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SOFAR, el proveedor líder a nivel global de soluciones integrales de energía solar fotovoltaica (PV) y almacenamiento de energía (ESS), exhibe su destacada cartera de productos con un enfoque en soluciones de almacenamiento residencial y para C&I en Solar & Storage Live, la feria de energías renovables más prominente del Reino Unido.

El mercado de almacenamiento de energía está en constante expansión en muchos países europeos, ya que proporciona flexibilidad al sistema, algo fundamental en el sistema eléctrico de la Unión Europea (UE), donde la proporción de energías renovables está en constante crecimiento.

Para abordar esta preocupación, SOFAR presenta al público su revolucionario ESS PowerMaster. Su innovador sistema de refrigeración híbrido consta tanto de un sistema de refrigeración por aire como por líquido, lo que puede reducir la pérdida por disipación de calor en un 30% y ayudar a prolongar la vida útil de la batería en un 14%. Priorizando rigurosamente la seguridad, el PowerMaster está equipado con sistemas de seguridad 3+2 para garantizar un suministro de energía estable día y noche.

Con un diseño modular capaz de expandir la capacidad de almacenamiento de una sola cámara hasta 3.93 MWh, satisface perfectamente las diversas necesidades de expansión de capacidad y minimiza significativamente el costo de inversión inicial, permitiendo mayores rendimientos.

Además de sus probadas soluciones de almacenamiento, SOFAR también presenta sus soluciones PV con el SOFAR 110-125KTLX-G4 liderando la exposición.

Integrando corriente ultraalta líder en la industria, fácil instalación e inteligente protección, ha sido reconocido por clientes globales como una solución ideal optimizada para instalaciones C&I y de servicios públicos a pequeña escala. Con 10*40A MPPTs, el inversor asegura un LCOE más bajo y mayores rendimientos.

Su peso inferior a 75 kg facilita la instalación, ahorrando costosos gastos de mano de obra. Al mismo tiempo, está disponible para AFCI y escaneo de curvas I-V, y cuenta con protección IP66 en general junto con C5 anticorrosión, lo que lo hace resistente a condiciones de trabajo adversas.

Mientras tanto, SOFAR enriquece sus soluciones de almacenamiento con HYD 5-10KTL-3PH-G4 y el sistema todo en uno residencial ESS PowerAll. Equipado con características avanzadas, incluida una expansión flexible de la capacidad de la batería y un sistema inteligente de gestión de batería, ha sido una de las opciones más populares de SOFAR para que los hogares reduzcan efectivamente sus facturas de energía.

«Desde que entramos en el mercado del Reino Unido, el equipo ha estado empujando consistentemente los límites de la innovación al lanzar el sistema de microinversores PowerNano, C&I ESS PowerIn y PowerMagic adaptados para las aplicaciones residenciales y C&I de Europa», dijo Allen Cao, Jefe de SOFAR Europa. «Puede notar que también estamos lanzando nuestro roadshow en el Reino Unido e Irlanda después de la exposición. Estoy convencido de que a través de lo que demostramos, SOFAR puede brindar la libertad energética a más hogares europeos.»

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder a nivel global de soluciones solares y de almacenamiento integrales y está comprometido a ser el líder en soluciones de energía digital con una cartera integral que incluye inversores fotovoltaicos (PV), inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de energía (BESS), sistemas de almacenamiento de energía a gran escala (ESS), sistemas de microinversores y SOFAR Monitor, un sistema inteligente de gestión de energía para aplicaciones residenciales, C&I y de servicios públicos.

Para el 2021, SOFAR se ubicó entre las 5 principales marcas globales de inversores híbridos, estableciendo una red global de I+D con tres centros de investigación y desarrollo y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10 GW para inversores y 1 GWh para baterías. Hasta 2022, SOFAR ha enviado más de 18 GW de inversores a 100+ países y regiones en todo el mundo.

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Se acerca la fecha de “El gran debate: ‘Segundo tiempo’ de la transición energética en Chile”, un nuevo evento virtual y gratuito sobre la industria renovable, organizado por el portal de noticias Energía Estratégica con el apoyo de Future Energy Summit.

El encuentro que se llevará a cabo el próximo jueves 19 de octubre a partir de las 11 horas de Chile reunirá a expertos y expertas de la industria de las renovables del país andino que analizarán las últimas tendencias, retos, oportunidades y perspectivas del sector a lo largo de dos paneles de debate, cada uno enfocado en un área energética clave.

El primero de ellos se titula “Net-Billing y PMGD: Oportunidades de un sector en crecimiento” y pondrá la mirada en los modelos de generación distribuida que hoy en día cuentan con 192,23 MW y  2667 MW de capacidad instalada, respectivamente.

Por lo que el primer panel de discusión de “El gran debate: ‘Segundo tiempo’ de la transición energética en Chile” contará con la participación ya confirmada de Bárbara Yáñez Barbieri, presidenta de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL); Esteban Vazquez Mazzarini, jefe comercial de Tritec Center; Vanderleia Ferraz, Latin America product manager de Risen Energy; y Víctor Sorbazo Acuña, senior manager sales business development de JA SOLAR.

INSCRIPCIÓN GRATUITA

Y cabe recordar que recientemente se dio a conocer que las autoridades de Chile proyectan que se duplique la capacidad instalada en Pequeños Medios de Generación Distribuida, sumado a que un informe reveló que el país podría alojar entre 6 y 12 GW de capacidad Net-Bulling.

Por el lado de la segunda parte del webinar abierto y gratuito, denominada “Grandes parques: El almacenamiento como aliado de la masificación eólica y solar”, tendrá entre sus panelistas a Juan Montiel, LATAM operational manager de UL Solutions; Patricio Peral, business development manager Iberia & LATAM para 3E; Robin Vargas, LATAM general manager de ON.Energy y Marisol Neira, LATAM key account director de ZNShine Solar.

Los y las protagonistas del sector explorarán las últimas tendencias y desarrollos en el mercado de las energías renovables y su vinculación con el storage, considerando que está en marcha una nueva Licitación de Suministro (las ofertas se presentarán en enero 2024).

A través de dicha convocatoria se prevé abastecer 5400 GWh de los consumos de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir de los años 2027 y 2028 hasta 2046 y 2047; y que la convocatoria  incorpora un incentivo directo a medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables.

INSCRIPCIÓN GRATUITA

Mientras que, hace poco más de tres meses, el Poder Ejecutivo Nacional de Chile elevó al Congreso su  proyecto de ley de Transición Energética para modernizar la regulación del mercado eléctrico y concretar la mega licitación de almacenamiento de gran escala por USD 2000 millones.

Asimismo, este webinar titulado “El gran debate: ‘Segundo tiempo’ de la transición energética en Chile”, será la antesala del próximo mega evento físico de Future Energy Summit en Chile, denominado Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, donde se abordará una amplia variedad de temas cruciales para la industria de las energías renovables en el Cono Sur y se propiciarán espacios exclusivos de networking.

Dicha cumbre se realizará los días 28 y 29 de noviembre en el prestigioso Hotel Intercontinental de Santiago, con temáticas, panelistas y más de 400 asistentes líderes en energías renovables de la región.

Los paneles de discusión no sólo se centrarán en energía eólica y solar fotovoltaica, sino que también incluirán temas específicos, como el hidrógeno, el almacenamiento y cuestiones regulatorias; sumado a que habrá un espacio dedicado a las asociaciones para que puedan compartir su perspectiva única.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico anunció el inicio del Proceso Informal para la Revisión del Reglamento sobre Desarrollo de Microrredes y Solicitud de Comentarios Públicos.

Con esta iniciativa del regulador buscaría tener actualizado el Reglamento 9028 aprobado el 16 de mayo de 2018, alineándolo al avance tecnológico logrado en el último lustro.

Por lo que, no se descarta que tras este proceso informal se continúe con un proceso formal de elaboración de normas, según sea necesario y bajo la Ley 38-2017.

¿Qué determinaba el Reglamento 9028? Inicialmente se categoriza cuatro tipo de microrredes: personales, cooperativa, de terceros y cualquier otro arreglo de titularidad y operacional que no haya sido contemplado hasta el momento.

A partir de allí, las microrredes están sujetas a varias consideraciones y, salvo que se le indique lo contrario, pueden proveer servicios de energía y/u otros servicios de red tanto a su(s) dueño(s) como a la Autoridad.

Al respecto, es preciso indicar que el Reglamento contempla como «servicio de energía» al servicio de electricidad previsto a un cliente en Puerto Rico por una Compañía de Servicio Eléctrico; mientras que «Servicios de red» incluye servicios auxiliares, respuesta a la demanda y otros servicios de apoyo a la infraestructura de distribución y/o distribución de electricidad.

Aquello no es menor, entendiendo que en los próximos años Puerto Rico espera lograr un 100% de energías renovables y operador del sistema deberá enfrentar ciertos retos que podrán resolverse, por ejemplo con servicios de regulación de frecuencia y voltaje.

Restará ver si tras este proceso de consulta se mantienen los mismos requisitos, procedimientos, tarifas y exenciones para microrredes en Puerto Rico. Lo cierto es que se buscará seguir impulsando estas alternativas de generación; ya que, el despliegue de microrredes contribuirá a la resiliencia del sistema eléctrico.

Todos los interesados en presentar sus comentarios sobre posibles revisiones, dentro de los treinta (30) días posteriores a la emisión de este Reglamento y Orden.

Los comentarios podrán presentarse a través de los siguientes medios:

Por correo electrónico a la siguiente dirección: comentarios@jrsp.pr.gov;
En línea, a través del Sistema de Archivo Electrónico del Negociado de Energía, en la siguiente dirección: https://radicacion.energia.pr.gov.
Por correo postal dirigido a la Secretaría del Negociado de Energía de Puerto Rico, en el Edificio World Plaza, 268 Ave. Muñoz Rivera, Suite 202, San Juan, PR 00918; o
Personalmente en la Secretaría del Negociado de Energía, ubicada en la dirección antes indicada.

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La Cámara Eólica Argentina (CEA) puso la mirada en los compromisos y ajustes que deberían hacerse a nivel sectorial para alcanzar los objetivos de la Ley N° 27191, la cual establece un mínimo del 20% de participación renovable en la generación eléctrica hacia el año 2025. 

Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la CEA, apuntó a la importancia de aprender las lecciones pasadas y de brindarle claridad y continuidad al mercado de las energías renovables, el cual podría generar innovación e inversión a futuro. 

“Es fundamental planificar a largo plazo y dar señales claras hacia la construcción de infraestructura. Por ejemplo, Argentina ha estado mirando de lejos una enorme potencialidad de Vaca Muerta hasta que se decidió la construcción del gasoducto para transportar el gas. Y de manera analógica, las renovables también requiere una inversión en infraestructura”, aseguró durante un webinar

“E independientemente de lo ideológico y los esquemas bajo los cuales se podría hacer, definitivamente tiene que haber un marco para que los privados puedan apoyar al estado nacional a acelerar la inversión en las obras de transmisión, para que los mejores recursos eólicos y solares del país puedan acceder a servir a la demanda”, agregó. 

El presidente de la CEA advirtió que, de lo contrario, se pondrían limitaciones al rol exportador de Argentina, ya sea de commodities o a nivel industrial, considerando que muchos países encaran un proceso de descarbonización en donde también solicitan que los productos comercializados sean considerados “verdes”

Pero para hacer alcanzar la inversión en infraestructura, principalmente en nuevas líneas y ampliaciones del sistema de transmisión, Andrews planteó que se necesitar reconocer lo bueno que pasó (como marcos regulatorios y esquemas de visibilidad de inversión) y que, en paralelo, se resuelvan los cuellos de botella para que la energía renovable pueda penetrar y ser sustentable en equilibrio del sistema. 

“No es una necesidad del sector renovable sino de la economía. Es un tema al que debemos encontrarle solución y rápidamente encarar un plan de inversiones que permita incrementar la infraestructura del sistema eléctrico, que albergue más renovables y posibilite el crecimiento económico”, complementó Martín Brandi, CEO de PCR y vicepresidente de la Cámara Eólica Argentina.

Aunque cabe recordar que, a lo largo del último año, la Secretaría de Energía de la Nación lanzó una serie de mecanismos para ampliar la red de transporte eléctrico y potenciar la industria renovable. 

Un claro ejemplo es la convocatoria de manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión, la cual fue prorrogada hasta el 11 de octubre y que CAMMESA dará a conocer una síntesis de las MDI en el futuro cercano. 

Mientras que el nuevo “MATER 360” también se posiciona una herramienta estratégica para la transición, considerando el récord de proyectos presentados en la vigente convocatoria del Mercado a Término (ver nota). Hecho que se debió principalmente a que se abrió la posibilidad de la asignación de prioridad de despacho tipo “Referencial A” (curtailment de hasta 8%) y se permitió que los parques solicitantes también incluyan inversiones en la expansión de las redes de transmisión.

A pesar de ello, Bernardo Andrews insistió en que la industria necesita “cierto grado de previsibilidad” y vaticinó que si se pasara “violentamente” de un escenario de largo plazo a uno de mercado, posiblemente el marco de incertidumbre no sea es “bancable para las fuentes de fondeo de financiamiento de proyectos a largo plazo”. 

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A lo largo de los últimos meses, Chile ha puesto la mirada en el sistema de transporte eléctrico para afrontar los vertimientos de energía renovable y precios marginales cero. 

Sin embargo, la apertura de ofertas de diversas licitaciones de los años 2021 y 2022 recién se llevaron a cabo hace pocos meses atrás debido a varias prórrogas dadas por el gobierno; mientras que el Plan de Expansión Anual de la Transmisión 2022 tuvo una serie de discrepancias que derivó en que el Panel de Expertos de la Ley General de Servicios Eléctricos de Chile dé lugar a modificaciones del mismo. 

Tales hechos no fueron pasados por alto por Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Chile, quien apuntó al retraso de la planificación y malas señales para el mercado, lo que deriva en falta de competencia dentro de la industria. 

“Tenemos un proceso de planificación absolutamente corto. De hecho, el Panel de Expertos determinó que no hay la robustez necesaria para sostener las obras que se están planificando, que son sumamente importantes para Transmisoras de Chile pero que no se desarrollan como se requiere”, manifestó durante un webinar.

“Y cuando se analizan las obras en base al costo – eficiencia y criterios de resiliencia o de seguridad, no se sostienen por sí mismas. Tenemos planificación atrasada y, por ende, procesos licitatorios que no están resultado, al igual que aquellos de valorización y de tarificación que están retrasados y dan malas señales que se reflejan en pocas ofertas”, agregó. 

A eso se debe sumar  la dificultad para obtener permisos ambientales, considerando que el promedio de tiempo para conseguir uno es de 400 días y los proyectos de transmisión requieren más de 100 según explicó Tapia. 

Esto se traduce en que, si un proyecto de infraestructura eléctrica demora siete años, tres años y medio son sólo de trámites para avanzar con la infraestructura eléctrica. Y como consecuencia, el director ejecutivo de Transmisoras de Chile subrayó la necesidad de dialogar “seriamente” sobre el tema “y no soslayar su importancia para efectos medioambientales o de los distintos objetivos que tienen los permisos sectoriales”. 

“Entonces con instituciones poco reforzadas, con poca gente haciendo planificación, tarificación y obteniendo permisos, nosotros necesitamos una reforma profunda al Estado en sectores como el nuestro, que sirva como condición habilitante para todo lo que queramos discutir de mercado”, insistió Tapia. 

“Además, el proyecto de ley de transición energética propone soluciones que no necesariamente son las adecuadas, como por ejemplo alargar el proceso de planificación en un contexto de atrasos, que lo único que hace es sincerar que la gestión estatal no fue la adecuada”, añadió. 

¿Se demora el proyecto de ley de transición energética de Chile?

“Hay otras cuestiones administrativas a solucionar, como cambios en las bases y condiciones muy encima de las fechas de licitación, lo que deja poco margen”, concluyó. 

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América Latina continúa siendo un mercado en crecimiento para la energía renovable debido a su potencial natural y el nearshoring que atraen las inversiones. Este enfoque en la energía limpia no solo contribuye a la mitigación del cambio climático, sino que también crea oportunidades económicas y de empleo en la región.

Con ese objetivo en la mira, Applus+, la compañía líder del sector TIC (inspección, ensayos y certificación, por sus siglas en inglés), ha experimentado un notable crecimiento del 18% en los últimos cinco años en América Latina, lo que resultó en la duplicación de su facturación en la región. 

La firma ofrece soluciones integrales que abarcan todas las etapas del ciclo de un proyecto, desde estudios de prefactibilidad técnica y ambiental hasta la puesta en marcha, mantenimiento e inspección durante la operación. 

También brinda servicios de ingeniería de la propiedad, interventoría o supervisión de obras, control y aseguramiento de la calidad, incluyendo la inspección en origen, y consultoría, con la meta de ayudar a sus clientes a cumplir con los estándares más altos de sostenibilidad y eficiencia.

En conversaciones con Energía Estratégica, Leonardo Alfonso Vergel Arévalo, Regional Marketing Manager Latam de Applus+, comparte el destacado crecimiento a lo largo de los años y detalla las soluciones más demandadas en la región.

“A pesar de los desafíos presentados por la pandemia, Applus+ ha mantenido una tasa anual media de crecimiento orgánico del 18% en los últimos cinco años en América Latina, donde actualmente cuenta con más de 5.000 empleados”, explica.

“Esta expansión ha sido respaldada por adquisiciones estratégicas, como la incorporación de una empresa de laboratorios en Chile y otra especializada en gestión y monitoreo ambiental en Colombia”, agrega. 

De esta forma, según el Plan Estratégico de la compañía, se espera mantener este ritmo de crecimiento en los próximos años, con un enfoque en la tecnología y la digitalización.

Consultoría de Proyectos y Energías Renovables

La firma se involucra en diversos tipos de proyectos de energías renovables, desde grandes parques eólicos y fotovoltaicos hasta proyectos de generación distribuida y autogeneración. 

De acuerdo a Vergel Arévalo, estos últimos suelen llevarse a cabo en el contexto de proyectos más amplios en colaboración con promotores o empresas de generación y distribución, incluso en sectores como el petrolero o minero, que están diversificando sus inversiones en su proceso de transición energética.

En cuanto a las tecnologías de energía renovable más demandadas en la región, el ejecutivo señala que tanto la eólica como la solar están experimentando un crecimiento sostenido.

No obstante, reconoce que la fotovoltaica se ha vuelto más atractiva en los últimos años: “La tecnología solar ha ganado competitividad gracias a la reducción de costos y su simplicidad técnica, lo que ha llevado a un aumento exponencial en proyectos de generación distribuida y autoconsumo”.

De esta forma, Applus+ se consolida como un actor importante en el desarrollo de proyectos de energía renovable en América Latina, contribuyendo al avance de la sostenibilidad y aprovechando las oportunidades en un mercado en constante crecimiento.

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Llega Energy 2023, el evento que reunirá al sector energético de Puerto Rico.  La cita será en el Centro de Convenciones, el jueves 2 de noviembre del 2023 desde las 7:30 a.m. a las 7:30 p.m. Aún hay entradas disponibles para asistir.

Este encuentro de la industria promete ser una oportunidad única para conocer las últimas novedades sobre energías renovables y promover inversiones en todos los segmentos del mercado eléctrico puertorriqueño.

PARTICIPAR

La tecnología solar fotovoltaica será la gran estrella. Distintos escenarios de estudio señalan que la capacidad de distribución de fotovoltaica en este mercado podría oscilar entre 3 GW a 57 GW para que junto a otras tecnologías Puerto Rico alcance un 100% energía renovable al 2050.

Ahora bien, el Informe de Progreso del PR100 publicado por el National Renewable Energy Laboratory (NREL) advierte que “Puerto Rico no podría alcanzar las metas de energía renovable dado a la cantidad de tierras disponibles cuando se excluyen las tierras para la agricultura”.

Por ello, la agrovoltaica entra en la escena por su gran potencial de despliegue en zonas rurales del archipiélago puertorriqueño.

En línea con ello, Energy2023 brindará una conferencia magistral denominada “Agrovoltaica:  agricultura solar para un futuro más verde” a cargo de Alexis Pascaris, investigadora de Agrovoltaica y Nexo Energía-Agua-Tierra del NREL. 

PARTICIPAR

“La compatibilidad es un componente clave del éxito agrovoltaico”, señaló Alexis Pascaris, valorando como necesario abordar soluciones innovadoras basadas en la comunidad y/o la demanda eléctrica de actividades productivas.

A modo de adelanto a su participación en Energy2023, Pascaris brindó su testimonio a Energía Estratégica. 

 ¿Qué principales actividades agrícolas en Puerto Rico ve más compatibles con el desarrollo de nuevos proyectos solares fotovoltaicos?

Hasta ahora, estamos viendo una excelente opción para cultivos de alto valor cosechados a mano. Pero la energía agrivoltaica también puede ser posible con equipos de pequeña escala…

No existe una solución única para todos: cada proyecto reflejará de manera única los intereses y prácticas agrícolas locales, lo cual es ideal para crear soluciones innovadoras basadas en la comunidad.

También podemos pensar en la compatibilidad en términos de las operaciones agrícolas existentes y las demandas de electricidad, y cómo estos proyectos pueden contribuir a la viabilidad general de las granjas. Hemos visto que la agrovoltaica en otros países es una fuente adicional de ingresos para los propietarios de tierras, lo que les permite cultivar alimentos de manera más rentable en sus tierras.

¿Qué tendencias tecnológicas identifica en el desarrollo de la agrovoltaica en todo el mundo?

Estamos viendo una tendencia general de diseños más complejos que enfatizan la optimización del crecimiento de los cultivos en lugar de la optimización energética/económica, especialmente en estados, países e islas con limitaciones de espacio.

Estos diseños novedosos pueden incluir sistemas más altos que 1) sean más accesibles para las personas y los equipos y 2) permitan que llegue más luz a los cultivos. Aunque estos sistemas son más caros que los diseños solares tradicionales, son más amigables para los agricultores.

¿Qué principales recomendaciones de política pública promueve para el desarrollo de este tipo de proyectos?

NREL no hace recomendaciones ni respaldos de políticas. Puedo decir que han surgido muchos enfoques diferentes para abordar el despliegue agrovoltaico, tanto en Estados Unidos como en el extranjero. Por ejemplo, el estado de Massachusetts está aprovechando una tarifa de alimentación para incentivar el desarrollo agrovoltaico, mientras que el estado de Nueva York da preferencia RFP a proyectos que cumplen múltiples objetivos beneficiosos.

La intersección de las políticas de uso de la tierra y las políticas energéticas crea un panorama muy diverso para el desarrollo agrovoltaico, pero un denominador común entre estos programas emergentes es el énfasis en la productividad agrícola y los servicios ecosistémicos adaptados a las condiciones y prácticas locales.

Líderes de la cartera energética de Puerto Rico se reunirán para impulsar inversiones renovables

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La fuerte búsqueda de la descarbonización ha posicionado a la energía fotovoltaica a la vanguardia de la transición de matrices eléctricas para la mayoría de los países.

Y junto con este destacado espacio entre las energías renovables, la fotovoltaica trae sus retos, como la grande demanda por productos con mayor potencia, mayor eficiencia, mayor generación de energía, mayor confiabilidad, menores costes de balance del sistema (BOS), menor coste nivelado de la energía (LCOE), todo eso junto con menores emisiones de carbono. Por lo tanto, la investigación y el desarrollo (I+D) de productos fotovoltaicos de alto rendimiento se ha convertido en una tendencia destacada del sector.

