio de US$ 125 MWh, US$ 110 mwH es lo normal, lo más barato que tú consigues es US$75 MWh en el Caribe. Cuando en Chile andan en US$ 40 MWh en algunos casos».

El llamado de Velasco es claro: cada país debe trazar su propio camino hacia el almacenamiento energético, teniendo en cuenta sus condiciones específicas. No hay una talla única para todos en esto. La clave está en el análisis detallado y la adaptación inteligente de las soluciones globales a nuestras realidades locales.

«Entonces hay su pro y su contra pero haciendo una comparación muy rápida creo que es lo más importante que podría destacar», concluyó.

En última instancia, un reto regulatorio para América Latina y el Caribe radica en equilibrar la adopción de tecnologías probadas con la adaptación precisa a las necesidades y condiciones únicas de cada país. Un enfoque de «Copy-Paste» sin considerar estas particularidades, podría resultar contraproducente a largo plazo.

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La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile creó la Unidad de Sostenibilidad Energética con el propósito de “apoyar los desafíos del país en esta materia” de cara a la Política Nacional de Energía 2050.

Por lo que asumirá funciones como la planificación, organización, dirección, control y fiscalización de los mercados de recursos distribuidos, energías renovables, eficiencia energética, colectores solares, electromovilidad y nuevos energéticos, entre otras cuestiones. 

Marta Cabeza, superintendenta de Electricidad y Combustibles de Chile, había anticipado en el reciente evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en la ciudad de Santiago, que la SEC lanzaría una nueva herramienta para el sector renovable.

En aquel entonces anticipó que la misma permitirá conocer aquellos lugares donde vaya a instalarse la generación y conocer cuál es la capacidad existente real, en pos de “poner a los actores en la vía correcta con un planteamiento rupturista”. 

La nueva Unidad de Sostenibilidad estará conformada por 25 profesionales y se estructurará en tres áreas: Eficiencia Energética, Energías Renovables y Transporte Eficiente, las cuales deberán garantizar el cumplimiento y la fiscalización de la legislación y del marco regulatorio.

Además, será responsable de realizar monitoreos para evaluar el desarrollo y el comportamiento de la industria, con el objetivo de generar nuevas regulaciones, normativas y procesos para el sector y así continuar la evolución de las energías renovables a lo largo del país y alcanzar los objetivos de descarbonización y transición energética asumidos hacia las próximas décadas. 

También cabe recordar que desde la Superintendencia de Electricidad y Combustibles reconocieron durante la cumbre de FES que se encontraban en etapa de revisión del instructivo técnico de la generación distribuida bajo el modelo de Net Billing con el cuenta Chile, considerando que hoy en día dicha alternativa posee 209 MW de capacidad instalada, repartida en 20400 instalaciones inscritas ante la SEC. 

Aunque se espera que a través de las nuevas herramientas se puedan llevar adelante las consultas relativas a cómo mejorar los procedimientos en la materia; siendo que el sector energético de Chile marcó, en reiteradas oportunidades, la importancia de incrementar el límite actual de 300 kW a 500 kW en las conexiones Net-Billing. 

Dicha iniciativa se encuentra dentro del proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”; que también incrementa paulatinamente la meta porcentual de ERNC hacia los próximos años (hasta llegar al 60% en 2030), pero que hoy en día se encuentra frenado en el Congreso tras la media sanción dada en Diputados a principios de abril del 2023. 

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En una era donde la sostenibilidad se ha convertido en un imperativo global, el Ejército del Perú ha tomado pasos significativos hacia la integración de energías renovables en sus operaciones, marcando un cambio de paradigma en el uso de recursos energéticos. 

Bajo la dirección de figuras clave como el Teniente Coronel Franklin Edison Huayán Monzón, el Ejército peruano se convirtió en un modelo exitoso de innovación y eficiencia energética.

Desde la década de 1990, el Ejército ha implementado sistemas fotovoltaicos en puestos de vigilancia en la Amazonía, especialmente en las fronteras con Ecuador y Colombia. Esta iniciativa se expandió en la década de 2010, con la instalación de sistemas adicionales en Loreto. 

En 2022, se ampliaron aún más estos sistemas, incluyendo el uso de energía fotovoltaica para alimentar el sistema satelital en unidades de la selva peruana.

En conversaciones con Energía Estratégica, Ediso Huayán destaca el papel crucial que ha jugado el Batallón de Comunicaciones A/M 511 en el desarrollo de tecnologías de energía renovable. 

“Este batallón ha estado trabajando en prototipos de sistemas mixtos (eólicos y fotovoltaicos), alcanzando un nivel de madurez tecnológica significativo. Estos sistemas no solo han reducido la dependencia del combustible fósil, sino que también han mejorado la eficiencia energética en las operaciones militares”, explica.

Y agrega: “El ahorro de costos ha sido notable. Los arreglos fotovoltaicos han disminuido significativamente el consumo de combustibles fósiles, lo que anteriormente representaba un gasto considerable en los puestos de vigilancia remotos”.

Además, el teniente revela que el Batallón ha desarrollado un proceso de Investigación, Desarrollo e Innovación (I+D+i) en sistemas de almacenamiento de energía, incluyendo baterías de litio y sistemas eólicos. 

“Este enfoque ha llevado a la producción de baterías de litio y la instalación de sistemas fotovoltaicos en comunidades que carecen de acceso a la electricidad, demostrando un compromiso con el desarrollo nacional y la reducción de la huella de carbono”, enfatizó.

El cambio hacia las energías renovables en el Ejército no solo responde a una necesidad operativa, sino también a un compromiso con la seguridad nacional y energética. Según el General de Ejército David Guillermo Ojeda Parra, «Es vital reducir el consumo de combustibles fósiles para la generación de energía. Contribuir a los Objetivos de Desarrollo Sostenible y legar un mejor mundo a las generaciones futuras es necesario, el Ejército está obligado a hacerlo».

Finalmente, desde una perspectiva regulatoria, se sugiere la optimización del marco legal peruano para permitir que más entidades y personas naturales se beneficien de las energías limpias, promoviendo así un auto sostenimiento y una mayor inserción en la red eléctrica nacional.

Este enfoque innovador y sostenible del Ejército peruano no solo mejora su eficiencia operativa, sino que también contribuye significativamente a los esfuerzos nacionales e internacionales para combatir el cambio climático y promover un futuro más verde y sostenible.

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El gobierno de Javier Milei envió este miércoles al Congreso el proyecto de “Ley Ómnibus”, denominado oficialmente “de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos”, en honor al célebre texto de Juan Bautista Alberdi. 

La medida que será tratada durante las sesiones extraordinarias (iniciaron el martes 26 de diciembre y culminarán el 31 de enero de 2024) declara la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, previsional, de seguridad, defensa, tarifaria, energética, sanitaria, administrativa y social hasta el 31 de diciembre de 2025. 

La misma incluye diversas reformas sobre la legislación vigente del sector energético, principalmente para “propiciar” la participación de los privados, la profundización de la libre comercialización, competencia y ampliación de los mercados de energía eléctrica, hidrocarburos y los biocombustibles en todas sus formas, y un marco jurídico para el desarrollo de infraestructura por el sector privado en áreas hidrocarburíferas y del transporte de energía eléctrica. 

A pesar que el proyecto de ley no menciona explícitamente a las energías renovables ni al hidrógeno verde, sí contempla un apartado para la transición energética, donde hace foco en contar una agenda integral en el marco del Acuerdo de París para cumplir con los objetivos de emisiones netas absolutas de gases de efecto invernadero (GEI). 

Y para ello, prevé crear un mercado de derechos de emisión de GEI en cada sector y subsector de la economía argentina, con participación de las empresas privadas, el sector público y de otros organismos para el efectivo logro de las metas fijadas; y en el acceso al financiamiento climático.

“Facúltase al Poder Ejecutivo Nacional a establecer anualmente límites de derechos de emisión de GEI, compatibles con el objetivo comprometido, de cumplimiento anual y obligatorio para todos los sujetos del sector público y privado, de forma tal que quienes contaminan sean responsables, en la medida que les corresponda, de cumplir con las metas de emisiones de GEI comprometidas por el país y asumiendo que existirá un porcentaje de nueva capacidad/producción/demandantes a los que también se les deberá asignar derechos de emisión sin costo para que este mecanismo no represente una barrera de ingreso ni discriminatorio”, señala el proyecto de ley. 

Y si bien el Ejecutivo será quien monitoree el cumplimiento de tales metas (y de penalizar en caso que no alcancen), las entidades que hayan logrado sus objetivos podrán vender los servicios a aquellas que los necesiten para conseguir la meta y evitar la penalización. 

Esta medida fue anticipada por Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía de la Nación, en pasadas conversaciones con Energía Estratégica (ver nota), cuando vaticinó que se procuraría el cumplimiento de las metas de reducción de GEI y se implementarán medidas de eficiencia energética costo efectivas mediante un Esquema de Certificados de Eficiencia Energética transable, en pos de desarrollar un mercado que permita transitar la transición de manera “efectiva y económica”.

Por otra parte, la iniciativa del gobierno de Javier Milei proyecta “adecuar” el marco regulatorio de la energía eléctrica (Leyes N° 15.336 y N° 24.065) con el fin de liberar la comercialización, competencia y ampliación de tal mercado, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales. 

Es decir que se podría abrir la puerta a un mercado libre en el sector, tal como sucede en Brasil, donde los participantes pueden negociar libremente el proveedor, precio, cantidad de energía contratada, período de suministro, formas de pago, entre otras cosas; y para el que se esperan cerca de 82000 usuarios para el verano 2024. 

O mismo similar al caso de Chile, donde hoy en día los usuarios optan por sujetarse al régimen de tarifa regulada o al de precio libre y de ese modo, negociar su suministro y acceder a tarifas más bajas, a energías renovables, servicios de telemedición y eficiencia energética. 

Pardow solicitó a Tribunal que se pronuncie sobre la baja de límite de potencia para optar al mercado libre

Además, el proyecto de ley firmado por Nicolás Posse, jefe de Gabinete de Ministros de la Nación, busca abrir el juego al desarrollo de infraestructura de transporte de energía eléctrica mediante mecanismos “abiertos, transparentes, eficientes y competitivos”, entre otras cuestiones. 

Unificación de los Entes Reguladores y privatización de empresas estatales

Más allá de lo previamente mencionado, la sección V de la iniciativa del Ejecutivo plantea reemplazar el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) por un único Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad.

Sumado a que finalmente se dio a conocer que tanto Energía Argentina SA (ENARSA) como YPF están en el listado de empresas públicas sujetas a privatización, siguiendo la línea del mega Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) que Milei lanzó pocos días atrás. 

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La Asamblea Nacional de Panamá aprobó la incorporación de nuevos beneficios para la energía solar. Y, desde la Secretaría Nacional de Energía se comunicó a Energía Estratégica la publicación de esta iniciativa legislativa en la Gaceta Oficial Digital de este miércoles 27 de diciembre. 

Se trata de la Ley 417 que modifica una disposición de la Ley 37 de 2013, que establece el régimen de incentivos para el fomento de la construcción, operación y mantenimiento de centrales y/o instalaciones solares. 

En concreto, se decreta que en el numeral 1 del artículo 20 de la Ley 37 se incorpora al impuesto selectivo al consumo como nueva exención que se podrá solicitar -adicional a los ya contemplados desde 2013-. 

Un detalle no menor es que se aclara que se eximirá a constructores, operadores e instaladores de centrales solares, así como a toda persona natural o jurídica que adquieran bienes descritos en la ley y sin límite de cantidad. 

De esta manera, la medida resulta favorable para la ejecución de proyectos en todos los segmentos del mercado, por lo que desde proyectos a gran escala hasta instalaciones para autoconsumo podrán gozar de sus beneficios. 

Y, un detalle, que se mantiene respecto a la Ley 37 del 2013 es que las centrales y/o instalaciones solares que se encuentren en construcción tendrán un plazo de seis meses a partir de la entrada en vigencia de la disposición para solicitar el reconocimiento de la exoneración. 

¿Cuándo entrará en vigencia? De acuerdo con el artículo 3 de esta Ley 417, comenzará a regir en el año fiscal siguiente a la promulgación. 

A partir de allí, los interesados en solicitar este tipo de exoneraciones deberán remitirse ya no a la Autoridad Nacional de Ingresos Públicos sino al Ministerio de Economía y Finanzas, que será la cartera de gobierno que esté a cargo del procedimiento. 

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República Dominicana cierra el año 2023 con cifras en alza en el sector eléctrico. La Comisión Nacional de Energía (CNE) marcó un récord en concesiones para nuevos proyectos de generación renovable y almacenamiento energético. 

De acuerdo con las resoluciones de otorgamiento, recomendación y otros procedimientos administrativos relacionados a las concesiones provisionales y definitivas durante este año avanzaron con 40 proyectos.

Las recomendaciones de concesiones definitivas fueron emitidas para 14 proyectos por un periodo de tiempo de 25 años para las solares, 20 años para las de gas natural y 4 años para fuel-oil con gas, computados a partir de la firma del contrato de concesión definitiva. Estos, en su mayoría (85,71 %) son proyectos de tecnología solar fotovoltaica, seguido por gas y fuel oil. 

En lo vinculado a concesiones provisionales se trató de 26 otorgamientos para un 84,62 % de proyectos de tecnología solar fotovoltaica (61,54 % con baterías), 7,69 % de eólica y 3,85 % de biogás (ver detalle al pie). 

El volumen de proyectos es el más alto registrado. Energía Estratégica repasó las resoluciones de los últimos 10 años, identificando una baja entre el 2014 al 2019, notándose una recuperación luego del 2020 con el inicio de la actual administración, con números que representan un récord en cantidad y capacidad de proyectos. 

Es preciso indicar que los proyectos con concesiones provisionales otorgadas este 2023 acumulan un total de 1.795,49 MW y recomendaciones de concesiones definitivas 1.235,39 MW (ver detalle al pie).

De esta manera, se prevé que el parque de generación renovable continúe su ampliación con su construcción e ingreso de nuevos proyectos durante esta década.

CONCESIONES DEFINITIVAS 2023  

EMPRESA
PROYECTO
TECNOLOGIA
CAPACIDAD

EMPRESA GENERADORA DE ELECTRICIDAD HAINA, S. A., 
PARQUE SOLAR SAJOMA  
SOLAR PV 
80 MWp

IRRADIASOL DOMINICANA, S. R. L. 
PARQUE SOLAR PEDRO CORTO 
SOLAR PV 
82. 69 MWp

SUNFARMING DOM REP INVEST, S. R. L.,  
COMPLEJO AGROENERGETICO E INNOVADOR PARA LA GENERACION DE ENERGIA FOTOVOLTAICA Y PRODUCCION AGRICOLA SUNFARMING FOOD & ENERGY 50 MW  
SOLAR PV 
59.69 MWp 

SIBA ENERGY CORPORATION   
CENTRAL TERMOELECTRICA SIBA 
GAS NATURAL 
278. 89 MW

COTOPERI SOLAR FV, S. R. L.  
PARQUE FOTOVOLTAICO COTOPERI SOLAR I 
SOLAR PV 
54. 20 MWp

KARPOWERSHIP DOMINICAN REPUBLIC S.A.S. 
POWERSHIP AZUA 
GAS 

FUEL OIL 

188 MW 

COTOPERI SOLAR FV S.R.L. 
PARQUE FOTOVOLTAICO COTOPERI SOLAR III 
SOLAR PV
54.20 MWp

LCV ECOENER

FOTOVOLTAICA DOMINICANA, S. R. L.

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA PAYITA 1
SOLAR PV 
60.93 MWp

COTOPERI SOLAR FV S.R.L. 
PARQUE FOTOVOLTAICO COTOPERI SOLAR II 
SOLAR PV
54.20 MWp 

RENEWABLE ENERGY WORLD WORLD DOMINICUS (R.E.W.D.) S.R.L. 
PARQUE SOLAR R.E.W.D.
SOLAR PV
61.74 MWp

I.E. DR PROJECTS I, S.R.L. 
PERAVIA SOLAR II 
SOLAR PV
70 MWp

JAMBOLAN SOLAR FV S.A.S.
PARQUE FOTOVOLTAICO JAMBOLÁN SOLAR 
SOLAR PV
20.69 MWp

ZENITH ENERGY CORP S.R.L. 
PARQUE SOLAR DOMINICANA AZUL
SOLAR PV

BATERIA 

101.15 MWp  

24.8 MW / 99.2 MWh 

SOLSUR COMPANY, S. R. L. 
PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA SOLSUR 
SOLAR PV
69.01 MWp 

CONCESIONES PROVISIONALES 2023  

EMPRESA
PROYECTO
TECNOLOGIA
CAPACIDAD

DICAYAGUA SOLAR PARK, S. R. L., 
DICAYAGUA SOLAR PARK 
SOLAR PV

BATERIA DE LITIO

180 MWp

15 MWn / 30 MWh

WCGF SOLAR IV, S. R. L.,
WASHINGTON CAPITAL SOLAR PARK 4
SOLAR PV

BATERIA

71. 66 MWp

30 MWh

WCGF SOLAR IV, S. R. L.,
WASHINGTON CAPITAL SOLAR PARK 5
SOLAR PV

BATERIA 

71. 66 MWp 

30 MWh

AKUOPOWERSOL, S. A. S.
PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO EL GUINCHO
SOLAR PV

BATERIA DE LITIO

75 MWp

30 MW/ 60 MWh

EFD ECOENER

FOTOVOLTAICA DOMINICANA, S. R. L.

PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO

CUMAYASA 3

SOLAR PV
24. 01 MWp

EEV,

EXPERTOS DE ENERGÍA VERDE, S. R. L.,

PARQUE SOLAR SAMANÁ 37 MWp
SOLAR PV
37 MWp

CONSORCIO ENERGETICO PUNTA CANA- MACAO, S. A. (CEPM)
PLANTA

FOTOVOLTAICA FV3

SOLAR PV

BATERIA 

20. 76 MWp

9 MW / 36 MWh

RAYS

ENERGY RE 1, S. R. L.

RAYS ENERGY
SOLAR PV 

BATERIA 

84 MWn

25. 2 MWp / 100. 8 MWh

MELLA POWER 1 ( MSP1), S. R. L.
MELLA SOLAR PROJECT 1, 150 MW FOTOVOLTAICO, LOS LLANOS, SAN PEDRO DE MACORIS
SOLAR PV 

BATERIA

150 MWp

65. 6 MW / 300. 74 MWh

IDDI

FOTOVOLTAICO, S. R. L.

PARQUE SOLAR IDDI FOTOVOLTAICO
SOLAR PV 

BATERIA

50 MWp

30 MWh

ZONA

FRANCA MULTIMODAL CAUCEDO, S. A.,

DP WORLD DOMINICAN REPUBLIC NET

ZERO

SOLAR PV 
12. 07 MWp 

ONIFLED ENERGY DOMINICANA S.A. 
ONIFLED ENERGY   
SOLAR PV 
30.74 MWp 

MIGDAL ENERGÍA S.A.S. 
CENTRAL FOTOVOLTAICA LOS MONTONES 
SOLAR PV
56 MWp 

LCV ECOENER

FOTOVOLTAICA DOMINICANA, S. R. L.

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA PAYITA 2 
SOLAR PV 

BATERIA

60.04 MWp 

15 MW / 60 MWh 

AMMADOL BIO S.R.L. 
BIODIGESTORES AMMADOL-BIO  
BIOGÁS 
20MWe 

BLANQUIZALES SOLAR ENERGY (BLASE) S.A.S. 
PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO BLANQUIZALES 
SOLAR PV 

BATERIA

99.99 MWp  

26.34 MW / 105.36 MWh

HELIOS SOLAR PARK S.R.L. 
HELIOS SOLAR PARK 
SOLAR PV 

BATERIA

111.17 MWp 

30 MW / 120 MWh

EMPRESA GENERADORA DE ELECTRICIDAD HAINA S.A. 
PARQUE EÓLICO LOS MANGOS
EÓLICA 
50 MW 

RADELSOL GROUP S.R.L. 
PLANTA FOTOVOLTAICA REDELSOL GOUTIER DE 54.6 MWn   
SOLAR PV 

BATERIA

69.01 MWp 

16.38 MW / 65.52 MWh 

REDSOLAR ENERGY GREEN S.R.L. 
INSTALACIÓN FOTOVOLTAICO REDSOLAR ENERGY GREEN (ELS PLANS) DE 99 MWP/79.55 MWN 
SOLAR PV 

BATERIA

99 MWp

24.75 MW 99 MWh

ACCIONA ENERGIA DOMINICANA S.R.L. 
PROYECTO SOLAR FOTOVOLTAICO JOYA 
SOLAR PV 

BATERIA

73.38 MWp 

18.43 MW / 73.73 MWh

EMPRESA GENERADORA DE ELECTRICIDAD PID S.R.L. 
PARQUE SOLAR EGEPID  
SOLAR PV 
30 MWp

EMPRESA GENERADORA DE ELECTRICIDAD HAINA S.A. 
PARQUE EOLICO SAJOMA I 
EÓLICA
50 MW 

EMPRESA GENERADORA DE ELECTRICIDAD HAINA S.A. 
PARQUE EOLICO SAJOMA II
EÓLICA
50 MW 

PC SUN POWER DEL CARIBE S.R.L. 
PC SUN POWER DEL CARIBE 
SOLAR PV 

BATERIA

119 MWp 

30 MW /120 MWh 

PARQUE TAINO I S.R.L. 
PARQUE TAINO I 
SOLAR PV 

BATERIA

101 MWp 

28.68 MW / 114.72 MWh

La entrada CNE marca un récord en concesiones para nuevos proyectos renovables en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

Chile abraza la llegada del hidrógeno verde como tecnología que promete contribuir a la descarbonización de los sectores energético, productivo y transporte. Desde el lanzamiento de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde a fines del año 2020, ha ido en aumento el pronunciamiento de distintos actores del mercado para concretar proyectos de este vector energético.

El salto ha sido notable. Mientras que en los primeros meses del 2021 se dieron a conocer públicamente 9 proyectos; en el cierre del 2023, la cifra asciende a más de 60 proyectos en distintas zonas del país, entre las que se pueden mencionar la región Metropolitana, Magallanes, Coquimbo, La Serena y Biobío. 

“De estos 60 proyectos aproximadamente, todos cuentan con un modelo donde está el off-taker. Los proyectos más grandes en números, en MW instalados, en su mayoría son para exportación y principalmente para producir derivados del hidrógeno, pero también existen proyectos que son para consumo local”, declaró Andrea Moraga, Gerente de la Unidad de Hidrógeno del Instituto de Investigaciones Tecnológicas (IIT) de la Universidad de Concepción.  

Durante su participación en el último evento del 2023 de Future Energy Summit, la especialista en hidrógeno se refirió al avance de la oferta y demanda del hidrógeno así como a la variedad de aplicaciones que ya están marcando su éxito en estas etapas tempranas de desarrollo de la industria.   

“El proyecto  “Haru Oni” que está en Magallanes ya está operando y produciendo las primeras moléculas de combustible sintético y de hecho ya exportó la primera lanzada de combustibles sintéticos a Alemania”, ejemplificó. 

Más proyectos se estarían sumando en el mercado chileno próximamente, tal vez durante 2024, aunque dar fechas aún resulta aventurado, ya que ante el “Boom” del hidrógeno, Moraga observó que asegurarse la disponibilidad de electrolizadores para encaminar la ejecución de los proyectos resulta primordial. 

“Hay un colapso o un cuello de botella que es el tener el electrolizador, porque hoy día a nivel mundial está el Boom del hidrógeno, entonces la cantidad de electrolizadores que se producen es más baja que la cantidad de electrolizadores que se requiere”.  

De allí, Andrea Moraga valoró que seguramente aquellos proyectos que sean pilotos de menor escala sean factibles de avanzar con su construcción en el corto plazo. 

“Los proyectos que este año hayan comprado electrolizadores o hayan puesto órdenes de compra, lo más seguro es que el próximo año puedan tener su electrolizador”. 

Y deseó: “Esperamos que los proyectos que ya son de mediana escala puedan ir avanzando en todas las etapas tanto de permisos requeridos como también en la compra de los equipos”

Retos en la cadena de valor del hidrógeno 

“Tenemos que tener claro que la Industria del hidrógeno verde es naciente, todavía no existe una industria consolidada. Por lo tanto, los retos son de distinta índole”, introdujo Andrea Moraga, Gerente de la Unidad de Hidrógeno del Instituto de Investigaciones Tecnológicas (IIT) de la Universidad de Concepción.  

Por un lado, Moraga consideró que existen retos de gobernanza e institucionalidad que llevan a que aún esté bajo análisis realmente cómo se va a poder ayudar al crecimiento de esta industria desde el sector público, privado y academia. 

Poniendo el acento en que una clave siempre puede ser el trabajo colaborativo, subrayó que incluir a la sociedad civil, la cooperación internacional e intersectorial resulta crucial en estas instancias; ya que, al ser una industria naciente tienen la oportunidad de no cometer errores que se cometieron en el pasado con esta u otras industrias. 

Otra brecha es qué incentivos se deberán otorgar para que se acelere la incorporación del hidrógeno en las cadenas productivas a nivel nacional con miras a la descarbonización, sean estos tributarios o de otro tipo. 

“Hay otros países que ya tienen incentivos y se están llevando las inversiones que podrían estar en Chile, porque Chile tenía un buen posicionamiento primero”, advirtió. 

Más allá de los incentivos otros aspectos que podrían ajustarse para que las inversiones en hidrógeno no se alejen del país son: los tiempos que toman los procesos de solicitud de permisos, principalmente los permisos ambientales; tiempos de logística y refuerzo de la infraestructura existente en puertos y caminos principalmente para grandes proyectos; generación de capital humano local especializado. 

Biobío laboratorio y palanca para nuevos negocios de H2

En la región del Biobío existe todo un ecosistema que se está consolidando con una gobernanza principalmente a través del Programa Estratégico Regional que lidera Corfo para descarbonización para sector productivo. 

¿Por qué es relevante? Porque finalmente hoy día no vemos al hidrógeno sólo como un combustible sino que también lo vemos como un insumo químico que finalmente puede ayudar a la descarbonización, no solo desde el sector energético sino que también desde el sector productivo y desde ahí también generar cadenas de valor productivas, encadenamientos productivos, nuevos emprendimiento, y en definitiva genera un desarrollo económico para la región.

Una de las ventajas que tiene la región del Biobío en comparación con las otras regiones que están más mencionadas en cuanto a desarrollo de hidrógeno verde en Chile, es que la región del Biobío tiene potenciales consumos domésticos que podrían ayudar a potenciar el desarrollo de la Industria del hidrógeno desde el consumo doméstico como lo indica también la Estrategia Nacional de Hidrógeno. 

“En la Universidad de Concepción comenzamos a trabajar desde el año 2019 en crear este ecosistema en la región del Biobío a través del Proyecto Alianza Estratégica de Hidrógeno Verde para el Biobío. Desde ahí, se han evaluado algunos proyectos que podrían desarrollarse y se está trabajando también para poder llegar a evaluaciones de factibilidad y de ahí poder llegar a levantar inversión para concretar esos proyectos en Biobío”, adelantó Andrea Moraga, Gerente de la Unidad de Hidrógeno del Instituto de Investigaciones Tecnológicas (IIT) de la Universidad de Concepción.   

Y precisó: “En la región del Biobío va a haber una planta piloto de la Universidad Católica de la Santísima Concepción que debería empezar a funcionar el próximo año y también está el proyecto de CAP S.A. que adjudicaron fondos que estaban comprometidos en la Estrategia para poder comprar un electrolizador y ese proyecto se debería concretar antes del año 2025”. 

La entrada El apetito inversor en hidrógeno verde aumenta en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el panorama del Mercado de Balance de Potencia (MBP) en México continúa siendo un terreno de incertidumbre y especulación. 

Tal como explica la pagina oficial 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.

Según fuentes cercanas a Admonitor, entidad dedicada a traer transparencia al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), el cierre del año anterior mostró una disminución en los precios de mercado, influenciada principalmente por la baja en el precio del gas natural y una mayor disponibilidad de recursos energéticos.

Sin embargo, el incremento de las temperaturas a partir de mayo alteró significativamente la demanda energética, la cual alcanzó picos cercanos a los 53 GW. Esta situación desafió las proyecciones del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), generando una brecha atípica entre la disponibilidad de recursos y la demanda. 

A pesar de que la demanda máxima se registró en mayo y junio, el menor margen de capacidad se observó hasta septiembre, un fenómeno que merece análisis detallado.

Este comportamiento inusual tiene implicaciones directas en los precios de la energía y en el mercado de potencia. 

La mayoría de los participantes del mercado mostraron nerviosismo ante el MBP, debido a la expectativa de que los precios serían similares a los del año anterior, cuando alcanzaron los 3 millones de pesos por MW. No obstante, la realidad observada desde Admonitor sugiere un escenario diferente motivada por dos factores clave:

Desplazamiento de horas críticas: las horas críticas no coinciden con las demandas pico, lo que sugiere un cambio significativo en los patrones de consumo y generación.
Reducción potencial de precios: los indicadores publicados por CENACE apuntan a una posible disminución en los precios, influenciada por la baja en los costos de los combustibles.

Ante esta incertidumbre, la estrategia recomendada por los analistas de Admonitor para los actores del mercado es optar por acuerdos de largo plazo (3 a 5 años) con precios fijos, basándose en los promedios de MBP de años anteriores. 

Esta aproximación busca minimizar los riesgos asociados a la volatilidad del mercado y evitar pérdidas significativas para suministradores y generadores.

Además, los expertos observan un escenario preocupante en términos de transparencia informativa.

 “Los estados operativos emitidos por CENACE han presentado información limitada o reducida, lo que complica aún más la toma de decisiones informadas en el sector”, aseguraron.

En conclusión, los especialistas de Admonitor afirmaron: “El mercado de balance de potencia en México enfrenta un periodo de incertidumbre por lo que la búsqueda de estrategias de mitigación de riesgos serán cruciales para garantizar la estabilidad y sostenibilidad del sector energético en el país”.

La entrada Continúa la incertidumbre por el próximo Mercado de Balance de Potencia  se publicó primero en Energía Estratégica.

Durante el panel «Energía Eólica en el Cono Sur: Retos para un sector en crecimiento» en el Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, Li Yang, General Manager para Chile de Goldwind, compartió insights valiosos sobre el crecimiento de la energía eólica en la región, especialmente en el país. 

De esta forma, el ejecutivo reveló que con una presencia consolidada desde 2013, Goldwind ha logrado instalar 1 GW en el país, lo cual ha marcado un hito significativo en su compromiso con la transición energética.

Desafíos en la evolución de la tecnología eólica

Yang señaló que Goldwind enfrenta retos constantes en la adaptación de su infraestructura a la evolución tecnológica de los aerogeneradores.

“Con máquinas que han pasado de 2 MW a ofertas de 5 a 7 MW, los desafíos logísticos se intensifican debido a componentes más pesados y de mayor tamaño. Esto ha requerido inversiones en equipos especiales para el transporte, especialmente en proyectos ubicados en zonas remotas como Magallanes, donde se concentran proyectos off grid”, destacó. 

En este sentido, afirmó que Goldwind está avanzando en tecnologías como Grid forming para integrar estas soluciones en el mercado lo antes posible.

Innovación tecnológica

De acuerdo a Yang, la compañía se destaca por sus tecnologías de vanguardia en aerogeneradores, como el PMDD (accionamiento de imán permanente) y el MSPM (imán permanente con caja multiplicadora de velocidad media), adaptándose a las necesidades específicas de cada proyecto y recurso eólico. 

La potencia de sus productos varía desde 4,5 hasta 7,5 MW, con rotores que oscilan entre 1.55 y 1.82 metros.

Mercados estratégicos en América Latina

El especialista destacó la importancia de mercados como Brasil, Argentina, Chile y Perú para Goldwind. 

“En Brasil, la empresa planea establecer una fábrica en Bahía, mientras que en Argentina ya opera 350 MW en parques eólicos y se prepara para iniciar un nuevo proyecto”, destacó.

Y agregó: “Chile se perfila como un mercado clave, especialmente con el auge del hidrógeno, que se espera genere una demanda significativa. Por otro lado, Perú, con su potencial eólico, también se vislumbra como un mercado emergente en la próxima década”.

Colaboración en la industria eólica

Yang enfatizó la necesidad de una colaboración estrecha entre todos los actores de la industria eólica. 

Al reconocer que cada parte de la cadena es esencial, destacó la importancia de trabajar conjuntamente para enfrentar los desafíos y aprovechar las oportunidades en el sector. 

“La visión de Goldwind es clara: un futuro energético sostenible se construye con la unión de esfuerzos y la innovación constante”, concluyó.

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La Asociación de Transmisoras de Energía de Chile y la Asociación Gremial de Generadoras de Chile lanzaron un inédito estudio con medidas para el despliegue de la infraestructura de transmisión en el país. 

La investigación tuvo el objetivo de identificar las brechas existentes, junto con un conjunto de acciones sistémicas, de corto y largo plazo, que permitan hacer un mejor uso de las capacidades actuales y perfeccionar la planificación futura. 

Por lo que el estudio propone una reforma para la regulación del país basada en tres ejes fundamentales: creación de contratos financieros de red, modernización del régimen de inversiones libres en transmisión, y remuneración de las expansiones con cargo vía peajes a los beneficiarios.

Alejandra Sepúlveda, directora de Asuntos Públicos y Comunicaciones de Transmisoras de Chile, había anticipado el lanzamiento del estudio durante el evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES).

En aquel entonces explicó que “dicho proyecto está vinculado con un plan o una propuesta de planificación realizada junto a Generadoras que es propositivo, con ideas, sugerencias de dónde puede haber mejoras en materia de planificación”.

¿Por qué? Independientemente de que se usen nuevas tecnologías, complementarias y necesarias para el sistema, en cualquier escenario se requeriría ocupar mejor lo que hay y también desarrollar nuevas obras de transmisión.

A tal punto que desde Transmisoras vaticinaron que tenían en la cuenta “al menos 4000 kilómetros más de líneas”, pero que la incertidumbre pasaba por saber cómo llevarlas a cabo, dónde y en qué momento. 

“La transmisión es fundamental, tiene que seguir perfeccionándose, hay cosas que todavía están en veremos, como por ejemplo la planificación de largo plazo. Después del año 2030, una vez que Kimal – Lo Aguirre (línea que reforzará Antofagasta con la región Metropolitana) esté en operación, no tenemos claro qué línea de transmisión se necesita ni dónde se requiere”, manifestó Sepúlveda durante la cumbre de FES en la ciudad de Santiago, Chile.

El estudio que plantearon entre los dos gremios está organizado en cuatro módulos de trabajo, estableciendo una línea temporal de acciones de corto, mediano y largo plazo, que se complementan con acciones regulatorias de distinto nivel para habilitar las medidas identificadas. 

El módulo N°1 de acciones a corto plazo concluye que el actual esquema manual de control de transferencias y determinación de costos marginales entre zonas puede resultar en menores transferencias por las líneas y consecuentes desacoples que pueden ser inconsistentes. 

“Por el lado de la programación de operación de las centrales a carbón, los análisis de sensibilización realizados permiten concluir que la inflexibilidad de estas plantas está asociada principalmente a sus altos costos de partida y parada”, afirma el informe.

“Si bien al modelar una operación flexible de estas, habilitando partidas y paradas semanales o incluso diarias, es preciso señalar que la magnitud de los vertimientos que son pronosticados a futuro en vista de los avances de la energía solar fotovoltaica, haría que medidas para mejorar la flexibilidad serían de poca efectividad, pues si bien reducen los vertimientos, existirá nominalmente una fuerte sobreoferta de energía en horas solares por sobre la demanda sistémica, en particular durante el segundo semestre del año”, agrega. 

El segundo módulo, sobre acciones de mediano plazo, revisó las distintas tecnologías complementarias a líneas de transporte eléctrico (soluciones de tipo Hardware y Software), las cuales pueden contribuir a hacer un uso “más eficiente” de las capacidades actuales y mejorar la confiabilidad de la red en su conjunto. 

“Si bien las distintas tecnologías revisadas presentan numerosas ventajas, la revisión permitió generar una discusión de barreras potenciales para el despliegue de estas tecnologías, las cuales pueden depender de la tecnología en sí misma (barrera independiente del contexto) o bien depender del contexto económico y regulatorio de las jurisdicciones donde se desean incorporar”, manifiesta el documento.

El tercer módulo propone “modificaciones incrementales” a implementar a través de herramientas de simulación existentes y, por lo tanto, en el corto plazo, entre las que se destacan mejorar la selección de los puntos de operación, así como en otros datos de entrada relevantes, como también “una serie de indicadores en un enfoque multivalor que aparecen como adecuados para hacer un análisis integral de los beneficios que aportan los proyectos de transmisión”. 

En segundo lugar, las asociaciones identificaron un conjunto de modificaciones “profundas” a la metodología, tal como la necesidad de aplicar modelos avanzados de optimización; aunque se aclara que las mismas tardarán más tiempo en ser adoptadas”. 

Mientras que el módulo dedicado a la regulación concluye que “existe una falta de precisiones de detalle que dificultan la concreción de avances en la línea de las propuestas” y sugiere que las mismas se aborden mediante inclusiones de requerimientos mínimos de modelamiento y por la realización de estudios específicos que sirvan de insumo para la planificación. 

Más iniciativas de Transmisoras de Chile

Alejandra Sepúlveda también adelantó que desde el gremio encaran un proyecto vinculado a la sostenibilidad y que la infraestructura conviva de forma más “armónica” con su entorno: 

“Pensamos en huertos en línea, que las franjas debajo de las líneas que hoy no se utilizan o se usan para botar basura, puedan ser ocupados por las comunidades para desarrollar huertos y microeconomías locales, tanto para el autoconsumo como para generar ventas y compras de ciertos productos agrícolas”, explicó en el evento de Future Energy Summit. 

La entrada Gremios de Chile publicaron un estudio con medidas para desplegar la infraestructura de transmisión se publicó primero en Energía Estratégica.

EPM realizó inversiones importantes en la modernización y ampliación de la infraestructura para asegurar la demanda creciente de los servicios de energía, agua potable, alcantarillado y gas en las zonas en donde hace presencia. El mayor hito alcanzado es haber puesto en operación comercial la Central Hidroituango,  en beneficio de la seguridad energética de Colombia.

Frente a los retos que impuso el cambio climático, EPM  ha impulsado  la generación de electricidad con hidrógeno, proyectos de energía solar entre los que se encuentra el parque Tepuy y la generación hidráulica que es fortaleza de la Organización.

Jorge Andrés Carrillo, gerente general de EPM aseguró que el trabajo de la gran familia EPM se sintió de manera permanente, “aquí la Empresa se mueve no solo por la convicción de cada uno de los colaboradores en servir a sus comunidades, sino porque está claro que su misión es contribuir a la armonía de la vida para hacer de Antioquia y Colombia un mundo mejor. En cifras destaco el mejoramiento de la calidad de vida para las cerca de 11 mil familias que conectamos al servicio de acueducto y alcantarillado, así como los más de 12 mil hogares que también hicieron del gas una fuente de soluciones en el hogar”.

En resumen, EPM presenta el compendio de los aspectos más destacados de su gestión empresarial en el  cuatrienio que termina:

Resultados financieros

• EPM durante el periodo 2020-2023 (estimado) obtuvo ingresos por COP 51 billones, un ebitda por COP 21 billones y un resultado neto por COP 13 billones.

• En términos de indicadores la Empresa alcanzó un margen ebitda promedio de 41 % y en rentabilidad del patrimonio un 12 %.

Inversiones en infraestructura

• Las inversiones en infraestructura en EPM 2020 a septiembre 2023 ascienden a COP 10 billones, de este monto, el 57 % corresponde al negocio de Generación Energía (Central Hidroituango 52 % – otros proyectos de generación 5 %), 18 % Distribución Energía, 15 % Provisión Aguas, 8 %  Saneamiento y el 2 % restante corresponde a inversiones en Gas, Transmisión Energía y otras inversiones institucionales.

Central Hidroituango

• Desde finales de octubre 2023, EPM puso en funcionamiento la primera etapa (unidades 1, 2, 3 y 4) de la Central Hidroituango, lo que representa 1.200 MW (megavatios) de energía limpia y renovable para los colombianos ubicados en cualquier lugar del país.

• Para medir su aporte, una sola unidad de generación de Hidroituango, de 300 megavatios, puede suministrarle energía a una población con 540 mil habitantes, es decir, puede abastecer una ciudad colombiana completa como Ibagué o Pereira. Por lo tanto, con los 1.200 megavatios de energía, de las cuatro unidades activas, se podría atender una ciudad de más de 2 millones de habitantes.

• La generación de energía eléctrica de Hidroituango permite a las entidades territoriales recibir importantes recursos vía transferencias e impuestos; y a las comunidades mayores oportunidades de progreso y desarrollo.

La entrada EPM cierra el 2023 con proyectos solares, de hidrógeno y cuatro turbinas de Hidroituango se publicó primero en Energía Estratégica.

La Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) actualizó el estado de los contratos en el marco del primer proceso de Solicitudes de Propuestas para Energías Renovables y Almacenamiento (RFP-Tranche 1). 

En la última Reunión de la Junta de Gobierno de la AEE, se informó que luego del vencimiento del término contractual para cumplir con las condiciones subsiguientes en los contratos firmados en el RFP-Tranche 1 cinco desarrolladores no cumplieron con los términos acordados. 

Se trata de Juncos Solar de Canadian Solar (100 MW / US$ 136,00 MWh); Solaner San German de Alener Solaner (35 MW / US$ 121,90 MWh); y la Virtual Power Plant de Sunrun PR Operations (17 MW); Esmeralda Solar Farm de Coquí Power ETC (60 MW); y Yabucoa Energy Park de Energle Go-Green (38.7 MW  / US$139,70 MWh). 

¿Por qué se llegó a esta instancia? Según pudo saber Energía Estratégica, habría dos causas principales: falta de financiamiento e incumplimiento de condiciones. 

El primer causal estaría relacionado a que los contratos no resultan financiables por la banca multilateral privada por el estado de quiebra del off-taker (AEE/PREPA). Y aunque oficinas de gobierno locales y federales intentaron anticiparse  -como comunicó oportunamente Energía Estratégica indicando que la Autoridad para las Alianzas Público Privadas de Puerto Rico (AAPP o P3) y el LPO DOE (Loan Program Office from the Department of Energy) estaban interesados en facilitar el acceso a fondos para los proyectos renovables, no todos los proyectos cumplían con los requisitos del DOE.

En adición, el segundo motivo fue que algunos proyectos pese a haber calificado inicialmente, no cumplieron con las condiciones subsecuentes (antes condiciones precedentes). Esto incluye garantías corporativas, contratos de interconexión, entre otros.