La tecnología de heterounión (HJT), entre las células con una sola unión, es capaz de proporcionar las mayores eficiencias y la mayor generación de energía, así como constituye una base favorable para las células tipo tándem cuando se combina con la tecnología de perovskita.

La tecnología HJT es una de las tecnologías más investigadas en la industria, con 40 años de historia. Sin embargo, en términos de industrialización, estuvo limitada durante mucho tiempo debido a los altos costes de producción a gran escala, lo que limitó su competitividad y atractivo en el mercado.

Risen Energy lleva realizando actividades de investigación y desarrollo(I+D), así como de producción de productos HJT desde 2019, y ha logrado resultados significativos, rompiendo cuatro veces el récord mundial de potencia de módulos HJT.

Los envíos de Risen Energy de productos HJT ocuparon el primer lugar a nivel mundial en 2020 y 2021. Para promover la industrialización de la tecnología HJT y proporcionar productos que resulten en un LCOE más bajo para las plantas fotovoltaicas, Risen Energy ha actualizado sus productos HJT basados en la plataforma tecnológica de 210 mm en 2022.

A través de I+D continuo, em profundidad em materiales, procesos y equipos, Risen ha dominado tecnologías clave aplicables a los módulos HJT, como las obleas de silicio ultrafinas, pasta de metalización de bajo contenido en plata, las células 0BB y la interconexión de células a baja temperatura y sin tensiones. Además, ha desarrollado un producto HJT de mayor potencia, mayor eficiencia y mayor competitividad, conocido como «Hyper-ion».

En este informe técnico, se tomará como punto de partida la investigación de Risen Energy sobre el «desarrollo y aplicación de pasta de metalización de bajo contenido en plata» para explicar los trabajos y reflexiones sobre cómo aumentar la eficiencia y reducir el coste en la pasta de metalización a lo largo del desarrollo de los productos HJT de la serie Hyper-ion, con el fin de hacerlo competitivo, sobre todo, para mantener la alta confiabilidad del producto.

¿Qué lógica hay detrás de la selección de materiales con pasta de bajo contenido en plata? ¿Cómo se determina la confiabilidad de la pasta con bajo contenido en plata? ¿La luz, la electricidad y el calor afectarán el rendimiento de la pasta con bajo contenido de plata y cómo se puede determinar esto? ¿El uso de pasta con bajo contenido de plata afecta la confiabilidad y el rendimiento de generación de energía de los módulos? Este artículo pretende ofrecer explicaciones claras para cada uno de estas preguntas y mostrar resultados de pruebas que demuestran la alta confiabilidad de la pasta de metalización con bajo contenido de plata y los módulos HJT Risen.

Productos de Risen Energy

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El ministerio de Energía de Chile, a cargo de Diego Pardow, y la Comisión de Minería y Energía del Senado firmaron un acuerdo de trabajo legislativo para nivelar las tarifas eléctricas y evitar la alza en los sectores más vulnerables del país.

Puntualmente, el Poder Ejecutivo se comprometió a ingresar durante octubre un proyecto de ley que contenga las medidas necesarias para crear un mecanismo de estabilización de las cuentas de la luz y para normalizar de manera gradual las tarifas de distribución, así como abordar el pago de deudas contraídas por el PEC 1 y PEC 2.

Pero esa no es la única alternativa propuesta para la reducción del valor que abonan los clientes finales, sino que desde la Fundación Energía para Todos sugirieron que también se pueden renegociar los contratos previos a las licitaciones de suministro de 2015, año en que se incorporaron las renovables a ese tipo de convocatorias. 

«En 2015 el gobierno de aquel entonces permitió la entrada de las renovables, aumentó considerablemente el número de oferentes y disminuyó el precio de la energía. Y se decía que bajaría el precio de la tarifa eléctrica, cuestión que no vemos hasta el día de hoy”, manifestó Javier Piedra Fierro, director ejecutivo de la entidad, durante una sesión de la comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados.

“Esos contratos del 2015 están indexados al IPC de Estados Unidos, pero también están los previos indexados al precio de los combustibles. Entonces hay dos tipos de contratos: unos que son antiguos, caros y fósiles y otros que son nuevos, baratos y renovables”, agregó. 

 Tal es así que, de acuerdo a información que compartió el director ejecutivo de la Fundación Energía para Todos, el valor de las adjudicaciones previas al 2015 hoy en día pueden llegar a costar un 50% más de lo que se ofertó a la hora de la licitación o, incluso, al doble y al triple por la indexación al precio de los combustibles. 

Por lo que Piedra Fierro insistió en que se renegocien los acuerdos firmados con anterioridad en un negocio que sea win-win para todas las partes, a fin de aumentar la disponibilidad de recursos para toda la población y disminuir la desigualdad. 

«Es un incentivo para transitar al uso de electricidad en las viviendas y así avanzar en el abandono de combustibles fósiles y contaminantes, como también facilitar las metas climáticas y ayudar a la descontaminación”, afirmó Piedra Fierro. 

“Y por último, el hecho de bajar la tarifa eléctrica significa que realmente se cumpla la promesa de que con la energía renovable disminuiría el precio para el usuario final”, subrayó. 

¿Por qué antes del 2015? La “Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Potencia y Energía Eléctrica para abastecer los consumos de clientes sometidos a regulación de precios” (Licitación de Suministro 2015/01) consideró cinco bloques de suministro y la incorporación de varios nuevos actores al mercado eléctrico para aquel entonces, de los cuales la mayoría provino de las energías renovables no convencionales, principalmente con parques eólicos y solares. 

El resultado de dicha licitación fue la adjudicación de 12.430 GWh a un monto medio 47,6 dólares/MWh, es decir, un 40% menos de lo obtenido en un evento similar del 2014. Asimismo, se destacó que los desarrolladores de proyectos renovables ganaron más de la mitad de los contratos.

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Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía en Honduras, confirmó trabajos avanzados en infraestructura eléctrica alrededor del país.

“En Transmisión estamos ejecutando ya 4 líneas: San Pedro Sula sur-San Buena Ventura, Bellavista-Centro, Miraflores-Laínez, Progreso-San Pedro Sula”, enumeró el funcionario.

Pero esto no sería todo. Las próximas líneas para empezar a cerrar anillos vitales en el Sistema Interconectado Nacional serían: El Sitio-Terrero Blanco, El negrito-Yoro-Reguleto, Amarateca-Talanga, Talanga-Juticalpa, La Entrada-Copán.

“El transporte de energía y las mínimas inversiones hechas en 25 años hace que se trate este asunto con carácter prioritario. La Junta Directiva de la @EneeHnOficial ayer conoció por parte del @CNDHonduras el Plan de expansión en Transmisión propuesto para los próximos años”, señaló en redes sociales Tejada el primer día del mes de octubre.

Según confirmaron autoridades de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) a Energía Estratégica, el Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2023-2033 aún no es de acceso público; sin embargo, estaría alineado a su precedente que adelanta estas y otras obras de próxima implementación.

Aquello sería un paso crucial en el fortalecimiento de la red. De acuerdo con la planificación 2022-2031, las líneas de transmisión, a mediados de 2021, alcanzaban una longitud de 694 km, 1,026 km y 1,280 km en 69 kV, 138 kV y 230 kV, respectivamente. Con las obras que se están ejecutando en la actualidad se dará un salto de calidad para asegurar un suministro eléctrico confiable.

Adicionalmente, las nuevas líneas serán claves para el despliegue de nuevos proyectos de generación diversificados en distintos puntos del país.

“Particularmente, en el sistema de transmisión de la zona norte se concentra la mayor cantidad de consumo eléctrico del país, mientras que en la zona sur se ubica una gran parte de la generación renovable variable. Esto ocasiona un flujo de potencia dominante en dirección sur-norte desde uno de los principales centros de generación a un importante foco de consumo”, se indica en el documento.

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Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar, y Victor Soares, gerente técnico para Latinoamérica de JA Solar, brindaron un nuevo webinar para profesionales del sector energético renovable.

Inicialmente, refiriéndose a la cadena productiva aseguraron una presencia activa de JA Solar en las etapas de upstream, midstream y downstream.

«Es importante que el fabricante tenga la verticalización del proceso productivo y es lo que tenemos en JA Solar. Fabricamos desde los lingotes, obleas, celdas y módulos, hasta plantas solares en nuestra fabrica», introdujo Victor Soares. 

Entre las ventajas de que una compañía esté integrada verticalmente, el experto destacó un completo sistema integrado de trazabilidad, rigurosos procesos para chequeo de productos y control de calidad.

Para referirse a la etapa de producción de celdas se tomó de referencia la tecnología TOPCon compartiendo en detalle desde la producción de polisilicio que comienza con una reducción carbotérmica del dióxido de silicio (SiO2).

¿Qué es la técnica de zona flotante? ¿En qué consiste el método de Czochralski (Cz)? ¿Cómo se realiza la difusión de boro y el proceso de emisor selectivo? Estas preguntas y más fueron respondidas durante la presentación.

Continuando con el proceso de fabricación, se mencionó paso a paso la etapa de producción de módulos de JA Solar.

Al respecto, Victoria Sandoval precisó los 22 pasos que siguen en sus fabricas desde la llegada y selección del material hasta inspecciones visuales antes del embalaje, así como el alcance de producción que tiene en la actualidad.

«La capacidad de producción de la empresa es de 80 GW. JA Solar tiene 13 fabricas, entonces 80 GW pensando en módulos de 550 W significa 21 paneles por segundo, todo el día, todos los días del año», numeró Victoria Sandoval. 

¿Cuáles son los tipos de herramientas se utilizan para realizar el corte y cuáles para la soldadura de celdas? ¿Qué etapas están automatizadas y cuáles requieren de un inspector visual? ¿Cómo se aíslan las conexiones para proteger al equipo y al usuario? Fueron otras consultas que se respondieron durante la participación.

También durante la transmisión en vivo los expertos de JA Solar contestaron las preguntas del público que participó activamente desde distintos países de Iberoamérica como Argentina, Brasil, Colombia, Chile, España, .

Energía Estratégica fue anfitrión de este evento. Por lo que, todos los interesados en revivir el webinar, pueden acceder a la grabación del video completo en los canales oficiales de YouTube y LinkedIn de este medio internacional de noticias.

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Guatemala reanudó las reuniones entre autoridades salientes y entrantes para llevar a cabo la transición de gobierno. Los equipos de trabajo han mantenido sesiones administrativas y se prevé que mantengan un cronograma de intercambio técnico entre cada dependencia. 

En el sector energético, la iniciativa privada también ha llevado a cabo distintos encuentros para proponer una agenda temática, la cual puedan trasladar a la nueva administración. 

Entre ellos, la Cámara de Industria realizó una recopilación de las principales necesidades que la pluralidad de actores del mercado eléctrico local requiere que sean tratadas y desde la Asociación de Comercializadores de Energía Eléctrica (ASCEE) adhirieron a tres prioridades:  

“Como gremio comercializador deseamos que se incluya en agenda normar la creación de un mecanismo de defensa para agentes inhabilitados del Mercado Mayorista.  Otro punto por considerar es retomar la discusión sobre la salida del Mercado Eléctrico Regional -MER-.  Así como retomar el tema relacionada a la flexibilización de energía en el mercado local”, señaló Johanna Andrino, directora ejecutiva de la ASCEE. 

En conversación con Energía Estratégica, la referente de la ASCEE precisó que al crearse el Acuerdo Gubernativo 129-2020 en su apartado de transición quedó establecido que el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) debía crear una norma para el proceso de inhabilitación de agente del Mercado Mayorista.  «Al crearse la Norma de Coordinación Comercial (NCC15) no quedó previsto un mecanismo de defensa en donde los participantes pudieran presentar sus argumentos previo a ser inhabilitados.  Por lo que creemos importante que se impulse dicho cambio normativo y de esta manera crear un mecanismo que genere certeza en las transacciones que realizamos en el Mercado Mayorista», indicó.

El otro tema de interés es la Denuncia del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional de América Central (MER) y sus dos protocolos, efectuado por el gobierno saliente el 12 de julio de 2021. Se considera que debe ser abordado por la nueva administración para saber si se dará marcha atrás o no a la denuncia al Tratado Marco. Al respecto, Andrino consideró:

“Con este nuevo gobierno esperamos que Guatemala de marcha atrás y se mantenga en el mercado regional, apostando hacer las mejoras tanto regulatorias como técnicas para poder continuar, ya que existen varias ventajas al permanecer en el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional. Como Agentes Comercializadores consideramos que la Denuncia genera incertidumbre en cuanto a cuáles serán las nuevas reglas de juego al cumplir los 10 años y qué figura tomaría el Comercializador para poder realizar transacciones de exportación y/o importación con los países que generen las relaciones bilaterales (si es que llegasen a generarse)”.

Finalmente, la otra prioridad para resolver desde la perspectiva de la ASCEE sería avanzar sobre un marco para permitir la flexibilización de energía y encontrar una manera mediante la Superintendencia de Administración Tributaria (SAT) para lograr beneficios al IVA y aranceles, de modo que el producto pueda entrar competitivamente a Guatemala y no solo se destine desde el mercado regional a otros países vecinos.  Artículo No. 32 del Tratado, Inciso C.  Exoneran aquellos tributos al tránsito, importación o exportación de energía eléctrica entre sus países, que discriminen las transacciones en el Mercado.

Una alternativa para lograr avanzar en Guatemala es aceptar el cambio en las normativas por el uso de nuevas tecnologías en los proyectos del subsector eléctrico, como, por ejemplo, el uso de baterías para reservas, mecanismo para mejorar la calidad de servicio de Transporte y Distribución en Grandes Usuarios que deseen brindar el servicio de Demanda Interrumpible (NCC1) y también incentivar el uso de generación renovable. Siguiendo con el análisis de Johanna Andrino, «un cambio normativo prometedor y con el fin de generar certeza en la inversión, debido al vacío legal que existe actualmente, sería poder ampliar la Norma Técnica de Generación Renovable (NTGDR) pudiendo reconocer los excedentes de energía que se inyectan a la red a través de un Gran Usuario Autoproductor».

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Torcal Power, una empresa ecuatoriana especializada en el mantenimiento de paneles fotovoltaicos (PFV), se encuentra en la vanguardia de la industria solar en el país. Fundada por Carlos Torres, quien también se desempeña como gerente general, la firma tiene grandes expectativas para el año 2023.

El núcleo del negocio de Torcal Power se centra en el mantenimiento de PFV en proyectos comerciales, industriales y de grandes dimensiones. A diferencia de muchas empresas que se enfocan en proyectos más pequeños, ha optado por especializarse en proyectos a gran escala, lo que le ha permitido establecerse como un líder en el mercado.

Uno de los aspectos destacados de la firma es su asociación con SolarCleano, un fabricante de robótica especializado en equipos de limpieza de PFV a gran escala. Esta colaboración ha permitido utilizar robots para llevar a cabo el mantenimiento de los paneles solares, lo que garantiza una mayor eficiencia y rapidez en la limpieza y recuperación de la condición de los PFV.

En conversaciones con Energía Estratégica, Carlos Torres señala que el valor agregado de estas tecnologías robotizadas radica en la seguridad, la eficiencia y la rapidez con las que pueden restaurar la eficiencia de los paneles solares. 

“La suciedad en los PFV reduce su rendimiento y productividad, lo que afecta el retorno de inversión (ROI) del cliente. Con la limpieza robotizada, se logra recuperar la producción perdida y mejorar la eficiencia”, afirma.

Además de la limpieza, ofrecen servicios de mantenimiento que incluyen análisis de la condición de los paneles solares mediante termografía simplificada y mediciones de la condición de los sistemas de tierra. 

Esto proporciona a los clientes una visión técnica integral de la verdadera condición de sus PFV, lo que les permite tomar medidas correctivas y presentar solicitudes de garantía a los fabricantes o instaladores cuando sea necesario.

La empresa también ha demostrado casos de éxito en los que los clientes han experimentado aumentos significativos en la producción y eficiencia de sus paneles solares, que han oscilado entre un 15% y un 30%. 

Además, gracias al trabajo de Torcal Power, los clientes han podido solicitar el reemplazo de varias placas solares bajo garantía a los fabricantes e instaladores.

En este sentido, Torres destaca que los servicios que brindan son fácilmente justificados por los costos y perjuicios que la suciedad puede causar a los PFV, ya que la empresa logra recuperar la producción perdida, alejando así uno de los principales enemigos de los paneles fotovoltaicos: la suciedad.

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El Programa de Desarrollo de las Naciones Unidas (PNUD) en conjunto con la Embajada de Dinamarca en México publicaron un nuevo estudio que analiza el potencial del sector industrial en México para sumarse a las cadenas de valor que existen en torno a las tecnologías para la producción, almacenamiento y conversión del hidrógeno verde, desde una visión de sostenibilidad.

De esta forma, el presente documento ofrece elementos y recomendaciones para fomentar el desarrollo de un ecosistema económico que favorezca la manufactura de tecnologías –aprovechando el capital humano, la estructura económica de las entidades federativas y la infraestructura nacional – de una industria creciente, reconociendo el papel crucial que puede jugar el hidrógeno verde en el cumplimiento de los compromisos de descarbonización de las naciones.

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De acuerdo al informe, México posee características que lo colocan como un jugador competitivo en la producción de dicho elemento, gracias a los recursos prospectivos renovables (solar y eólico) con los que cuenta el territorio nacional. 

Adicionalmente, el estudio reconoce que la fortaleza del sector industrial del país lo coloca en una posición privilegiada para incorporarse en la manufactura de diversas tecnologías para la producción, el almacenamiento y el aprovechamiento del hidrógeno verde. 

“México es la principal potencia en materia de exportaciones en la región de América Latina (37.9 %); más aún, es responsable de más de la mitad de las exportaciones de la región relacionadas con manufacturas de media y alta tecnología. En los últimos años, más del 80% de las exportaciones del sector de manufacturas en México corresponden a bienes de media y alta tecnología”, explica el documento. 

“Lo anterior ha detonado, en primer lugar, el desarrollo de habilidades y capacidades, por lo que existe una fuerza laboral capacitada y especializada en los sectores metalmecánico, automotriz, aeroespacial, eléctrico y electrónico, entre otros”, agrega.

También, PNUD y la Embajada de Dinamarca explican que ha favorecido el desarrollo de infraestructura y de una red logística que permite procesos de encadenamiento productivo, ágiles y eficientes. Asimismo, se ha desarrollado un ecosistema industrial robusto para proveer componentes de las diferentes tecnologías. 

“En la actualidad, México cuenta con cerca de 580 mil unidades económicas asociadas al sector industrial; alrededor de 116 mil pertenecen a subsectores con potencial de encadenamiento productivo para manufacturar tecnologías asociadas a la producción, al almacenamiento y a la conversión del hidrógeno verde. Estos subsectores, además, ocupan a cerca de tres millones de personas”, describe el informe. 

Por otro lado, el estudio destaca que la posición geográfica de México, gracias a su cercanía con Estados Unidos, brinda acceso a uno de los mercados más grandes a nivel global. Adicionalmente, se cuenta con el Sistema Portuario Nacional, compuesto por 117 puertos y terminales, que posibilita el comercio con más de 145 países. La extensa red carretera y ferroviaria, por su parte, permite el transporte de mercancía hacia el interior del país por la vía terrestre. 

“En ese orden de ideas, existen factores que constituyen una oportunidad para consolidar la posición de México como plataforma industrial de las tecnologías del hidrógeno verde. Sumar a México a la cadena global de valor del hidrógeno verde contribuirá a la generación de empleos decentes, bien remunerados y de calidad; promoverá dinamismo en las entidades federativas; diversificará las actividades económicas del país; abrirá nuevos mercados, y permitirá seguir consolidando al país en actividades económicas de manufactura”, afirma.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) lanzó un nuevo Informe Mensual de Generación Renovable Variable en donde reveló que Goldwind, proveedor de soluciones integrales de energía eólica, se mantuvo en lo alto de la producción eólica en Argentina. 

De acuerdo a dicho reporte, tres parques eólicos de Goldwind en Chubut, denominados Loma Blanca I, II y III, conformaron el top 3 de performance renovable en el país ya que obtuvieron los mejores factores de carga a lo largo del mes de agosto, lo que representa una gran carta de presentación posible en el mercado local.

Para ser precisos, los parques eólicos de Goldwind en Chubut, Loma Blanca I (73,7%) y Loma Blanca III (72,7%) se ubicaron en el primer y segundo puesto, respectivamente, mientras que Loma Blanca II (70,8%) ocupó el tercer escalón. 

Cabe recordar que hoy en día Argentina cuenta con 60 parques eólicos operativos que suman 3501 MW de capacidad instalada, lo que representa alrededor del 62,65% de la matriz eléctrica renovable nacional, considerando que ésta alcanza los 5588 MW entre la tecnología mencionada, la energía solar (1311 MW), las pequeñas centrales hidroeléctricas (502) y las plantas bioenergéticas (274 MW).

Y a raíz que Goldwind se posicionó en el podio de los mejores factores de carga del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), por lo que Energía Estratégica se contactó con el fabricante multinacional chino para conocer a qué se deben semejantes hitos.

“Nuestros aerogeneradores están desarrollados en base a una tecnología de punta, con un diseño pensado para obtener el mayor rendimiento posible del equipo. Un detalle claro de esto es el uso de generadores PMDD con eje directo, lo cuál evita la necesidad del uso de una caja multiplicadora, disminuyendo considerablemente la tasa de fallas en comparación con otras tecnologías”, explicó Luis Febres, gerente de Gestión de Activos.

“A estas características podemos adicionar el uso de Sistemas SCADA y de Gestión de Energía de última tecnología, los cuales se encuentran comunicados al Sistema Global de Monitoreo que implementa la compañía sobre sus unidades operativas. Esta arquitectura es parte fundamental de los procesos de mejora continua y desarrollo de nuestra tecnología”, agregó

Y continuó: “Por último, la performance también está relacionada a nuestra fortalecida red de involucrados internos y externos (empresas de transmisión y autoridades de red), que hacen altamente efectiva la operación de nuestros parques eólicos, gracias a una clara y fluida comunicación entre las partes”.

Por otra parte, Frank Mengana, Asset Management Analyst de Goldwind, explicó cómo es el sistema de control y qué datos toman más en cuenta desde la compañía para mantener la performance. Tal es así que señaló que los parques cuentan equipamiento que permiten “monitoreo y control exhaustivo” de las variables más relevantes, tanto a nivel aerogenerador como a nivel planta.

“Y las mismas son utilizadas no solo para una operación efectiva del equipamiento, sino también optimizar el rendimiento de los parques de generación”, aclaró.

“A su vez, todos nuestros parques eólicos se encuentran conectados a un Sistema Global de Monitoreo, implementado desde nuestra casa matriz para la obtención de información continua y de alta precisión, que contribuye a nuestro desarrollo y mejora permanente”, complementó.

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Mario Naranjo, gerente general de EEGSA Guatemala parte del Grupo EPM, participó del XVIII Congreso Industrial organizado por la Cámara de Industria de Guatemala.

Durante el panel denominado “Retos y oportunidades para el desarrollo de una industria eléctrica eficiente, estable y competitiva en Guatemala” destacó tres verticales fundamentales que deben abordarse para lograr una transición exitosa hacia energías renovables.

Certidumbre Jurídica

En la primera vertical, Naranjo consideró necesario fortalecer la política pública energética a largo plazo y subrayó la importancia de contar con un marco legal claro y estable para fomentar la innovación en el sector energético guatemalteco.

“Así como hoy es una realidad nuestra ley de movilidad eléctrica, se puede trabajar en la rápida incorporación de regulación para nuevas tecnologías”, consideró.

Siguiendo su análisis, esto incluye un marco más preciso para tecnologías intermitentes, sistemas de almacenamiento y automatización de procesos que son esenciales para el avance tecnológico en la industria eléctrica.