La fianza o “Security Amount”, es una de las condiciones subsecuentes que hay generado revuelo. No obstante, según pudo saber Energía Estratégica, hay varios montos en juego

1- Proposal Security 10,000 $/MW que se colocan a través de carta de crédito el mismo día de presentar oferta.

2- Non-refundable fees que es a través de transferencia bancaria y cubren los estudios de interconexión. $225,000 para proyectos de más de 50 MW.

3- Performance Security (security amount) que es a través de carta de crédito y cubren el riesgo de que no se construya el proyecto y se ejecuta después de un tiempo. El valor es 50,000 $/MW.

4- Payment Guarantee o Garantía Corporativa de responsabilidad limitada. El monto limitado es hasta 75 millones por proyecto. 

Ahora bien, no todo serían pérdidas. Aunque hayan sido cancelados los contratos de estos 5 proyectos en el “tranche 1”, los proponentes en teoría podrían preservar los costos del desarrollo, porque aún pueden presentar el proyecto en otro tramo de licitación o venderlos. 

Avance de proyectos del “tranche 1” 

De acuerdo con declaraciones del Comité de Contratación y Asuntos Regulatorios, en el marco del RFP “Tranche 1” quedan 10 proyectos confirmados, que sumarán 765 MW de capacidad instalada. 

Se trata de ocho proyectos de energía solar fotovoltaica y dos de almacenamiento: Salinas Solar de Clean Flexible o AES (120 MW), Jobos Solar de Clean Flexible o AES (80 MW), Coamo Solar de Convergent (100 MW), Pattern Barceloneta de Pattern Energy (70 MW), Ciro Two Salinas de Ciro Group y Putnam Bridge (68 MW), Guayama Solar de Ciro Group y Putnam Bridge (50 MW), Tetris Power Arecibo de Interenergy y Yarotek (45 MW), Yabucoa Solar de Sonnedix – Infinigen – Arclight (32.1 MW), Salinas BESS de Clean Flexible o AES (100 MW) y Jobos BESS de Clean Flexible o AES (100 MW).

Adicional a estos, tres proyectos de almacenamiento de energía (BESS) por un total de 150 MW contarían con contratos firmados en los próximos 30 días laborables. 

Y, por otro lado, la AEE estaría transitando un proceso de discusión de aspectos técnicos y contractuales para reconsiderar otros cuatro proyectos de baterías en Naguabo, Yabucoa, Santa Isabel y Barceloneta, que totalizan 260 MW. 

La entrada Cinco contratos renovables cancelados en Puerto Rico: proyectos, empresas y montos en juego  se publicó primero en Energía Estratégica.

“No hay plata” fue la frase de Javier Milei que más resonó al momento de hablar sobre la situación económica de Argentina. Y uno de los principales puntos a los que hacía alusión tal comentario estaba vinculado a la paralización de las obras públicas, el rechazo de licitaciones de nuevos proyectos y el freno para aquellos que aún no comenzaron. 

Esta ideología se volvió premisa a lo largo de toda la campaña electoral del líder de La Libertad Avanza (LLA) y causal de las primeras medidas de gobierno anunciadas desde el 10 de diciembre. Hechos que generaron ciertas incertidumbres en el sector energético nacional, como por ejemplo por la continuidad de los proyectos adjudicados en la licitación RenMDI, realizada a mitad del 2023. 

Carlos Cueva, socio del estudio Beccar Varela, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y brindó tranquilidad para la industria de las energías renovables de Argentina, principalmente para aquellas centrales que aún se encuentran en construcción o que están a punto de iniciar tal etapa.

“Los contratos del Programa RenovAr o de RenMDI no están categorizados bajo el sistema de obra pública, sino que son una obligación que un privado asume poniendo la plata de su bolsillo y con el financiamiento que consiga, y una vez que se termine el proyecto, la entidad podrá vender energía y recuperar la inversión”, aseguró. 

“Por lo que sería una locura que el Estado no deje cumplir la obligación, considerando que la plata puesta en la construcción es por parte del privado y que la existencia de energía renovable en la matriz eléctrica sea en beneficio del interés público”, agregó. 

Si bien apuntó a transporte y distribución, habla del déficit de generación eléctrica, por ende sería contradictorio que suspendan los proyectos adjudicados en la licitación RenMDI o en la convocatoria de energía térmica” continuó. 

De todos modos, el especialista reconoció que habrá que esperar la definición de las obras públicas a las que se refiere Milei, es decir, entender bien cuáles finalmente se suspenderán, cuáles se relicitarán, cuáles se harán de nuevo (si es que hay avances) y si es alguna tendrá mayor prioridad sobre otra. 

“Si bien en sus recientes medidas se dice que el parque generador está obsoleto y el gobierno apuntó a transporte y distribución, habla del déficit de generación eléctrica, por ende sería contradictorio que suspendan los proyectos adjudicados en la licitación RenMDI o en la convocatoria de energía térmica” aclaró Carlos Cueva.

Impacto del tipo de cambio oficial

El socio del estudio Beccar Varela también fue consultado sobre el efecto que podría tener el salto cambiario que llevó al dólar oficial a $800 (corrección nominal de casi el 119% en relación con la cotización de $366) y que redujo la brecha con dólar el blue. 

“El pago de los contratos PPA es en pesos a tipo de cambio oficial (correspondiente al último Día Hábil de tal mes calendario), es decir que los titulares de los proyectos cobrarán más pesos. Mientras que en el Mercado a Término (MATER), también suele estar el mismo tipo de cambio, pero al ser privados el acuerdo es entre ellos y cada proyecto puede tener sus propias particularidades”, explicó.

“Aunque todavía no se dice nada sobre la libre disponibilidad de los dólares (eliminación del cepo), que será clave para ver cómo se pueden mover los proyectos”, concluyó. 

La entrada Tranquilidad para el sector: Los PPA renovables estarían exentos del recorte del gobierno de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

A través de la Resolución N°701 028 DE 2023, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) propone una medida para hacer frente a las previsibles subas en la bolsa de energía que generaría el fenómeno del Niño: sequía que restringirá la producción de energía hidroeléctrica y, por ende, una caída en la oferta y previsible aumentos de precios.

La normativa, puesta a consulta pública “por el término de cinco (5) días calendario contados a partir del día siguiente a su publicación en el portal web de la CREG (21 de diciembre)”, tiene como objetivo “adoptar medidas para prevenir el abuso de la posición dominante de los generadores que participan en la bolsa de energía y la consecuente formación de un precio de bolsa ineficiente durante la ocurrencia del Fenómeno de El Niño en el período 2023-2024”.

La nueva dinámica comenzaría a regir desde que entre vigencia la resolución y hasta que finalice la estación de verano 2023-2024: el 30 de abril de 2024.

Proyecto_Resolución_CREG_701_028_2023

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De acuerdo al proyecto de resolución, el precio de bolsa nacional ajustado (PBNA) será de 532 $/kWh.

Para conocer los efectos de la resolución, Energía Estratégica dialogó con Hemberth Suárez Lozano, abogado y socio fundador de OGE ENERGYS.

¿Qué alcance tiene esa medida y en cuánto se fija el precio?

Destaco al menos seis efectos:

Se desnaturaliza la esencia de un mercado ¿Para qué ofertar si tendríamos un precio máximo de energía creado vía norma?
Frena la inversión extranjera.
La definición de un precio máximo de energía en la bolsa impide que operen las fuerzas del mercado de energía en Colombia.
Se puede presentar una reducción de interés en participar en la subasta del Cargo por Confiabilidad, incluso para los generadores existentes.
Se disuade la participación en el despacho central.
Con la fijación de un “Precio Tope” se crearía un entorno antieconómico.

¿Qué opinión le merece el plazo para comentarios?

Muy corto. Este tipo de decisiones deben tomarse bajo un análisis detallado porque tiene varios efectos, más negativos que positivos.

Hago un llamado para que se amplíen los tiempos para comentarios y que antes de adoptarse una resolución final la CREG pueda retroalimentarse de las observaciones e impactos que tendrían los agentes generadores, los comercializadores y los inversionistas privados.

¿A qué tecnologías desfavorece más y por qué?

La intervención que pretende la CREG con la creación de un “Precio Tope” no es favorable para ningún agente que quiera participar en un mercado en libre competencia.

Con el proyecto de Resolución CREG 701 028 de 2023 lo que hemos visto hasta el momento es un alto impacto desfavorable para las plantas térmicas que estén respaldadas con gas local, gas importado, con combustibles líquidos y en general todas aquellas que estén en la obligación de salir al despacho central.

Pero en términos generales, la CREG estaría interviniendo todos los recursos de generación, tanto al variable-renovable, a los térmicos y a los hidráulicos.

¿Genera alguna repercusión esta medida dentro del sector empresario, ya que de alguna manera desalienta a la participación de los proyectos dentro de la bolsa de energía?

Es preocupante lo que propone la CREG.

Con la definición de un umbral para los costos pierde valor el análisis que hace un profesional en economía o en finanzas dado que el margen que se obtiene está previamente definido ¿Para qué calcular costos si los están acotando vía fijación de un “Precio Tope”?

En tal sentido, la intervención que propone la CREG reduce el margen a que tiene derecho un inversionista.

La entrada Los seis efectos que generaría en el mercado eléctrico un precio tope a la bolsa de energía se publicó primero en Energía Estratégica.

Admonitor, entidad dedicada a traer transparencia al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), comunicó que este 25 de diciembre 2023, se presentaron precios de energía en cero y precios negativos para algunas horas del día, en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y el Sistema Interconectado de Baja California (BCA), respectivamente.

Tal como publicaron en las redes sociales, estos escenarios derivan, entre otras causas, de la baja demanda de energía eléctrica en los sistemas interconectados.

En conversaciones con Energía Estratégica fuentes cercanas a Admonitor revelaron: “Entre las 10, 11 y 12 de la mañana del 25 de diciembre, todo el precio de la energía se cayó a cero, es decir, que marginaron la generación renovable».

Ante este suceso, los expertos estimaron que se trató de un curtailment de generación renovable, un evento que se repite todos los años, pero que no deja de ser importante para todos los generadores.

Y añadieron: «Un generador térmico no va a tener una implicación demasiado fuerte porque recibe su garantía de suficiencia de ingreso. Los costos involucrados por operar por esas horas no se le va a pagar por precio sino por garantía de suficiencia. Sin embargo, los generadores renovables inyectaron a la red sin obtener nada cambio».

En otras palabras los analistas señalaron: «Los generadores renovables produjeron electricidad durante 3 horas sin recibir un pago por esa inyección. Ese es el efecto del incremento de la generación renovable ante escenarios de baja demanda».

En efecto, para los analistas, esa situación se repetirá en el futuro: «Vamos a empezar a ver posiblemente estos precios en cero. Vale señalar que el año pasado en diciembre, enero y febrero se obtuvieron precios en cero para BCS (sistema interconectado Baja California Sur)  algo que nunca se había visto y este año podría volver a suceder».

Como consecuencia, los generadores tendrán que contemplar estas reducciones de precios en épocas decembrinas o eventos atípicos en sus modos financieros a fin de de reducir sus riesgos. 

Y agregaron: «Los generadores con cobertura eléctrica van a minimizar ese riesgo y van a recibir una contraprestación con sus suministradores que les compran energía. Y los suministradores a su vez, dependiendo el esquema comercial pueden incrementar su ganancia o reducirán los precios de las tarifas de sus usuarios finales«.

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Felipe Gallardo, director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), formó parte del mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en la ciudad de Santiago, Chile. 

Durante el panel denominado “El rol de las asociaciones del sector en el desarrollo de las energías renovables” analizó los principales puntos que se necesitan para alcanzar una matriz 100% renovable en Chile. 

“Probablemente todos los proyectos instalados hasta la fecha fueron los más simples en cuanto a la gestión del territorio y las comunidades, pero hoy en día enfrentan oposición comunitaria y la pregunta que nos hacemos es si tenemos la institucionalidad necesaria para gestionar toda la nueva gama de proyectos que vendrán”, manifestó. 

De acuerdo a propios estudios de ACERA, si se desea reemplazar los 5523 MW de centrales carbón (sobre una capacidad aproximada de 36 GW en el SEN), la capacidad de renovables (con o sin almacenamiento) debe superar los 22500 MW en una primera etapa al 2030. 

Mientras que para el 2024 se debería adicionar otros 24 GW de renovables + storage para mantener el sistema eléctrico adaptado y sin sobresaltos; por lo que el país atraviesa una etapa donde la discusión pasa por la velocidad en la que se terminará de materializar la transición energética.

“El otro punto importante a tener en cuenta, guarda relación con el modelo de tarificación en el mercado mayorista de energía, ya que tenemos mismo modelo instaurado en el año 1982, basado en un modelo hidrotérmico, donde el costo variable de la energía no era necesariamente cero en la mayor parte del tiempo (salvo épocas lluviosas)”, apuntó.

“En ese contexto, la pregunta es: ¿están puestos los incentivos para desarrollar estas tecnologías requeridas? Y cabe recordar que el plan de retiro de centrales a carbón también impone una serie de condiciones para la operación del sistema eléctrico, dado que representa el 17% de la generación y que pueden estar en las horas de mayor estrechez para el sistema”. 

Es decir que se requerirán instalaciones que permitan gestionar energía de una manera similar y reemplazar las centrales aún operativas por máquinas rotatorias que no quemen combustibles fósiles, como por ejemplo de concentración solar de potencia, el bombeo, la geotermia.

Ana Lia Rojas en FES: “No se puede instalar que las renovables son responsables de las alzas de las cuentas eléctricas”

Y cabe recordar que la Licitación de Suministro del 2023, destinada a abastecer los Consumos de Clientes Sometidos a Regulación de Precios por un total de 4800 GWh, prevé un mecanismo de fomento a proyectos de almacenamiento y energías renovables no variables. 

Puntualmente se brindará un descuento correspondiente a 0,15 US$/MWh por cada GWh de energía generable por dichos medios, calculada como el promedio de la capacidad de producción por los primeros 5 años de suministro. 

Aunque la cantidad de nuevos proyectos – y tipo de tecnología – que podrían suministrar energía renovable a los clientes regulados a partir de 2027 y 2028 recién se dará a conocer entre abril y mayo del próximo año, dado que hace poco más de un mes, la Comisión Nacional de Energía de Chile prorrogó la convocatoria. 

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En el marco del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile, Rosa Riquelme, directora de la Agencia de Sostenibilidad de Chile, compartió perspectivas de interés sobre el estado actual y futuro de la generación distribuida en el país.

En este sentido, Riquelme destacó la importancia de medir el éxito de los programas de energías renovables en términos de cumplimiento de objetivos. 

“La Agencia ha estado trabajando en la consolidación de reconocimientos para preparar mercados y avanzar en temas regulatorios. Ejemplo de ello es el Sello Calidad de Leña, que reconoce el aporte de la biomasa en la demanda de calefacción del país”, explicó.

Además, la experta mencionó que el programa Casa Solar, en particular, ha sido un hito en la generación distribuida en Chile. A través de esta iniciativa, se busca que beneficiarios puedan ahorrar entre 100 mil y 300 mil pesos al año en sus cuentas de luz, gracias al cofinanciamiento de hasta un 50% para equipar estas viviendas con energía solar.

«Con una ley de generación distribuida que lleva 9 años en vigor y solo 5 mil sistemas implementados, el programa busca conectar 4800 sistemas adicionales en dos años«, destacó Riquelme. 

Este ambicioso objetivo refleja el compromiso de la Agencia con la expansión de la energía solar residencial, a pesar de los desafíos en costos de implementación, disponibilidad de materiales y mano de obra.

En esta línea, reveló que a nivel internacional, los sistemas de generación distribuida residenciales representan aproximadamente un 10% en países con características similares a Chile, mientras que en el país apenas bordea el 1%. Este contraste subraya la necesidad de acelerar el despliegue de estas tecnologías en el país.

De esta forma, calificó a la generación distribuida a nivel residencial como un “desafío particular”, especialmente en la zona norte de Chile, donde las empresas se enfocan en proyectos más grandes.

 La Agencia está trabajando para superar estas barreras, incluyendo la promoción de la igualdad de género y la capacitación de capital humano especializado.

A su vez, resaltó que están trabajando con las autoridades para disminuir el tiempo de permisos, agilizar los trámites y llevar mayor transparencia con índices de precios.

Mirando hacia el futuro: hidrógeno verde y más

De cara al 2024, la Agencia se prepara para lanzar una nueva versión de la aceleradora de hidrógeno verde, enfocándose en las aplicaciones de consumo y la reducción de la incertidumbre en el mercado. Este esfuerzo es parte de un enfoque más amplio para alcanzar la carbono neutralidad en Chile, reconociendo el papel vital tanto de la electricidad como del hidrógeno en este proceso.

Y aseveró: «Estamos trabajando en torno a 10 iniciativas que podrían llevarse a cabo. Queremos reducir la incertidumbre para poder tener aplicaciones concretas, retroalimentar políticas públicas y generar evidencia para obtener la normativa adecuada».

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El nuevo Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) de Javier Milei encendió interrogantes y alarmas dentro del sector renovable de Argentina ya que derogó seis leyes energéticas y desactivó el Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS), los Certificados de Crédito Fiscal (CCF) y otros instrumentos y beneficios fiscales para la GD, entre otro puntos. 

Es decir que ya no se aplicarán los bienes fideicomitidos al otorgamiento de préstamos, incentivos, garantías, la realización de aportes de capital y adquisición de otros instrumentos financieros destinados a la implementación de sistemas de generación distribuida a partir de fuentes renovables.

Juan Carlos Villalonga, ex diputado nacional y actual presidente de GLOBE y miembro de la PlataformaH2 Argentina, analizó las nuevas medidas anunciadas y marcó distintas incongruencias por parte del gobierno argentino. 

“Es un poco extraño que, habiendo tantas irregularidades en el sector energético, sólo se mete con dos leyes. Una que prácticamente no estaba operativa (Ley N° 25822 de Plan Federal de Transporte Eléctrico) y N° 27424 de generación distribuida, que no producía disturbios como para que su baja sea prioritaria”, señaló en conversación con Energía Estratégica. 

“La ley de GD produce una serie de posibles instrumentos que el Estado puede utilizar para su promoción. Es decir, no obliga ni implica un gasto fijo, sino la posibilidad de recurrir a algunos elementos de promoción, por lo que era más un capítulo potencial que mandatario”, agregó. 

Si bien el núcleo de la normativa actual de generación distribuida en Argentina no se vio modificado, la baja de los incentivos fiscales puede representar una mala señal para el sector renovable, dado que tal alternativa sólo posee 1555 usuarios – generadores (U/G) y 29,8 MW de capacidad instalada (sumado a otros 14,5 MW de potencia reservada en 583 U/G). 

Es decir que está muy lejos de los 23700 U/G previstos por el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017 para el cierre del 2023, como también alejado del objetivo de 1000 MW que planteó el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático (PNAyMCC) 2022, lanzado en el gobierno de Alberto Fernández.

Además, durante la COP 28 el gobierno anterior adhirió a la declaración junto a más de 120 países y 300 organizaciones mundiales para duplicar las acciones de eficiencia energética y triplicar las energías renovables, para alcanzar los 11000 GW a 2030 a nivel mundial. 

“Sin embargo, el nuevo gobierno lanza esta primera medida, considerando que la GD va tanto para el impulso de las renovables como de la eficiencia energética. Es un disparate e inconsistencia de la política. Pero si se quisiera desregular, hay muchísimo para hacer, pero se hace con bisturí y no con la motosierra. Es más capricho y falta de inteligencia que de recortar gastos. ”, apuntó Villalonga. 

“El presidente puede plantear un rumbo y una propuesta regulatoria, pero ese decreto debería transformarlo en una ley con todos esos elementos y enviarlo a sesiones extraordinarias. Y con ello, se obliga al Congreso a discutir cada punto y se le permite aprobar, rechazar o modificarlos uno por uno”, añadió. 

Avance del DNU

El mega Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) de desregulación de la economía que dictó el presidente Javier Milei, que incluye más de 300 reformas en distintos sectores, entrará en vigencia a partir del próximo viernes 29 de diciembre del corriente año. 

Pero dentro de los 10 días hábiles desde la publicación del DNU (hasta el 8 de enero por los feriados en medio del calendario), el Jefe de Gabinete debe enviarlo al Congreso para que sea analizado por una Comisión Bicameral para su aprobación o rechazo, aunque sólo con respecto a si se cumplieron los plazos y que no se traten materias prohibidas por la Constitución nacional, y si está justificada la “necesidad” y la “urgencia”. 

Luego, la Comisión Bicameral Permanente de Trámite Legislativo tiene 10 días hábiles desde el ingreso del decreto al Parlamento para someter el texto a tratamiento y debate de los legisladores. Y en caso de que se apruebe por mayoría absoluta de los miembros de la comisión (más de la mitad de los presentes), pasará a la Cámara de Diputados y a la de Senadores para que éstos expresen su apoyo o rechazo mediante el voto de la mayoría absoluta. 

Si ambas Cámaras votan el rechazo al DNU, el mismo perderá validez de forma permanente; aunque si una de las dos Cámaras legislativas no lo trata, o si sólo una lo rechaza, el DNU seguirá vigente como una ley más.

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En un mundo cada vez más consciente de la importancia de las energías renovables, Think Bright, una empresa líder en el sector de la energía solar en México, ha anunciado planes ambiciosos para duplicar sus instalaciones de generación distribuida para el año 2025. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Axel Nava, ingeniero en Energías Renovables en Think Bright, destaca tanto los desafíos como las oportunidades en el sector.

Según Nava, la industria fotovoltaica ha experimentado un estancamiento en los proyectos de gran escala, conocidos como «utility», debido a las cancelaciones de permisos. Sin embargo, resalta el crecimiento sostenido en el ámbito de la generación distribuida en México. 

Con la vista puesta en apoyar ese crecimiento, la compañía se distingue en el mercado no solo por ofrecer productos fotovoltaicos, sino por brindar un servicio integral que incluye instalación, mantenimiento, monitoreo y una garantía de producción que abarca todo el sistema. 

Además, la empresa ofrece opciones de financiamiento flexibles, como pagos a plazos, lo que ha sido clave para mantener su liderazgo en el mercado.

Una característica notable de los sistemas instalados por Think Bright es su capacidad de monitoreo en tiempo real, permitiendo a los clientes visualizar la producción energética de sus paneles solares. 

Esto no solo asegura transparencia y confianza, sino que también facilita la propuesta de incrementos basados en el rendimiento del sistema.

“Nos enfocamos en atender tanto la pequeña demanda en baja tensión como la gran demanda en media tensión, abarcando sectores industriales y residenciales. La empresa se encarga de contratar y comunicarse diariamente con instaladores calificados, asegurando así la calidad y eficiencia de sus servicios”, reveló el experto.

Desafíos del sector

En tanto a los grandes retos que enfrenta la industria, también señaló la necesidad de avances en el marco regulatorio, especialmente en lo que respecta a la burocracia asociada con los trámites de interconexión, que a menudo retrasa los proyectos. 

Además, enfatizó en la importancia de mejorar la profesionalización del sector, destacando la dificultad de encontrar instaladores bien capacitados que cumplan con los altos estándares de Think Bright.

A pesar de estas barreras, la compañía busca posicionarse como un actor clave en la transición energética de México hacia fuentes más sostenibles y eficientes, en línea con su compromiso por duplicar sus instalaciones en los próximos dos años.

Este ambicioso plan no solo refleja la creciente demanda de soluciones de energía renovable en el país, sino también la capacidad de la empresa para adaptarse y liderar en un mercado en constante evolución.

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Como el mayor fabricante a nivel mundial de paneles fotovoltaicos, Jinko Solar ha desempeñado un papel crucial en la expansión de esta tecnología. Latinoamérica no es la excepción. Con alrededor de 17 GW suministrados en la región y una incursión creciente en sistemas de almacenamiento de energía, Jinko Solar busca continuar sus negocios y entre las plazas que resultan estratégicas en estas latitudes, Chile se posiciona como uno de los mercados más prometedores.

Miguel Covarrubias, Director de Ventas para la Región Andina de Jinko Solar, tuvo una participación destacada en el último evento del 2023 de Future Energy Summit en la que abordó estos temas. Durante el panel “Oportunidades de las energías renovables: Visión de líderes del sector”, se refirió a las proyecciones que hace la compañía para la energía solar fotovoltaica en Chile en el corto plazo y el rol del almacenamiento para continuar creciendo.

Primeramente, Covarrubias advirtió que el ritmo del desarrollo solar en Chile durante el 2024 podrá ser más lento del esperado debido a los efectos de la problemática del curtailment y a la necesidad de ejecutar normativas relacionadas con el almacenamiento y consideró que la incertidumbre en el mercado respecto a la tarificación de ciertos aspectos aún no normados también ha jugado un papel en esta desaceleración.

Ahora bien, a pesar de este ritmo más pausado, Covarrubias expresó confianza en una pronta recuperación, anticipando una revitalización hacia finales del 2024, principalmente impulsada por avances en almacenamiento. Destacó la creencia de Jinko Solar en el concepto de «24/7 solar», buscando ampliar las capacidades instaladas y explorar alternativas competitivas en almacenamiento para garantizar suministro durante las horas nocturnas.

La compañía que ha adoptado una estrategia de integración vertical para la fabricación de módulos fotovoltaicos está empezando a replicar la estrategia en almacenamiento, desarrollando sus propias alternativas de sistemas y pronto comenzando la fabricación de celdas.

Aquello no es menor. Covarrubias subrayó la competitividad que ven en la combinación de energía solar y almacenamiento, incluso en configuraciones de almacenamiento puro como BESS Stand Alone. Y señaló que empresas locales e IPP grandes están considerando plantas que integren generación y almacenamiento, enfocadas en la competitividad de esta tecnología.

En tal sentido, Chile está sido un ejemplo en Sudamérica al iniciar la discusión regulatoria y empezar con el desarrollo de proyectos híbridos y puramente BESS para utility scale, por lo que Covarrubias instó a otros países, como Colombia y Argentina, a tomar lecciones de Chile en su preparación para enfrentar desafíos similares.

Finalmente, durante su participación en Future Energy Summit, el referente de Jinko Solar enfatizó que las reglas claras son el mejor incentivo para el mercado, señalando la resiliencia de la industria y la disposición a adaptarse y trabajar dentro de un marco regulatorio transparente y estable.

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David Rau, gerente general de Flux Solar, integró la segunda jornada del evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en la ciudad de Santiago, Chile. 

Durante el panel denominado “EPCistas y desarrolladores: aliados para la construcción e innovación de centrales renovables”, el especialista vaticinó que la compañía está terminando un portafolio de “aproximadamente 140 MW” repartidos por todo Chile. 

Cabe recordar que la compañía está dedicada a tres segmentos: residencial, comercial – industrial con proyectos de autoconsumo y para los clientes que deben bajar sus consumos; como también al desarrollo, ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de centrales de generación de mediana escala, tal como Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). 

Y si bien el avance de los proyectos PMGD durante 2023 no resultó muy “sorprendente” a comparación de otros años (hay 2801 MW instalados entre todas las tecnologías), se espera que el almacenamiento de energía irrumpa de manera positiva en ese tipo de centrales renovables.

“Con el nuevo precio estabilizado, vemos una tremenda oportunidad para sistemas de storage en los  Pequeños Medios de Generación Distribuida y que probablemente haga más fuerte a los sistemas fotovoltaicos”, apuntó el gerente general de Flux Solar. 

“Cuando hablamos del almacenamiento, no hablamos del futuro sino que de la actualidad, ya que es económicamente viable y se crea toda la normativa regulatoria”, agregó en el salón del Hotel Intercontinental de Santiago. 

A pesar de ello y de que el sector renovable de Chile cierra cada vez más parques con híbridos con almacenamiento o sistemas stand alone, a tal punto que hay mucho interés y expectativa por la publicación de los reglamentos correspondientes (transferencia de potencia y de la propia ley de almacenamiento y electromovilidad), David Rau expuso una serie de desafíos a afrontar. 

“Todos estamos cerrando proyectos de almacenamiento, pero no pensamos muy bien de qué forma, dónde, qué es lo más eficiente. Estamos discutiendo si se hace una licitación pública o si se hacen los proyectos privados donde sea, entre otras cuestiones, pero dejamos temas de lado”, subrayó. 

“También tenemos que hablar de demanda, tenemos los problemas de transmisión porque tenemos perfiles de demanda de cierta forma y hoy en día nadie habla o no se implementan señales para incrementarla”, continuó. 

Y concluyó: “Lo principal que se busca es la seguridad legal en la regulación. No se trata tanto de qué tan convenientes son ciertas cuestiones, sino entender y tener claridad sobre cómo se hará y cómo se regulará para que los inversionistas, desarrolladores y quienes implementan los proyectos, tengan claro cómo armar y estructurar sus proyectos y así poder aportar tecnología para el país”.  

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Chile ha logrado avances notables en su transición hacia energías renovables, pero la necesidad de regulaciones ágiles y actualizadas es crucial para garantizar la sostenibilidad del sector. Katherine Hoelck, presidenta del Comité en Chile del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE Chile), reflexionó sobre esto durante el último evento de Future Energy Summit del 2023.

«La energía renovable en Chile, especialmente para los que llevamos muchos años en el sector, es un sueño que se ha ido cumpliendo», introdujo Katherine Hoelck.

Si bien, imaginar paneles solares o molinos eólicos hace años generaba escepticismo y el pronunciamiento de algunos detractores hacia la tecnología, hoy estas tecnologías son una realidad en la matriz energética chilena, siendo ejemplo para otros países de la región y resto del mundo.

¿Cuál es el siguiente paso? La presidenta del CIGRE Chile identificó dos aspectos clave para mantener y acelerar esta transición: el almacenamiento en baterías y el hidrógeno verde.

Por un lado, advirtió que el almacenamiento en baterías estaría experimentado retrasos significativos, principalmente atribuibles a barreras regulatorias. A pesar del liderazgo en energías renovables, Chile estaría enfrentado obstáculos de permisología considerables para la inclusión de almacenamiento. La incertidumbre generada habría desalentado a los inversionistas, quienes buscan reglas claras antes de comprometer sus recursos.

Por su parte, el hidrógeno verde, a pesar de tener un buen volumen de proyectos en etapas tempranas desarrollados por la iniciativa privada, aún requeriría un impulso mayor. Hoelck enfatizó su potencial para atraer inversiones y generar empleo, así como su papel en mitigar la urgencia climática. Por ello, desde su perspectiva, esta tecnología se posiciona como un complemento crucial en la matriz energética chilena.

«En cuanto a la regulación, vamos muy lento. Si bien hay incentivos para el almacenamiento ha ido un poco lento. Por ejemplo, para las licitaciones de distribución se implementó un incentivo para el almacenamiento, un pendiente que tenemos muy pendiente es la ley de distribución; no podemos avanzar más con la generación distribuida, especialmente con los PMGD tampoco con el autoconsumo o el netbilling, si no tenemos una regulación que nos ampare, especialmente una regulación tan antigua».

«Para poder tener una matriz 100% renovable también necesitamos actualizar nuestro modelo de mercado porque así como estamos hoy en día las renovables no tienen la remuneración adecuada», añadió Hoelck y destacó la necesidad urgente de no sólo realizar ajustes para una mayor celeridad a la incorporación de almacenamiento en baterías e hidrógeno verde, sino además para actualizar el modelo de mercado que les permita garantizar una compensación justa a las energías renovables.

Visto aquello, el desafío de la planificación eléctrica emerge como un punto crítico. La presidenta de la CIGRE Chile subrayó la necesidad de una planificación detallada que tenga en cuenta las limitaciones geográficas del país y reconoció la complejidad adicional que enfrenta la regulación en Chile debido a los cambios políticos recurrentes. Por ello, propuso la formación de un comité de expertos independientes que asegure la continuidad de políticas independientemente de los cambios gubernamentales.

» Pienso que un comité de expertos independientes que puedan seguir trabajando todo el tiempo independiente de los cambios de mando es sumamente importante», concluyó Katherine Hoelck, presidenta del Comité en Chile del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE Chile).

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Perú posee un gran potencial para la producción de energías renovables, especialmente solar y eólica, esenciales para la producción de hidrógeno verde. De esta forma, la inversión en el vector energético podría diversificar la economía peruana, actualmente dependiente de sectores como la minería y la pesca, hacia una más sostenible y tecnológicamente avanzada.

Inclusive podría convertirse en un exportador importante de hidrógeno verde, aprovechando su ubicación geográfica estratégica para el comercio con otros países de América Latina y más allá.

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La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) sigue con sus planes de socialización de los incentivos tributarios contemplados en las leyes 1715 de 2014 y 2099 de 2021 y la resolución UPME 319 de 2022 para proyectos de energías renovables no convencionales y gestión eficiente de la energía, que incluyen beneficios de exclusión de IVA, exención arancelaria, deducción de renta y depreciación acelerada.

El pasado 13 de diciembre la entidad realizó su último taller pedagógico, ciclo que continuará en 2024. A principios de mes, la Subdirección de Demanda de la UPME informó que, solo hasta octubre de 2023, se han emitido certificados a 1.161 emprendimientos en las líneas de bienes y servicios cobijados por los incentivos.

En diálogo con Energía Estratégica, Jose Lenin Morillo, subdirector de demanda de la UPME, destaca que con los talleres “vamos alcanzando más desarrolladores de proyectos y eso genera una dinámica muy positiva para el desarrollo y el cumplimiento de los objetivos clave, que son el desarrollo de proyectos en fuentes no convencionales de energía y de gestión eficiente de la energía, sumado un elemento nuevo y diferencial: el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde (renovables), azul (hidrocarburos con captura de carbono) y blanco (geotérmicos)”.

La capacidad proyectada de proyectos de energía renovables que gestionan los beneficios fiscales “supera las 8 GW”, reconoce el directivo. Al momento, el conjunto de inversiones habilitadas, tanto para fuentes no convencionales de energía, gestión eficiente de la energía e hidrógeno, están alrededor de 2,4 billones de pesos (600 millones de dólares).

Lenin Morillo explica que con la última resolución (319 de 2022), publicada hace un año y medio, que incorpora proyectos estipulados en la Ley 2099, como los del hidrógeno, la UPME recibió cerca de 2.800 solicitudes de incentivos tributarios.

De esas 2.800, más de 1.800 solicitudes se han certificado favorablemente y hay unas más de 600 solicitudes activas, es decir, que en este momento se están evaluando. La tasa de certificados favorables es alta”, puntualiza.

Plazos y cantidad de proyectos

Consultado por los plazos para certificar proyectos, el funcionario explica que hay una primera etapa en la que se verifica la completitud de la solicitud, en términos de la documentación necesaria, es decir, los elementos suficientes para iniciar una evaluación técnica. Esa primera instancia demora 10 días.

Luego, una segunda etapa que estipula distintos tiempos, dependiendo del tipo de proyecto. “Los de fuentes no convencionales de energía, son 20 días hábiles para realizar la evaluación técnica, gestión eficiente de la energía, son 35 días hábiles y para proyectos de hidrógeno son 40 días hábiles. En los tres casos hay unos términos prorrogables de hasta 10 días, dependiendo de la complejidad de la solicitud”, explica Lenin Morillo.

En cuanto al volumen de solicitudes, el directivo explica que entre el período de agosto del 2022, que es donde inicia el marco de la resolución 319, hasta aproximadamente mayo del 2023, se recibían en promedio unos 130, 140 solicitudes de fuentes no convencionales al mes. Y en los últimos meses eso ha incrementado entre un 10 y un 15%: unas 150 y 160 solicitudes.

Ocurre algo similar en gestión eficiente de la energía, donde en los últimos meses se han duplicado. En hidrógeno, al ser una tecnología en crecimiento, aun no hay tantas solicitudes pero se espera una expansión.

Ante este crecimiento la UPME se fortaleció en recursos, como la toma de personal con capacidad técnica, la incorporación de tecnología, capacitaciones internas.

“Eso lo que nos ha permitido es que, a pesar del incremento en el volumen de solicitudes, hemos podido generar una tendencia de reducción en los tiempos de atención de las solicitudes. En promedio, en los tiempos de respuesta de la primera etapa, se han reducido dos días hábiles en su tramitación, donde antes eran 10 días”, resalta el subdirector de demanda de la UPME.

La segunda etapa es más compleja y comprende la evaluación técnica, donde se realizan aclaraciones para subsanar algunos aspectos de los proyectos, para mejorar la calidad de las solicitudes.

“Con las medidas que menciono, en gestión eficiente de la energía alcanzamos a realizar los trámites tres días antes del tiempo límite que es 35 días al mes. Los de fuentes no convencionales de energía (que son aproximadamente el 70% de las solicitudes) se resuelven 8 días antes”, destaca Lenin Morillo.

2024 con actividad: el hidrógeno blanco

Por otro lado, el directivo cuenta que para el 2024 esperan que continúen aumentando el volumen de solicitudes, tanto en energías renovables como en gestión eficiente de la energía. Más aun teniendo en cuenta que la UPME ha asignado 8.321 MW de energías limpias para conectarse a la red eléctrica y que está en procesos de aprobar otros tantos.

“Desde la subdirección de demanda hemos estado monitoreando esa capacidad que se asignó para poder hacerle seguimiento a su solicitud de incentivos tributarios y poder apoyarlos en ese sentido”, resalta Lenin Morillo y enfatiza: “esperamos que siga ocurriendo y que ocurra con los nuevos procesos de conexión donde se asigne nueva capacidad”.

Además, ahora se comenzarán a incluir dentro de la lista de bienes y servicios al hidrógeno blanco, contemplado en la ley del Plan Nacional de Desarrollo vigente. Es decir al vector energético producido con energía geotérmica, una de las fuentes con las que cuenta Colombia.

Otro aspecto importante que resalta Lenin Morillo tiene que ver con la incorporación de nuevos proyectos de Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos, donde ahora el límite ha pasado de 20 a 50 MW. Es decir que ahora emprendimientos más grandes pueden obtener estos beneficios tributarios.

“Los desarrolladores de proyectos ya han manifestado interés en presentar las solicitudes”, resalta el funcionario al tiempo que destaca que muchos emprendimientos ya en funcionamiento se están incorporando a estos incentivos. “Ya se han contactado incluso desde el momento de la prolongación de promulgación del plan de la ley”, cierra el subdirector de demanda de la UPME.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, el Ministerio de Energía y Minas de Ecuador comunicó que existe un déficit de 465 MW y que, como medida emergente para evitar cortes de luz durante las fiestas de fin de año, se llevará adelante el proceso de compra de energía off-shore a través de una convocatoria de expresiones de interés, adquisición que estará a cargo de la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC).

Aunque en el escrito el Gobierno prometió no hacer racionamientos de energía los días 23, 24 y 25 de diciembre (Navidad), ni el 30, 31 de diciembre y 01 de enero de 2024 (Fin de Año), explicó que como el estiaje persiste y las reservas en los embalses de las hidroeléctricas no se han recuperado, a partir del viernes 15 de diciembre se verán obligados a incrementar los cortes de electricidad hasta una hora diaria (máximo tres horas de desconexión).

En este marco, Remigio Peñarreta, CEO y fundador de GoSolar S.A., presentó una serie de propuestas innovadoras para abordar el déficit energético en Ecuador.

La propuesta del CEER

La solución, según Peñarreta, radica en la creación del Clúster Ecuatoriano de Energía Renovable (CEER) en el cantón Zapotillo, provincia de Loja, que se basa en la mejora de la competitividad de las tecnologías renovables intermitentes y de almacenamiento de energía en la última década.

“La propuesta incluye la construcción de una línea de transmisión de 2GW y la reestructuración del Plan Maestro de Electricidad (PME) para integrar el CEER. Esto permitiría un suministro eléctrico más confiable y reduciría las emisiones de las plantas termoeléctricas”, señaló.

A diferencia de las actuales propuestas del PME, que sugieren la instalación de plantas a gas natural importado, el CEER ofrece una solución más conveniente tanto técnica como económicamente.

“La generación fotovoltaica con almacenamiento proporcionaría firmeza de potencia, con un impacto social y económico significativo en el sur de Ecuador, además de contribuir a las metas de reducción de emisiones del país”, destacó.

Solución a los apagones y costos

Peñarreta sugiere construir una línea de transmisión de 100 km para evitar futuros apagones en épocas de estiaje, complementada con una nueva capacidad de generación eléctrica no hidráulica.

“Esta línea permitiría evacuar hasta 2 GW de capacidad fotovoltaica instalada en Zapotillo. Aunque la potencia no sería totalmente firme debido al almacenamiento de corta duración, la firmeza de larga duración se resolvería mediante otras estrategias”, argumentó.

Y agregó: “La propuesta incluye la construcción de una línea de 500 kW hasta Machala y una subestación de 2000 MVA para la conexión al sistema interconectado nacional (SIN). Esto permitiría inyectar aproximadamente 10 GWh de energía fotovoltaica al día, equivalente a una planta de gas natural de 400 MW o a importar 400 MW de potencia firme desde Colombia”.

De acuerdo a los cálculos del especialista, la implementación del CEER reduciría drásticamente la necesidad de inversión en almacenamiento de energía, evitando una capacidad de almacenamiento de 6GWh para dar firmeza equivalente de 400 MW continuos 24/7. Además, la energía producida tendría un costo muy competitivo, estimado en menos de 6 centavos por kWh.

A su vez, señaló que la instalación de 2GW solares requeriría aproximadamente 2 mil hectáreas, lo que representa menos del 2% del área del cantón Zapotillo y menos del 0.008% del territorio nacional.

La propuesta de Peñarreta representa un enfoque innovador y sostenible para abordar el desafío energético en Ecuador y será compartida próximamente con los principales actores del país.

Con un enfoque en la energía renovable y la eficiencia, el CEER podría ser un modelo a seguir en la región para el desarrollo de soluciones energéticas sostenibles y económicamente viables.

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El viernes 15 de diciembre la Comisión Interinstitucional de Acceso Universal (CIACU) rindió su informe de gestión 2023 con motivo de la implementación de la Estrategia con igual nombre, lo cual forma parte primordial de la Agenda de Transición Energética, a bien de cerrar la brecha energética que afecta miles de familias en el territorio panameño.

Vale resaltar que en esta jornada virtual participó una de las campeonas solares graduadas este 2023, Lilibeth Jiménez, residente en la Comarca Ngäbe Buglé, quien contó sus experiencias y los beneficios de la capacitación, y cómo, ella y las demás campeonas, están aprovechando esos conocimientos fotovoltaicos para bien de sus familias y comunidades (vea el video corto en nuestro YouTube @SecretariaEnergiaPMA).

Previamente, por Waya Energy, Andrés González García hizo la Presentación del Plan Nacional de Electrificación. Entre otros aspectos señaló que en 2019 en Panamá cerca de 93,000 familias carecen del servicio de electricidad en sus viviendas, las cuales se localizan principalmente en áreas rurales, comarcales y remotas del país.