Transición Energética y Licitaciones

Desde su óptica, la segunda vertical crítica por abordar es la transición energética, que requiere inversiones seguras y una alineación estratégica con las oportunidades que ofrecen las licitaciones en el mercado energético.

“Las licitaciones y todo el plan de expansión de generación tiene que estar armonizado con la política energética del país. Es esa transición a la que tenemos que llegar”, observó.

De allí, el gerente general de EEGSA Guatemala destacó que es esencial anticiparse a la próxima convocatoria para nueva generación, la PEG 5, y comenzar a trabajar en ella a través de sus términos de referencia durante el 2024 o principios del 2025, a más tardar, ya que los proyectos que resulten adjudicados irán reemplazando a los contratos de la PEG 1 y algunos de la PEG 2.

Y además, para garantizar una transición eficiente, destacó la necesidad de inversiones no sólo en generación sino también en transmisión para asegurar un suministro eléctrico confiable y dar lugar a sus propias inversiones en distribución.

“Todo termina siendo una cadena, de dónde viene la energía, cómo se transforma y finalmente, cómo llega hasta los centros de distribución. Ahí es importante ese lanzamiento de las PEG pero también avanzar en las inversiones para ampliar la capacidad actual que en algunos circuitos llegamos a niveles de alta demanda y cobertura”.

Sostenibilidad y Responsabilidad Social Empresarial

La tercera vertical crucial es la sostenibilidad empresarial, que plantea la pregunta de si las empresas eléctricas de Guatemala seguirán existiendo en los próximos 5, 10 o 15 años. Naranjo señaló que, para garantizar un futuro a largo plazo, es esencial trabajar con los locales, cuidar el medio ambiente y aplicar políticas claras de responsabilidad social empresarial.

“La empresa eléctrica de Guatemala completará el próximo año 130 años. Tenemos como mínimo otros 130, pero para llegar hay que trabajar con las comunidades”, sentenció.

Desde su perspectiva, la sostenibilidad es un factor determinante para el derecho a existir y crecer en armonía con el entorno.

“Todo esto tenemos que hacer alrededor de este negocio de la electricidad, que es la gran palanca para hacer crecer todos los demás sectores y permitirnos crear un desarrollo de manera conjunta. Ese es nuestro planteamiento”, finalizó Mario Naranjo, el gerente general de EEGSA Guatemala.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE), a través de dos actos administrativos, avanza en el proceso de descarbonización que impulsa el Ministerio de Energía, específicamente con la desconexión de tres unidades a carbón pertenecientes a la empresa AES Andes, que se producirán entre diciembre de 2023 y 2025.

Mediante la Resolución Exenta N° 482, el organismo regulador autorizó la solicitud de exención de plazo de AES Andes, asociada al retiro, desconexión y cese de operaciones de la central Ventanas 2, de conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°-18 de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Con ello, la compañía generadora podrá retirar, desconectar y cesar las operaciones de esta unidad, de 208 MW de capacidad instalada, a partir del 31 de diciembre de 2023.

“Asimismo, la empresa solicitante deberá informar a la Comisión Nacional de Energía, al Coordinador Eléctrico Nacional y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles de cualquier cambio significativo en la fecha de retiro y cese de operaciones a que se refiere el inciso primero del presente artículo. Con todo, cualquier cambio significativo a la fecha indicada anteriormente deberá considerar que los plazos sean compatibles con aquellos necesarios para dar cumplimiento con los procedimientos establecidos en el Capítulo 2 “Del retiro, modificación y desconexión de instalaciones” del Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional”, señala el acto administrativo de la CNE.

A esta medida se suma el oficio N° 687, en que la CNE tomó conocimiento de la desconexión de las unidades Norgener 1 y Norgener 2 de la Central Térmica Norgener, que en conjunto suman una capacidad instalada de 276 MW.

En este proceso, la CNE solicitó al Coordinador Eléctrico Nacional un informe de seguridad sobre la desconexión de ambas instalaciones, donde se estableció que esta medida “no afecta negativamente la condición de seguridad del sistema eléctrico, de modo que su ejecución considerando el plazo señalado, no deteriora la condición actual de seguridad del Sistema Eléctrico Nacional ni degrada la calidad de servicio a clientes finales”.

Es así como, la empresa solicitante deberá informar cualquier cambio significativo en la fecha de retiro y cese de operaciones a la CNE, al Coordinador Eléctrico Nacional y a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en que también se deberá considerar que los plazos sean compatibles con aquellos necesarios para dar cumplimiento con los procedimientos establecidos en el Capítulo 2 “Del retiro, modificación y desconexión de instalaciones” del Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional.

Marco Antonio Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, destacó el avance que significan estas medidas para la descarbonización del Sistema Eléctrico Nacional: “Entre junio de 2019 y julio de 2023, se han retirado ocho unidades a carbón, equivalente a una capacidad instalada 1.189 MW, pasando de 5.525 MW a 4.336 MW, por lo que con estas medidas se reforzará este impulso que lleva a cabo el Ministerio de Energía”.

“La contribución de la CNE a este proceso también se lleva adelante con el trabajo que se realiza en el actual Plan de Descarbonización, en que se contemplan los ejes de la modernización de la red, el mercado eléctrico y la infraestructura, junto a la reconversión de centrales termoeléctricas y combustibles de transición”, afirmó la autoridad sectorial.

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Se acerca la fecha de “El gran debate: ‘Segundo tiempo’ de la transición energética en Chile”, un nuevo evento virtual y gratuito sobre la industria renovable, organizado por el portal de noticias Energía Estratégica con el apoyo de Future Energy Summit. 

El encuentro que se llevará a cabo el próximo jueves 19 de octubre a partir de las 11 horas de Chile reunirá a expertos y expertas de la industria de las renovables del país andino que analizarán las últimas tendencias, retos, oportunidades y perspectivas del sector a lo largo de dos paneles de debate, cada uno enfocado en un área energética clave. 

El primero de ellos se titula “Net-Billing y PMGD: Oportunidades de un sector en crecimiento” y pondrá la mirada en los modelos de generación distribuida que hoy en día cuentan con 192,23 MW y  2667 MW de capacidad instalada, respectivamente. 

Por lo que el primer panel de discusión de “El gran debate: ‘Segundo tiempo’ de la transición energética en Chile” contará con la participación ya confirmada de Bárbara Yáñez Barbieri, presidenta de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL); Esteban Vazquez Mazzarini, jefe comercial de Tritec Center; Vanderleia Ferraz, Latin America product manager de Risen Energy; y Víctor Sorbazo Acuña, senior manager sales business development de JA SOLAR. 

INSCRIPCIÓN GRATUITA

Y cabe recordar que recientemente se dio a conocer que las autoridades de Chile proyectan que se duplique la capacidad instalada en Pequeños Medios de Generación Distribuida, sumado a que un informe reveló que el país podría alojar entre 6 y 12 GW de capacidad Net-Bulling.

Por el lado de la segunda parte del webinar abierto y gratuito, denominada “Grandes parques: El almacenamiento como aliado de la masificación eólica y solar”, tendrá entre sus panelistas a Juan Montiel, LATAM operational manager de UL Solutions; Patricio Peral, business development manager Iberia & LATAM para 3E; Robin Vargas, LATAM general manager de ON.Energy y Marisol Neira, LATAM key account director de ZNShine Solar.

Los y las protagonistas del sector explorarán las últimas tendencias y desarrollos en el mercado de las energías renovables y su vinculación con el storage, considerando que está en marcha una nueva Licitación de Suministro (las ofertas se presentarán en enero 2024).

A través de dicha convocatoria se prevé abastecer 5400 GWh de los consumos de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir de los años 2027 y 2028 hasta 2046 y 2047; y que la convocatoria  incorpora un incentivo directo a medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables.

INSCRIPCIÓN GRATUITA

Mientras que, hace poco más de tres meses, el Poder Ejecutivo Nacional de Chile elevó al Congreso su  proyecto de ley de Transición Energética para modernizar la regulación del mercado eléctrico y concretar la mega licitación de almacenamiento de gran escala por USD 2000 millones. 

Asimismo, este webinar titulado “El gran debate: ‘Segundo tiempo’ de la transición energética en Chile”, será la antesala del próximo mega evento físico de Future Energy Summit en Chile, denominado Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, donde se abordará una amplia variedad de temas cruciales para la industria de las energías renovables en el Cono Sur y se propiciarán espacios exclusivos de networking.

Dicha cumbre se realizará los días 28 y 29 de noviembre en el prestigioso Hotel Intercontinental de Santiago, con temáticas, panelistas y más de 400 asistentes líderes en energías renovables de la región. 

Los paneles de discusión no sólo se centrarán en energía eólica y solar fotovoltaica, sino que también incluirán temas específicos, como el hidrógeno, el almacenamiento y cuestiones regulatorias; sumado a que habrá un espacio dedicado a las asociaciones para que puedan compartir su perspectiva única.

¡No pierdas la oportunidad de aprender y debatir sobre el futuro energético!

La entrada Llega el evento “El gran debate: ‘Segundo tiempo’ de la transición energética en Chile” se publicó primero en Energía Estratégica.

Por los efectos del nearshoring, Puebla ha atraído a numerosas empresas de diversos sectores como la industria automotriz, la electrónica, la manufactura, la tecnología de la información y la logística, que buscan aprovechar la proximidad geográfica y las ventajas competitivas de México para la fabricación y distribución de productos destinados principalmente al mercado de Estados Unidos y Latinoamérica.

Bajo esta premisa, días atrás, el Gobernador de Puebla, Sergio Salomón Céspedes Peregrina, lideró una histórica misión al estado de Nueva York, Estados Unidos, en la cual se fortalecieron los lazos sociales y económicos entre el estado y la comunidad poblano-descendiente en la Gran Manzana.

En dicha visita, se llevaron a cabo reuniones con líderes empresariales, sociales y gubernamentales de origen poblano, con el propósito de fortalecer la representación y comunicación entre Puebla y sus ciudadanos en Nueva York.

De esta forma, esta misión tuvo un enfoque especial en fomentar oportunidades de inversión y la creación de lazos comerciales entre Puebla y Nueva York. 

Las principales razones por las cuales las empresas se radican en Puebla

La exitosa misión del Gobernador Sergio Salomón a Nueva York representa un paso crucial en la búsqueda de oportunidades económicas y en el fortalecimiento de la relación con la comunidad poblano-descendiente. 

El «nearshoring» está desempeñando un papel fundamental en esta estrategia, y Puebla se posiciona como un destino atractivo para inversiones y colaboraciones comerciales por los siguientes motivos:

Costos laborales competitivos: los salarios en México suelen ser más bajos que en Estados Unidos y otros países desarrollados, lo que reduce los costos de producción.
Proximidad geográfica: la ubicación de Puebla, que colinda con varios estados de Estados Unidos, permite una logística más eficiente y un tiempo de entrega más rápido a los clientes estadounidenses.
Tratados de libre comercio: México cuenta con acuerdos comerciales como el Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), que facilitan el comercio y la inversión entre los tres países.
Mano de obra calificada: cuenta con una fuerza laboral altamente calificada en sectores como la manufactura, la tecnología y la ingeniería.
Infraestructura desarrollada: el estado mexicano tiene una infraestructura de transporte y logística bien desarrollada, con carreteras, puertos y conexiones ferroviarias que facilitan la distribución de productos.
Estabilidad política y económica: México ofrece un entorno político y económico estable, en comparación a otros países latinoamericanos lo que brinda seguridad a las empresas extranjeras.

Fuerte apuesta de la industria energética y automotriz en Puebla

Teniendo en cuenta la potencialidad y las oportunidades de la región, el estado está redoblando sus apuestas para diversificar la matriz energética y cumplir con sus objetivos internacionales de descarbonización.

Recientemente, Sergio Salomón Céspedes Peregrina también sostuvo una reunión con Manuel Bartlett, director de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), para hablar sobre proyectos que amplían la infraestructura de energía para la entidad.

Un sector que se beneficiaría mucho de estas reformas es la industria automotriz. Puebla es conocida como un importante centro de producción de automóviles y ha atraído inversiones significativas de empresas automotrices tanto nacionales como internacionales. 

En efecto, como ya había anticipado Energía Estratégica, la CRE otorgó una serie de permisos para el proyecto de abasto aislado de Audi en Puebla.

De acuerdo a la Manifestación de Impacto Ambiental (MIA) por parte de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat), el proyecto de Audi en Puebla consiste en la generación de energía eléctrica mediante la construcción y operación de un parque solar integrado por obras permanentes como lo son la instalación de nueve mil 620 módulos fotovoltaicos bifaciales de alta eficiencia con potencia nominal de 540 MW cada uno, que se distribuirán aproximadamente en 164 filas para generar cinco mil 195 kilowatts de corriente directa y cuatro mil 200 kilowatts en corriente alterna.

Con la construcción de este parque solar, Audi busca reducir el consumo de energía eléctrica proveniente de fuentes térmicas y sustituirlo por generación renovable en sitio, en línea con sus compromisos ambientales por descarbonizar la actividad. En efecto, el año pasado, la empresa prometió fabricar autos eléctricos en Puebla para lograr la reducción de la huella de carbono en sus productos volcándose hacia la electromovilidad.

Por ello, especialistas consultados por Energía Estratégica, creen que es importante invertir en infraestructura y fortalecer vínculos en todo el mundo para atraer oportunidades de negocio extranjeras y detonar la actividad.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Energía Real, la compañía de venta de energía distribuida más grande de México, alcanzó en su portafolio solar una capacidad instalada de 50 MW, a mitad de este año.

Cuando Riverstone Holdings LLC -fondo privado que administra 43,000 millones de dólares en activos- se volvió socio de la firma en 2021, la empresa inició un proceso de institucionalización y robustecimiento para convertirse en una empresa de “Energy-as-a-Service” (EaaS) líder en el país. Hoy atiende más de 100 clientes comerciales, industriales e inmobiliarios en 27 estados.

Con ánimos de seguir creciendo, Santiago Villagómez, director general de Energía Real, destaca los planes ambiciosos para expandir el portafolio de proyectos solares de la compañía en México, en conversaciones con este medio. 

«A fin de año, Energy Real va a acabar con un portafolio de 90 MW vendidos, y nuestra intención es llegar a 300 MW en los siguientes 2 años. Esto significa un récord histórico para la compañía», declara Villagómez

Estas metas representan un hito significativo para la empresa, que se especializa en brindar soluciones financieras para el sector comercial e industrial a través del modelo de EaaS.

La visión de Energía Real va más allá de la simple instalación de paneles solares. La compañía ofrece un enfoque integral que incluye soluciones detrás del medidor para ayudar a la descarbonización y el ahorro energético. 

Esto abarca almacenamiento de energía, monitorización y eficiencia energética, y la posibilidad de financiar otros activos de carga. Villagómez afirma que el objetivo es proporcionar a los clientes un servicio holístico, no solo paneles solares, sino un conjunto completo de soluciones energéticas.

«Lo interesante es ayudar al cliente a eficientizar su consumo, confiabilidad y respaldo a través de baterías. Estos sistemas garantizan la calidad del suministro eléctrico y son sistemas menos susceptibles a variaciones de tensión que se traducen en pérdidas monetarias», explica

El experto también hace hincapié en la importancia de ofrecer servicios financieros flexibles a los clientes: «Los usuarios prefieren comprar un servicio completo que solamente un activo».

En cuanto a la incertidumbre regulatoria en el sector energético, Villagómez señala que la generación distribuida está funcionando bien y que la compañía está explorando nuevas oportunidades, como la generación para centrales de abasto aislado.

 Además, resalta la creciente demanda de almacenamiento de energía, especialmente en industrias donde los cortes de luz pueden tener consecuencias graves, como hospitales y frigoríficos.

En tanto a la profesionalización del sector, el ejecutivo reconoce la necesidad de una mayor certificación y regulación para garantizar la calidad y la seguridad en las instalaciones. Paralelamente, advierte que Energía Real ofrece un acompañamiento de 15 años para sus equipos como parte de su compromiso con la calidad.

El director general también celebra el impacto del «nearshoring» en el aumento de la demanda de energía en diferentes regiones del país. 

Según Villagómez, Energía Real está considerando la expansión a Centroamérica, Latinoamérica y Estados Unidos en colaboración con socios locales.

En cuanto al marco regulatorio, Villagómez anticipa cambios impulsados por las autoridades para descongestionar la red eléctrica y cumplir con compromisos de energía renovable. 

Argumenta que el aumento del límite de 500 kW de generación distribuida podría ser beneficioso, pero también es importante considerar la capacidad de las redes para gestionar la generación en el sitio.

La entrada Este año Energía Real ampliará su portafolio de proyectos solares por 90 MW en México se publicó primero en Energía Estratégica.

El nearshoring en México ha ganado terreno sobre todo en el sector energético por su cercanía con Estados Unidos y los tratados internacionales con los que cuenta el país

Para aprovechar todas las ventajas de este fenómeno, se llevará adelante el XIII Congreso Conjunto de Asociaciones de Energía en el Centro Citibanamex, el 18 y 19 de octubre.

Bajo el lema «Seguridad y transición energética en el contexto de la relocalización”, diez asociaciones de fuerte peso en la industria energética debatirán sobre temas de interés como marco regulatorio y mejoras en infraestructura eléctrica..

Se trata de un Congreso de Energía que reúne a los expertos más destacados para discutir el futuro energético de México y generar alianzas estratégicas que impulsen el desarrollo sostenible del país.

El encuentro brindará la oportunidad de escuchar a líderes de opinión, participar en paneles de discusión, conocer las últimas tendencias y soluciones, y hacer networking con los principales actores del sector. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Irene Trujano, Marketing Manager en Regulus, la comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista que es una de las patrocinadoras del evento destaca las expectativas del Congreso.

“Los tiempos de decisión que marcarán el rumbo del Sector Energía en México están a la vuelta de la esquina. El XIII Congreso Conjunto de Asociaciones se ha convertido en el Foro Líder de discusión para orientar de manera responsable, las líneas de trabajo que se pueden alcanzar entre los sectores público, social y privado para modelar objetivos comunes como lo es la transición energética”, explica.

Según Trujano, “Las oportunidades están a la vista, México debe aprovechar el impulso económico que, aunado a la fortaleza de nuestra geolocalización, experimenta actualmente a nivel mundial». 

“Entre de los objetivos centrales de la edición 2023 es lograr que las conclusiones de los trabajos de cada panel, se puedan traducir en líneas de acción del futuro mediato de una Política Energética Nacional incluyente y participativa”, agrega.

También organizan el evento TUTO Smart Energy, Engie, Sempra Infraestructura, Valia Energía, Saavi Energía, Siemens, Proyecta, Wartsila, DNB, BP, Grupo México Infraestructura, Enel Green Power, Centro de Energía y Sustentabilidad,

Conocé el programa del evento haciendo click aquí y no te pierdas la oportunidad de formar parte del futuro Energético de México. 

La entrada Se viene el XIII Congreso Conjunto de Asociaciones de Energía: «Seguridad y transición energética» se publicó primero en Energía Estratégica.

SOFAR, el principal proveedor global de soluciones PV y ESS para todos los escenarios, asiste a la Cumbre de BNEF en Londres. Junto con Nelson Nsitem, analista de almacenamiento de energía de BNEF, ambas partes celebran conjuntamente la mesa redonda «Explorando posibilidades y superando barreras: almacenamiento de energía C&I en Europa», donde expertos de la industria intercambian perspectivas sobre el almacenamiento de energía C&I en Europa.

En el actual panorama energético dinámico, la integración del almacenamiento de energía con las energías renovables ha surgido como un elemento crítico para lograr la neutralidad de carbono, con obstáculos que deben superarse para desbloquear por completo su potencial.

Como uno de los principales actores en el sector de almacenamiento, SOFAR está en pleno apogeo para abordar estos desafíos con sus avanzadas soluciones solares y de almacenamiento. Este año, la compañía ha lanzado el sistema de microinversores PowerNano, C&I ESS PowerIn y PowerMagic y el ESS PowerMaster totalmente autodesarrollado, marcando un hito en la gama integral de soluciones PV y ESS para todos los escenarios de SOFAR que abarca aplicaciones residenciales, C&I y de servicios públicos.

Especialmente, ha habido un aumento significativo en la demanda de soluciones de almacenamiento de energía en instalaciones C&I en Europa, y SOFAR PowerIn llega en el momento adecuado.

Diseñada para proyectos C&I a pequeña escala, la solución con acoplamiento DC cuenta con equilibrado activo a nivel de paquete, lo que aumenta la energía de la batería utilizable en un 5% y maximiza el valor en la azotea para los usuarios finales. Conformado por un inversor PV, optimizador de batería y BESS, PowerIn es adecuado para propietarios de negocios y dueños de edificios con instalaciones solares existentes.

En lo que respecta a proyectos C&I más grandes, SOFAR PowerMagic se adapta perfectamente con un diseño modular que admite la conexión en paralelo de PCS y una expansión flexible del sistema, así como un menor LCOS gracias a la compatibilidad con celdas de 320 Ah. La solución con acoplamiento AC también está equipada con un sistema de seguridad 3+2, que garantiza un funcionamiento más estable y una vida útil más larga.

Durante la mesa redonda, Allen Cao, jefe de SOFAR Europa, habla sobre el papel del almacenamiento C&I para facilitar la ambición de Europa en una era de neutralidad de carbono. Mientras tanto, Cao comparte sus ideas sobre el rendimiento de SOFAR en Europa en la entrevista. «Mirando hacia el futuro, tenemos la intención de seguir explorando posibilidades tecnológicas en ESS residenciales y C&I y trabajar en la optimización del equipo de ventas localizado y profesional, impulsando la adopción de energías renovables y la autonomía energética en Europa», dijo él.

Acerca de SOFAR

SOFAR es el principal proveedor global de soluciones solares y de almacenamiento para todos los escenarios y está comprometido a ser el líder en soluciones de energía digital con una cartera integral que incluye inversores PV, inversores híbridos, BESS, ESS de servicios públicos, sistema de microinversores SOFAR y sistema de gestión de energía inteligente SOFAR Monitor para aplicaciones residenciales, C&I y de servicios públicos.

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

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A pesar de décadas de inversión en energías renovables, principalmente hidroeléctricas, Costa Rica ha tenido que recurrir al uso de combustibles fósiles para cubrir parte importante de su demanda eléctrica.

«Costa Rica viene quemando combustible fósil desde febrero de este año y no ha parado de momento», advirtió Ignacio Salazar, director comercial de Greenergy Costa Rica.

En conversación con Energía Estratégica, Ignacio Salazar resaltó la urgente necesidad de replantear la estrategia energética del país y darle un mayor protagonismo a las energías renovables instaladas en los puntos de consumo.

“Estamos en un reto de hacer ver que la generación distribuida y los recursos energéticos distribuidos no son solo un ahorro, sino que además pueden mitigar problemas colaterales mayores del sistema y evitar una quema de combustible fósil que es hoy el 15% de nuestra matriz eléctrica”.

Siguiendo el análisis del director comercial de Greenergy Costa Rica existe un problema fundamental: la falta de reconocimiento a la generación distribuida y los recursos energéticos distribuidos como elementos clave en la seguridad eléctrica del país. Esta falta de reconocimiento, considera Salazar, ha obstaculizado el desarrollo de un marco regulatorio que permita una mayor adopción de tecnologías más limpias.

«Costa Rica va lastimosamente un poquito un paso atrás con la nueva regulación. Todavía no hay un esquema de servicios auxiliares que se puedan vender a la red para poder fomentar este tipo de soluciones», indicó.