Por su parte, Stéphanie Nour, de Econoler, presentó los Avances en el Estudio de cocción limpia de Panamá. Nour detalló la situación actual en las áreas rurales y comarcales en cuanto a cocinas más limpías e identificó el comportamiento del mercado (oferta y demanda), con visión al cumplimiento de las metas al 2030.

Asimismo, en representación del Dr. Félix Henríquez, de CINEMI, Konstantinos Gkolline de la UTP expuso los pormenores de la primera etapa del proyecto «Diseño e implementación de una herramienta metodológica para aplicación de criterios e Indicadores de Pobreza Energética en Panamá».

El viernes pasado, también la Comisión Interinstitucional de Uso Racional y Eficiente de Energía (UREE) ofreció sus avances en cumplimiento de la Estrategia Nacional de Eficiencia Energética de la Agenda de Transición Energética de Panamá.

La sesión virtual fue conducida por la Ingeniera Marta Bernal de la SNE y las palabras de agradecimiento fueron dadas por la Secretaria de Energía Rosilena Lindo R., quien enfatizó, entre otros puntos, los beneficios tras las acciones impulsadas y las metas y desafíos que se proyectan. Por ende, dijo Lindo, es importante el rol de cada uno en los distintos sectores nacional, más aún ante la situación climática (fenómeno de El Niño), lo que supone un reto al momento de ser más eficientes en todos los niveles, hogares, oficinas y empresas en cuanto al uso de aparatos que consumen electricidad.

En la reunión se dio oportunidad a una de los 24 profesionales recién certificados como administradores especialistas en eficiencia energética, la Ingeniera Saidy Saldaña que, entre las experiencias durante la certificación, dijo que los participantes han montado una red de apoyo e intercambio de ideas a beneficios de los sectores en que se desenvuelven.

Además, en la reunión se dieron a conocer los detalles de las actividades en desarrollo en cuanto a la implementación de la ENUREE, en conjunto con diversas entidades gubernamentales y privadas.

De igual forma, el pasado jueves, de la Comisión Interinstitucional de Generación Distribuida (CIGED) expuso la gestión de este año, al tiempo que los participantes conocieron al detalle los avances en la implementación de la Estrategia de Generación Distribuida en Panamá.

La sesión fue conducida por el Ing. Alexander Fragueiro, consultor por la SNE y las palabras de bienvenida las brindó la Secretaria de Energía Rosilena Lindo.

Fragueiro presentó los informes en cuanto las proyecciones por la actual Alerta Climática debido al impacto del Fenómeno del Niño; la situación actual de la Generación Distribuida que continúa su crecimiento en los últimos meses; las políticas públicas con miras al presente y futuro y la priorización de líneas de acción. Asimismo, se abordó la Propuesta de flujo de proceso para ventanilla única digital que se avanza con AIG, AMUPA, BCBRP; al igual que el Estándar 1547 IEEE y los cursos de Transición Energética junto a otros proyectos novedosos y los siguientes pasos para 2024.

El jueves 14 de diciembre también se presentaron, en otra sesión virtual, los avances y pasos a seguir de la Estrategia de Movilidad Eléctrica en Panamá fueron presentados por la Comisión Interinstitucional de Movilidad Eléctrica (CIME) -Informe de Gestión 2023.

La sesión, conducida por el consultor de SNE Ing. Alexander Fragueiro actualizó a los asistentes sobre los indicadores de crecimiento, políticas públicas y demás logros relevantes. No obstante, la especialista Juanita Concha Rivera amplió sobre la propuesta de reglamentación de revisado único vehicular de la ATTT.

Los participantes tuvieron la oportunidad de realizar preguntas y recibir respuestas de primer orden con relación a las iniciativas que se impulsan para la nueva Movilidad Eléctrica en el país con miras al próximo 2024 y futuro.

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Yingli Solar, fabricante de módulos solares con una presencia en más de 100 países, ha logrado más de 30 GW suministrados en todo el mundo y estudia con atención las oportunidades en mercados latinoamericanos.

Durante el último evento del año de Future Energy Summit, Juan José Díaz, responsable de Desarrollo de Negocios para Chile en Yingli Solar, destacó la relevancia de las energías renovables en la matriz eléctrica chilena, mencionando que en el primer semestre de 2022, la generación renovable alcanzó el 54%, superando la generación térmica, de acuerdo con reportes de Generadoras de Chile.

Asimismo, señaló un informe de Forbes que posiciona a Chile nuevamente entre los 15 países más atractivos para invertir en energía renovable, lo que refleja una visibilidad y un interés creciente para impulsar nuevos negocios en este país.

No obstante, este mercado también enfrentaría retos que en el corto plazo complicaría el despliegue de nuevas centrales principalmente fotovoltaicas; por lo que, advirtió durante el panel “Oportunidades de las energías renovables: Visión de líderes del sector” varios puntos fundamentales para potenciar el sector renovable en todo el país:

1. Políticas públicas y estímulos a largo plazo: Díaz enfatiza la necesidad de actualizar y consolidar las políticas e incentivos para garantizar una transición energética estable. Subraya la importancia de la estabilidad y continuidad en estos estímulos para alcanzar los objetivos de neutralidad de carbono al 2050.

2. Desarrollo de infraestructura de almacenamiento: La transición hacia energías renovables también demanda una infraestructura robusta de almacenamiento. Díaz resalta la relevancia de evaluar cuánto almacenamiento se requiere para cubrir la demanda energética, a medida que se avanza hacia fuentes no renovables.

3. Flexibilidad en modelos de financiamiento: Para atraer a diversos actores del mercado, se hace imprescindible ofrecer esquemas de financiamiento flexibles y atractivos, lo que contribuirá a un aumento en la inversión en energías renovables.

4. Simplificación de procedimientos administrativos: La agilización de trámites y la reducción de la burocracia son aspectos esenciales para impulsar el desarrollo de proyectos renovables, sin descuidar la responsabilidad ambiental.

5. Fomento de la innovación y la educación: El desarrollo sostenible también pasa por promover la innovación, la investigación y la concientización desde la base, integrando la educación sobre energías renovables en programas académicos de todos los niveles.

La innovación tecnología es un punto extra que identificó como necesaria Juan José Díaz para el desarrollo de la industria. En tal sentido, aseguró que está todo encaminado para seguir aumentando eficiencias y mejorar la competitividad. Una clave sería estar siempre un paso delante de la innovación. En el caso de este fabricante, en la actualidad y para los próximos cuatro años, al menos, está enfocando su desarrollo en tecnología n-type, anticipando mejoras sustanciales en rendimiento y durabilidad frente a tecnologías PERC.

«Somos pioneros en lo que es n-type TOPcon, empezamos a producir tecnología n-type en el año 2009 y tenemos ya bastantes plantas suministradas en distintas partes del mundo con esta tecnología. Sabemos que el n-type tiene cuatro puntos de mejora frente a la tecnología PERC, que es mejor comportamiento frente a baja irradiancia, también tiene un mejor comportamiento frente a días de calor a altas temperaturas, es menor la pérdida y también podemos decir que tiene mayor eficiencia en el mismo tamaño del módulo», precisó.

Y ejemplificó: «del módulo clásico que todos conocen de 550 W, damos un salto a 575 W o 580 W en algunos casos y finalmente el tema de la degradación si en el módulo PERC con el módulo estándar estamos hablando de una degradación lineal del 0.55 %, en lo que es n-type hablamos de una degradación anual de un 0.4%, llegando en el año 2025 por el lado del PERC al 83.1 % versus lo que es n-type en el 87.4 %».

Pero la n-type TOPcon no sería la única tecnología que tiene en mira Yingli Solar. Según adelantó Juan José Díaz, están estudiando distintas tecnologías desde su área de innovación y desarrollo.

«Creemos que el siguiente escalón es el desarrollo de lo que es la tecnología de heterounión (HJT), luego será el desarrollo de la de contacto posterior interdigitado (IBC) y finalmente terminando lo que es tecnología n-type la célula Tandem«, reveló, aclarando que «No significa que vamos a producir todos estos productos pero sí que lo estamos desarrollando y una vez que nosotros consideremos que el ciclo de vida de la tecnología n-type TOPcon llegue a su fin, que será en 4 años más, según lo que estimamos, veremos cuál va a ser la tecnología que vamos a empezar a producir», consideró el responsable de Desarrollo de Negocios para Chile en Yingli Solar durante Future Energy Summit.

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El pasado 20 de diciembre, el presidente de Ecuador, Daniel Noboa Azín, envió a la Asamblea Nacional el proyecto de Ley Orgánica de Competitividad Energética, con el objetivo de que se exponga a debate y se obtenga su aprobación.

En el marco de la grave crisis energética de Ecuador, donde existe un déficit de 465 MW que afecta el sistema productivo y económico del país, el mandatario calificó la normativa como «urgente en materia económica».

Oficio No. T.43-SGJ-23-0017

El proyecto de ley propone la creación de un fondo de eficiencia energética a cargo del gobierno y la cooperación internacional para que se realicen las inversiones de infraestructura eléctrica y para fomentar el ahorro de energía.

Según al documento, este fondo será la «herramienta de financiamiento» para las siguientes medidas:

Campañas de ahorro energético
Proyectos de sustitución  y recambio de equipos, maquinarias y electrodomésticos.
Implementación de sistemas de gestión de energía.
Programa de cogeneración en la industria nacional.
Diversos programas del Plan Nacional de Eficiencia Energética (PLANEE) como la normalización y etiquetado de equipos que consumen energía.

En concreto, el esquema de reformas normativas propuestas en el escrito abarca:

Contratos autorregulados para compraventa de energía;
Presupuesto para la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (Arconel).
Acciones de control de la Arconel sobre la gestión de las empresas eléctricas.
Delegación a empresas privadas, en casos excepcionales, para el desarrollo de actividades del servicio público de energía eléctrica y del servicio de alumbrado público.
Deducción al Impuesto a la Renta (IR) por la disminución o ahorro en las facturas de consumo anual de energía eléctrica.
Condonación de intereses derivados de deudas en el pago del servicio público de energía eléctrica y de alumbrado público.

De acuerdo al artículo 1 del escrito, la presente ley tiene por objeto promover soluciones económicas y de generación de energía a fin de superar la crisis energética, optimizando el manejo de recursos públicos asociados al sector eléctrico.

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La empresa líder mundial en tecnología solar, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd., anunció hoy que ha establecido un nuevo récord mundial del 27.09% en la eficiencia de celdas solares de silicio cristalino de heterounión de contacto posterior (HBC), certificado por el Instituto de Investigación de Energía Solar Hamelin (ISFH) de Alemania. La celda HBC, desarrollada de forma independiente por LONGi, alcanzó una eficiencia del 27.09% mediante un proceso de modelado totalmente láser.

Se trata de un nuevo récord mundial para celdas solares de silicio cristalino, que supera 26.81% anunciado en noviembre de 2022.

Con el fin de mitigar el problema del elevado coste de modelado de las celdas de contacto posterior, el equipo de I+D de LONGi continúa innovando tecnológicamente, ha abandonado el costoso proceso de fotolitografía y ha desarrollado con éxito uno de modelado totalmente láser. Este se utilizó en la celda récord del 27.09% de eficiencia.

Otra ventaja de las celdas HBC frente a las de heterounión bifacial es el menor uso de capas de óxido conductor transparente (ITO). Mediante continuas mejoras tecnológicas, el equipo de I+D de LONGi ha desarrollado una capa de TCO ultrafina con un uso reducido de indio. El uso de indio de la celda récord del 27.09% de eficiencia es sólo 1/5 del de las celdas solares de heterounión bifacial tradicionales.

La innovación es el núcleo de la competitividad de las empresas y LONGi se ha comprometido a «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible». “En LONGi creemos que la energía fotovoltaica desempeñará un papel crucial en la transición energética mundial», declaró Li Zhenguo, fundador y presidente de LONGi. El Sr. Li destacó la búsqueda continua de productos de alta calidad y tecnología de celdas solares de alta eficiencia por parte de la empresa.

Sobre LONGi

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

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

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El pasado miércoles, Energía Estratégica daba a conocer la sanción del Acuerdo Municipal No. 006 de 2023, que presuntamente fijaba un impuesto de alumbrado público a Autogenerador a Pequeña Escala (AGPE), Generación Distribuida (GD) y Autogeneración de Energía a Gran Escala (AGGE), que se instalen en la ciudad, estipulado en el Articulo 5, Numeral 3 (VER).

Sin embargo, desde la Alcaldía de Barranquilla informaron a este medio que esas tasas, difíciles de afrontar para los usuarios, no se cobrarán: “Los sistemas de autogeneración de energías renovables del sector residencial o de pequeños comerciales e industriales no están gravados ni se gravarán con el Impuesto al Servicio de Alumbrado Público”.

Explican que “la autogeneración de energía a través de sistemas convencionales ha estado gravada en el Distrito de Barranquilla desde el año 2010 con la entrada en vigencia del Acuerdo 015 de 2009 y va dirigida a la producción de energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades o procesos productivos”.

Pero que con la sanción del Acuerdo 006 de 2023, “no se están modificando los textos que vienen desde 2009, ni mucho menos se están creando nuevos hechos generadores del impuesto al servicio de alumbrado público para energías renovables”.

“Los sistemas de autogeneración de energías renovables corresponden a sistemas de interconexión mixtos con la red pública del Sistema Interconectado Nacional, en este sentido no se tipifican los elementos definidos en el Estatuto Tributario Distrital para el pago de tributo alguno por concepto de impuesto al servicio de Alumbrado Público”, aclaran desde la Alcaldía.

Más renovables: 350 de eólica costa afuera

Por otro lado, destacan que “el Distrito Especial, Industrial y Portuario de Barranquilla sigue y seguirá impulsando las alternativas de generación de energías renovables como política social, económica, ambiental y fiscal”.

El alcalde Jaime Pumarejo destacó en un video aclarando esta situación que Barranquilla es que “más paneles solares ha instalado en sus edificios administrativos, colegios, puestos de salud, escenarios deportivos”.

“A través de su empresa de servicios públicos está instalando un piloto de 50 hogares con paneles solares para que puedan bajar el servicio de la energía”, resaltó y apuntó: “el problema en el Caribe y en el resto del país son las altas tarifas de energía eléctrica: la especulación y, al mismo tiempo, el cobro por estimado de tantos hogares que están padeciendo. Ahí está el problema”

Por otra parte, recordó que en sus aguas se instalará el primer parque eólico costa afuera del país, de 350 MW, y que para su avance están “esperando el visto bueno del Gobierno nacional”.

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Los riesgos climáticos tienen un impacto financiero significativo en sectores como energía y agricultura, pero también se ven impactados otros sectores como la construcción, la minería, el sector inmobiliario o el transporte. 

Las condiciones climáticas adversas están siendo cada vez más frecuentes, tanto a corto plazo como en temporadas específicas. Esto se manifiesta en inviernos notablemente templados, veranos más frescos y periodos prolongados de sequía o escasez de viento. Todo esto está generando un aumento en la atención del mundo corporativo respecto a la importancia de implementar una gestión más proactiva de los riesgos relacionados con el clima.

Munich RE, estuvo presente en el mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en la ciudad de Santiago, Chile. 

Álvaro Núñez Andrada, director regional de desarrollo de negocio y suscripción de Munich RE, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y destacó la importancia de contar con productos paramétricos que permite al sector de energía mitigar las pérdidas económicas asociadas con eventos meteorológicos no catastróficos. 

Por ejemplo, los siguientes riesgos meteorológicos que son los más destacados que afectan al sector energético: 

Riesgos vinculados a las variaciones de temperatura que inciden en la demanda y en el equilibrio entre la generación y el consumo de energía, e impactando en los precios de la energía y el gas. 
Riesgos que impactan en la generación hidroeléctrica, donde la escasez de precipitaciones en las cuencas hidrográficas afecta los caudales y los niveles de los embalses. Además, las plantas termoeléctricas se ven perjudicadas por la necesidad de agua para su refrigeración.
La variabilidad en la irradiación solar afecta directamente la producción de las plantas solares, ocasionando pérdidas de ingresos y mayores costos para los operadores.
Variabilidad en el volumen y la intensidad del viento en ciertas regiones y en períodos específicos, que pueden no cumplir con las expectativas. La disminución en la generación de energía conlleva una reducción en los ingresos, lo cual puede comprometer el cumplimiento de los costos operativos, la financiación y los objetivos de retorno establecidos.

 “En el sector energético, existe una preferencia por mitigar estos riesgos meteorológicos mediante el uso de derivados paramétricos¨, agregó el director regional de desarrollo de negocio y suscripción de la compañía.

Munich Re comercializa estos productos paramétricos en múltiples países de la región, incluyendo Colombia, Chile y Brasil, donde se observa un creciente interés y conocimiento en su adopción. Asimismo, se está registrando un aumento de actividad en otras naciones como Perú, Uruguay y Panamá. 

Álvaro Núñez afirmó que, aunque el enfoque principal se centra en los sectores de energía y agricultura, “también se percibe un interés creciente en otros ámbitos como la minería, el transporte y la construcción de infraestructuras”. 

Estos productos paramétricos (derivados) son contratos de diferencias diseñados para absorber una proporción exacta de la exposición del cliente. Ofrecen una amplia gama de estructuras, tales como call, put, collar y swap. 

Respecto a la metodología para evaluar y cotizar estos riesgos, el experto de Munich Re nos explicó los pasos a seguir: 

Se lleva a cabo un análisis de los escenarios meteorológicos adversos junto al cliente, se identifican las variables de negocio afectadas y se definen los parámetros meteorológicos relevantes. La creación del índice se fundamenta en el uso de bases de datos de terceros, datos satelitales y estaciones de medición meteorológica en el terreno.
Se identifican las variables de negocio, su sensibilidad ante eventos meteorológicos adversos y se analiza la correlación entre estas variables. Además, se establecen las probabilidades de impacto en cada una de las variables comerciales.
Se establece el índice, su estructura y costos asociados. Se definen los límites de riesgo transferido, el disparador, la duración de la cobertura, la prima y se predefinen los pagos. El objetivo es maximizar la correlación entre las variables meteorológicas y la variable comercial.

“La liquidación del derivado meteorológico es inmediata, sin necesidad de probar una pérdida material como en los seguros de indemnización tradicionales. La compensación del producto paramétrico no depende de pérdidas reales, sino de la ocurrencia de condiciones meteorológicas que se sitúen fuera de un rango preestablecido”, sostuvo Alvaro Nuñez Andrada. 

“El derivado meteorológico contribuye a mitigar la volatilidad en la producción de energía derivada de eventos climáticos, al mismo tiempo que optimiza los ingresos. Garantiza la estabilidad tanto en el volumen de producción como en los ingresos de los activos renovables”, añadió. 

Expectativas a futuro

Durante más de una década, Munich Re ha estado comercializando estos productos paramétricos en Latinoamérica y en los últimos años, ha observado un incremento “significativo” en el interés y la adopción de estos productos, no sólo en los sectores energético y agrícola, sino también en áreas como la minería, las infraestructuras y el transporte. 

“Esta tendencia se relaciona con una creciente conciencia, tanto social como corporativa, sobre los efectos del cambio climático y la creciente exposición a eventos meteorológicos adversos, aseguró en diálogo con este portal de noticias en el marco del evento de Future Energy Summit. 

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En el reciente Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit en el Hotel Intercontinental de Santiago, Juan Gattoni, director de grandes cuentas para Astronergy en Latinoamérica, compartió perspectivas clave sobre el avance de la empresa y las tendencias en energías renovables en la región.

“Astronergy, una compañía dedicada 100% a la producción de módulos solares, está experimentando una expansión significativa a nivel global. La empresa planea alcanzar una capacidad de producción de casi 50 GW este año, más del doble de los 18 GW entregados en años anteriores”, reveló.

Este crecimiento refleja no solo el compromiso de Astronergy con la energía renovable, sino también la creciente demanda de soluciones sostenibles en todo el mundo.

Soluciones fotovoltaicas más demandadas

En términos de innovación tecnológica, Astronergy se ha posicionado como pionera en la producción de módulos tipo N y Topcon.

En efecto, Gattoni aseguró que la compañía está enfocando sus inversiones en módulos de esa tecnología: “De los 50 GW proyectados para este año, 44 GW serán N-type. Mirando hacia el 2024, la empresa planea que entre el 90 y 95% de su producción sean tipo N”.

Y agregó: “Esta apuesta se ve reforzada por la reciente estandarización de módulos entre los principales fabricantes, lo que facilitará el diseño y optimización de plantas solares”.

Fuerte presencia en Chile

Según el ejecutivo, en Chile, la empresa ha logrado un hito significativo con la instalación de 1 GW en diversos proyectos, consolidando su presencia en el mercado de energías renovables del país.

En este contexto, Gattoni afirmó que Chile continúa liderando en energías renovables en el Cono Sur y Latinoamérica. 

“El país muestra un fuerte interés en soluciones de almacenamiento y en el desarrollo del hidrógeno verde. A pesar de los desafíos de contención en Chile, las baterías emergen como una solución prometedora”, afirmó. 

En este sentido, el experto anticipó un aumento del 10 al 15% en Chile para el próximo año. A pesar de los bajos costos de los paneles y el interés de los desarrolladores, desafíos como las altas tasas de financiación podrían influir en este crecimiento, dependiendo de la estabilidad económica del país.

Además, señaló la necesidad de reforzar las líneas de transmisión en toda Latinoamérica para facilitar la incorporación de nuevos proyectos renovables.

Finalmente, el ejecutivo subrayó el compromiso de Astronergy con Chile, un país que considera tiene un gran potencial en energías renovables y está bien posicionado para mantener su liderazgo en la región.

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El grupo energético argentino Aconcagua Energía adquierió los negocios de  generación eléctrica de Inkia Energy en Argentina. La operación consiste en la compra de la totalidad del paquete accionario de Orazul Argentina que involucra a Orazul Energy Generating S.A. y Orazul Energy International y Southern Cone  S.R.L.  

Con esta adquisición estratégica, Aconcagua Energía incorpora a su cartera los negocios de generación de energía hidroeléctrica, térmica y proyectos de eólicos. Además, se suma al portafolio el negocio de comercialización de gas y energías renovables.  

Las unidades de negocios y proyectos que se incorporan incluyen:  

Central Hidroeléctrica Cerros Colorados – Planicie Banderita (479 MW)   Central Térmica Alto Valle (97 MW)  
Participaciones en la Central Térmica Manuel Belgrano, en la Central  Térmica San Martín y en la Central Térmica Vuelta de Obligado (46 MW) 
Proyecto Eólico Coronel Dorrego (60 MW)  

De esta manera, Aconcagua Energia consolida un portafolio de 832 MW de potencia desglosado en hidráulica (479 MW), térmica (178 MW), solar (115  MW) y eólica (60 MW) posicionándose como un nuevo actor relevante en el segmento eléctrico, con la meta de incrementar sus negocios para alcanzar 1 GW (1.000 MW) de potencia en los próximos años.  

A su vez, sumó a su equipo de trabajo a 102 colaboradores claves que aportaran toda su experiencia y conocimientos para llevar adelante sus operaciones integradas.  

El presidente & CEO de Aconcagua Energía Renovable SA, Javier Basso, señaló que “la adquisición de estos negocios se encuentra alineada con la visión de convertirnos en un grupo energético carbono neutral”  

Por su parte el presidente & CEO del grupo Aconcagua Energía, Diego Trabucco, se refirió a los logros obtenidos durante el 2023 y aseguró: «Gracias al  compromiso y profesionalismo de nuestra gente, consolidamos un rápido crecimiento de nuestras operaciones, alcanzando importantes resultados en el upstream, midstream, servicios petroleros y gas y energía”. 

De esta forma el grupo y sus empresas subsidiarias PAESA (Petrolera Aconcagua Energía S.A.), AERSA (Aconcagua Energía Renovables  S.A.) y AENSA (Aconcagua Energía Servicios S.A.) continúan como empresas líderes en sus respectivos segmentos de negocio contribuyendo en el desarrollo energético del país.  

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Ecoener invertirá 200 millones de dólares en la construcción de dos centrales hidroeléctricas fluyentes en Ecuador. Los proyectos están respaldados por sendos PPA’s para el suministro de electricidad por 30 años, firmados con el Gobierno de Ecuador.

Ecoener ingresará cerca de 900 millones de dólares durante ese periodo, una vez se produzca la entrada en servicio de las instalaciones, prevista para 24 meses después del inicio de las obras.

Esta concesión es fruto del concurso de 500 MW de energías renovables convocado por el Ministerio de Energía y Minas del Gobierno de Ecuador en el que la compañía ha logrado la adjudicación del 37% de la energía media anual generada, el 20% de la potencia nominal subastada y el 66% del bloque de generación hidráulica.

El presidente de Ecoener, Luis de Valdivia, destacó que “Estos proyectos refuerzan nuestro sólido crecimiento y nos permiten incrementar nuestros activos de energía hidroeléctrica, estratégica para Ecoener”.

Ambas instalaciones cuentan con un factor medio de planta del 70% lo que las convierte en proyectos con una elevada capacidad productiva.

Apuesta por Ecuador

Con una potencia conjunta de 99 MW, las centrales hidroeléctricas de Santa Rosa (49,5 MW) y El Rosario (49,5 MW), que se construirán en la región ecuatoriana de Morona-Santiago, son fluyentes y no embalsan agua, adaptando su funcionamiento al régimen natural de caudales del río.

El proceso de construcción y puesta en funcionamiento supondrá la creación de más de 1.000 puestos de trabajo directos e indirectos.

Las centrales hidroeléctricas contarán con capacidad para abastecer anualmente a 152.000 familias y evitarán la emisión de 148.000 toneladas de CO2 a la atmósfera.

Expansión Internacional

Ecoener se convierte de este modo en proveedor de energía renovable segura y de calidad en Ecuador e incorpora al país sudamericano a su ámbito de expansión internacional.

Recientemente, la compañía presidida por Luis de Valdivia inauguró dos centrales fotovoltaicas en República Dominicana, con una potencia conjunta instalada de 97 MW, y prevé cerrar 2024 con un total de cinco parques fotovoltaicos en funcionamiento en aquel país para alcanzar una potencia instalada de 279 MW. El programa de inversiones de Ecoener para desarrollar estos proyectos en el país caribeño asciende a 289 millones de dólares.

Ecoener cuenta en la actualidad con 341MW en operación, 352MW en construcción y 1.366 en desarrollo.

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Javier Milei presentó los detalles de su mega Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) con el que apuntó más de 300 reformas, entre las que derogó seis leyes energéticas y dejó sin efecto a 21 artículos de la Ley N° 27424, aquella que establece el régimen de fomento a la generación distribuida de energía renovable integrada a la red eléctrica pública. 

Puntualmente el gobierno derogó los artículos 16 a 37 de la Ley N° 27.424, por los que desactivó el Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS), los Certificados de Crédito Fiscal (CCF) y otros instrumentos y beneficios fiscales para aquellos usuarios que optaran por esta alternativa renovable. 

Es decir que ya no se aplicarán los bienes fideicomitidos al otorgamiento de préstamos, incentivos, garantías, la realización de aportes de capital y adquisición de otros instrumentos financieros destinados a la implementación de sistemas de generación distribuida a partir de fuentes renovables.

“Resulta imperioso una simplificación en la Ley N° 27.424 de energía distribuida, eliminando la ayuda estatal y la estructura de control”, considera el DNU lanzado a través de Cadena Nacional en donde no sólo estuvo el presidente de Argentina, sino también varios funcionarios, entre ellos el nuevo secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo. 

Por lo que surge el gran interrogante de si la GD en Argentina entrará en un stand by, considerando que el país actualmente sólo tiene 1555 usuarios – generadores (U/G) y 29,8 MW de capacidad instalada (sumado a otros 14,5 MW de potencia reservada en 583 U/G). 

Y cabe recordar que en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017 se estipuló que Argentina debía tener más de 23700 U/G al cierre del 2023; mientras que el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático (PNAyMCC) 2022, lanzado en el gobierno de Alberto Fernández, estableció que se instalarán 1000 MW de distribuida hacia la próxima década. 

¿Incertidumbre para obras de transmisión? 

El DNU también determinó la derogación de la Ley N° 25.822 de Plan Federal de Transporte Eléctrico, a la par que dio de baja el Decreto N° 634/03 sobre ampliaciones de transporte de energía eléctrica en alta tensión y por distribución Troncal, por el que se autorizó a la Secretaría de Energía a la redeterminación de canon o precio correspondiente a la parte faltante de ejecución de una ampliación, hasta la habilitación comercial de la misma.

Aunque dicho decreto aclaraba que sólo podía suceder cuando el costo de los rubros principales que lo componen y hayan alcanzado un valor tal que resulte una variación promedio de los precios del contrato de la Ampliación superior al 10%. 

El futuro de YPF, en duda

Una de las principales propuestas de campaña de Milei fue la privatización de las compañías estatales, como por ejemplo YPF, mediante la venta del paquete accionario en manos del Estado. Hecho que generó controversia y opiniones cruzadas dentro del sector energético y de las autoridades gubernamentales salientes y entrantes (ver nota)

Pero a casi dos semanas de haber asumido la presidencia y a través del DNU el referente de La Libertad Avanza ya abrió las puertas a la entrega de la empresa energética con mayoría de capitales estatales a manos privadas. 

“Las sociedades o empresas con participación del Estado, cualquiera sea el tipo o forma societaria adoptada, se transformarán en Sociedades Anónimas”, detalla el inicio del Capítulo II de la normativa publicada en Boletín Oficial este jueves 21 de diciembre de 2023.

Y cabe recordar que YPF Luz, la división para proyectos de energía eléctrica de YPF, hoy en día se posiciona como la segunda mayor generadora de energías renovables de Argentina, dado que cuenta con tres parques eólicos y una central fotovoltaica operativas, las cuales suman un total de 497 MW de capacidad instalada, además de otra planta eólica de 155 MW en construcción.

Tras el anuncio con estas medidas, el ex secretario de Energía de la Nación y diputado provincial de Neuquén, Darío Martínez, criticó duramente al gobierno de turno y las iniciativas impuestas. 

“El DNU es un combo muy amplio, de derogación de tantas leyes, que, en principio, no cumple con las definiciones ni de Necesidad ni de Urgencia, y que esas reformas o derogaciones deberían tratarse con iniciativas individuales del PEN en el Congreso”, afirmó.

“Está claro que pretende cercenar derechos laborales, precarizar y desproteger a los trabajadores, anular los regímenes de promoción Industrial y de compre nacional, iniciar el camino de la privatización de YPF y otras empresas públicas, así como otras leyes que defienden a los consumidores, a quienes necesitan medicamentos, y debilitan las Obras Sociales”, agregó. 

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Astronergy lanza un nuevo producto para el mercado Latinoamericano. Se trata de los módulos ASTRO N7 que llegan hasta los 615 W de potencia y se presenta como una alternativa ideal para proyectos solares utility scale.

El ASTRO N7 se distingue por un 22.8% de eficiencia de conversión, por su alta confiabilidad SMBB (Súper Barra Colectora Múltiple) con vidrio de mayor resistencia, alta producción de energía por watt con menor coeficiente de temperatura, garantizando un menor costo de BOS por cables, terrenos, soportes e inversores, repercutiendo en un menor LCOE de los proyectos fotovoltaicos.

La principal característica, que le permite lograr mayor calidad, desempeño y eficiencia en un mismo tamaño de panel que el de sus predecesores, es que usan celdas rectangulares que son más largas pero del mismo ancho, por ejemplo en comparación con los módulos ASTRO N5.

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

Durante un webinar junto a Energía Estratégica, Anderson Escobar, gerente de Soporte Técnico para Latinoamérica de Astronergy, aseguró que estos tamaños benefician a la logística, principalmente para pedidos grandes como pueden ser parques fotovoltaicos utility scale.

«Cuando hablamos de logística, nuestros paneles previos así como los de la competencia (porque trabajábamos todos con los paneles del mismo tamaño) generaban un espacio que no se ocupaba en los contenedores cuando se traía un pedido de China para Sudamérica”, introdujo.

Y puntualizó: “Ahora, con los paneles ASTRO N7 estamos ocupando todo el contenedor. Entonces se tiene más potencia por contenedor y, con eso, el gasto de la logística cambia para abajo”.

Aquello no sería todo. ASTRO N7 es una actualización tecnológica mayor a partir del ASTRO N5, introduciendo nuevas tecnologías de celda y módulo. Astronergy ha desarrollado independientemente la celda n-type TOPCon 3.0 de alta eficiencia.

La celda introduce la tecnología Boron-LDSE usando difusión de boro de alta eficiencia, láser de bajo daño, recocido de oxidación a alta temperatura y otras tecnologías para lograr un emisor selectivo, reducir la composición de la zona de unión, reducir la composición de la zona de metal y mejorar la resistencia de contacto entre el metal y el sustrato.

Para sus modelos de doble vidrio (DG) se sumaría un detalle adicional que genera atractivo y es una ampliación de la garantía por su alta durabilidad, según explicó Anderson Escobar.

“En este año 2023 lo normal que se encuentra en el mercado son 12 años de garantía de producto y 25 años de garantía de potencia, pero al empezar a trabajar con el doble vidrio y hacer todos los testes de garantía y ahora confiamos en brindar unos años más”.

“Entonces, todos los paneles que tiene en su nombre DG por Double Glass/Doble Vidrio son paneles con 15 años de garantía de producto y porque la tecnología es mejor por tener una degradación más pequeña que la que teníamos antes ahora garantizamos 30 años de producción”, precisó el referente de Astronergy.

Para acceder a todas las declaraciones de Anderson Escobar, Gerente de Soporte Técnico para Latinoamérica de Astronergy, así como al detalle del nuevo producto, los interesados pueden consultar el video del webinar “Tendencias para el desarrollo de proyectos renovables en el Cono Sur”, disponible en el canal de YouTube y LinkedIn de Energía Estratégica.

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A través de la Resolución Exenta N°618, la Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer el Plan Normativo Anual para la elaboración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente al año 2024, la cual fue publicada este miércoles 20 de diciembre en el Diario Oficial.

Es así como, para el próximo año, se considera nueve normas técnicas, algunas de las cuales tienen por objetivo profundizar el desarrollo de la generación distribuida, especialmente con la conexión y operación de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), junto con el perfeccionamiento en la operación del Sistema Eléctrico Nacional.

Prioridades

El trabajo del Subdepartamento de Normativa de la CNE contempla trabajar en torno a las siguientes prioridades:

Trabajo normativo sobre Programación de la Operación
Trabajo normativo sobre Funciones de Control y Despacho
Modificación Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio
Elaboración Anexo Técnico Requisitos Sísmicos para Instalaciones Eléctricas de Alta Tensión, de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio
Modificación Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD.
Elaboración norma Técnica de Ciberseguridad y Seguridad de la Información.
Modificación Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución 

-Modificación Norma Técnica de Conexión y Operación de Equipamiento de Generación en Baja Tensión.

Marco Antonio Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, destacó el plan normativo, detallando que para 2024 “se busca cerrar hitos tan relevantes para la industria eléctrica como la norma técnica para mejorar la calidad de servicio en la distribución, además de la normativa sobre programación de la operación del sistema y la de ciberseguridad del sector eléctrico”.

“Todo este trabajo se sintoniza con las nuevas dinámicas que han surgido en la industria eléctrica en los últimos años, lo que plantea un constante seguimiento por parte nuestra para adaptar la regulación del mercado energético local”, afirmó.

En esta línea, Félix Canales, Jefe del Subdepartamento de Normativa del organismo, resaltó la importancia de priorizar el trabajo en la modificación de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de servicio, “en vista del proceso de transición energética del Sistema Eléctrico Nacional, la descarbonización de la matriz energética, incorporación masiva de energías renovables variables y presencia de nuevas tecnologías, se desprende la necesidad de mayores requerimientos de flexibilidad en el sistema, velando por una operación del SEN de forma eficiente y segura”.

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En el reciente panel de debate del mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit en el Hotel Intercontinental de Santiago de Chile, Claudio Timar, Sales Manager de Nordex Acciona, compartió perspectivas clave sobre el crecimiento y los desafíos de la energía eólica en el Cono Sur. 

“Nordex Acciona, reconocido como el segundo fabricante eólico en Chile, ha logrado instalar 1.5 GW en el país, contribuyendo significativamente a la matriz energética renovable”, reveló.

De acuerdo a información de la compañía, ya cuentan con alrededor de 60 GW a nivel mundial de los cuales  5.5 GW fueron contratados en Latinoamérica, con una fuerte presencia en Brasil.

Desafíos en el transporte y la logística

Durante el panel de debate, Timar destacó que uno de los principales desafíos para la industria es el transporte de componentes de gran tamaño, como las turbinas onshore. 

“Nordex, que actualmente comercializa la N175, una de las turbinas onshore más grandes del mundo, ha enfrentado retos logísticos significativos, especialmente en el proyecto Horizonte en Chile, donde se han instalado máquinas de 7 MW con rotor de 163 metros”, señaló. 

“La solución de escoltas privadas para el transporte ha sido un avance importante, pero aún se requiere una mayor coordinación y eficiencia en este aspecto”, agregó.

Innovación y productos estrella

Según el ejecutivo, la innovación es un pilar fundamental para Nordex, con productos como la N163, que varía en altura desde los 98 hasta casi 150 metros, y se ha convertido en el producto estrella en Chile. 

Y aseguró: “Estas turbinas, que también ofrecen torres de concreto, representan una ventaja competitiva significativa al reducir el CAPEX. La N163, ahora disponible hasta 7 MW, es un producto bien adaptado al mercado chileno”.

Mercados atractivos en la región

Timar afirmó que Brasil, Chile, Argentina y Perú son los mercados más atractivos para Nordex. 

“A pesar de los desafíos, como los retrasos en permisos ambientales en Chile y las barreras financieras y políticas en Argentina, estos países presentan oportunidades significativas”, destacó. 

Y añadió: “En particular, se espera que el crecimiento eólico en Chile sea exponencial después de 2026 debido al impulso del hidrógeno verde. Por otro lado, Perú posee un potencial eólico impresionante, aunque ha estado menos activo recientemente”.

La necesidad de alineación con políticas gubernamentales

Según el especialista, la estrategia de Nordex en la región está estrechamente alineada con las políticas gubernamentales de los países en los que opera.

En este sentido, Timar enfatizó la importancia de la colaboración entre los gobiernos, fabricantes y utilities para superar obstáculos como los retrasos en los permisos ambientales. 

Esta sinergia es crucial para desarrollar proyectos más eficientes y efectivos e impulsar así el avance de las energías renovables en el Cono Sur.

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Marta Cabeza, superintendenta de Electricidad y Combustibles de Chile, fue parte del mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en el Hotel Intercontinental de Santiago (Chile). 

Durante el panel denominado “El rol de la política pública para el desarrollo de las energías renovables en Chile”, la titular de la SEC adelantó que desde la entidad que lleva a su cargo preparan nuevos mecanismos para seguir fiscalizando y brindando certeza dentro del sector energético del país. 

“Estamos prontos a lanzar una herramienta tecnológica que permitirá conocer aquellos lugares donde vaya a instalarse la generación y conocer cuál es la capacidad existente real”, confirmó ante un vasto público integrado por referentes de la industria renovable de la región. 

“Con ello ponemos a los actores en la vía correcta con un planteamiento rupturista, que es que necesitamos hacer lo mismo pero en muy poco tiempo, con mejores tecnologías, ciencia de datos que permita apertura y transparencia, información pública para todos los actores involucrados y seguir realizando una actualización normativa”, agregó. . 

Asimismo, desde la Superintendencia de Electricidad y Combustibles reconocieron que se encuentran en etapa de revisión del instructivo técnico de la generación distribuida bajo el modelo de Net Billing con el cuenta Chile, en pos de hacer las consultas relativas a cómo mejorar los procedimientos. 

Hoy en día la capacidad instalada en el segmento Net Billing corresponde a cerca de 209 MW repartida en 20400 instalaciones inscritas ante la SEC, distribuidas a lo largo de todo el país. 

Y cabe recordar que desde el sector solar uno de los principales pedidos está vinculado con acelerar la tramitación parlamentaria del proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”; iniciativa incrementa paulatinamente la meta porcentual de ERNC hacia los próximos años (hasta llegar al 60% en 2030) y propone un aumento del límite actual de 300 kW a 500 kW en las conexiones Net-Billing. 

“La normativa va mucho más lenta que el adelanto tecnológico, por lo tanto ha sido un desafío (…) Pero necesitamos pasar de la permisología a la numerología y ver cómo podemos avanzar y cuáles son las metas que vamos (y las que no) a llegar a cumplir, es decir, aquellas que son un objetivo para toda la comunidad”, reconoció Marta Cabeza 

Bárbara Yáñez: “Todos los proyectos se están desarrollando con almacenamiento pero falta regulación”

De todos modos, desde la Superintendencia poco a poco abren el abanico tecnológico e incluso poco atrás publicaron la guía de apoyo para la solicitud de autorización de proyectos especiales de hidrógeno, la cual se actualiza de forma paulatina, que tiene el objetivo de orientar a aquellas entidades interesadas en someter sus proyectos a una aprobación por parte de la SEC desde la perspectiva técnica, de calidad y seguridad. 

“Nos ponemos como un organismo moderno, incorporando tecnología, ciencia de datos, georreferenciación e información que queremos disponibilizar de manera abierta, transparente y pública para que los actores también puedan tener una toma de decisiones en base a datos conocidos”, concluyó la superintendenta. 

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En los países latinoamericanos es muy común que los marcos regulatorios y las normativas vayan por detrás de los avances de la tecnología. Un ejemplo de ello es lo que pasa en Perú donde existen diversas opciones disponibles en el mercado de vehículos electrificados pero aun no existe una Ley de Electromovilidad que regule la actividad y la vuelva más competitiva.

En este marco, la Asociación Automotriz de Perú (AAP) publicó la Actualización del Análisis sobre Vehículos Electrificados en el país hasta Noviembre de 2023, un reporte que revela los modelos más vendidos, insights y comparativas internacionales.

De acuerdo al reporte la mayor oferta de modelos favorece a las ventas y el 2023 cerrará con más de 4500 vehículos electrificados vendidos, lo que representa un aumento mayor al 65% con respecto al 2022. De esta forma, destacó que en 2018 solo se ofertaban 5 modelos y hoy hay más de 120 opciones.

Según el informe, a pesar de estas proyecciones de crecimiento alentadoras, Perú continúa con una penetración baja respecto al mercado global donde Estados Unidos, Colombia, Ecuador y Chile tienen ventas mensuales ampliamente superiores. En Perú de los 15350 vehículos que se venden por mes solo 371 son eléctricos, lo que representa solo el 2.4%  mientras que el Colombia la penetración es mayor al 16%.

En cuanto a los modelos más vendidos AAP publicó dos segmentos: por marca o por tecnología. La marca con más presencia en el mercado peruano es Toyota con el 21% de las ventas mientras que la tecnología que lidera con el 57% es la de Hibrido suave- Mild Hybrid.