Estamos en un punto de inflexión. El país está en crisis de precios, en diciembre del año pasado las tarifas han crecido un 31% en Costa Rica, el sector industrial está sufriendo mucho y ya el ICE pidió un 24% de incremento para el próximo año nuevamente, sin incentivar plantas de generación ya sea propias o privadas”, cuestionó.

Sin embargo, destacó que existen algunos avances que representan “un respiro para el sector” como la reciente aprobación del Procedimiento de capacidad de penetración de recursos energéticos distribuidos (DER) por circuito de distribución que se integran con las redes de distribución del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Por lo que, a pesar de estos desafíos, Ignacio Salazar se mostró optimista sobre el papel que pueden desempeñar a futuro las renovables distribuidas y el almacenamiento en la superación de la crisis eléctrica.

“Pienso que es un reto muy interesante para abordar, pero aún resta que las distribuidas sean vistas como la alternativa que perfectamente podría evitar problemas mayores en los años que vienen”.

«Si logramos sobrepasar esa barrera, frente a una eventual crisis que podríamos estar experimentando en los próximos años, la tecnología solar fotovoltaica sería la respuesta más inmediata por su tecnología de rápido despliegue, en seis meses podemos tener una planta de 1 MW de 2 MW lista. Todavía estamos a tiempo para poder tener plantas listas en verano e incluso sumar almacenamiento», afirmó.

Greenergy Costa Rica tiene experiencia en este campo. Con más de 16 años de trayectoria en el mercado, la empresa ha instalado aproximadamente 16 MW de potencia fotovoltaica y 5 MWh en almacenamiento de energía.

En los últimos dos años, ha materializado varios proyectos fotovoltaicos con almacenamiento y microrredes fotovoltaicas de escalas interesantes desde los cientos de kilovatios hasta los múltiples megavatios de potencia. Sumando récords de importación, entre ellos ser los máximos importadores de baterías de litio por segundo año consecutivo en el sector solar de Costa Rica.

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) viene realizando una gran contribución en materia de planificación energética y vigilancia del mercado mayorista de Guatemala.

El equipo comandado por Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la CNEE, junto a los directores Jorge Guillermo Araúz Aguilar y Claudia Marcela Peláez Petz, ha concretado tareas clave para el fortalecimiento del sector energético.

Además de las tareas habituales de fiscalizar y evaluar solicitudes de ampliaciones y accesos al sistema de transporte, resolver ajustes tarifarios y velar por el cumplimiento de las obligaciones de los participantes; en el último año, han dado pasos firmes para el avance del mercado eléctrico.

En tal sentido, la entidad emitió normas clave para agilizar los procedimientos y reducir los tiempos de conexión y uso de las instalaciones de transmisión en el mercado mayorista; así como en distribución, resolvió ajustes tarifarios y emitió normas técnicas para el servicio de carga de vehículos eléctricos.

Es de destacar que además han trabajado en los Términos de Referencia para la realización de bases de licitaciones para la contratación de potencia y energía a corto y largo plazo este año. Ambas consideradas exitosas por los participantes del mercado.

“Se elaboraron los Términos de Referencia para las Bases de Licitación Abierta PEG-4, para la contratación de potencia (235 MW) y energía a largo plazo para las distribuidoras, mediante la resolución CNEE-118-2022 y sus reformas. Además, se crearon los Términos de Referencia para las Bases de Licitación Abierta 1-2023 para la contratación de potencia y energía para las distribuidoras, con un plazo de dos años, mediante la resolución CNEE-71-2023”, puntualiza el Informe de Gestión 2022-2023 de la CNEE.

Pero aquello no sería todo. También se encuentran estudiando la elaboración de los Términos de Referencia de la próxima convocatoria para nueva generación: la Licitación PEG-5, que se prevé que sea la licitación de largo plazo con mayor objetivo de adjudicación de potencia y energía.

Según adelantaron desde la CNEE a Energía Estratégica, la PEG-5 llegará no solamente para hacer el cubrimiento de la demanda creciente, sino también para sustituir los contratos que fueron firmados entre el año 2010 hasta el año 2015, que se irán terminando en el año 2030/31 hasta el año 2033.

El sector privado permanece atento a esta próxima licitación que abriría el juego a más participantes del mercado al buscar en el orden de los 1200 a 1400 MW para satisfacer todos los requerimientos de la demanda regulada.

Guatemala «afina» su licitación de renovables y estudia otra por hasta 1200 MW

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Los envíos acumulados de módulos de 210 mm alcanzaron los 150 GW a finales de junio, la mitad de los cuales correspondieron a Trina Solar, según TrendForce, proveedor de información sobre el mercado mundial.

Según TrendForce, para finales de año se prevé que la capacidad de producción de módulos de 210 mm alcance los 722 GW, es decir, el 69,83% de la capacidad total. El aumento de la capacidad y de los envíos demuestra que los módulos de gran formato y alta potencia están impulsando rápidamente el desarrollo de toda la cadena de valor. Además, la potencia del módulo tipo N de 210 mm superó los 700 W, lo que subraya la apertura y la innovación de la plataforma tecnológica de este producto.

La capacidad de producción de obleas de 210 mm aumentó un 89,3% a lo largo del año, y los módulos de 210 mm representan el 70% de la capacidad total de módulos.

Las obleas más grandes y delgadas han avanzado rápidamente, y las obleas de gran formato dominan rápidamente el mercado, gracias a las grandes reducciones de costes y a las mejoras de eficiencia. Según TrendForce, es probable que la capacidad de las obleas de gran formato alcance los 878,6 GW este año, con una cuota de mercado del 95,33%. Cabe destacar que la capacidad de obleas de 210 mm alcanzará 357,2 GW, un 89,3% más que en 2022.

Según TrendForce, es probable que la capacidad de las células de gran formato alcancen los 1.136,2 GW este año, un 96,93% del total. Se espera que la capacidad de las células de 210 mm alcance los 899,9 GW, un 179% más que el año pasado. Este crecimiento también aumentará su cuota de mercado hasta el 76,8%.

En el segmento de módulos, TrendForce estima que la capacidad de módulos de gran formato alcanzará los 961 GW este año, con una cuota de mercado del 92,84%. Se prevé que la capacidad de producción de módulos de 210 mm ascienda a 722 GW, un 116% más que el año pasado, y represente el 69,83% de la capacidad total. Se prevé que la capacidad siga creciendo en los próximos años, consolidando la posición dominante de los módulos de gran formato en el mercado.

Los módulos de alta potencia y gran formato representan más del 90% de la actividad licitadora, y se acelera la penetración en el mercado de los módulos de tipo N.

Gracias a la reducción de costes, la mejora de la eficiencia y la ampliación de los ámbitos de aplicación, los módulos de alta potencia y gran formato representan ya más del 90% de la actividad de licitación y se han consolidado como la opción dominante en el mercado final.

La capacidad total de licitación de módulos fotovoltaicos en China en los siete primeros meses del año fue de 137,78 GW. Los módulos de potencia superior a 540 W representaron el 98,37% de la capacidad total de licitación, con 135,5 GW. Los módulos de gran formato (182 mm/210 mm) representaron el 98,42%, con 135,6 GW. Los módulos de tipo N alcanzaron el 18,8%, con 25,9 GW, y esa cuota sigue creciendo.

La elevada demanda ha generado 150 GW en envíos acumulados de módulos de 210 mm

A finales de junio, los envíos acumulados de módulos de 210 mm (incluido el 210R) ascendían a 150 GW, según TrendForce. De los 150 GW de envíos de módulos de 210 mm, más de 75 GW correspondieron a Trina Solar.

TrendForce prevé que las continuas reducciones de costes y mejoras de la eficiencia seguirán impulsando el envío de módulos de gran formato este año, con envíos superiores al 85%. Además, se prevé que los envíos de módulos de 210 mm alcancen niveles récord.

Los principales actores están presentando numerosos productos de tipo N, incluidos módulos de tipo n de 210 mm que lideran el sector en la era de los 700W+

Con la producción en masa de los módulos Vertex N 700W+, Trina Solar lidera el sector hacia la era fotovoltaica 7.0. En su informe financiero semestral, la empresa afirma que a finales de año habrá establecido una capacidad de producción de 50 GW para obleas de tipo N y 75 GW para células, de los cuales 40 GW corresponderán a células de tipo N.

En el ámbito de los módulos de tipo N, los de HJT son principalmente de 210 mm, mientras que los de TOPCon son sobre todo de 210 mm (210R) y 19X. Si se comparan los módulos N de 210 mm (210R) con los de 19X, los primeros superan con creces a los segundos en potencia. 

La tecnología N-type de 210 mm está llamada a aportar un mayor valor a toda la cadena industrial y al mercado final, promoviendo así un desarrollo de alta calidad de la industria fotovoltaica.

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La Agencia de Inversiones de Neuquén (ADI-NQN) espera avanzar con la construcción del parque eólico Picún Leufú, de 100 MW de capacidad, a partir de la asunción de la próxima gestión provincial, a cargo del gobernador electo Rolando Figueroa en reemplazo del saliente Omar Gutiérrez. 

“Nos complicó y complica la transición administrativa, pero es es el mejor proyecto que tiene la provincia desde el punto de vista de su capacidad y posibilidades de producir energía renovable y está en las mejores condiciones para desarrollarlo”, señaló José Brillo, presidente de ADI-NQN en conversación con Energía Estratégica.

“El gobernador Omar Gutiérrez presentó un proyecto de ley para permitir emitir títulos y poder financiarlo a partir de la provincia, pero no se quiso avanzar con el endeudamiento al momento de cambio de gobierno, con lo cual estamos a la expectativa”, detalló.

Cabe recordar que el parque eólico Picún Leufú fue incorporado al Clúster de Energías Renovables que convocó el gobierno nacional a partir de la ratificación del Decreto 476/2019 que permite la celebración de contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable entre el estado nacional con empresas provinciales de energía. 

A partir de ello, el proyecto se presentó ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) y, a pesar de aún no estar construído ni operativo, fue adjudicatario de un contrato PPA de 20 años a un precio determinado de USD 53,56 MWh, lo que, en las mejores condiciones. 

Está previsto que la mencionada planta renovable tenga una altitud de 785 metros sobre el nivel del mar y se emplace 30 kilómetros al noreste de la ciudad homónima y a pocos kilómetros de la primera planta eólica de la provincia, Vientos Neuquinos. 

Y a su vez, se espera que la central tenga un factor de carga cercano al 55% y una producción anual estimada de 480.926 MWh. Mientras que  el punto de  interconexión será mediante una línea de alta tensión de 17 kilómetros que se conectará a otra línea de 132 kV entre las estaciones transformadoras Choconcito – Cutral Có, la cual es operada por el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN). 

Y si bien el montaje de la central de 100 MW de potencia requiere una inversión aproximada de 200 millones de dólares, con el precio de la energía ya definido y el contrato por dos décadas, el parque prevé generar 600 millones de dólares en las mejores condiciones. 

“Tenemos plazo suficiente para encararlo a partir del siguiente gobierno, pero hay qué piensan las próximas autoridades respecto a este proyecto, de la Agencia de Inversiones de Neuquén y demás porque aún no tuvimos novedades en ese sentido”, manifestó José Brillo.

Y a su vez, se espera que la central tenga un factor de carga cercano al 55% y una producción anual estimada de 480.926 MWh. Mientras que  el punto de  interconexión será mediante una línea de alta tensión de 17 kilómetros que se conectará a otra línea de 132 kV entre las estaciones transformadoras Choconcito – Cutral Có, la cual es operada por el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) 

¿Se abren las puertas al sector privado? El presidente de ADI-NQN también planteó la importancia de analizar la concepción que tendrá el próximo gobierno de Argentina (las elecciones presidenciales se harán el 22 de octubre) respecto al programa del DE 476/19 que contiene varios proyectos en todo el país. 

“De tener una administración liberal puede significar la posibilidad de ofrecer este proyecto para que lo desarrolle el sector privado. Y si la inversión la hace el sector privado con su propio financiamiento, se acuerda la transferencia, aunque la ADI-NQN tendrá su participación y cánones como en otras centrales”, remarcó haciendo alusión a, por ejemplo, el parque eólico Vientos Neuquinos, el cual posee una capacidad instalada de 100 MW y que hoy en día está a cargo de la firma AES Argentina.

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El Consejo de Profesionales de la Industria Fotovoltaica de México (CPEF) se encuentra inmerso en la creación de su Monitor Solar 2023, una herramienta destinada a ofrecer información valiosa y confiable sobre la industria solar en el país. 

En conversaciones con Energía Estratégica, el presidente del CPEF, Aldo Díaz Nuño, comparte detalles sobre este proyecto, fecha de publicación y sus implicaciones.

“El Monitor Solar 2023 está programado para su lanzamiento en el mes de diciembre de este año. La fecha exacta depende en gran medida de la respuesta de los integradores y especialistas en energía solar en México”, señala.

Además, destaca la importancia de la precisión estadística en el proceso, buscando un nivel de confianza del 95% con un margen de error del 5%. 

“El año pasado, la obtención de encuestas tomó cerca de 4 meses, pero gracias al apoyo de medios y aliados este año ya cuentan con el 80% de las encuestas necesarias en menos de un mes”, explica.

El Monitor Solar 2023 se basa en encuestas abiertas a la industria solar en México, recopiladas en formato digital. Para garantizar la seguridad y la calidad de los datos, se utiliza un software llamado PointerPro que detecta irregularidades como direcciones IP repetidas, IP fuera del país y tiempos de respuesta anómalos. 

Esto asegura la integridad de la información al eliminar encuestas que no cumplen con los estándares de confiabilidad.

El valor agregado que aporta a la industria de renovables

Según Díaz Nuño, el Monitor Solar proporciona información que antes era difícil de obtener, como el tamaño de los instaladores en el país, la cantidad de ventas con seguro, preferencias de marca y proveedores, la situación de las financieras y la certificación. 

Y agrega: “Esto permite a la industria comprender mejor su dimensión y las oportunidades que existen, especialmente en áreas como el almacenamiento y las alianzas nacionales. A su vez, la información se presenta de manera transparente y confiable, lo que anteriormente no se tenía”.

Asimismo, el presidente del CPEF expresa su deseo de que el Monitor Solar sea una herramienta que aporte valor a la industria año tras año, al ser una propuesta fundamental para aumentar la transparencia en el mercado solar. 

 De acuerdo al experto, se han mejorado las preguntas y se ha ampliado la información para incluir aspectos como el posicionamiento de marca de las estructuras y la capacidad de crecimiento en servicios anexos. La meta es que este recurso ayude a la industria a mejorar y crecer.

Aunque reconoce que aún existen puntos ciegos y dependen de la colaboración de la industria, enfatiza que están comprometidos a proporcionar información veraz y específica de manera pública, transparente y gratuita.

Otras iniciativas impulsa CPEF para llevar claridad al sector

Díaz Nuño revela que el Consejo no cobra anualidades ni membresías y su objetivo es ayudar a que los inversores tomen decisiones informadas

Para unirse a la asociación, los profesionales deben demostrar su conocimiento técnico, jurídico, normativo y financiero a través de un examen, lo que garantiza que los socios sean actores calificados en la industria. 

En este sentido, afirma que brinda confianza a los inversores, asegurando que están negociando con calidad en lugar de simplemente enfocarse en el precio. 

“El CPEF también ofrece beneficios a sus miembros, como mejores tasas de crédito y descuentos con distribuidores, y ha creado un código de ética para profesionales de la energía fotovoltaica en México, reafirmando su compromiso con la ética y el profesionalismo en la industria”, concluye.

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Solar Steel, empresa líder en el diseño y suministro de seguidores solares y estructuras fijas, suministrará 205,8 MW de sus seguidores solares TracSmarT+ 1V para una planta solar en Sevilla, España.

El suministro constará de 2.924 seguidores solares en configuración monofila y bifila, y se espera que se eviten la emisión de 82.788 toneladas de CO2 a la atmósfera. Así mismo, más de 118.000 hogares en la región podrán disfrutar de energía renovable y limpia cada año, mejorando la calidad de vida de la comunidad y promoviendo la adopción de fuentes de energía más sostenibles.

Solar Steel sigue avanzando como empresa líder en el suministro de estructuras solares a nivel nacional e internacional en el desarrollo de nuevos planes renovables que permitan continuar con su compromiso, un mundo verde y libre de emisiones.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 19 GW suministrados en todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio. Para más información, visite: www.gsolarsteel.com

Sobre Gonvarri Industries

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

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Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del Global Wind Energy Council (GWEC), destacó el potencial de Centroamérica para el desarrollo de la energía eólica marina y el papel que podrá jugar el hidrógeno verde para su despliegue.

«Centroamérica es claro candidato para el desarrollo de la eólica marina», afirmó Fiestas, durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica.

«Ya tiene el Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC) que permite tener generación sustancial de energía eléctrica que puede transitar por toda la región», añadió, subrayando el papel crucial de la infraestructura eléctrica regional para el avance de un mayor volumen de energías renovables.

El presidente para Latinoamérica del GWEC también destacó el compromiso de los países miembros del SIEPAC con la sostenibilidad ambiental, la transición energética y la electrificación de sus economías, así como su interés en proyectos a largo plazo y en diseñar los mecanismos necesarios para atraer inversiones en energías renovables. Pero aquello no sería todo.

Fiestas también hizo hincapié en el papel potencial del hidrógeno verde en Centroamérica, especialmente debido a la posición estratégica del Canal de Panamá, ya que el hidrógeno verde tiene la capacidad de revolucionar el transporte marítimo, al ofrecer una fuente de energía limpia y sostenible que puede reducir las emisiones en esta industria crucial.

Sin embargo, Fiestas enfatizó que estos avances son a futuro y requerirán un esfuerzo conjunto. «Hay que tener en cuenta que es a futuro», advirtió.

Siguiendo con su análisis, el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde y eólica marina implica enfrentar grandes retos para el aprovechamiento de las áreas marinas y la creación de una infraestructura adecuada para facilitar su implementación.

En cuanto al cronograma de proyectos, Fiestas ofreció una visión optimista. «De hidrógeno se verán enseguida. De hecho, en Chile, Colombia y Brasil ya se están desarrollando proyectos de esa índole, aunque pequeños a nivel de capacidades», declaró. Esto sugiere que el hidrógeno verde está en camino de convertirse en una realidad en la región en un futuro cercano.

De echo, recientemente la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago (JASEC), reveló a Energía Estratégica que la empresa, que ya es conocida por su generación de electricidad renovable, está avanzando con nuevas oportunidades de negocios a través del hidrógeno verde. Y, sin ir demasiado lejos, durante el mes de septiembre enviaron Memorando de entendimiento con las empresas Enel Green Power Costa Rica, AD Astra Rocket y Holcim Costa Rica, para impulsar su primer proyecto.

Por otro lado, la eólica marina, aunque es prometedora para la región, requiere de una planificación a más largo plazo. Según Fiestas, estos proyectos requieren un período de desarrollo de aproximadamente siete años. Sin embargo, ya se están sentando las bases normativas en países del sur continental, como Brasil y Colombia, para atraer inversionistas y acelerar la adopción de la energía eólica marina.

Aquello no quita que Centroamérica se encuentre en una posición envidiable en su camino a la incorporación de eólica marina y restará que acompañe la regulación, estímulos y voluntad de todos los actores para impulsarlos.

Exclusiva: JASEC avanza en un proyecto de hidrógeno verde pionero en Costa Rica

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El proyecto de ley de Transición Energética de Chile podría verse frenado en el Congreso. El mismo fue  elevado por el Poder Ejecutivo a mediados de julio del corriente año y habilitaría la futura mega licitación de almacenamiento, pero ahora está en puesto en jaque debido a que el país atraviesa un momento delicado dentro del sector energético

No sólo por las dificultades dadas durante el año pasado y el transcurso del 2023 (como por ejemplo vertimientos de energía y precios marginales cero), sino también porque se proyectan alzas de tarifas eléctricas de los clientes finales. 

Sumado a que días atrás, la Cámara de Senadores de Chile aprobó una iniciativa para que el presidente Gabriel Boric instruya a Diego Pardow, ministro de Energía, a diseñar un plan para afrontar el déficit de transmisión eléctrica en la región del Ñuble y que, de ser se necesario, presente un proyecto de ley que incluya mejoras de infraestructura en la zona. 

Ante ello, Energía Estratégica conversó con Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal, para conocer su mirada sobre dicha situación. 

– ¿Es posible que se demore el PdL de transición energética?

La problemática del impacto de la iniciativa en la cuenta al cliente final en un contexto de alza de tarifas para muchos de esos clientes, ciertamente introdujo dificultades no previstas inicialmente a la tramitación del proyecto. 

En la medida que el Ejecutivo logre proponer en el corto plazo una medida razonable para el Senado para mitigar el efecto del alza, es posible que se llegue a un acuerdo que abarque tanto algunos aspectos del proyecto como el nuevo mecanismo de estabilización. 

Sin embargo, requiere tiempo para su tramitación en un momento en que los espacios legislativos son menores por la discusión del presupuesto de la nación. El avance del resto del proyecto, es aún incierto. 

A esto se suma, la propuesta que recientemente se anunció por algunos diputados que pretenden abordar la problemática de las tarifas a través de la revisión de los contratos de suministro a clientes regulados.

– ¿Qué impacto podría acarrear en el sector energético? 

Hay bastante acuerdo en que no es posible mantenerse en el status quo. Si bien el PdL de transición energética es claramente perfectible y no representa una propuesta que abarque de manera integral los desafíos de la transición energética, es necesario avanzar en condiciones habilitantes para una matriz eléctrica cada vez más renovable.

Luego de un periodo de pocos análisis prospectivos, estudios, propuestas legislativas y una hoja de ruta clara enfocada en la transición y no en la contingencia, provocado por diversas razones, simplemente no hay más tiempo que perder para iniciar una agenda progresiva de transformaciones que nos permita contar con diseños de mercado y reglas de operación apropiados para un sistema 100% renovable que sea capaz de proporcionar un servicio seguro, confiable y a un precio razonable. 

Mi temor es que si sólo hacemos parches terminaremos pagando una transición energética sumamente cara.

– ¿Cuáles son las perspectivas legislativas hasta el cierre del 2023? ¿Hay algún punto/tema particular que consideres que requiere una atención prioritaria para el avance de las renovables?

La problemática tarifaria y los temas de reasignación de ingresos tarifarios y licitación de sistemas de almacenamiento se llevarán la atención del congreso en lo que queda del año pues las demás iniciativas del Ejecutivo no están siendo discutidos como el proyecto de ley de Impulso a las energías renovables o de modificación al mercado del gas licuado. 

La única excepción es la modificación a las concesiones geotérmicas. Hay otras iniciativas de los parlamentarios que están siendo discutidos, pero no es claro que puedan avanzar y, de hecho, no debieran avanzar sin la opinión clara del Ministerio de Energía, como es la iniciativa tendiente a bajar el límite para ser cliente libre o el PdL que pretende establecer estándares específicos a la construcción de proyectos de generación eólicos y fotovoltaicos.

Creo que el gran problema que tenemos hoy por hoy es simplificar la problemática actual. No hay una medida que sea la bala de plata que solucione todos los problemas actuales o futuros pero evidentemente se puede avanzar para mejorar las señales de inversión en almacenamiento y en ese sentido se debe acelerar la modificación al reglamento de potencia de suficiencia para incorporar el reconocimiento de potencia a los sistemas de almacenamiento standalone, entre otras medidas. 

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La energía solar recibe apoyo de la banca pública y privada en Panamá. Según comunicaron desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) distintas entidades financieras brindaron créditos para ejecutar 3 MW en el último mes y 30 MW en el último año.