El informe también destacó la lista de los modelos más vendidos en el periodo de enero a noviembre del 2023 en las categorías de Full HEV (Hibridos eléctricos), Mild HEV (Hibridos Suaves), BEV (Eléctricos a batería) y PHEV (Híbridos enchufables).

Ante estos resultados David Caro, director de la Asociación publicó en sus redes sociales: «En Perú enfrentamos diversos retos para concretar una Ley de Electromovilidad. Actualmente, contamos con varias iniciativas del sector privado, legislativo y ejecutivo. Es crucial unificar esfuerzos para avanzar hacia un parque automotor más limpio y reducir el impacto ambiental en nuestra sociedad».

«En el caso de Toyota del Perú S.A. durante la mayoría de meses del 2023 nuestro stock de vehículos híbridos eléctricos fue limitado, debido al tema de semi conductores. Aún así, hemos logrado mantener el liderazgo en el segmento, y a partir del mes de octubre tenemos una mayor disponibilidad en todos nuestros modelos y continuaremos esforzándonos para poder mostrar a nuestros clientes los beneficios de los vehículos híbridos eléctricos y elijan esta opción sostenible y más conveniente«, agregó.

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El Banco Popular Dominicano y la empresa Cotoperí Solar FV, liderada por la compañía energética española ACCIONA Energía y Cotosolar Holding, han anunciado la firma de un contrato de préstamo por hasta US$100 millones para financiar la construcción del Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar I, II, III, que será el mayor parque solar de Centroamérica y el Caribe.

Este proyecto energético, que ya está en construcción, se ubicará en Guaymate, La Romana, y contará con una capacidad total instalada de 162.6 MWp, repartidos en tres instalaciones de generación de energía fotovoltaica de 54.20 MWp cada una.

La empresa española ACCIONA Energía, accionista mayoritaria del proyecto, es actualmente el mayor operador del mundo de energía 100% renovable sin legado fósil. Irá de la mano de Cotosolar Holding, S.A., que incluye al JMMB Fondo de Energía Sostenible (FES), administrado por JMMB Funds, a Grupo Pais y a otros inversionistas minoritarios.
 
Acuerdo de sostenibilidad vinculado al préstamo
 
En paralelo, en Dubái, Emiratos Árabes Unidos, en el marco de la Conferencia de las Partes sobre Cambio Climático (COP28), ejecutivos del Banco Popular Dominicano y ACCIONA Energía abordaron los detalles del acuerdo de sostenibilidad vinculado a dicho contrato de préstamo. Este tipo de préstamo se enmarca en el Marco de Financiación de Impacto Sostenible de ACCIONA Energía, que contempla diversos indicadores de impacto local. Esta innovadora estructura se distingue por incluir entre sus condiciones que parte del costo financiero del préstamo se reinvertirá en proyectos de impacto social comunitario.

Para definir estos proyectos, la Fundación Popular, ACCIONA Energía, JMMB y Grupo País están identificando diversas iniciativas enfocadas al desarrollo comunitario y la mejora de la calidad de vida de aproximadamente 200 hogares dominicanos al año. De esta manera, ACCIONA Energía afianza su compromiso con el bienestar y el desarrollo de las comunidades en las que opera.

“Como parte de nuestro modelo de Banca Responsable, en el Popular apostamos firmemente por movilizar esfuerzos y recursos financieros para extender en el país una matriz energética de fuentes limpias, que permita a la sociedad dominicana avanzar en su transición hacia una economía de menores emisiones», expresó desde Dubái el señor Francisco García, vicepresidente de Área de Banca de Inversión del Popular.

Evidencia de la visión sostenible
 
La visión sostenible de Grupo Popular se evidencia con acuerdos como estos. Hasta el momento, la organización financiera ha financiado US$391 millones en proyectos de generación de energía renovable, para un total de 493 MW de capacidad instalada en el país, consolidando su posición de liderazgo en el financiamiento de proyectos verdes en la República Dominicana.

Además, el Banco Popular apoya a diversos inversionistas internacionales como agente de garantías para que desarrollen proyectos de energía renovable en el mercado local, con una capacidad instalada de 538 MW. Sumando a esto las inversiones de los fondos de inversión administrados por filiales de Grupo Popular, la participación total de Popular en proyectos de energía renovable alcanza los 1,031 MW de capacidad instalada en el país.

En tanto, ACCIONA Energía, con presencia en 20 países de los cinco continentes, se dedica al desarrollo, operación y mantenimiento de proyectos renovables, con 12,9 GW de capacidad instalada de generación. En el año 2022 produjo un total de 24 TWh de energía limpia y gracias a su actividad ha evitado la emisión a la atmósfera de más 13,3 millones de toneladas de CO2.

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La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) se enorgullece de incorporar a ENERGUATE a la lista de empresas miembro para continuar con el trabajo respecto a la transición energética a lo largo de toda la región.

Se trata de una empresa distribuidora de electricidad que llega a más de 2.3 millones de clientes de Guatemala, entre hogares, empresas e instituciones en 298 municipios, en 21 de los 22 departamentos del país. Además de sumar un miembro a la asociación, es un crecimiento en la representatividad de ADELAT en un nuevo país y fortalece lazos de trabajo colaborativos en el ámbito regional.

ENERGUATE se caracteriza por su labor con altos estándares de calidad, protección medioambiental, seguridad laboral y una constante relación con su entorno, mediante su programa de Responsabilidad Social Empresarial.

Desde la empresa celebraron la adhesión, efectiva desde el 1° de noviembre, y enfatizaron en las expectativas de “compartir experiencias, aprender de expertos regionales y globales, además de elaborar, en conjunto, estrategias que impulsen el rol de las distribuidoras de energía eléctrica como habilitadoras de la transición energética, fomentando así un ambiente de colaboración y progreso mutuo”.

El presidente de ADELAT, David Felipe Correa Acosta, destacó: «Es muy valioso contar con nuevos actores del sector que contribuyan al proceso de integración de la región, ese es precisamente el papel de ADELAT. Tenemos la plena seguridad de que el aporte de ENERGUATE a la Asociación reforzará la senda que hemos venido construyendo en esa dirección con trabajo comprometido”.

Por su parte, Alessandra Amaral, directora ejecutiva de ADELAT, remarcó “la importancia de aproximarse al contexto de países centroamericanos en materia de distribución eléctrica para la constante búsqueda de mejoras desde y con sus actores”, e indicó que la incorporación de ENERGUATE se da “por coincidir en una visión común respecto a los desafíos de nuestro sector y sabiendo que el trabajo colaborativo es imprescindible en este marco de transición energética”.

El crecimiento de la Asociación representa un valioso aporte para afrontar juntos los desafíos y oportunidades de la transición energética. La unión entre especialistas de países de la región potenciará los intercambios de información en diversas materias técnicas y administrativas que se traducirán en mejoras en la prestación del servicio.

El objetivo es poder consolidar el rol protagónico de los Operadores de Sistemas de Distribución (“DSO”, por sus siglas en inglés) en la transformación energética que atraviesa Latinoamérica, fortalecer la investigación y el desarrollo de nuevas tecnologías y la difusión de prácticas sustentables.

De esta manera, ADELAT queda conformada por 18 empresas de distribución eléctrica y 2 entidades nacionales que están presentes en siete países: Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú.

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La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) llevó adelante la Asamblea Ordinaria de socios en su sede de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, donde nombró a Martín Parodi, actual managing director de TotalEnergies, como nuevo presidente para el período 2024 – 2025. 

Lo acompañará Alejandro Parada, representante técnico – comercial de Silvateam, en la vicepresidencia; Alicia Pérez Carballada, gerenta de Legales de Parque Eólico Arauco; como secretaria; y Oscar Balestro, presidente en EEDSA, hará lo propio como tesorero de CADER. Mientras que Juan Manuel Alfonsín continuará como director ejecutivo de la entidad.

«Es un honor asumir la presidencia de la Cámara Argentina de Energías Renovables y estar acompañado de un gran equipo de profesionales del sector en la Comisión Directiva. Estamos convencidos que el avance de las energías renovables como política de estado resulta fundamental para el desarrollo del país y su posicionamiento a nivel global”, aseguró Parodi. 

“Para ello continuaremos el camino hecho por las gestiones anteriores de CADER y nos pondremos a disposición de las nuevas autoridades gubernamentales para dialogar y trabajar en conjunto en la transición energética nacional, en pos de ayudar a que esta industria siga creciendo”, agregó el nuevo presidente de CADER. 

La elección de los miembros titulares y suplentes de la Comisión Directiva y del  Revisor de Cuentas para el período 2024 – 2025 se llevó a cabo durante Asamblea Ordinaria de socios, en la cual también se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, entre ellos Memoria, Balance, Inventario e Informe de Revisor de Cuentas del ejercicio cerrado al 30 de junio de 2023.

A continuación, la conformación de la nueva Comisión Directiva de CADER:

Cargo

Empresa
Representante

Presidente
TotalEnergies

Martín Parodi

Vicepresidente

Silvateam
Alejandro Parada

Secretario
Parque Eólico Arauco

Alicia Pérez Carballada

Tesorero

EEDSA

Oscar Balestro

Vocal Titular 1
YPF Luz

Santiago Sajaroff

Vocal Titular 2

Pan American Energy
Favio Jeambeaut

Vocal Titular 3
Coral Energía

Marcelo Álvarez

Vocal Titular 4

On Networking
Martín Dapelo

Vocal Titular 5
Estudio O´Farrell

Agustín Siboldi

Vocal Titular 6

Tecnored
Horacio Pinasco

Vocal Suplente 1
Hychico

Jorge Ayestarán

Vocal Suplente 2

Grupo Martifer
Nicolás González Rouco

Vocal Suplente 3
Eternum Energy

Javier Chincuini

Vocal Suplente 4

Helios Renewable Energy (Tassaroli SA) 
Luciano Masnú

Vocal Suplente 5
Bioeléctrica

Juan Córdoba

Vocal Suplente 6

IFES SRL
Francisco Della Vecchia

Revisor de Cuentas
Lisicki Litvin & Asoc.

Omar Díaz

Revisor de Cuentas Suplente

Estudio Beccar Varela

Carlos Cueva

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Latinoamérica se encuentra en una segunda fase de la transición energética a nivel regional, no sólo porque el camino de la adopción de energías renovables ya lleva varios años, sino también porque el uso de nuevas tecnologías se ha vuelto una finalidad central para descarbonizar la economía y electrificar los consumos energéticos.

De acuerdo a datos compartidos por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el 60% de la energía eléctrica producida en América Latina ya proviene de fuentes renovables. Y si bien en esa ecuación las hidroeléctricas juegan un rol preponderante, la innovación tecnológica poco a poco toma mayor lugar.

Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE, participó del evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit (organizado por Future Energy Summit) y analizó el avance del sector y cómo juegan los nuevos sistemas de energía. 

“En muchos países de la región, todo lo que se construye o pide permiso ambiental, es renovable; y en definitiva, la trayectoria y transformación está lanzada”, remarcó durante la cumbre realizada en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile. 

“El almacenamiento ya es crítico para la penetración renovable. Hecho que en Chile ayudaría con los vertimientos, es decir, con la energía que se queda en el norte y el desajuste que se produce en el mercado eléctrico”, agregó. 

Pero el secretario ejecutivo de OLADE y ex ministro de Energía de Chile no sólo se refirió a soluciones con baterías de ion-litio, sino que apuntó a que se requiere considerar todo el abanico tecnológico del almacenamiento, donde incluyó a la incorporación de energía renovable de base, tal como la concentración solar de potencia o los sistemas hidráulicos de bombeo. 

La Comisión Nacional de Energía de Chile prorrogó la Licitación de Suministro del 2023

“Igualmente, se necesita un buen tono regulatorio para generar el incentivo adecuado para producir las inversiones. Debe abordarse con decisión y pragmatismo y generar las señales económicas para que ello suceda”, aclaró Rebolledo. 

Es preciso recordar que Chile es uno de los países de Latinoamérica que más fuentes de este tipo ha incorporado a su matriz eléctrica: la energía solar fotovoltaica es la más representativa, con el 25% de toda la potencia eléctrica instalada, y la eólica integra el 13% (tercera fuente), apenas superada por el carbón que ocupa el segundo lugar, con el 14%.

Y en base a los proyectos que se encuentran en construcción, el Coordinador Eléctrico Nacional proyecta que al 2025 la solar alcance aproximadamente un 30% y la eólica un 15% de la matriz, provocando que estas dos tecnologías lleguen a casi la mitad de toda la potencia eléctrica instalada.

Además, dicho país tiene un compromiso de cerrar todas las centrales a carbón al 2040, y alcanzar un 100% de renovables al 2050; aunque hay esfuerzos por adelantar ambas metas a lustros anteriores.

CNE de Chile proyecta que la tramitación del reglamento de potencia estará en la primera mitad del 2024

Próximos focos: Integración energética y descarbonización. 

Rebolledo también destacó la relevancia de contar con infraestructura que permita abordar el desafío de la variabilidad y de la seguridad energética, a la par de aprovechar todos los recursos naturales con los que cuenta la región en el camino de la transición. 

Del mismo modo, expuso que el financiamiento “se plantea como un desafío importante, ya que Latinoamérica requeriría alrededor de 280 billones de dólares en inversión en renovables para alcanzar la carbono neutralidad”. 

Y cabe recordar que la región posee el objetivo de lograr 73% de renovables hacia el 2030 para la generación de energía eléctrica, sumado a que este mismo año se consolidó la meta del 36% de renovabilidad en la matriz primaria, es decir, en la oferta total de energía. 

“También trabajamos en un objetivo colectivo, regional y equivalente en eficiencia energética, otro aspecto de esta segunda fase de la transición energética en la región. Mientras que durante la Semana de la Energía se acordó comenzar a implementar un sistema de certificación regional de hidrógeno limpio (se comprometieron 12 países)”, complementó Rebolledo. 

“Es un paso determinante que permitirá tener metodologías comunes, una inserción en los mercados globales que estará determinado por una mirada común y, por lo tanto, una concepción regional en el desarrollo de una industria presente en casi todos los países de LATAM”, concluyó.

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El proyecto de ley de Transición Energética que impulsa el Ministerio de Energía de Chile fue aprobado en lo general, y de manera unánime, en la Sala de la Cámara de Senadores, por lo que consiguió un nuevo paso en su trámite legislativo.

Diego Pardow, ministro de Energía del país, celebró el apoyo al proyecto a través de sus redes sociales y destacó que «esta iniciativa es clave para avanzar hacia un sistema eléctrico más sostenible, que permita mejorar nuestro sistema de transmisión y atraer más inversión fomentando el almacenamiento”, agregó a través de sus redes sociales.

Con 30 votos a favor y ninguna abstención, el PdL volverá a la Comisión de Minería del Senado para su análisis en particular, es decir para debatir los artículos reservados contenidos en el cuerpo normativo de un dictamen, ya sea para suprimirlos o modificarlos

Allí, está previsto que el Poder Ejecutivo presente diversas medidas con respecto a la reasignación de ingresos tarifarios extraordinarios y evitar las alzas tarifarias, como también un plan de trabajo para la tramitación del proyecto de ley transición energética. 

El viernes 5 de enero de 2024 será el plazo máximo para ingresar tales indicaciones, en donde se incluiría la creación de un subsidio para los hogares vulnerables a partir del aumento transitorio de impuesto a las fuentes emisoras correspondientes a empresas de generación eléctrica, excepto energías renovables no convencionales (ENRC), tal como se propuso en mesas técnicas pasadas. 

Pardow en FES: “Vendrán nuevos compromisos renovables más ambiciosos para 2024”

Cabe recordar que dicho proyecto de ley de Transición Energética sería el habilitante para la mega licitación de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica a gran escala en Atacama, por alrededor de USD 2000 millones, previstos a entrar en operación a fines de 2026. 

Esa convocatoria podría volverse una doble licitación (una de infraestructura y otra de servicios complementarios para la red), que llevaría adelante la Comisión Nacional de Energía. Hecho que generó miradas contrapuestas dentro del sector energético por el posible camino a tomar (ver nota), mas no por la importancia del almacenamiento para afrontar las problemáticas actuales. 

Asimismo, durante las sesiones en el Congreso, el Poder Ejecutivo planteó que ingresará un proyecto de ley que establezca la creación de un mecanismo de estabilización de las tarifas eléctricas, que irán en paralelo y serán complementarias al PdL de Transición Energética. 

“El país tiene una oportunidad inédita para producir energías verdes, pero muchas de ellas hoy en día viven en un ambiente de duda y desconfianza sobre el presente y el futuro. Incluso algunas empresas quebraron, por lo que requiere ajustar este mercado para que sigamos siendo un país productor de estas nuevas energías que serán demandas en la nueva economía”, sostuvo la senadora Yasna Provoste durante la sesión. 

“Pero también es clave que el gobierno ratifique el compromiso legislativo y que sea claro sobre el proyecto de ley que crea un subsidio para las familias vulnerables (con una cobertura de 850000 familias) para amortiguar las alzas tarifarias, y la fecha estimada en la que ingresará dicha iniciativa”, subrayó. 

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Días atrás, el Concejo de Barranquilla aprobó el Acuerdo Municipal No. 006 de 2023, que impone un impuesto de alumbrado público a Autogenerador a Pequeña Escala (AGPE), Generación Distribuida (GD) y Autogeneración de Energía a Gran Escala (AGGE), que se instalen en la ciudad. Es decir, prácticamente todo el espectro de los proyectos que están regulados en la CREG 174 del 2021.

De acuerdo a cálculos de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL), el Articulo 5, Numeral 3 se indica que los autogeneradores con potencias entre 0 y 5000 KVA (5MW) pagaran por concepto de alumbrado público el monto equivalente a 114,33 UVT, que a valor de 2023 ($42.414) equivaldrían a un impuesto de $ 4.849.192.

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En diálogo con Energía Estratégica, Miguel Hernández, presidente de la entidad, opina que la aplicación de este impuesto “sería la muerte para la autogeneración a pequeña escala”.

El directivo cuenta que desde la entidad enviarán una serie de cartas solicitando al Concejo de la ciudad de Barranquilla, y a la Alcaldía, que revise este tema. “Es nocivo para el sector solar en esta ciudad, porque, vale la pena aclarar, este impuesto sólo aplica en la ciudad de Barranquilla, por ser un impuesto municipal”, remarca.

Hernández cuenta que Barranquilla ha venido creciendo “de una forma significativa” en materia de autogeneración, pero con que este impuesto “se detendrá la actividad”.

Por lo contrario, el titular de ACOSOL propone que, en lugar de desincentivar la actividad, se implementen más beneficios para promover el ahorro energético y la inversión, generando así puestos de empleo local.

“Se ha logrado concientizar a la gran mayoría de operadores de red. Los usuarios interesados en la tecnología están viendo que nuestra normativa permite obtener unos beneficios muy importantes en ahorro en cuanto al consumo de energía, pero también con los beneficios tributarios que se tienen”, resalta Hernández.

Y destaca: “el autoconsumo en nuestro país viene creciendo de una forma significativa. El Gobierno nacional, mediante el Ministerio de Minas y Energía, tiene una apuesta bien interesante de 6 GW en energías renovables, donde está incluida la generación distribuida. De esto, un gran porcentaje será autogeneración a pequeña escala. Entonces, alineados a las políticas que tienen planteados, el Ministerio se ha trabajado en velar por el cumplimiento de la normativa y cerrar barreras o subsanar problemáticas que se venían teniendo con algunos operadores a nivel nacional”.

“Instamos a tanto a la alcaldía de Barranquilla, a su Concejo, como a todos y cada uno de los alcaldes del país, a que se concienticen que la autogeneración a pequeña escala es un beneficio para el país, es un beneficio para la transición energética, es parte fundamental de ella, y hay que tratar de buscar en estos acuerdos municipales, en estas proyecciones que hace cada municipio, beneficios para incentivar la implementación de proyectos y no impuestos que desincentiven. Ese es un llamado que hacemos, y tanto al Gobierno nacional, que inste a los gobernantes para que se incentive la implementación de este tipo de proyectos y no se impongan impuestos que retrasen, detengan o afecten el sector solar de nuestro país”, cierra el titular de ACOSOL.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, crecen las expectativas del sector renovable por que entre en vigor el nuevo reglamento de transferencia de potencia de Chile.

Esta medida tiene por objeto establecer las metodologías, procedimientos y criterios aplicables para determinar las transferencias de potencia que resulten de la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 72°-1 de la Ley General de Servicios Eléctricos, entre los participantes del balance de potencia.

En este marco, durante el reciente Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, celebrado en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile, Susana Morales, Project Adquisition and Business Manager en Atlas Renewable Energy habló de la importancia de esta regulación para fomentar el almacenamiento en Chile.

“Si sale el nuevo reglamento de potencia, podríamos dar claridad y de aquí al 2030 vamos a tener un desarrollo exponencial en almacenamiento en Chile. Trabajando todos los stakeholders juntos, podemos lograr que el país se mantenga como líder en proyectos renovables”, aseguró.

En este sentido, Morales explicó que si se superan estos desafíos regulatorios, el almacenamiento jugará un rol preponderante en su cartera de proyectos renovables ya que es una de las formas más eficientes a la hora de enfrentar las consecuencias de los vertimientos de energía que existen en  el país.

Y agregó: “El almacenamiento tiene un desarrollo limpio que nos permite llegar de manera más rápida a la transición energética.  En Atlas estamos apuntando al almacenamiento de forma confiable, segura y trabajando en recuperar la credibilidad del sistema eléctrico”. 

Desafíos para diversificar la matriz energética en Latam

Atlas Renewable Energy es una empresa de generación renovable que tiene presencia en México, Colombia, Uruguay, Chile y España.

En línea con los objetivos de la compañía por reducir la huella de carbono en la región latinoamericana, la ejecutiva identificó los grandes retos que enfrenta el sector.

“Las generadoras estamos viendo que el mercado está retomando los niveles previo a la pandemia y estamos padeciendo la variabilidad de CAPEX. La curva del litio muchas veces afecta aspectos macroeconómicos que a veces complican los plazos de los proyectos”, afirmó.

También habló de la necesidad de superar la incertidumbre legislativa de muchos países y citó el caso de Perú, que llevan meses discutiendo el proyecto de ley clave en favor de las renovables. 

Aunque explicó que las demoras en los permisos es una constante que se da en muchos mercados de Latam, reconoció que los gobiernos están trabajando de cara a la presión del cambio climático. 

“Los Estados se han preocupado en ser el motor para promover leyes que refuerzan y motivan las renovables de una manera justa. Deben enfocarse en que las barreras no sean tan elevadas para que los inversionistas puedan avanzar en proyectos en esa zona”, argumentó. 

Para la experta, el cambio climático nos está obligando a diversificar la matriz energética y es menester robustecer la legislación para que esté alineada a combatir las consecuencias de este fenómeno.

Y concluyó: “Buscamos que las energías renovables cobren la importancia que se merecen y que puedan ser competitivas frente al gas e hidrocarburos. Es una tendencia que vino para quedarse y tenemos los recursos, la capacidad técnica y las ganas de trabajar en promover las energías limpias”.

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“Ahora mismo, Puerto Rico es una meca de energía solar, incluso funciona como laboratorio para aprender sobre nuevas alternativas de negocios”, aseguró Héctor Alexander Sánchez Berrios, gerente de cuentas para Latinoamérica de Fortress Power. 

En conversación con Energía Estratégica, Héctor Sánchez, advirtió que las nuevas instalaciones fotovoltaicas en este mercado en su gran mayoría son acompañadas de almacenamiento energético en baterías, siendo la tendencia ir por equipos más grandes, más eficientes y con mayor acumulación.

“Nosotros comenzamos con una batería de 5 kWh de 24 voltios, ahora llegamos a 4.2 MWh y en inversores al megavatio, pudiendo dar energía a niveles comerciales e industriales”, ejemplificó.

Visto el potencial de seguir escalando y masificando las instalaciones híbridas de sistemas fotovoltaicos y baterías en Puerto Rico, desde la empresa están impulsando nuevos negocios vinculados a Virtual Power Plants (VPP).

“Fortress Power va a suscribir a sus clientes a este Demand Response Program, que sería el programa de Virtual Power Plant acá, por lo menos al nivel local en Puerto Rico, y le vamos a dar completamente el poder al cliente de escoger en qué momento va a ser utilizada su batería y también vamos a asegurar que nunca va a ser utilizada en los momentos más necesitados como huracanes o apagones”, aseguró el gerente de cuentas para Latinoamérica de Fortress Power.

¿Cómo será el acuerdo con el cliente? Sánchez precisó que todos los clientes que vayan a suscribirse al programa recibirán un cheque por parte de la empresa yFortress Powerno recibirá una retribución hasta que el programa sea completamente funcional.

Para fortalecer la resiliencia de su oferta para el mercado, Fortress Powerha dado un paso más allá con la aplicación de su Energy Management System (EMS) integrando lo último en inteligencia para manejar las baterías disponibles en Puerto Rico.

“Mediante el EMS puedes no sólo manejar lo que es tu energía en baterías, puedes hacer Peak Shaving o puedes manejar Virtual Power Plant, que es el futuro y hace que la resiliencia de la red vaya a ser sostenible”, puntualizó Héctor Alexander Sánchez Berrios. 

De esta manera, Fortress Power es una marca que garantiza que el cliente es dueño y empodera a los usuarios en la toma de decisiones sobre sus propios productos de primera línea.

Tecnología que impulsa nuevos negocios 

Mario Castillo, gerente de ventas para Latinoamérica de Fortress Power, señaló que ya están trabajando en Puerto Rico y resto de América Latina y el Caribe con toda la línea de productos eSpire y eSpire Mini, así como su nueva batería Avalon.

En sus 10 años de presencia en la región, Fortress Power se ha posicionado como proveedor de soluciones clave para la resiliencia energética. Los productos de Fortress Power se destacan por su resistencia, tecnología de avanzada y adaptabilidad a redes locales que pudieran presentar un servicio eléctrico inestable.

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Vanderleia Ferraz, gerente de Producto para Latinoamérica de Risen Energy, tuvo una participación destacada en evento Future Energy Summit en Chile. Allí, se refirió al papel fundamental de la innovación tecnológica para impulsar la inversión en proyectos sostenibles.

«El desarrollo de nuevas tecnologías tiene que ayudar y ser el incentivo de inversiones en proyectos», afirmó Ferraz. En este sentido, Risen Energy ha estado trabajando en una tecnología de celda de N-Type conocida como HJT (Heterojunction Technology), la cual presenta ventajas significativas en términos de eficiencia, resistencia a altas temperaturas y menor degradación de potencia a lo largo del tiempo, elementos cruciales en climas como los de América Latina.

Con una capacidad de producción de 45 GW de módulos y 33 GW de celdas, Risen ha destinado 15 GW específicamente a esta tecnología HJT. Ferraz enfatizó que esta apuesta se fundamenta en la creencia de que la HJT representa una de las tecnologías más prometedoras para el futuro, capaz de maximizar la producción de energía por cada kilovatio instalado y reducir así los costos energéticos, aumentando la atractividad de los proyectos.

La gerente de Producto de Risen Energy también hizo hincapié en la importancia de la colaboración entre diferentes tecnologías, como el almacenamiento y el futuro potencial del hidrógeno, para impulsar el mercado de energías renovables. En tal sentido, mercados como el chileno que están trabajando en la incorporación de estas soluciones se posiciona como una plaza estratégica para la empresa.

«En 2023, más de 36 % de toda la energía generada en Chile fue de renovables y eso muestra el compromiso que Chile tiene con la transición y la búsqueda del cumplimento de la meta de cerrar las emisiones», señaló Ferraz.

En un contexto donde la eficiencia y la rentabilidad son esenciales, Ferraz sostuvo: «Las tecnologías como los módulos N-Type y la heterounión HJT de Risen permiten una mayor generación con la misma capacidad instalada, lo que representa una estrategia sólida para abordar desafíos como la transmisión de energía».

Este avance, junto con más de 19 GW de proyectos aprobados para los próximos años y más de 4 GW ya en construcción, refuerza la visión positiva de Risen respecto al mercado latinoamericano.

«Consideramos que el mercado tiene muchos retos que ustedes conocen como la transmisión, el curltaiment, los precios, pero Risen ve el mercado con optimismo».

Y concluyó: «Para Risen es uno de los mercados más importantes y nosotros queremos replicar en Chile el trabajo que hacemos en Brasil, donde estamos desde 2016 y somos el principal proveedor de módulos, queremos también reforzar nuestra presencia en Chile y reforzar nuestros key partners».

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La firma Mytilineos, fabricante y contratista global de proyectos de energía solar y almacenamiento de energía con sede principal en Grecia, inauguró el Parque Solar Willka, ubicado en la región de Arica y Parinacota (Chile). 

La particularidad de la central de generación renovable es que se trata de la primera planta fotovoltaica de la compañía en Latinoamérica, y la misma contribuirá con 109,2 MWp de energía limpia a Chile, lo que equivale al consumo de energía de más de 105,000 hogares cada año.

Heleana Korbut, procurement director de Mytilineos, había anticipado durante el megaevento de Future Energy Summit (FES) en Chile que la compañía tenía muchos retos y oportunidades para el cierre del corriente año y todo el 2024, principalmente en lo referido a incorporar nuevas tecnologías en sus proyectos en construcción, como también innovar en el futuro. 

“Tenemos ciertos desafíos a nivel de procesos regulatorios y de permisos, pero la intención del gobierno de impulsar las renovables puso sobre la mesa la necesidad de la normalización y modernización, lo que impactará positivamente en los tiempos de construcción”, sostuvo. 

 “Hay oportunidades de mejora, pero estamos convencidos de que todos estamos apostando para seguir optimizando estos tiempos”, agregó durante el Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit. 

Pero para seguir impulsando la penetración de las renovables y el almacenamiento de energía dentro de la matriz energética en el denominado “segundo tiempo de la transición energética”, la especialista reconoció la importancia de contar con mesas de trabajo en la que haya participación de todas las partes involucradas del sector. 

¿Por qué? Cada uno de ellos tendrá una visión diferente bajo sus alcances específicos y, por ende, será capaz de mencionar sus experiencias, desafíos y aportar mucha información en la búsqueda de soluciones en conjunto para la industria renovable. 

“Lo mismo para EPCistas y desarrolladores que formen parte en la formulación de políticas, desde etapa temprana, para que éstas vengan a cubrir esas necesidades de mercado”, aclaró Heleana Korbut.

“Además, otro punto importante está vinculado a la comunicación, de apoyar a la educación y concientización. Es decir, demostrarle a las comunidades, a los nuevos profesionales y las nuevas generaciones la importancia de las energías renovables”, complementó ante una sala llena integrada por líderes del sector renovable de la región. 

“En esos casos se pudiese incorporar en edad temprana, en entidades educativas, material sobre las energías renovables, las nuevas tecnologías y los beneficios de este tipo de proyectos. Eso sería seguir fomentando la actividad”, concluyó.

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UL Solutions, líder mundial en ciencia de la seguridad, publicó un informe de estudio de bancabilidad sobre la cartera completa de Vertex tipo N de Trina Solar. Las conclusiones del informe mostraron que los módulos de la serie demuestran tener una fiabilidad de producto excepcional y un LCOE más bajo para una bancabilidad altamente reconocida.

«El sector fotovoltaico mostró una gran confianza en Trina Solar, dada su sólida salud financiera», declaró Sheng Honglei, director de negocio de renovables de UL Solutions, al explicar la tecnología líder de tipo N de la marca, su sólida financiación y su alto nivel de gestión.

Dotados de tecnología avanzada y rendimiento superior, los módulos Vertex N presentan un LCOE más bajo

Este estudio de bancabilidad revisó toda la gama de módulos Vertex N -incluidos los de 700 W, 610 W, 450 W, 440 W y 430 W- y abarcó módulos de formato grande, mediano y pequeño en escenarios de servicios públicos, residenciales y de C&I. UL concluyó que los módulos cumplían las normas de seguridad y ofrecían un rendimiento superior. También constató que el LCOE es menor que cuando se utilizan tipos de módulos genéricos para las mismas configuraciones de planta. Por ejemplo, en comparación con otros módulos de tipo N, el módulo Vertex N 700W de Trina Solar puede reducir el LCOE en un 5,8%.

Los envíos líderes satisfacen una demanda creciente

En el informe, UL señala que la compañía es un fabricante integrado verticalmente, es decir, que, a lo largo de toda su cadena de fabricación, la empresa puede garantizar una calidad de producto excepcional, ya que todos los procesos de fabricación y control de calidad se gestionan internamente.

Hasta el tercer trimestre de 2023, Trina Solar suministró un total de 90 GW de módulos de 210 mm, ocupando el primer puesto mundial. Además, vendió más de 15 GW de módulos 210R a finales de octubre de este año.

La marca asiática está ampliando su fábrica verticalmente integrada de células de tipo N, garantizando un suministro estable de células i-TOPCon de tipo N para módulos. Para finales de este 2023, se prevé que su capacidad de producción de módulos alcance los 95 GW, la de obleas de tipo N, 50 GW, y la de células, 75 GW, incluidos 40 GW de células de tipo N, todas ellas equipadas con tecnología i-TOPCon Advanced de tipo N.

Automatización de alto nivel y entorno de trabajo agradable

Al recapitular sus visitas a la fábrica de Trina Solar, UL expresó su perspectiva positiva sobre esta completa automatización de la fabricación con una interferencia humana mínima. UL inspeccionó la línea de producción de la célula fotovoltaica de la serie 210R y el módulo fotovoltaico de la serie Vertex S+, así como las propias instalaciones, y consideró que el entorno era limpio, seguro y propicio para los trabajadores.

Reconocimiento global a Trina Solar

Basándose en sus excelentes resultados financieros, su innovación líder en el sector, su automatización de referencia y su avanzado sistema de gestión de la calidad, Trina Solar ha ganado la confianza de las instituciones internacionales, subrayada una vez más por este último estudio de bancabilidad.

UL ha dado todo el crédito a la marca por su serie Vertex N, que cumple las normas del sector en cuanto a fabricación de células, fabricación de módulos, garantía y servicios posventa. Como resultado, han logrado un LCOE más bajo, aportando más valor a los clientes y ganándose más confianza en todo el mundo.

Como pionera en la industria fotovoltaica, la compañía mantendrá su misión de «Energía solar para todos» e impulsará la transición energética mundial hacia la carbono neutralidad.

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Guatemala se prepara para la llegada de un nuevo gobierno que asumirá el 14 de enero del 2024. La fórmula electa del Movimiento Semilla compuesta por Bernardo Arévalo y Karin Herrara tomará posesión de los cargos de presidente y vicepresidente, respectivamente.

La iniciativa privada está expectante de las medidas que vaya a impulsar la administración entrante para dar continuidad a sus inversiones. Entre ellas, el sector energético tiene en mira una próxima licitación que promete ser la más grande de la historia del país.

“Anticipamos una licitación muy grande para la licitación PEG-5 porque la demanda de las distribuidoras básicamente se va a ver desabastecida en los siguientes años y será necesario reemplazar esa generación”, introdujo Rudolf Jacobs, presidente de la Asociación de Generadores de Energía Renovable (AGER) a Energía Estratégica. 

De acuerdo a lo anticipado por este medio, la Licitación PEG-5 promete entre 1200 a 1400 MW de energía para satisfacer los requerimientos de la demanda regulada.

“Va a ser muy importante que el país con esta transición política haga ese tipo de licitaciones manteniendo las reglas muy claras y los objetivos de tracción de inversión renovable también muy rigurosos para lograr esa transición energética en el país”, afirmó Rudolf Jacobs. 

De allí que, tras años sin realizarse licitaciones a largo plazo, el que se hayan retomado las convocatorias genera atractivo a los inversores, más aún siendo la última licitación una de las más exitosas.

Traer al debate el último antecedente de licitación no es menor. Ese proceso de 235 MW se destacó por cantidad de participantes y menores precios alcanzado (ver detalle) por lo que el deseo es que se sostenga el nivel de competencia a través de una próxima convocatoria del nuevo gobierno.

La certeza es crucial y las autoridades entrantes estarían alineadas a ese deseo del mercado. En una reciente conversación con Energía Estratégica, Oscar Villagrán, referente en materia energética del gobierno entrante en Guatemala ratificó que abordarán la PEG-5 con todo el equilibrio que requiere el sistema pero también «buscando un énfasis en energías renovables» (ver más).

«El gran reto para el sector eléctrico será dar continuidad a la política energética nacional, especialmente en nuestra meta de alcanzar el 80% de energía renovable. A pesar de los avances, queda un camino por recorrer», aseguró el presidente de AGER.

¿Qué retos enfrenta Guatemala de cara a la PEG-5? «Para la PEG-5 lo importante va a ser tener orden en las reglas de la licitación para tener claridad de los recursos renovables que se quieren promover, atraerlos a esa licitación y hacerlo realidad», consideró Rudolf Jacobs. 

Y agregó: “Probablemente, segmentando la licitación en piezas por tecnología se podrá atraer la componente que se quiere de cada una dentro de una gran licitación”.

En este contexto, empresas con solidez financiera y experiencia en diversidad de energías renovables desempeñan un papel fundamental. Jacobs enfatiza su importancia en la transición energética:

«Estas empresas se convierten en socias clave en este proceso, no solo a nivel nacional, sino también regional. Aportan conocimiento y son piezas clave en la estrategia de transición», concluyó Rudolf Jacobs, presidente de la Asociación de Generadores de Energía Renovable (AGER) en una entrevista brindada a Energía Estratégica durante el evento «Tendencias hacia un nuevo modelo energético».

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Honduras avanza en tres licitaciones en respuesta al alto déficit de potencia y energía que atraviesa la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). La primera licitación ya está en marcha, tiene una modalidad de participación privada y se prevé que cubra 220 MW con fuentes terminas. La segunda para contratar 450 MW también de generación térmica, ya cuenta con términos de referencia, sería abierta y podría lanzarse en 2024. Y, finalmente, la tercera de 250 MW, que se daría a continuación, buscaría cubrir el aumento de la demanda con tecnologías eólica y solar con almacenamiento.

Al respecto, Karla Martínez, presidente de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE), compartió con Energía Estratégica su análisis sobre estas tres licitaciones anunciadas en Honduras.

Inicialmente, considerando la necesidad del sistema de potencia firme y dado que el déficit de generación es una realidad, la presidente de AHPEE contempló: «entendemos la necesidad de la ENEE de licitar los 220 MW de generación térmica». Ahora bien, observó que esto se entiende así porque la contratación, según las especificaciones que trascendieron, sería únicamente por 2 años.

El panorama cambia al referirse a la la convocatoria por 450 MW, cuyos términos de referencia se modificaron en el presente mes de diciembre (ver), y a partir de los cuales la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) sugiere la exclusividad de contratación para fuentes térmicas por los años que determine la ENEE para cada oferta adjudicada. No obstante, al ser un proceso que estaba pendiente desde la administración de gobierno pasada, su llamado a compulsa urgiría para el fortalecimiento del sector pero retomando la necesidad de diversidad tecnológica.

«Desde la Asociación y como sector privado insistimos en la importancia de completar el proceso de licitación de 450 MW que corresponde a las especificaciones del plan de expansión de la generación y en el cual se contemplan los siguientes aspectos:

Diversidad de tecnologías de generación que puedan garantizar la potencia firme y los servicios complementarios;
Precios competitivos porque esta licitación no responde a una emergencia, sino a una planificación pese a que ya tenemos 5 años de retraso;
Es una licitación pública internacional que permite obtener inversionistas extranjeros».

Respecto a la tercera licitación que se anticipa sería para 250 MW de eólica y solar con almacenamiento, Karla Martínez identificó algunos retos necesarios de resolver para asegurar éxito en el desarrollo de nuevos proyectos energéticos renovable.

En tal sentido, Martínez subrayó que la falta de ejecución oportuna de las licitaciones se presenta como la principal barrera para el crecimiento de las energías renovables en la actualidad, ya que estas tecnologías para poder desarrollarse necesitarían mayores tiempos para su instalación; tendrían mayores riesgos en la inversión y financiamiento, porque son las que actualmente tienen mayor deuda acumulada con la ENEE; y presentarían mayor demora en la adquisición de equipos, si estos son requeridos con capacidad de almacenamiento.

De allí, consideró: «Para que podamos tener licitaciones de generación renovable estás deben contar con:

Suficiente tiempo para el desarrollo de los proyectos
Reglas claras y seguridad jurídica
Sanidad financiera del sector, la ENEE debe tener la capacidad para brindar el pago de manera puntual ya que las inversiones son grandes, con un 40% de pérdidas en la distribuidora es difícil.

En el caso concreto de Honduras, de cara a una eventual licitación de 250 MW, las condiciones que el sector privado espera para la licitación de proyectos de energía eólica, solar con almacenamiento radicarían en:

Claridad y eficiencia en la aplicación de las tarifas a los consumidores finales así como reducción y control de pérdidas: Los desarrolladores privados suelen estar interesados en la capacidad de la distribuidora para recuperar los costos de generación, transmisión, distribución y comercialización; así como también la capacidad que tiene esta para cobrar lo que vende; en ese sentido la reducción y el control del 40% de las pérdidas es fundamental. La reducción y control de pérdidas es la única garantía de que el sector pueda garantizar el pago a los actuales y nuevos inversionistas.

Estabilidad regulatoria y política: El sector privado busca un entorno regulatorio estable y políticas coherentes a largo plazo. La incertidumbre en estas áreas puede desalentar la inversión y el desarrollo de proyectos.

Acceso a la red eléctrica: Es crucial contar con infraestructuras de transmisión y distribución eficientes y accesibles para llevar la energía generada por los proyectos hasta los consumidores finales, por lo que se recomienda que así como la generación se va incrementando conforme a las disposiciones del plan indicativo de expansión de la generación, la transmisión debe crecer conforme al plan indicativo de expansión de la generación.

Proceso de selección transparente: La transparencia en el proceso de licitación es fundamental para generar confianza entre los desarrolladores privados. Un proceso claro y justo favorece la participación y la competencia.

Plazos y cronogramas razonables: Los plazos para la construcción y puesta en marcha de los proyectos deben ser realistas. Del mismo modo, los desarrolladores buscan plazos razonables para la recuperación de la inversión.

Condiciones financieras favorables: Acceso a financiamiento en condiciones favorables, ya sea a través de préstamos, subsidios u otros mecanismos, es esencial para impulsar la inversión en proyectos de energía renovable.

Incentivos y beneficios fiscales: La existencia de incentivos fiscales y beneficios, como exenciones de impuestos o créditos fiscales, puede hacer que los proyectos sean más atractivos desde el punto de vista financiero.

Compromiso con la sostenibilidad: En un contexto donde la sostenibilidad y la responsabilidad ambiental son cada vez más importantes, los desarrolladores pueden valorar positivamente políticas y requisitos que fomenten prácticas sostenibles.

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