En concreto, el Banco Nacional, Caja de Ahorros, Banistmo, Banco General, Banco Aliado y el fondo de inversión alemán Ecoligo serían los primeros en brindar productos a medida de esta industria en crecimiento.

Según comunicó Rafael Galue, director ejecutivo de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), el abanico de productos financieros van desde leasing financiero y leasing operativo hasta préstamos personales para instalaciones del segmento residencial, comercial e industrial, contemplando además microrredes aisladas.

Respecto a la conveniencia de las características de los créditos, Galue señaló a este medio que si bien las tasas no son tan bajas como la industria quisiera, los intereses varían del 4% al 8%, ajustándose a las posibilidades de algunas empresas en este momento y generando atractivo.

Tal es el crecimiento que la Cámara inclusive ha visto un aumento de asociados, pasando de ser 14 miembros a ser casi 60 empresas, en este momento.

Según comentó Galue, un efecto de lo más interesante que se está produciendo tras esta vinculación entre la industria y los bancos es el mejoramiento de la calidad técnica en instalaciones, a través de exigencias de mejores garantías para los productos, altos estándares de certificaciones para los productos y de los instaladores.

En tal sentido, el director ejecutivo de CAPES adelantó a Energía Estratégica que están desarrollando un sello de calidad para las empresas miembro de la Cámara y produciendo un listado de productos compatibles con la normativa y de alta calidad.

Aquello no sería todo. Galue también reveló que desde CAPES empezaron a trabajar en una propuesta de cambio regulatorio que presentarán a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) para minimizar el tiempo de aprobación de planos para que esto se sincronice con las herramientas de financiamiento que se están desarrollando en el país y para evitar que empresas que apuesten a incorporar nuevos sistemas no deban pagar por el servicio de luz y el financiamiento al mismo tiempo.

Para socializar este tipo de alternativas financieras para energía solar a las que se puede acceder en Panamá, CAPES además está organizando junto a la banca una micro feria de préstamos el 25 y 26 de enero del 2024, en el marco del Día Internacional de la Energía Renovable en Panamá

«La convocatoria es para estimular a la economía panameña, contactar a esos clientes finales interesados con los bancos para que conozcan las herramientas financieras que hay en el mercado”, precisó Rafael Galue, director ejecutivo de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES).  

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La Cámara Nacional Electoral (CNE) de Argentina reunió a los candidatos presidenciales Javier Milei (La Libertad Avanza); Patricia Bullrich (Juntos por el Cambio); Sergio Massa (Unión por la Patria); Juan Schiaretti (Hacemos por Nuestro País) y Myriam Bregman (Frente de Izquierda) durante el segundo debate presidencial 2023 antes de las elecciones generales del 22 de octubre.

Y tal como anticipó Energía Estratégica, el eje “desarrollo humano, vivienda y protección del ambiente” fue incluido para esta oportunidad luego de lograr el 18,60% de la votación ciudadana, en un hecho inédito en la historia de los debates presidenciales del país. 

Es decir que los candidatos a ocupar el Sillón de Rivadavia a partir del 10 de diciembre y por los próximos cuatro años, no pudieron evitar opinar del cambio climático y la transición energética; aunque al igual que en el primer coloquio realizado por la CNE, hubo más miradas y opiniones cruzadas que propuestas sobre la materia. 

Uno de los principales puntos fue el las posturas sobre el cambio climático y el cumplimiento del Acuerdo de París y la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible, entre la que se encuentra el objetivo de garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna para todos como también aumentar el uso de fuentes renovables.

Schiaretti fue el único que ratificó explícitamente que “hay que continuar cumpliendo el Acuerdo de París y la Agenda 2030”, como también «subir el corte de los biocombustibles al 20% en biodiésel (gasoil) y 27% en bioetanol (naftas) “y de allí para arriba”. 

“También debemos crear el mercado nacional de carbono. Hay muchos recursos que Argentina desaprovecha”, aseguró el actual gobernador de Córdoba y candidato presidencial de Hacemos por Nuestro País. 

Mientras que Javier Milei rechazó adherir al Acuerdo de París y la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible, a pesar que hace pocas semanas atrás su asesor energético, Eduardo Rodríguez Chirillo, le había comentado a Energía Estratégica que los compromisos en el marco del Acuerdo de París con las ‘Contribuciones Nacionalmente Determinadas’ (CND) “deben ser cumplidos” (ver nota).

“No adherimos al marxismo cultural ni a la decadencia. Pero somos el único espacio que presentó toda una agenda energética que contiene todas las restricciones dignas que son aplicables en Europa. Por lo tanto, nosotros estamos sobre cumplidos”, señaló el líder político de La Libertad Avanza. 

“No niego el cambio climático, sólo que, en la historia del planeta Tierra, existe un ciclo de temperaturas. Es decir, hay un comportamiento cíclico y éste es el quinto punto del ciclo, donde ahora sí está el ser humano. Por lo que, todas las políticas que culpan al ser humano del cambio climático son falsas y lo único que buscan es recaudar fondos para financiar vagos socialistas que escriben papers de cuarta [sic]”, subrayó.

Por su parte, Massa apuntó a la oportunidad de Argentina de convertirse en “uno de los grandes jugadores mundiales del hidrógeno” a partir de las corrientes marinas, la energía solar, la eólica y el gas; sumado a que apuntó a que los ciudadanos sean “protagonistas en el del desarrollo de un programa ambiental que permita el cuidado a todos”. 

Mientras que la candidata del Frente de Izquierda, Myriam Bregman, indicó que se requiere avanzar en un programa de transición energética “que respete a las comunidades, las poblaciones y los derechos de los propios trabajadores”, y que se inicie por la “estatización” de toda la industria del sector. 

Patricia Bullrich no postuló ningún programa al respecto (aunque sus referentes energéticos ya dieron a conocer detalles de su iniciativa) , sino que sólo aludió a que el dinero no debe caer en manos de burócratas del estado sino en las “personas y sectores medios destruidos” para que Argentina vuelva a tener campo, empresas, alquileres, sueldos, casas y cuidar su ambiente.

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La noticia de la renuncia de Rocío Nahle como Secretaria de Energía de México ha generado gran interés y especulación sobre quién será su sucesor en este cargo. Nahle, quien ha ocupado el puesto desde el 1° de diciembre de 2018, dejará su cargo para buscar la gubernatura de Veracruz, convirtiéndose en una de las figuras políticas más prominentes en la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

Antes de su nombramiento como Secretaria de Energía, Rocío Nahle desempeñó un papel crucial en la política mexicana como Diputada Federal y Coordinadora del Grupo Parlamentario de MORENA en la LXIII Legislatura (2015-2018).

Además, tuvo una breve pero influyente participación como senadora con licencia durante el último trimestre de 2018. Su formación académica como Ingeniera Química y sus especializaciones en Petroquímica y Viabilidad Económica en Procesos Industriales la dotaron de una sólida base técnica para abordar los desafíos del sector energético.

La carrera profesional de Rocío Nahle también incluyó un período de trabajo en los complejos Petroquímicos de Pajaritos, Cangrejera y Morelos de PEMEX, donde ocupó diversas posiciones en áreas administrativas, financieras, de procesos, planeación y control de calidad.

A su vez, tuvo experiencia en la iniciativa privada, trabajando en Industrias Resistol. Esta combinación de experiencia tanto en el sector público como en el privado la posicionó como una figura con un conocimiento profundo de la industria energética.

Durante su gestión como Secretaria de Energía, Rocío Nahle se enfrentó a una serie de desafíos, siendo uno de los más destacados la búsqueda de un equilibrio entre la explotación de los recursos naturales del país y la promoción de las energías renovables. México es un país con una rica tradición en la industria petrolera, y Nahle tuvo que abordar la difícil tarea de impulsar las energías renovables mientras mantenía el compromiso con la producción de petróleo y gas natural.

Una de las iniciativas más notables durante su mandato fue la creación de la empresa estatal CFEnergía, una subsidiaria de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que tenía como objetivo impulsar la generación de energía eléctrica a partir de fuentes limpias y renovables. Esta medida buscaba diversificar la matriz energética del país y reducir su dependencia de los combustibles fósiles.

Aunque bajo su liderazgo, se llevaron a cabo unas pocas licitaciones exitosas para proyectos de energía renovable que permitieron la construcción de parques eólicos y solares en diferentes regiones de México como el Plan Sonora, expertos del sector argumentan que no fueron las suficientes.

En efecto, durante su gestión se produjeron las cancelaciones de subastas de largo plazo (SPL) que provocaron un párate en el avance de proyectos renovales de gran escala.

De esta forma, la gestión de Nahle no estuvo exenta de críticas y desafíos. Algunos sectores argumentaron que su enfoque en impulsar a la CFE como actor central en la generación eléctrica podría obstaculizar la competencia en el mercado energético y desincentivar la inversión privada en energías renovables.

La renuncia de Rocío Nahle como Secretaria de Energía marca el final de una etapa en la política energética de México. Su legado estará marcado por sus esfuerzos por promover las energías renovables en un país históricamente vinculado al petróleo y el gas. El próximo titular de la SENER enfrentará el desafío de continuar esta transición hacia un sistema energético más sostenible y diversificado.

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Las energías renovables ofrecen oportunidades importantes para la industria minera en Perú, tanto en términos de reducción de costos como de mejora de la sostenibilidad ambiental. 

A medida que la tecnología continúa mejorando y se implementan políticas favorables, es probable que estas oportunidades sigan creciendo y desempeñen un papel fundamental en el futuro de la minería en el país. 

Bajo esta premisa, con proyectos en marcha y un enfoque en la energía renovable, el país está avanzando hacia un futuro más verde y prometedor para la industria minera.

En una entrevista con el Instituto de Ingenieros de Minas del Perú (IIMP), Rosa María Flores-Araoz, CEO de Kallpa Generación, empresa enfocada en la energía eléctrica con fuerte presencia en el país, compartió los principales desafíos que tiene Perú para el fortalecimiento de su matriz energética con fuentes renovables.

“El sector energía es un aliado natural para la minería, por lo que trabajamos juntos para promover un suministro de electricidad seguro, confiable y sostenible.  La minería, como principal industria de nuestro país, opera de acuerdo a estándares internacionales, demostrando así su gran compromiso con la sostenibilidad”, señaló. 

A modo de ejemplo, reveló que ya es práctica generalizada en el sector eléctrico entregar certificados de energía renovable a clientes mineros, auditados por firmas internacionales, lo que les permite garantizar la reducción de su huella de carbono. 

“Asimismo, gracias a la evolución de la tecnología, hay una continua búsqueda por reducir emisiones en los procesos mineros. Tal es el caso de la incorporación de flota vehicular eléctrica”, agregó.

No obstante, Flores-Araoz, destacó que existen varios desafíos todavía en la industria minera del Perú para el uso de energías limpias: “Hay todavía un largo camino por recorrer. Desde el sector energía seguimos innovando para ofrecer nuevas soluciones energéticas acordes con el avance tecnológico y con las necesidades de actividades más sostenibles”. 

“Nuestro país posee ya una matriz energética renovable y el objetivo es fortalecerla a través del ingreso de mayor energía renovable no convencional, como la solar y la eólica, tomando en cuenta todas las aristas y manteniendo la seguridad del sistema”.

En este sentido, la experta señaló que hay dos proyectos de ley que se están debatiendo en el Congreso para promover el hidrógeno verde y por el lado del Ministerio de Energía y Minas se viene trabajando en su hoja de ruta. 

Y afirmó: “Felicitamos el esfuerzo que vienen realizando las autoridades y el impulso que tiene Asociación Peruana de Hidrógeno ( H2 Perú) y esperamos que se sigan generando espacios que sirvan también para seguir poniendo en valor el desarrollo de nuevas fuentes de generación renovable como el hidrógeno verde”.

En tanto a los avances que se están llevando adelante para impulsar la producción de hidrógeno verde destacó que la H2 Perú, viene realizando un trabajo muy importante en distintos niveles y con distintos actores para dar a conocer las ventajas del hidrógeno y el impacto positivo que este tendría para nuestro país.

Si bien aún no se cuenta con una Estrategia Nacional de Hidrógeno en el país, (H2 Perú) el gremio referente del vector energético, ya redactó su Hoja de Ruta que sienta las bases para detonar la industria.

En el documento, elaborado por especialistas de cada una de las empresas e instituciones con experiencia en el pronóstico de mercados, planificación de demanda y experiencia en el sector energético, se estima que para el 2050 Perú podría desplegar hasta 12 GW de electrólisis con un costo meta de 1 USD/kg.

A través de estudios también identifican un potencial “Valle del hidrógeno sur” conformado por las regiones Ica, Arequipa, Moquegua, Tacna y Puno, donde se podrían desarrollar hasta seis hubs de producción de hidrógeno verde para satisfacer la demanda local y generar un nuevo mercado de exportación. 

Además, con su actividad identifican los instrumentos regulatorios sectoriales necesarios para incluir al vector energético en cada una de las industrias y descarbonizar la economía en las regiones más atractivas del país.

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La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP)está llevando a cabo un proceso de revisión y modificación de las metodologías tarifarias para la generación privada de energía eólica y solar en Costa Rica.

La propuesta contenida en el Expediente PIRM-007-2023 e Informe IN-0049-CDR-2023 se fundamenta en la necesidad de reflejar con mayor precisión los precios de las tecnologías e incentivar una mayor competitividad en el mercado.

De allí, la ARESEP propone un mecanismo tarifario “más flexible”. ¿En qué consiste?

Para brindar mayores precisiones al respecto, Álvaro Barrantes Chávez y Daniel Sánchez Santa María, funcionarios del Centro de Desarrollo de la Regulación de la ARESEP, ofrecieron una exposición online con una descripción detallada de los cambios propuestos en las metodologías tarifarias.

Según explicaron, estos cambios están relacionados con la implementación de un mecanismo flexible para establecer la cantidad de desviaciones estándar a incluir en la definición del límite inferior de la banda tarifaria.

Para ambas metodologías (para la de eólica y la de solar) explicaron que se requiere modificaciones en dos secciones específicamente: en la sección monto de la inversión unitaria y en la sección denominada definición de la banda tarifaria (ver detalle).

De entrar en vigor esos cambios en las metodologías tarifarias, la intendencia de energía deberá iniciar un proceso -en un plazo máximo de 60 días naturales- para fijar tarifas para cada una de estas metodologías.

De cumplirse aquello, el paso siguiente sería aperturar el respectivo expediente, emitir el informe inicial y convocar a la respectiva audiencia pública.

Ahora bien, hasta tanto eso suceda, los interesados en emitir comentarios preliminares sobre la propuesta de modificación podrán hacerlo hasta el viernes 13 de octubre. Según indicaron los funcionarios de la ARESEP, recibirán consultas pertinentes al correo consejero@aresep.go.cr 

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Patricia Bullrich, candidata presidencial de Juntos por el Cambio, ya lanzó su propuesta de gobierno para “reordenar la economía y potenciar la producción de Argentina”, donde presentó una serie de reformas para la industria energética y retomar el impulso que tuvieron las renovables hasta 2019.

Sin embargo, desde aquel entonces hasta la fecha, desde el sector aún habían quedado ciertas dudas sobre los mecanismos y objetivos para fomentar las energías limpias y renovables. 

Por lo que sus asesores ya se estuvieron reuniendo con diversas entidades del sector y Energía Estratégica pudo averiguar algunos de los ejes del plan en caso de que gane las elecciones generales que se llevarán a cabo el domingo 22 de octubre (o el 19 de noviembre en caso de balotaje).

“Con la realidad del país, será importante la intervención del Estado para gestionar créditos para la infraestructura. No serán un “paga Dios”, sino que quien desee entrar, deberá abonar lo que corresponde por el uso de la inversión y en 5 o 10 años el Estado se rehace de la misma”, explicó Emilio Apud, asesor energético de Bullrich.

Ello funcionaría como un anticipo, dado que el gobierno podría tener acceso a créditos de una elevada magnitud y que los generadores de energía se sumen al modelo para llevar adelante diversos proyectos, principalmente para el avance de las líneas de transmisión. 

Por otra parte, Apud remarcó que “el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) seguramente continuará”, pero no tiene muy en claro si volverán las grandes licitaciones públicas como el Programa RenovAr, el cual fue lanzado durante la gestión de Mauricio Macri y  por el que se adjudicaron más de 190 proyectos por 5133 MW de potencia.

“El RenovAr fue necesario para lograr el desarrollo de las energías renovables, pero llegó un momento en el que se debe buscar algo más creativo sin que, en última instancia, lo termine pagando el usuario”, subrayó el exsecretario de Energía de la Nación. 

“Una vez que haya transparencia hay que buscar esquemas y mecanismos competitivos para no cargar sobre las espaldas de los consumidores los precios que pueden ser de desarrollos, ambientales o cualquiera sea”, subrayó. 

Energía, la gran ausente del primer debate presidencial de Argentina

Y cabe recordar que, a pesar de la reciente licitación RenMDI por la que se adjudicaron 98 centrales renovables por 633,68 MW de capacidad, a lo largo de la actual administración no hubo otras convocatorias similares por parte de Nación para parques de generación centralizada. 

Por lo que el mercado entre privados se ha vuelto el principal driver de crecimiento, a tal punto que desde su implementación, CAMMESA ya asignó con prioridad de despacho a 77 solicitudes por un total 2522,3 MW; sumado a que recientemente hubo récord de proyectos y potencia presentada en el nuevo MATER 360 (60 plantas por más de 5300 MW), aunque de ello sólo se prevé que se adjudiquen 1750 MW.

Nuevas entidades en el sector

Juntos por el Cambio también planifica incorporar la figura de las comercializadoras como ente entre los usuarios finales y las distribuidoras, pero con la particularidad que estas últimas también puedan hacer de comercializadoras en primera instancia. 

A ello se debe agregar la posibilidad de unificar la regulación de energía en gas y electricidad en un solo organismo y ahí sí aplicar la ley de conformación de este ente, es decir, a través de un concurso para los altos cargos por un período de cinco años. 

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, la actividad renovable, ha experimentado un estancamiento debido a la limitación en la emisión de los permisos para generación de energía, que ha sido bastante notable desde alrededor del año 2020.

A pesar de este contexto marcado por la incertidumbre y la falta de cambios significativos en la política energética de México, Grupo Dragón, una empresa especializada en el sector y perteneciente al Grupo Salinas, está enfocada en un ambicioso plan de expansión.

En conversaciones con Energía Estratégica, el Wholesale Electricity Market Director en Grupo Dragón, Bruno Ortiz destaca: “La compañía espera incrementar su cartera de clientes en un 150% en los próximos dos años y está apostando fuertemente por la generación distribuida”.

Aunque reconoce que no se prevé un cambio en la actitud de la actual administración antes de las elecciones, Ortiz advierte que el sector se mantiene positivo debido a los compromisos de descarbonización a nivel internacional.

«La empresa ha experimentado un crecimiento constante en todas sus unidades de negocio y se está expandiendo en la comercialización de grandes consumidores de energía”, señala.

Además de su enfoque en el mercado nacional, asegura que Grupo Dragón está mirando hacia Latinoamérica: «Estamos participando en algunos proyectos de construcción de centrales de generación eléctrica en algunos países de Centroamérica, y tenemos claras intenciones de expandirnos hacia Colombia, Ecuador y otros mercados que estén abiertos a recibir inversión extranjera».

A pesar de los desafíos actuales en el sector energético mexicano, la firma mantiene su visión de crecimiento y diversificación, demostrando su compromiso con la generación de energía sustentable y la expansión en la región.

Se enfoca en la generación eléctrica, distribución y comercialización para clientes finales, así como en la construcción, mantenimiento y operación de centrales eléctricas propias y de terceros.

 Además, colaboran con sus clientes en la instalación de centrales fotovoltaicas en el segmento de generación distribuida y ofrecen soluciones de suministro calificado para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

En este sentido, la reciente incorporación de Bruno Ortiz a Grupo Dragón tiene como objetivo expandir la cartera de clientes en el mercado de suministro calificado. 

«Aunque tenemos clientes en el esquema de autoabastecimiento, tiene un vencimiento esperado. Entonces buscamos ampliar nuestra presencia en el MEM, especialmente con grandes empresas que se establecen a lo largo de todo el país derivado del nearshoring”, concluyó.

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Argentina definirá a su próximo presidente el domingo 22 de octubre (o el 19 de noviembre en caso de que hubiera balotaje), y a medida que pasan los días se van conociendo aún más las propuestas de los candidatos que siguen en carrera.

Las políticas energéticas son parte de ese combo, y si bien los partidos con mayores posibilidades de gobernar el país a partir del 10 de diciembre del 2023 ya dieron a conocer cómo fomentarán el sector y cuáles podrían ser los principales drivers de crecimiento, todavía resta definir qué sucederá con la estructura de la Secretaría de Energía de la Nación, hoy dependiente del Ministerio de Economía.

Energía Estratégica averiguó cómo las dos principales fuerzas opositoras del oficialismo analizan establecer el organigrama de la entidad encargada de la cartera energética nacional.

La Libertad Avanza prevé que la Sec. de Energía dependa del nuevo Ministerio de Infraestructura, tal como Javier Milei ya había anticipado en alguna oportunidad (además que proyectan eliminar el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible – ver video).

Mientras que hace algunas semanas, Eduardo Rodríguez Chirillo, asesor energético del actual diputado de la Nación, explicó que se prevé contar con un área específica de Transición Energética para «generar condiciones e instrumentos para ayudar al sector privado a cumplir las metas y facilitar que las PyMEs obtengan información necesaria para anticipar el contexto, identificar mejoras y acceder al equipamiento y financiación disponible». 

La misma también incluiría Planeamiento Energético y se conformaría como una Subsecretaría y, por lo que reemplazaría a la que comanda María Cecilia Garibotti y se sumaría a la ecuación de las ya clásicas Subsec. de Energía Eléctrica (hoy al frente de Santiago Yanotti) y la de Hidrocarburos (Federico Bernal está a cargo).

Por el lado de Juntos por el Cambio se pretende mantener un esquema similar al existente hoy en día, incluso con el mismo peso para la energías renovables, ya que no se volvería a crear una Subsecretaría específica como sí sucedió durante el gobierno de Mauricio Macri.

«No sé si será una Subsec. de Energías Renovables, a lo mejor haya direcciones eficientes que trasciendan a la política. Hay que mantener una estructura estable dentro de la Secretaría de Energía porque el subsecretario suele volar cuando se va el gobierno de turno. Pero una buena dirección de Energías Renovables que trascienda los gobiernos y se mantenga, sería fundamental», le aseguraron a este portal de noticias allegados a la candidata Patricia Bullrich.

Plan de gobierno revelado: Bullrich prevé retomar el “impulso que tuvieron las renovables hasta 2019” 

«Con respecto a los entes reguladores, son necesarios, aunque no intervenidos como hizo el kirchnerismo. Pero se puede unificar la regulación de energía en gas y electricidad en un solo ente y ahí sí aplicar la ley de conformación de este ente, por concurso por cinco años», agregaron.

Antecedentes

Durante la presidencia de Mauricio Macri, la titularidad de la cartera energética estuvo a cargo de Juan José Aranguren (desde diciembre de 2010 a junio 2018), Javier Iguacel (junio 2018 a enero 2019) y Gustavo Lopetegui (enero 2019 a diciembre 2019)

Si bien en aquel momento comenzó como Ministerio de Energía y Minería, en septiembre de 2018 la entidad se transformó en Secretaría y pasó a depender del Ministerio de Hacienda y posteriormente del Ministerio de Desarrollo Productivo.

Pero la llegada de Alberto Fernández a la presidencia a fines del 2019 no sólo implicó el cambio de rumbo político-ideológico, sino también de una nueva estructura dado que la Sec. de Energía quedó en manos del Ministerio de Economía, primero con Sergio Lanziani a la cabeza y luego con Darío Martínez, hasta llegar al presente con Flavia Royon (asumió en agosto de 2022), designada tras el arribo de Sergio Massa al Palacio de Hacienda.

Mientras que la Subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética fue rebajada a Dirección. Es decir que la entidad que lideró Sebastián Kind durante durante toda la gestión Macri y que fue uno de los artífices para que se concreten las rondas del Programa RenovAr y la creación del Mercado a Término (MATER), acabó bajo la órbita de la Subsec. de Energía Eléctrica.

Tras los pasos de Kind, los personas que circularon por dicha estructura fueron Gabriela Rijter (desde agosto del 2020 hasta su renuncia en febrero 2023 por «la búsqueda de nuevos objetivos”) y el de la tucumana Florencia Terán, quien hoy en día se mantiene en el puesto.

La entrada La oposición esboza la estructura de la Secretaría de Energía de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

A través de una carta al presidente Gustavo Petro, firmada por 14 referentes del sector energético, se advierte que “17 comercializadores que atienden casi el 40% de la demanda comercial del país se encuentran en serias dificultades financieras que podrían contagiar a 19 agentes adicionales y generar deudas en la bolsa de energía por $827 mil millones”.

Allí se argumentan “enormes dificultades para que los nuevos proyectos de generación y transmisión entren en operación a tiempo y permitan reducir los niveles de exposición de la demanda y asegurar la confiabilidad en el suministro”.

Señalan, además, la aplicación de “medidas que han afectado de manera grave la liquidez de las empresas como la imposición reciente de barreras para recuperar los más de $5 billones del diferimiento de la tarifa (Opción Tarifaria) que se dio como alivio en momentos de la pandemia”.

Agregan que “a esta situación hay que sumarle las presiones al alza de los precios de la energía que ya se observan con la llegada del fenómeno del niño, la incertidumbre sobre el suministro de gas para atender la demanda de corto y mediano plazo, y la precariedad en la que se Cene sumidas a instituciones fundamentales para enfrentar coyunturas complejas como esta. Es el caso de la CREG, en la que por muchos meses se han tenido Comisionados encargados—y subordinados al gobierno—en clara violación de los principios de independencia con la que fue diseñada”.

Y rematan: “estamos plenamente convencidos de que, no obstante lo anterior, no es inevitable la implosión financiera del sector. Pero lograrlo se requiere reconocer que la ventana de oportunidad para actuar se está cerrando y que el único camino que queda hoy es el de la financiación por parte del gobierno—como la que se ha prometido a través de Findeter y no se ha materializado—de la totalidad de los saldos de la opción tarifaria vigentes”.

“Esta deberá ser pagada por los agentes una vez las condiciones de normalidad retornen al sector”, advierten.

CartaPresidenteExMME

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Rudolf Jacobs, presidente de la Asociación de Generadores de Energía Renovable (AGER), participó de un panel representativo de la industria eléctrica junto a comercializadoras, distribuidoras y grandes usuarios durante el XVIII Congreso Industrial de la Cámara de Industria de Guatemala. Allí, el referente empresario hizo hincapié en que la energía es un pilar fundamental para el desarrollo, por lo que sin un suministro confiable y sostenible, el crecimiento de Guatemala se verá limitado.

«Si Guatemala quiere crecer al 6% anual, quiere crear los 2,500,000 de empleos del programa de #GuatemalaNoSeDetiene, lo que necesitamos es energía», introdujo Rudolf Jacobs.

Para el fortalecimiento del sector, uno de los puntos cruciales que destacó Jacobs fue la necesidad de mantener una constante inversión en el sector de transmisión, distribución y generación de energía. En este sentido, mencionó la reciente licitación PEG-4, que atrajo una gran cantidad de participantes, demostrando el interés de los inversionistas en el mercado guatemalteco. Sin embargo, también señaló que ante el advenimiento de más generación es preciso que se realicen inversiones en la expansión de la infraestructura eléctrica.

«Con la última licitación PEG-4, las redes de transmisión se han saturado nuevamente en buena medida, no totalmente, pero en buena medida. Esto significa que, para conectar proyectos futuros necesitamos nuevas redes de transmisión y distribución previo a que se puedan conectar otros proyectos de generación», advirtió.

La demanda eléctrica va en aumento y con ella las licitaciones se vuelven cada vez más necesarias para garantizar competitividad. En tal sentido, Jacobs resaltó la importancia de las licitaciones a largo plazo para los generadores, ya que les proporcionan la estabilidad necesaria para desarrollar proyectos y atraer financiamiento, y lamentó que las licitaciones se hubieran retrasado durante una década, porque estas generaron una acumulación de necesidades de inversión.

«Ahora, ante la licitación PEG-5 que viene de 1300 MW la Comisión (CNEE) y las distribuidoras tendrán un enorme reto en hacerla muy bien, porque si la hacemos mal, al equivocarnos cargaremos con el costo durante 20 años en el país», observó.

Guatemala, según Jacobs, se encuentra en una posición envidiable en términos de su sector eléctrico, y es esencial aprovechar esta ventaja para continuar creciendo económicamente y generando empleos. Una próxima licitación de generación exitosa sería un paso crucial hacia el objetivo de alcanzar el 80% de recursos renovables en el sistema eléctrico de Guatemala. Pero, de acuerdo con Jacobs, antes se tendría que atender el gran pendiente de infraestructura eléctrica.

«Por favor, antes de que la PEG-5 salga, que salga una licitación de transmisión que genere capacidad y anillos suficientes para acercarnos a las áreas donde existe más potencial de generación de energía renovable», declaró.

Otro punto relevante que abordó Jacobs fue la necesidad de actualizar la normativa del mercado eléctrico para adaptarse a las nuevas tecnologías y realidades del sector. Señaló que el mercado mayorista debe ajustarse para incorporar más tecnologías solares, eólicas y almacenamiento de energía.

En cuanto a la interconexión regional, Jacobs destacó que Guatemala tiene una gran oportunidad de convertirse en un Hub de energía limpia y renovable para la exportación, especialmente considerando su conexión con México y otros países de la región. Sin embargo, también señaló que la reciente salida de Guatemala del mercado eléctrico regional plantea desafíos significativos; por lo que, instó a que se busquen acuerdos políticos para reincorporarse al mercado regional, ya que esta sería la única alternativa viable para continuar creciendo más allá de la capacidad local.

El acceso a la energía fue otro tema que mencionó el presidente de AGER durante su participación. Destacó la importancia de llevar energía a toda Guatemala, lo que representaría un aumento en la demanda de energía y una oportunidad para los generadores.

«La electrificación rural es vital. Hay que terminar de cubrir ese 10% de familias guatemaltecas que no tienen energía. Eso es crecimiento de demanda y eso es bueno para la generación. Se necesitan fuentes de generación en islas pequeñas, pequeñas plantas renovables de todo tipo que pueden ofrecer esa solución», comentó.

De allí, mencionó también la importancia de reglamentar las consultas a pueblos indígenas para garantizar que los proyectos de infraestructura, incluidos los energéticos, puedan desarrollarse de manera adecuada y respetuosa con las comunidades locales.

Y, finalmente, Rudolf Jacobs enfatizó la necesidad de mantener la certeza jurídica en el sector eléctrico, especialmente durante la transición de gobierno, considerando que las inversiones en generación de energía son de largo plazo, y cualquier incertidumbre puede desalentar a los inversionistas.

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Energy 2023 está a la vuelta de la esquina. El jueves 2 de noviembre, Puerto Rico albergará este gran encuentro para profesionales del sector energético.

El hidrógeno verde es uno de los temas que distinguen a la edición de este año del evento organizado por Glenn International. 

El Dr. Héctor D. Abruña, director del Centro de Soluciones Energéticas de Base Alcalina (CABES) y del Centro de Materiales Energéticos (emc2) de Cornell University confirmó su asistencia para disertar sobre este tema.

PARTICIPAR

En concreto, brindará una conferencia magistral denominada “Liberando el poder del hidrógeno” donde expondrá sobre distintos factores relacionados al desarrollo de este vector energético.

Entre ellos, abordará la conveniencia de optar por una u otra fuente de generación para su producción, explicando por qué el hidrógeno verde sería “el color” más oportuno para desarrollar en Puerto Rico.

“La generación de hidrógeno verde mediante el uso de paneles solares fotovoltáicos acoplados a electrolizadores, representa una opción atractiva”, consideró el Dr. Abruña.

Y precisó: “El hidrógeno generado se utilizaría en pilas de combustible para generar electricidad. El exceso de hidrógeno generado se almacenaría para tenerlo disponible en casos de emergencia y/o cuando no hay suficiente radiación solar para suplir las necesidades energéticas de la comunidad.

El sistema descrito tiene como gran ventaja el hecho de que está basado en energía primaria limpia, sostenible y renovable. Es, además, consistente con el uso de microredes (“micro grids”) y sería desplegable (“deployable’) en comunidades aisladas. Dada la fragilidad de la red eléctrica en Puerto Rico, y el gran número de comunidades aisladas, este tipo de sistema representa un paso inicial atractivo para el desarrollo de una red eléctrica sostenible, renovable y resiliente”

En exclusiva para Energía Estratégica el Dr. Héctor D. Abruña reveló que este mismo año se podría ejecutar un primer pequeño proyecto con estas características.

“El paso inicial implicará la instalación y despliegue de una celda de combustible de 50 kW en La Finca de Hamberto, una granja educativa y un centro agrícola orgánico. La pila de combustible se utilizará para satisfacer las necesidades eléctricas de la granja, sirviendo como proyecto de demostración para toda la comunidad insular.

En pasos de desarrollo posteriores, integraremos 50kW de energía solar fotovoltaica que impulsará un electrolizador de 25-50kW para generar hidrógeno renovable «verde» en la finca, además de proporcionar almacenamiento de baterías de 20kWh para almacenamiento nocturno.

También tendremos un sistema de almacenamiento de hidrógeno para almacenamiento de más duración, que mantendrá la granja y el centro agrícola alimentados durante cortes de red (por ejemplo, causados ​​por huracanes) durante hasta una semana, incluso sin una generación solar significativa durante ese tiempo”.

Denominado “Resilient Vieques Energy Partnership Plan”, este proyecto impulsado por el Dr. Héctor D. Abruña junto al Sr. Oscar Ruíz y Ms. Beth Straight de “Community Through Colors” fue seleccionado como ganador del programa del DOE “Energizing Rural Communities Prize”, lo que le permitirá ser concretado a la brevedad.

“En este momento, estamos pidiendo cotizaciones para la pila de combustible que esperamos pueda ser instalada antes de final de año. Igualmente, estamos finalizando el diseño de los paneles solares y el electrolizador”, precisó el Dr. Abruña.

Todos los interesados en conocer más detalles de este proyecto de hidrógeno y el potencial de ser replicado a partir de las oportunidades que está generando el Departamento de Energía (DOE), pueden asistir al evento Energy 2023. 

PARTICIPAR

Energy 2023 será en el Centro de Convenciones de Puerto Rico, el jueves 2 de noviembre desde las 7:30 a.m. a las 7:30 p.m. Aún hay entradas disponibles para ser adquiridas por los interesados en asistir.

Líderes de la cartera energética de Puerto Rico se reunirán para impulsar inversiones renovables

La entrada Energy2023: Puerto Rico activa su potencial para el desarrollo de hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

Tal como informó Energía Estratégica, la nueva ronda del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) atrajo una cifra récord, con más de 60 proyectos por 5300 MW que compiten por prioridad de despacho. Es decir, que la potencia máxima solicitada es prácticamente la misma que la capacidad renovable instalada en la actualidad (5562 MW) 

La energía eólica abarcó 34 centrales (3632 MW) mientras que la fotovoltaica ocupó los restantes 26 emprendimientos (1602,5 MW). Y la magnitud numérica de proyectos renovables presentados en esta convocatoria del nuevo MATER 360, Energía Estratégica trae un resumen de los aspectos relevantes de las ofertas que se dieron a conocer. 

Potencias

Casi la mitad de las solicitudes corresponden a parques mayores a 100 MW de capacidad, los cuales suman 4639,1 MW si se toma en cuenta la potencia absoluta de cada planta; pero de ello, el máximo que compite por prioridad de despacho es de 3482,8 MW.  

Las centrales que van entre los 500 y 100 MW se ubican en el segundo escalón de esta ronda gracias a los 18 proyectos que suman 1495,7 MW pedidos ante CAMMESA (1674,4 MW si se cuenta la totalidad de la capacidad). 

Mientras que, en menor escala, hubo 10 emprendimientos de 5 a 20 MW (valores similares a los de la reciente licitación RenMDI) por 125,5 MW; además de otras 7 plantas de generación entre 20 y 50 MW que, en conjunto acumulan 225,5 MW de potencia máxima adjudicable.

Empresas

La convocatoria respectiva al tercer trimestre atrajo el interés de varias entidades, desde aquellas de menor envergadura o escala de proyectos llevados adelante hasta jugadores del sector energético nacional con una vasta experiencia en el mercado renovable. 

Entre algunos ejemplos más claros se puede mencionar que Genneia fue la firma con más propuestas, ya que exteriorizó 9 parques por 1028,1 MW de capacidad (4 fotovoltaicos por 455 MW y 5 eólicos por 573,1 MW). 

Por otra parte, Petroquímica Comodoro Rivadavia, a través de su subsidiaria Luz de Tres Picos SA, repitió postulación en el mercado entre privados, en esta oportunidad con 6 proyectos eólicos por 1359,2 MW. Aunque cabe aclarar que sólo solicitó prioridad de despacho máxima de 518,9 MW, considerando que logró ser adjudicado en pasadas rondas. 

Mientras que la multinacional RP Global presentó 4 parques fotovoltaicos por 390 MW y 2 eólicos por 685 MW (total de 1075 MW). La particularidad de esta compañía es que pidió prioridad para el que podría ser el parque eólico más grande de Argentina (superando al PE Madryn de Genneia – 222,3 MW instalados) y uno de los más importantes de Latinoamérica, ya que, de adjudicarse y concretarse el PS Yuncon, sumaría 540 MW al sistema.

Otra peculiaridad de este llamado del MATER 360 es la vuelta de Latinoamericana de Energía a la competencia en convocatorias de esta índole, puntualmente con el PS Diaguitas III (5 MW) y el PE Los Caldenes (80 MW).

Zonas

La provincia de Buenos Aires fue la provincia más elegida con casi la mitad de las solicitudes ante CAMMESA (25); seguida de San Luis (9), Mendoza (6) y San Juan (6). Por ende, el corredor integrado por Comahue – PBA fue el más solicitado, dado que hubo 32 centrales por 3.500 MW que solicitaron prioridad de despacho con posibilidad de un curtailment de hasta 8%. 

Ello se debe a que, tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), dicho corredor podía contar entre 900 MW (700 MW eólicos + 200 MW solar u otra tecnología) y 1200 MW (933 MW eólicos + 267 MW solar u otra fuente de generación), dependiendo de si los proyectos fueran todos de zona Buenos Aires o si se presentaran todos en Comahue.

Mientras que la zona integrada por el Centro – Cuyo – NOA cuenta con 130 MW  sin restricciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía o cerca de 400 MW para la inyección renovable bajo la asignación Referencial «A». 

Estado actual del MATER

Más allá del récord de los 60 proyectos y 5300 GW en competencia por alrededor de 1750 MW asignables, el Mercado a Término de Energías Renovables ya lleva 77 solicitudes adjudicadas con prioridad de despacho por un total 2522,3 MW de capacidad; aunque sólo 28 centrales fueron habilitadas comercialmente (812 MW).

Por lo que, de adjudicarse los 1750 MW previstos por CAMMESA y entrar en operación los 1710,3 MW que ya fueron asignados en pasadas rondas, podrían aportar 3460,3 MW más a la red, lo que significaría más de la mitad de la capacidad renovable instalada hoy en día. 

La entrada Por empresas, potencias y zonas: El detalle de los proyectos que compiten en el MATER se publicó primero en Energía Estratégica.

“Debido a retrasos significativos en los permisos y licencias ambientales por parte de entidades locales, EDF Renewables y sus socios han decidido retirarse del desarrollo energético en la planta energética de Girardot, Cundinamarca”, informó la compañía ayer en un comunicado de prensa.

Se trata del proyecto ‘Planta de Generación Solar Pubenza PSR 2’, de 50 MW, donde la francesa adjudicó en la última subasta a largo plazo estatal, realizada en 2021, 254.899,6 kWh/día de energía.

Lo hizo al precio más competitivo de todas las ofertas seleccionadas: a 118,7 pesos por kWh.

Cabe recordar que, junto a ese emprendimiento de Cundinamarca, EDF Renewables también se quedó con 429.999,7 kWh/día de energía que provendría de Bosques Solares de los Llanos 6, de 79,6 MW, donde ofertó el mismo precio: 118,7 pesos por kWh.

Sin embargo, la compañía ahora da marcha atrás con Pubenza PSR 2. Además de retrasos en permisos y licencias ambientales, también esgrimió problemas de “cambios regulatorios y fiscales que han ocurrido desde que sucedió la subasta”.

“Entre ellos, la reforma tributaria que impactó las rentabilidades de los proyectos y los beneficios de la Ley 1715, para promover las energías renovables”, argumentó EDF en su comunicado.

También apuntó al contexto macroeconómico “con alzas en las tasas de interés y la volatilidad de la tasa de cambio, han dificultado aún más el proceso”.

Pero, probablemente, el golpe más duro se haya dado luego de la determinación del Consejo de Estado del pasado 8 de septiembre, cuando anuló el marco regulatorio de la subasta de energía por su “inconstitucionalidad”.

Después de ello, el Gobierno Nacional, a través de XM, mandó la instrucción de ejecutar las garantías de puesta en operación del proyecto por un monto de más de 4.600 millones de pesos, a pesar de los esfuerzos y comunicaciones enviadas para que esto no sucediera.

“La mayor responsabilidad de la no entrada en operación del proyecto, es la no otorgación de los permisos y licencias por la corporación regional, la cual incumplió los plazos establecidos en el Decreto 1076 de 2015”, advirtió EDF y remató: “Esperamos recibir el apoyo del gobierno sobre este asunto”.

Cabe resaltar que este es el segundo proyecto renovable de gran envergadura en Colombia que da marcha atrás por este tipo de inconvenientes. Meses atrás, en mayo, lo había hecho Enel al suspender la construcción de su parque eólico Windpeshi, en La Guajira, y ponerlo a la venta.

“Esta decisión, adoptada por la Junta Directiva de la compañía luego de agotar las instancias corporativas internas, se tomó ante la imposibilidad de garantizar los ritmos constructivos del proyecto, debido a las constantes vías de hecho y altas expectativas que superan el marco de actuación de la organización”, había argumentado la empresa italiana.

En conclusión, EDF advirtió que este tipo de situaciones genera que “de aproximadamente 2 GW de proyectos en procesos que han sido adjudicados, ningún proyecto eólico o solar en Colombia se encuentra en operación actualmente”.

“Esto no solo es una desventaja competitiva para el país frente a otras naciones de la región, sino que también presenta un panorama de incertidumbre frente al Fenómeno de El Niño que se vive”, señaló la empresa francesa.

Pero concluyó: “Aun así, EDF Renewables cree firmemente en la importancia de la transición energética y la influencia de la justicia tarifaria en el desarrollo del país”.

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El Mercado de Balance de Potencia (MPB) es un mercado de capacidad que existe desde que está el Mercado Electrico Mayorista (MEM) en México donde se registran unidades como turbogas con combustóleo o diésel cuyo precio variable es muy alto y ronda entre los 4 mil hasta 12 mil pesos por MW hora.

Debido a que el precio es muy oneroso, las unidades no son despachadas con frecuencia ya que la inversión no se recupera por la pura venta de energía porque los márgenes de venta son muy pequeños. 

No obstante, estas unidades son importantes porque se requieren cuando se llega la máxima demanda del sistema. Esto se previó en el MEM, por eso el Mercado de Balance de Potencia surge como un incentivo para que los generadores vendan esa energía.

Fuentes cercanas a Admonitor explican a Energía Estratégica en detalle cómo funciona el mercado que representa cerca del 30% de la tarifa final del usuario: “El incentivo radica en que se mapeen las 100 horas críticas donde el sistema estuvo en estrés y se premie a todos los generadores o pickers que estuvieron disponibles en esos instantes”. 

“De esta forma, los generadores disponibles recuperan la inversión y pueden solventar sus costos fijos a través de este mercado. Entonces a los centros de carga que demandan energía en estas 100 horas críticas se les calcula un requerimiento de potencia y ahí tienen en automático la oferta y la demanda y se les transfiere el producto”, agregan.

De acuerdo a los expertos, en el último MBP la información se publicó a medias como es de costumbre con la actual administración: el precio del combustible fue 5 veces mayor a años anteriores pero no se sabe en qué nodos se interconectaron. 

En efecto, aseguran que el Mercado de Balance de Potencia del año anterior estuvo cercano a los 3 millones de pesos, cuando en los mercados pasados, alcanzó 1.6 millones de pesos. 

Para los analistas de Admonitor, no hay descripción clara de los nodos ni de lo que está pasando y el CENACE trata de ser transparente sin serlo dejando la información a medidas. Estas barreras de información por parte del operador hacen que sea imposible para la industria privada reconstruir precios. 

Y auguran: “La mayoría de los participantes del mercado apuestan a que el precio va a volver a salir en 3 millones de pesos o en una cifra similar y se han complicado las transacciones bilaterales entre participantes porque los generadores están esperando el mercado de balance de potencia para liquidar a precio spot”.

“Eso complica el suministro calificado, porque los generadores no quieren vender o solo venden a precios exorbitantes para cubrirse. Si todo el mundo espera al Mercado de Balance de Potencia va a haber una sobreoferta de capacidad y puede distorsionar el precio”, agregan.

Cómo revertir esta situación, según Admonitor

En este contexto, todos los participantes del mercado están llevando negociaciones y se encuentran en un periodo de craving que se prolongará entre octubre, noviembre y diciembre. 

Cuando salga el Mercado de Balance de Potencia preliminar que se publica entre diciembre o enero, si el precio se encuentra alto se acabó el craving y todo el mundo va a querer vender al mercado y si el precio sale bajo va a ser una gran sorpresa para todos los participantes.

Según el análisis de Admonitor, los generadores tienen que entender que el Mercado de Balance de Potencia es de última instancia por su volatilidad y que deben hacer transacciones bilaterales de 3 años para minimizar la exposición al precio.

“No consideramos que sea una buena práctica suspender la venta de energía a la espera del MBP Es un tema relevante que desafortunadamente los usuarios finales no entienden y que la propia industria tiene mucha incertidumbre de lo que es, cómo funciona y cómo le está pegando en su cartera”, concluyen.

La entrada Incertidumbre por el próximo Mercado de Balance de Potencia: Admonitor sugiere vender en contratos bilaterales a 3 años se publicó primero en Energía Estratégica.

Grandes Clientes buscan una participación más activa en el sector eléctrico panameño. Pero, de acuerdo con Juan Manuel Urriola debido a complicaciones burocráticas, hay dos asientos disponibles para Grandes Clientes que no se están pudiendo ocupar activamente en el Comité Operativo del Centro Nacional de Despacho (CND).

Por ello, el exsecretario de Energía de Panamá y actual asesor de la Asociación de Grandes Clientes Eléctricos de Panamá (Agrandel) y NSOLAR enfatizó la necesidad de dar más voz a los usuarios finales, que son los más afectados por las decisiones tomadas en el mercado eléctrico.

Debido a esta falta de representación, adelantó que los grandes clientes están considerando la creación de un «think tank» que incluya al resto de consumidores finales y les permita debatir soluciones y presentar propuestas para influir en la toma de decisiones.

«Nosotros nos vamos a constituir en un think tank para poder ya no solamente ser los grandes clientes, sino ser el mercado de consumo que tiene algo que decir», reveló.

Uno de los problemas que más preocupa a este mercado de consumo es el precio de la energía. Desde el primero de julio, se ha estado debatiendo el pliego tarifario para los próximos cuatro años en Panamá. Sin embargo, hasta la fecha, si bien las distribuidoras han publicado sus tarifas, el ente regulador aún no les ha otorgado carácter oficial.

En el caso de organismos a cargo de licitaciones, instó a los organismos oficiales a ofrecer información más transparente y accesible; ya que, si bien se publicó el acta de recepción de ofertas y se transmitió en vivo el evento, no se ha compartido por escrito el detalle de ofertas de proponentes de la última licitación de manera oficial.

Sobre el mismo tema, el exsecretario de Energía de Panamá también criticó la falta de timing de estas licitaciones. Desde su óptica, las demoras en convocar el proceso y luego la prisa a último momento, terminaron por dejar una convocatoria exitosa para algunos pero que eventualmente podría impactar negativamente en los precios para los consumidores finales.

“Le dieron vueltas y más vueltas para luego hacerla de urgencia y que todo el mundo tenga que tener su oferta lista en el momento. Normalmente se debe dar 60 a 90 días para un acto público, pero se dieron 15 días. Y resulta que lo hicieron en el peor momento”.

“¿Por qué en el peor momento? Porque al precio lo jaló para arriba el mercado ocasional. Esos contratos, sí van a tener buenos precios porque hoy las compras en el mercado ocasional de la distribuidora van a exceder los 300 millones de dólares. Para los que están vendiendo entre más alto el precio es mejor, también es bueno porque podrán cubrir lo que necesitan las distribuidoras y todo el mundo pareciera que estuviera feliz, pero el único que no tiene forma de participar si tiene algo qué decir es el usuario final y eso no es justo”, observó.

Esto no sería algo nuevo y ejemplifica esta preocupación con los contratos de largo plazo adjudicados años atrás a centrales a gas que aún no generan un beneficio claro para los consumidores.

“Todos las centrales a LNG suman durante la vigencia de su contrato un costo de la potencia de 6,000 millones de dólares, 6,000 millones de dólares que lo tienen que pagar los usuarios finales, sin considerar la generación de ningún kilovatio hora”.

“El mercado así no funciona y no es justo. Necesitamos un mercado equilibrado. Yo estoy de acuerdo que quien invierte gane dinero pero que lo haga justamente. Los empresarios pueden tener el derecho de hacer todo lo que quieran, pero el que regula el sector también tiene el derecho y está puesto ahí no para defender a los usuarios solamente sino para que haya un balance”.

Por eso, en última instancia, Urriola aboga por un mercado eléctrico con reguladores más eficientes y transparentes, destacando la necesidad de un equilibrio entre los intereses de los empresarios y los consumidores, y donde la voz de los grandes clientes sea escuchada y tomada en cuenta en la toma de decisiones del sector energético.

La propuesta de constituir un «think tank» por parte de los grandes clientes y para todos los consumidores del sector eléctrico busca abordar los retos del mercado y garantizar que se tomen decisiones equitativas y eficientes en beneficio de todos los involucrados en el sector eléctrico panameño.

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JA Solar, líder en diseño, desarrollo, fabricación y comercialización de células y módulos fotovoltaicos, brindará un nuevo webinar junto al medio de noticias internacional Energía Estratégica.

Bajo el título «El detrás de escena de la fabricación de módulos de JA Solar», el evento tendrá como fin compartir los detalles más significativos del proceso de fabricación de la compañía, desde la selección de la materia prima hasta la creación del producto final, recorriendo cada etapa relevante en el camino.

Dos figuras destacadas en la empresa en Latinoamérica serán los ponentes principales: Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar, y Victor Soares, gerente técnico para Latinoamérica de JA Solar. Ambos aportarán su vasta experiencia y conocimientos en la industria fotovoltaica para brindar una visión completa y detallada de los avances en la cadena productiva fotovoltaica y su contribución al crecimiento de la industria.

INSCRIPCIÓN

JA Solar ha ganado reconocimiento a nivel internacional gracias a su compromiso con la innovación tecnológica continua, su estabilidad financiera y su extensa red global de ventas y servicios. Como uno de los fabricantes de módulos Tier 1 líderes en el sector fotovoltaico, su experiencia y liderazgo son sinónimo de calidad y confiabilidad.

La participación de JA Solar en todas las etapas de la producción de módulos es un testimonio de su compromiso con la excelencia. Desde la transformación del lingote y obleas en celdas solares hasta la creación de los módulos finales, la empresa se involucra de manera integral en la vertical de producción.

«Cubrimos todas las etapas, desde lingot hasta paneles, y trabajamos con toda la cadena: vidrio, EVA, celda, ribbon, etc…», adelantó Victor Soares, gerente técnico para Latinoamérica de JA Solar. 

INSCRIPCIÓN GRATUITA

Esto garantiza un control total sobre la calidad y la eficiencia de sus productos, lo que a su vez se traduce en sistemas de energía solar más confiables y de alto rendimiento.

En el contexto de Latinoamérica, JA Solar ha establecido una fuerte presencia en mercados clave como Brasil, Chile, Colombia, México y Panamá. La empresa cuenta con representantes comerciales y brinda soporte técnico desde estos países al resto de la región, fortaleciendo su compromiso de ofrecer soluciones de energía solar de vanguardia y sostenibles.

Este webinar representa una oportunidad única para profundizar en la tecnología y el riguroso proceso de fabricación que respaldan la calidad y la eficiencia que JA Solar aporta a la industria. No pierdas la oportunidad de participar en este evento exclusivo y estar al tanto de los últimos avances en tecnología solar.

INSCRIPCIÓN GRATUITA

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SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones fotovoltaicas y ESS para todos los escenarios, llama la atención al mostrar sus soluciones solares y de almacenamiento líderes en la industria en Renewable Energy India (REI), facilitando la transformación de la estructura energética y la adopción de energías renovables en el país.

Actualmente, el segmento de servicios públicos contribuye al mayor crecimiento de la industria india de energías renovables. Recientemente, SOFAR firmó un contrato de 100 MW para el suministro de inversores de cadena de servicios públicos 255KTL-HV para plantas solares en Tamil Nadu con Velan Infra.

Para ampliar aún más su influencia, la empresa presenta el inversor PowerMega de 350 kW diseñado para energía solar. El inversor hizo un debut impresionante con una perfecta integración de rentabilidad, confiabilidad y operación y mantenimiento sin complicaciones.

El inversor presenta una relación CC/CA de 1,8 y una corriente de entrada de 20 A por MPPT, con capacidad de combinación con módulos de alta potencia de 182/210 mm, lo que garantiza un LCOE más bajo y mayores rendimientos para los clientes. Con protección IP66, anticorrosión C5-M y desconexión inteligente a nivel de cadena (SSLD), PowerMega logra sobrevivir en entornos hostiles con una vida útil más larga.

Mientras tanto, impulsado por las perspectivas de crecimiento optimistas en las próximas instalaciones de servicios públicos de pequeña escala y C&I, SOFAR también presenta su buque insignia 110K~125KTLX-G4 a la audiencia local. Atendiendo a la tecnología de módulos de alta potencia dominante en la industria, el inversor combina las ventajas de los MPPT de 40 A*10 con corriente ultraalta, lo que se espera que permita rendimientos óptimos en terrenos complejos para los usuarios finales.

A su vez, proporciona una protección integral que incluye AFCI, SPD tipo II y escaneo I-V, lo que mejora de manera efectiva la seguridad del sistema y evita posibles pérdidas financieras.

Además de los últimos avances en la cartera fotovoltaica para todos los escenarios, SOFAR también lanza sus soluciones ESS residenciales con HYD 3000~6000-EP y HYD 5K~20KTL-3PH como foco, ofreciendo al mercado opciones más competitivas y viables.

“Desde que ingresamos a la India en 2016, hemos establecido una oficina profesional y un centro de servicio local en Ahmedabad, Gujarat, para brindar un mejor servicio a nuestros clientes. Gracias al equipo experimentado que cubre las ventas y el soporte técnico, nuestro envío a India alcanzó más de 2 GW para el primer semestre de 2023”, dijo Jesse Lau, director de SOFAR APAC y la región MEA.

“En el futuro, seguiremos trabajando junto con socios clave. en innovación tecnológica y optimización de servicios, haciendo de SOFAR una marca competitiva en el mercado indio”, agregó.

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder mundial de soluciones solares y de almacenamiento para todos los escenarios y está comprometido a ser el líder de soluciones de energía digital con una cartera completa que incluye inversores fotovoltaicos, inversores híbridos, BESS, ESS de servicios públicos, sistemas de microinversores y el sistema de gestión de energía inteligente SOFAR Monitor. para aplicaciones residenciales, C&I y de servicios públicos. Para 2021, SOFAR ingresó al TOP5 de marcas globales de inversores híbridos, estableciendo una red global de I+D con tres centros de I+D y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10 GW para inversores y 1 GWh para baterías. Para 2022, SOFAR habrá enviado inversores de más de 18 GW a más de 100 países y regiones de todo el mundo.

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La semana pasada, diez gobernadores del Norte Grande y el gobierno nacional de Argentina acordaron la construcción de 2500 MW renovables y con ello la Secretaría de Energía instruirá a CAMMESA a firmar contratos PPA con las provincias involucradas del NOA y el NEA que suscribieron el convenio.

Desde aquel entonces a la fecha, surgieron varias dudas con respecto a cómo se enmarcarían y se llevarían adelante los proyectos que surjan de la iniciativa. Por lo que Energía Estratégica se contactó tanto con la Sec. de Energía como con las carteras energéticas regionales para conocer más detalles del acuerdo.

“Nación se comprometió a otorgar contratos PPA tipo Decreto 476/2019 a empresas provinciales de generación o a una empresa interprovincial que abarque a todo el Norte Grande”, aseguró Alfredo Pedrali, secretario de Energía de La Rioja. 

Dicho decreto lanzado durante la presidencia de Mauricio Macri permite que el estado celebre contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable con compañías provinciales de energía, tal como lo implementado para las etapas de IV y V de Cauchari y la ampliación del Parque Eólico Arauco II (250 MW en La Rioja) y el PE Picún Leufú (100 MW en Neuquén).

Para ello cada una de las jurisdicciones involucradas tendrán que contar con una empresa provincial o una integral por todo el Norte Grande, lo que, en algunos casos, se debe realizar a través de aprobación legislativa. 

Además, las provincias tienen el trabajo de priorizar proyectos viables dentro de sus territorios y si bien no se limitarán sólo a centrales fotovoltaicas, desde el gobierno reconocieron que “resulta más fácil desarrollar la estructura solar que otros tipo de generación”, principalmente por los recursos y factor de carga de las zonas. 

“Debemos hacer que el pedido, la financiación y, posiblemente, la contratación-financiamiento de esta iniciativa sea como un paquete conjunto entre todas las provincias del Norte Grande y se pida un financiamiento internacional para hacer este cambio”, manifestó Pedrali. 

“Pero ya le encargamos a nuestras empresas públicas para que desarrollen los proyectos, algunos ya vistos o en carpeta, así que estamos terminando de delinearlos para presentarlos en las próximas reuniones. Y de igual manera asistimos a provincias para que conozcan la metodología y técnica para crear las empresas públicas y el desarrollo de las plantas renovables, ya que estas nuevas entidades pueden volverse líderes o ayudar al resto de las jurisdicciones que conforman el Norte Grande”, agregó. 

¿Cómo podrían ser los parques? De acuerdo a información compartida desde la Secretaría de Energía de la Nación, los proyectos irían desde 2 MW a 15 MW de capacidad y, en principio, se conectarían a la red de distribución para abastecer la demanda regional. 

“Sin embargo, la potencia de los parques y la asignación máxima por provincia no serían una limitante, ya que también dependerá de la ubicación de cada parque, de las líneas de transporte y de las futuras ampliaciones”, señaló una fuente de la cartera energética nacional allegada a Energía Estratégica. 

Mientras que en cuanto al precio del paquete de los 2500 MW firmados, el secretario de Energía de La Rioja reconoció que se estableció un lineamiento general de acuerdo a los parámetros del DE 476/19 para que el financiamiento sea el más económico y el precio más competitivo tomado en el último tiempo. 

“Por ende se estableció un promedio ponderado de la licitación RenMDI que se instalarán en todo el Norte Grande. Aunque el mismo es una premisa que se ajustará a cómo terminan los proyectos distintivos”. 

Y cabe recordar que en la mencionada convocatoria de renovables y almacenamiento de energía, el renglón N° 1 (orientado a reemplazar generación forzada) tuvo un valor medio USD 73,826 MWh entre las 46 ofertas adjudicadas por 514,08 MW; mientras que el segundo segmento (para diversificar la matriz) el monto ascendió a USD 153,817 MWh entre los 52 emprendimientos asignados por 119,6 MW de capacidad. 

De todos modos, desde la Sec. de Energía de la Nación le confirmaron a este portal de noticias que no saldrán a licitar desde dicha entidad, pero no descartaron la posibilidad de que el Norte Grande arme una empresa y lance una convocatoria por motus propia.

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Si bien Perú aún no cuenta con una Estrategia Nacional de Hidrógeno, importantes players del sector energético trabajan articuladamente para detonar la industria.

Hoy el país está creciendo en el campo de la energía y demanda mejores integradores para la infraestructura eléctrica con ventajas competitivas y cualitativas que permitan ser flexibles ante las necesidades técnicas y económicas de los proyectos.

Un ejemplo de ello, es la apuesta que se ha hecho en Batech Energy, compañía peruana especializada en la venta de equipamiento en subestaciones y centrales eléctricas que representa a Tianjin Mainland Hydrogen Manufacture Equipment, uno de los tres principales fabricantes chinos de electrolizadores con tecnología alcalina.

En conversaciones con Energía Estratégica, Edmundo Farge, CEO de Batech Energy destaca que ganaron la licitación internacional para ENAEX -Industrias Cachimayo para la producción de hidrógeno verde de fertilizantes en Perú.

“Tianjin Mailand Equipment Co. Ltd (Representative THE) ,una de las fábricas de tecnología para la producción de Hidrógeno más grande de China, representado en Perú por Batech Energy ha sido adjudicada para el primer EPC (Ingeniería, Equipamiento, Construcción) de Hidrógeno para el reemplazo de sus Electrolizadores aprox 1000 Nm3/Hr ,6.0 MW en Perú”, señala.

“Este es un hito en la Industria de hidrógeno verde para la producción de amoniaco y nitrato de amonio, sobre todo porque Industrias Cachimayo ha sido y sigue siendo la empresa pionera de Latinoamérica en el uso del Hidrógeno Verde desde 1965”, agrega.

En concreto, la empresa internacional ENAEX tiene 7 electrolizadores de 3.5 MW cada uno y van a reemplazar 3 de ellos, proyecto valuado en más de 4 millones de dólares.

Al ser socios estratégicos con el fabricante chino, Batech Energy está autorizada a gestionar ventas, posventa, manejo de documentos, servicio local de electrolizadores o cualquier producto para la producción de hidrógeno en Perú-Sudamérica.

Letters of Authorization

Cabe destacar que de la licitación internacional también han participado ingenieros de Chile (Enaex) ,Perú (Enaex-Batech) y China (THE).

De esta forma, Batech Energy reafirma su compromiso por representar a fábricas selectas de reconocida capacidad y prestigio a nivel internacional. 

Conforme a su experiencia, su objetivo es facilitar a sus clientes diferentes soluciones confiables. Tal es así que ofrece alternativas de solución en Tecnología con equipos y servicios especializados para sistemas Eléctricos de Generación, Transmisión, Distribución y de Utilización. 

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¿Qué balance realiza de la evolución de las inversiones en energías renovables en mercados centroamericanos?

Es evidente que ha habido una transición importante en toda la región hacia el sector renovable. En ese sentido, la mayoría de países tienen aprobados incentivos de alguna naturaleza hacia energías renovables y otras tecnologías sostenibles como, por ejemplo, para la movilidad eléctrica. Obviamente, la diferencia que existe y que sigue siendo una limitación en la mayoría de la región -tal vez, con la única excepción de Guatemala- es la regulación del mercado.

La regulación que en Guatemala permite una mayor participación del sector privado de toda la cadena del sector eléctrico e incluso se permite la comercialización directa para grandes usuarios y hacer una conexión más directa entre el generador y el consumidor sin tener que pasar por entes comercializadores altamente regulados, no está en todos los mercados y pues eso también abre o cierra posibilidades de inversión bastante fuertes.

Hasta hace unos años, generar a base de carbón era muy rentable por sus bajos precios, pero hacer esa operación hoy por hoy tras el disparo en los precios de los energéticos como el carbón afectó la ecuación. Las matrices que dependen mucho de la generación hídrica eléctrica, pues también está muy vulnerable al cambio climático. Por eso, en los últimos cinco años o un poco más, hay una clara vocación y desarrollo de la energía renovable como eólica y solar en la región.

¿Está llegando financiamiento para este tipo de tecnologías?

Yo pensaría que sí hay una oportunidad muy grande. Tiene conexiones directas con algunos de los de los objetivos de los multilaterales, por ejemplo, pues en temas de cambio climático que sabemos que es un claro objetivo de desarrollo sostenible y que pues muchas entidades tienen en la mira. Entonces definitivamente eso debería de abrir oportunidades importantes para capitalizar mecanismos de financiamiento no convencionales pero hay que resolver otros temas antes.

¿Como cuáles? 

Hay que saber alinear esa oportunidad de mercado con las comunidades. Algunos proyectos en Centroamérica enfrentan llamémosle bloqueos de comunidades ancestrales o indígenas por no conciliar algunos temas o tener ya una oposición fuerte a proyectos mineros y proyectos energéticos en general.

Entonces, pues sí se necesita una conciliación de esa visión país que nos permita entender pues que es una necesidad y que permita el desarrollo de estos proyectos, pero a nivel particular de financiamiento seguro si hay una oportunidad importante a través de los multilaterales, la banca de desarrollo.

Por otro lado, ¿el riesgo soberano influye en la necesidad de apoyo de las entidades? 

Al final, el riesgo soberano es un indicador mínimo de los niveles de riesgo dentro del país. A eso hay que atribuirle además el riesgo que pueda tener la industria o el proyecto a financiar.

En la condición de un índice de riesgo tomas el riesgo soberano como tu referencia y a eso le sumas si estás identificando un riesgo adicional en el proyecto. Entonces de por sí hay países de la región que ya demuestran un riesgo alto, particularmente Honduras y particularmente El Salvador.

Y de cara a las transiciones de gobierno en algunos países centroamericanos, ¿qué impactos podría haber en las inversiones en el año 2024? 

Dados los cambios de Gobierno en muchos de los países de la región, lo que estamos viendo es que la tónica será una desaceleración de las inversiones. Obviamente, el inversionista -sea del sector que sea- lo que requiere es certeza en las condiciones en las que va a estar operando de largo plazo.

En el caso de Guatemala -ya con autoridades electas- hay ciertas dudas en torno a las políticas que pudiera implementar el presidente electo Bernardo Arévalo.

En el caso de El Salvador, la duda no llegaría a ser qué políticas se van a implementar, porque entendiendo las altas posibilidades que tiene el presidente Nayib Bukele de ser reelecto, sí las genera a partir de ciertas dudas por las prohibiciones constitucionales de la reelección en El Salvador que podrían acarrear temas legales y potenciales sanciones de organismos multilaterales y países de primer mundo.

En Panamá, también se duda sobre el resultado electoral y las políticas que pudiera implementar quien resulte electo.

¿Qué cambios en la dinámica de los negocios se producirían? 

Las consecuencias económicas serían empezar a elevar los niveles de incertidumbre, hacer que las inversiones se pongan en pausa. No estoy diciendo ni mucho menos que vayan a haber salidas de capitales en la región. No lo veo necesariamente de esa naturaleza. Pero sí, al tener dudas e incertidumbre, lo que se hace es detener o pausar las decisiones de inversión.

¿Qué señales podrían recibir los inversionistas hacia mitad del año que viene para retomar el ritmo de inversiones? 

Yo creería que lo importante en este caso es recibir las señales correctas. En el caso de Guatemala -que sería algo similar en el resto de países- al momento no hay una confirmación clara de quiénes conformarán todo el gabinete de gobierno, quienes están ocupando los distintos ministerios, y una muy buena señal sería en ministerios claves y muy relacionados con el sector privado o con el desempeño de la actividad productiva poder nombrar a personas de tecnócratas que puedan diseñar o que puedan mandar señales positivas al sector productivo.

Por ejemplo, sería muy positivo que durante el primer semestre quede clara una prioridad del gobierno hacia en necesidades particulares como por ejemplo el mejoramiento de la infraestructura.

Enfocarse en hacer que los países tengan las condiciones adecuadas para albergar y garantizar certeza en las inversiones del país, eso sería clave. Eso mandan manda mensajes muy claros y seguro haría que las inversiones empiecen a a repuntar nuevamente.

¿Qué situación en común se encuentran atravesando las economías en la región centroamericana?

Hay divergencias entre países pero si buscáramos elementos comunes, un elemento común sería la influencia de las economías más grandes, particularmente Estados Unidos. Sobre esa influencia sí debemos reconocer que no es muy alentadora; durante todo el año percibimos temores de una potencial recesión y en las últimas semanas estamos viendo señales un tanto más preocupantes de esas principales economías mundiales que se traducen por lo menos en una fuerte desaceleración, si no es que ya una potencial recesión.

Obviamente tiene un impacto en nuestros países muy dependientes del primer mundo, siendo economías abiertas con fuertes transacciones de exportaciones principalmente para el triángulo norte de Centroamérica -o sea, Guatemala, El Salvador Honduras y también para Nicaragua- ya que el tema de las remesas es sumamente importante y vienen en un 95 a 98% de los Estados Unidos entonces se tornan economías muy vulnerables a lo que pueda suceder en el exterior.

Entonces, el hecho común en la región es una economía que está con una importante desaceleración, pero si ya entramos a ver las economías particularmente de Centroamérica, sí te diría que ahí se ven algunas diferencias importantes porque países como Guatemala como Honduras reflejan ritmos de crecimiento positivos, tal vez menores que el año pasado y particularmente el 2021, pero que sigue siendo un ritmo de crecimiento adecuado. Luego, en contraposición hay países como El Salvador que ya muestran debilidades más latentes. Hay países que están bastante más endeudados que otros en donde Guatemala y Nicaragua tienen niveles de endeudamiento sustancialmente menores de los que tienen, por ejemplo, El Salvador y Costa Rica.

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A principios de 2023, Risen trajo al mercado latinoamericano módulos de heterounión (HJT) de alta potencia y eficiencia. El fabricante es el principal distribuidor de módulos de esta tecnología desde 2019. Posteriormente, en agosto, la empresa, que es el único fabricante con capacidad de producción a gran escala de células HJT, amplió su capacidad de producción exclusiva para este tipo de tecnología, que era de 5 GW en 2022, con una nueva instalación de 15 GW de capacidad de producción anual.

Risen ha traído a nuestro mercado la serie Hyper-ion, fruto de la evolución y mejora de la tecnología desde 2019, cuando la compañía lanzó los primeros módulos basados en células HJT. Aunque la tecnología HJT existe desde los años 80, solo en 2010 la industria pudo empezar a investigar y desarrollar esta tecnología, debido a una patente previa que expiró en ese año.

Para producir células más eficientes, es imprescindible reducir la pérdida de la luz solar que entra en la célula a través de la reducción de la reflexión superficial, pero también, y lo que es más importante, reducir la pérdida de portadores minoritários de carga, lo que significa alargar al máximo su vida útil evitando la recombinación que puede producirse en las interfaces del silicio cristalino (c-Si). Estos efectos se consiguen insertando una capa de pasivación superficial, junto con una capa antirreflectiva. 

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

Sin embargo, además de la eficiencia, hay otras características en los módulos HJT de Risen que mejoran el rendimiento y confiabilidad. A medida que Risen ha desarrollado los módulos Hyper-ion HJT durante los últimos años, se incluyeron una serie de características a los módulos Hyper-ion HJT Risen, como la tecnología de interconexión a baja temperatura, exclusiva y patentada de Risen, denominada Hyperlink. La empresa también es la primera en utilizar 0 (cero) barras colectoras en sus células Hyper-ion HJT y produce células HJT ultrafinas, que alcanzan los 90μm de grosor en la producción en serie. También, para garantizar la confiabilidad de los módulos, Risen desarolló un material de encapsulamiento especial para los módulos Hyper-ion HJT, ya que se trata de un factor muy importante para garantizar la calidad de los módulos.

Como resultado, todas las ventajas de la tecnología Hyper-ion HJT de Risen permiten alcanzar altos rendimientos, elevadas potencias y, sobre todo, una mayor generación por kW instalado. En la actualidad, Risen tiene capacidad de producción a gran escala de módulos de 710 W con 22,9%, pero a principios de 2023, la línea de ultra alta potencia Hyper-ion HJT logró el récord mundial de módulos de silicio cristalino con 741,45 W y 23,89% de eficiencia, según un informe de pruebas emitido por TUV.

Adicionalmente, la tecnología Hyper-ion HJT Risen tiene ventajas que van más allá de la alta eficiencia, como los coeficientes de temperatura y la degradación lineal de la potencia más bajos, factores que afectan directamente a la generación que cada kW instalado es capaz de realizar. En otras palabras, estos factores afectan en gran medida al rendimiento energético kWh/kW/año. 

El módulo Hyper-ion HJT Risen tiene la atenuación de potencia por temperatura de 0,24%/C, la más baja entre las tecnologías del mercado.

Aún, el módulo Hyper-ion HJT Risen muestra una degradación de potencia de 1% en el primer año y sólo 0,30% de degradación lineal anual en los años siguientes, también inferior a otras tecnologías. Así, los módulos Hyper-ion mantienen el 90,30% de su potencia original al final de los 30 años.

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La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) y la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (ARIAE) oficializaron el Acuerdo de Cooperación a fin de profundizar una alianza que permitió, en julio pasado, reunir cerca de 80 reguladores de la región para intercambiar ideas sobre los desafíos y los perfeccionamientos del marco regulatorio nacional y regional de la distribución eléctrica.

La finalidad de esta unión es formular estrategias y realizar actividades que contribuyan a desarrollar una regulación del sector de la distribución eléctrica que sea eficiente, moderna y que promueva las inversiones necesarias para la transición energética en los países de Latinoamérica y El Caribe.

ARIAE es una entidad de derecho privado sin ánimo de lucro, compuesta por 26 autoridades reguladoras energéticas de 20 países: Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Cuba, Ecuador, El Salvador, España, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá, Perú, Portugal, Puerto Rico, República Dominicana, Uruguay y el regulador multinacional de América Central (CRIE). Se propone promover la armonización regulatoria, la cooperación de actividades como la investigación y el desarrollo, y compartir experiencias.

De esta forma, ambas organizaciones se comprometieron a colaborar a través del intercambio de conocimientos, ideas y lecciones aprendidas en el marco de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) en su Agenda 2030. El foco estará puesto, especialmente, en lo referido a: Energía asequible y no contaminante; Industria, innovación e infraestructura; y Ciudades y comunidades sostenibles.

El acuerdo firmado por la dirección ejecutiva de ADELAT y el presidente de ARIAE, José Fernando Prada, también busca elaborar proyectos conjuntos en áreas de interés común, unificar esfuerzos y experiencias, apoyar la difusión de mejores prácticas regulatorias y colaborar en la organización de talleres, conferencias y seminarios de formación, entre otros tantos objetivos. Durante el encuentro también estuvo presente el secretario ejecutivo de ARIAE, Luis Jesús Sánchez de Tembleque.

“Esta alianza con ARIAE es un paso más en nuestro compromiso con la modernización de la distribución eléctrica y, además, nos permitirá compartir experiencias y cooperar en actividades de interés común, incluyendo la investigación y el desarrollo necesario para una transición energética justa y exitosa”, destacó la dirección ejecutiva de ADELAT.

ADELAT y ARIAE trabajarán en la organización y realización, a nivel regional, de estudios, análisis e investigaciones que involucren mejoras en la regulación nacional y regional, como la modernización de la distribución eléctrica y la electrificación del consumo energético, para mitigar el impacto del cambio climático.

Esta alianza estratégica resulta fundamental para continuar la construcción de un lenguaje común entre los actores y organismos multilaterales que forman parte del sector. La incorporación de mejores prácticas de gestión y sostenibilidad, en el marco de la transformación energética, es clave para que exista una regulación que permita una maximización de los beneficios sociales.

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La Junta Directiva de la Universidad Adolfo Ibáñez resolvió designar como nuevo decano de su Facultad de Ingeniería y Ciencias a Claudio Seebach, quien dejará su rol como presidente ejecutivo de Generadoras de Chile a mediados de noviembre para asumir este nuevo desafío profesional.

Seebach se incorporó en 2015 al gremio que representa a varias empresas de generación del país, las que están liderando la inversión en energías renovables en materia solar, eólica, almacenamiento e hidrógeno verde, con el objetivo de contribuir activamente a la estrategia de transición energética impulsando iniciativas de descarbonización responsable y adopción de energía renovable.

Durante estos ocho años al mando de la Asociación, ésta ha más que duplicado su número de asociados, se ha consolidado como uno de los principales gremios del sector eléctrico, con una capacidad de análisis y estudio reconocida ampliamente, incidiendo de manera proactiva y efectiva en las agendas de  modernización de la política energética para el desarrollo del mercado de generación, de asuntos comunitarios, de sostenibilidad ambiental, de equidad de género y muy especialmente la agenda climática.

Así, en 2018 Generadoras de Chile lideró el acuerdo de retiro del carbón en Chile, acción climática de reducción de emisiones comprometida por Chile a la fecha. Asimismo, el gremio ha avanzado en posicionar en la opinión pública los beneficios país de la energía eléctrica, con sus impactos en materia de eficiencia energética, reducción de emisiones y combate a la crisis climática

Al respecto de su partida, Claudio Seebach afirmó: “Vivimos un momento fascinante y desafiante en el sector energético. Me voy de Generadoras de Chile satisfecho y orgulloso, en un muy buen momento de la institución, con un gran equipo y un buen gobierno corporativo, habiendo consolidado un proceso de transformación organizacional, lo cual me da la confianza de que seguirá liderando la transición energética, una descarbonización responsable y el impulso de las energía renovables como lo ha hecho hasta hoy, promoviendo un mayor bienestar para chilenas y chilenos.”

La presidenta del Directorio de la Asociación, María Teresa González, junto con felicitar el nuevo rumbo académico adoptado por Seebach, agregó que la continuidad de la administración y representación de la Asociación seguirá en la persona de su gerente general, Camilo Charme.

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Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, propietaria de una capacidad instalada de 2.483 MW, incluyendo energía térmica eficiente, energía renovable, cogeneración y energía distribuida, y productora del 9% de la energía de Argentina, a través de activos ubicados en 7 provincias, participará del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, que realizará Future Energy Summit en Santiago, Chile.

El megaevento, que ya cuenta con la confirmación del propio Ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, se celebrará los días 28 y 29 de noviembre en el prestigioso Hotel Intercontinental de Santiago, reunirá a destacadas personalidades del ámbito de las energías renovables vinculadas al Cono Sur.

Al momento, la cumbre ya cuenta con un 80% de aforo completo. Se espera la participación de más de 400 ejecutivos de toda la región y 70 panelistas destacados de todo el Cono Sur.

El evento contará con amplios espacios para la realización de networking y habrán meeting points donde los auspiciantes mostrarán sus últimas novedades en serifios y tecnología para el sector.

Consultar entradas: https://futurenergysummit.com/producto/latam-future-energy-southern-cone-renewable-energy-summit/?wmc-currency=USD

Mandarano hablará sobre proyectos estratégicos para el sector de las energías renovables, siendo YPF Luz una de las empresas más influyentes de Argentina.

Actualmente la compañía cuenta con tres importantes parques eólicos operativos, uno de ellos, Manantiales Behr, ha registrado un factor de capacidad de 60%.​​​

Los activos

Por un lado, puede destacarse Los Teros, que es uno de los parques eólicos más grandes del país y tiene la ventaja de estar cerca de los centros de mayor consumo eléctrico de Argentina.

Cuenta con 45 aerogeneradores con 175 MW de potencia instalada y una subestación para conectar a la línea de 132 Kv entre Tandil y Olavarría. Genera la energía equivalente a las necesidades de consumo de 215.000 hogares.

Este parque de YPF Luz se ha desarrollado en 2 etapas: Los Teros I, de 123 MW, en operación desde 2020. Los Teros II, de 52MW, en operación desde mayo 2021.

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El Parque Eólico Los Teros abastece con energía eólica a empresas como Toyota, Coca-Cola FEMSA, Nestlé, Profertil, Holcim, Santander, Ford, Roca, Hyatt e YPF entre otros, con quienes ya ha firmado contratos de provisión de energía renovable. ​

Por otro lado, el Parque Eólico Manantiales Behr, que está emplazado sobre un yacimiento de gas y petróleo en operación que pertenece a YPF.

Allí YPF Luz inició su operación renovable aprovechando los excelentes recursos naturales y optimizándolos para producir de la forma más eficiente energía renovable.

El Parque Eólico Manantiales Behr tiene 30 aerogeneradores y una capacidad instalada de 99MW, equivalente al consumo de 144.000 hogares. En 2021, fue uno de los más eficientes del país, con un factor de capacidad de 60%.​​​

Finalmente, el Parque Eólico Cañadón León, que es el primer proyecto Renovar de YPF Luz, al cual se destinan 101,52MW de capacidad instalada para provisión de CAMMESA, mientras 21,15MW se destinarán al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

El parque alcanza una capacidad instalada de 123 MW de energía renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la energía que utilizan más de 150 mil hogares. Cuenta con un factor de capacidad de 53% y evita la emisión de más de 312.000 toneladas de dióxido de carbono por año.

Es el tercer parque eólico de la compañía, luego de Manantiales Behr, ubicado en Chubut y operativo desde 2018; y Los Teros, puesto en marcha en 2020 y ubicado en Azul, provincia de Buenos Aires.

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Además, YPF Luz cuenta con otros dos proyectos renovables en construcción. Por una parte, el Parque Solar Zonda, que generará energía solar fotovoltaica que tendrá una capacidad instalada total de 300 MW, en tres etapas de 100 MW cada una, equivalente al consumo de 140.000 hogares.

El febrero de 2022 comenzó la construcción de la primera etapa del proyecto, financiada a través de la emisión del primer bono verde de YPF Luz, por un monto total de 63,9 millones de dólares a una tasa del 5% y con vencimiento final a 10 años.

Cuando el proyecto complete todas sus etapas, ampliará la capacidad de generación renovable actual en un 25% en San Juan. El parque solar generará un ahorro de emisiones de carbono de 360.000 tn. CO2 equivalentes al año, respecto de una central termoeléctrica equivalente.

La otra central renovable en construcción de YPF Luz es el Parque Eólico General Levalle, de 155 MW, ubicado en Córdoba, Argentina, que comenzó su construcción en febrero de este año.

Con una inversión estimada de 260 millones de dólares, el montaje -que tendrá una duración total de casi dos años- está creando empleo para más de 300 personas e incrementando la actividad económica local.

A principios de 2024, se iniciará el montaje de las turbinas, que tomará aproximadamente 6 meses de trabajo y luego comenzará la fase de configuración, pruebas y puesta en funcionamiento de todo el parque, cuyo inicio de operación está previsto a finales de 2024.

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La nueva modalidad del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina atrajo una gran cantidad de interesados. El llamado correspondiente al tercer trimestre del año recibió un total de 5314,5 MW en 60 proyectos, lo que representa una cifra récord para una ronda de esta índole. 

Pero cabe aclarar que si bien los 60 parques solicitaron la mencionada potencia máxima a adjudicar, si se cuenta el total de la capacidad por proyecto, la cifra aumentaría de 5314,5 MW a 6684,5 MW. 

En cuanto a tecnología, la energía eólica fue la de mayor convocatoria con 34 centrales que suman 3632 MW de potencia máxima solicitada; mientras que la fotovoltaica ocupó los restantes 26 proyectos (1602,5 MW) que solicitaron prioridad de despacho ante CAMMESA. 

¿A qué se debe tal interés? El nuevo “MATER 360” tuvo varios cambios radicales a comparación del mecanismo implementado hasta esta convocatoria, dado que por primera vez en la historia se abrió la posibilidad de asignación de prioridad de despacho tipo “Referencial A”, con esperada del 92% sobre la energía anual característica en las condiciones previstas de operación de los parques. 

Además, los proyectos también podían incluir inversiones en la expansión de las redes de transmisión; sumado a que se incorporó la posibilidad de asignación de prioridad de despacho a nuevas centrales de generación renovable, en la medida que sean acompañadas por demandas incrementales de potencia equivalentes a 10 MW o más. 

¿Cómo se repartieron las solicitudes? En la zona comprendida entre el Noreste Argentino (NEA), el Litoral y Buenos Aires zona La Plata (con capacidad suficiente) se presentaron 6 plantas renovables por un total de 230 MW. 

En tanto que en la región Centro y Cuyo (con capacidad limitada) se postularon 21 parques por aproximadamente 1400 MW para cubrir 130 MW en MATER Pleno + 400 MW en MATER 360 Referencial A. 

.Mientras que en el corredor Comahue – Buenos Aires hubo 32 centrales por 3.500 MW que solicitaron prioridad de despacho con posibilidad de un curtailment de hasta 8%, con capacidad limitada de asignación a un valor entre 700/933 MW.

Adicionalmente, hubo cinco proyectos que se presentaron con ampliaciones del sistema de transmisión: 

PS Las Barranquitas (10 MW) de la firma Energy Point, en el corredor Centro.
PE Pomona III (105,4 MW) de Genneia, en la zona de Comahue.
PE Mataco II y III (165 MW asignables y 201,6 MW total) de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) en la región PBA Centro – Sur.
PE Los Aromos (168 MW), de YPF Luz, en la zona PBA Centro – Sur.
PE Olavarría (180 MW solicitados y 428,4 MW de capacidad total prevista del parque), de Windenergy, en el corredor PBA Centro – Sur.

A partir de estos datos, CAMMESA informará el 18 de octubre a aquellos proyectos que se requieran realizar un desempate mediante el mecanismo de Factor de Mayoración tanto para el MATER Pleno como el Referencial A. 

Mientras que el jueves 26 se hará el acto de presentación de la información requerida para ello y el martes 31 de octubre se dará a conocer la asignación de prioridad de despacho que, de acuerdo a la información compartida por CAMMESA, se estima que de los 5300 MW ofertados puedan ser adjudicados alrededor de 1750 MW. 

Proyectos Presentados 3er trimestre 2023.xlsx – BASE

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El Proyecto de Ley 981, que modifica la Ley 37 de 2013 sobre el Régimen de Incentivos para el fomento de la construcción, operación de centrales y/o instalaciones solares, prospera en la Asamblea Nacional de Panamá. Este lunes 2 de octubre fue aprobado en segundo debate y se espera que tenga una continuación favorable.

¿Por qué su trascendencia? Este proyecto de ley busca la exoneración del impuesto selectivo al consumo, impuestos de importación, de aranceles, tasas, contribuciones y gravámenes a equipos para nuevos proyectos solares de todas las escalas; entre ellos, se podrá eliminar el 5% que recaía sobre la importación de paneles fotovoltaicos.

Este proyecto ha sido ampliamente elogiado por expertos y miembros de la industria energética en el país. Juan Carlos Navarro, Cofundador y Senior Policy Advisor de NSOLAR Panamá, expresó su satisfacción por esta medida: «Este proyecto que busca eliminar el Impuesto Selectivo al Consumo de 5% sobre los paneles solares es una excelente iniciativa y realmente es absurdo que por tantos años se haya mantenido este impuesto».

La eliminación de este impuesto contribuirá a reducir los costos de importación de paneles solares y, en última instancia, los costos para los consumidores finales. Al respecto, Navarro señaló: «Con esta iniciativa legislativa se va a eliminar este 5%, haciendo a la industria de energía solar más competitiva en Panamá. Por tanto, es una iniciativa positiva».

«Aprobado el proyecto en el tercer debate, irá al Ejecutivo para su refrendo. Una vez sea refrendado, se convierte en ley de la República y posteriormente hay que esperar la reglamentación para que entre en vigor», observó Navarro.

Y añadió: «Esta es una iniciativa legislativa sumamente positiva que le permite al sector solar panameño ser competitivo ante otras tecnologías y nos permite ser competitivos a nivel regional. Esto es lo que queremos: estimular el uso de paneles solares para bajar el precio de la energía y enfrentar el mayor reto que tenemos los panameños: el precio».

Una de cal y una de arena

Si bien, el gobierno actual de Panamá ha demostrado un compromiso notable con la promoción de las energías limpias y la aprobación de este proyecto será un gran avance para el país, Navarro advirtió que habían algunas inconsistencias en otras propuestas legislativas.

«Por un lado, se han presentado varios proyectos de ley por iniciativa independiente de distintos Diputados de distintos partidos para penalizar y afectar la energía limpia, unos afectan las hidroeléctricas, otras infectan el otro tipo de energía limpia en fin son propuestas descabelladas que no ayudarán en nada».

«Por otro lado, además de estas propuestas en la Asamblea Nacional, el propio Estado ha empezado discusiones para modificar la Ley 6 -que es la ley fundamental del sector energético- pero, dado que estamos ya en plena campaña política que concluye en mayo del año entrante, a mí me parece sumamente desacertado meterse con la Ley Marco del sector energético panameño en este momento. Yo dejaría esa discusión para el próximo gobierno».

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El avance de las energías renovables ya es notorio a lo largo del mundo y Latinoamérica no es la excepción. Si bien los países tienen distintas velocidades para su instalación, las fuentes de generación verdes han tomado lugar en la matriz e incluso algunos territorios ya marcan el rumbo con las nuevas tecnologías. 

Chile es uno de ellos, ya que a partir de una serie de dificultades que el sector atravesó, el gobierno optó por darle una mayor importancia a la implementación de sistemas de baterías como parte de su Agenda Inicial para el Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Tal es así que llamó la atención de diversas entidades y, de acuerdo a la consultora británica denominada Interact Analysis, Chile podría convertirse en el segundo mayor mercado de almacenamiento de energía de América tras Estados Unidos. 

“A partir de 2023, se espera que las instalaciones de almacenamiento (excluyendo centrales hidroeléctricas reversibles) experimenten un crecimiento explosivo, con 12 proyectos previstos que comenzarán a operar en 2023, lo que equivale a aproximadamente 1,3 GW”, señalaron.

“Mientras que de 2024 a 2026 que la capacidad instalada en esta tecnología superaría 1 GW cada año”, agregaron en un documento elaborado por la consultora. 

Para ser precisos, la compañía destacó que existen 60 proyectos en etapa de construcción y planificación, por un total de alrededor de 4,7 GW, de los cuales se prevé que 51 entren en operación entre el período 2024-2026, que sumarán al sistema alrededor de 3,9 GW de capacidad. 

Y si bien el país aguarda por el reglamento de la Ley de Almacenamiento y Electricidad, la industria electroquímica sería la que dé más impulso a la materia a través de emprendimientos a gran escala entre renovables y baterías de ion-litio, generalmente con una duración de descarga continua de entre 3 y 6 horas, con una duración promedio de más de 5 horas.

“Además, el país cuenta con cinco proyectos de almacenamiento térmico en sales fundidas, que suman 1,6 GW y se está planificando uno de hidrógeno, desarrollado por HIF Chile en la Región Antártica de Magallanes-Chile. Por lo que, para fines de 2023, se aguarda que el país tenga un total de 1 GW de instalaciones de storage electroquímico y 660 MW de instalaciones de almacenamiento de energía térmica en sales fundidas”, aclara el archivo.

Despliegue por región

La consultora Interact Analysis estimó que Antofagasta y Tarapacá serán las zonas que liderarán el proceso de adopción de esta tecnología durante el próximo lustro; aunque ya se destaca que 14 regiones administrativas de las 16 de Chile cuentan con desarrollos en la materia, ya sea en operación, construcción o planificación. 

“Antofagasta y Tarapacá son las dos regiones más grandes, con una instalación de 3,7 GW y 1,2 GW respectivamente, representando el 57% y el 19% del total de almacenamiento del país. Mientras que los proyectos en sales fundidas se desarrollan principalmente en Antofagasta, con una potencia instalada acumulada de 1,1 GW”, añadieron desde la entidad británica.

Centrales a escala GWh registradas en Chile

Antofagasta: Ampliación parque fotovoltaico Los Andes, Fase III 226 MW/1.582 MW – Se espera entre en funcionamiento en 2023
Arica y Parinacota: PS Celda Solar 240 MW/1.200 MWh – Previsto para 2025
Tarapacá: Optimización planta solar Sol del Loa, de 10.400 MWh en dos fases a entrar en marcha a 2025
Antofagasta: parque híbrido Pampas 200 MW/1.000 MWh, a ponerse en funcionamiento en 2026
Antofagasta: Socompa Solar 450 MW/1.800 MWh para el año 2026
Antofagasta: planta fotovoltaica Cristales 542 MW/2.710 MWh, prevista para el 2028

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado 14 de septiembre el Ministerio de Energía y Minas expidió un Acuerdo Ministerial, para viabilizar y generar condiciones óptimas para la inclusión de la generación distribuida para autoabastecimiento en el sistema eléctrico ecuatoriano.

Conforme a lo dispuesto en el artículo 24 del Reglamento a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, la medida impulsa el ingreso de un mayor volumen de generación distribuida que permita el autoabastecimiento a nivel de distribución, en zonas industriales, residenciales, comerciales, etc., coadyuvando a la reducción de la demanda que es servida desde el sistema nacional interconectado.

Si bien el Gobierno ha dado un paso importante con esta última regulación, especialistas sugieren que aún se pueden hacer más esfuerzos para detonar la industria de las energías limpias.

Uno de ellos es Jorge García Uribe, CEO de Energy Control, quien sugiere tres instrumentos regulatorios que mejorarían las condiciones para avanzar en diversificar la matriz de cara a las próximas elecciones, en conversaciones con Energía Estratégica.

Las propuestas

Promover la generación distribuida: de acuerdo al experto, Ecuador tiene una demanda de Energía que supera la oferta, especialmente por sector productivo por lo que todos los candidatos presidenciales tocan el tema del costo de la energía.

“La generación distribuida ha tenido un crecimiento exponencial entendiendo que somos un país que aún está en sus  etapas iniciales. Esto que se ha hecho de permitir la generación distribuida sin tantas barreras por parte de las empresas distribuidoras para el sector privado es fundamental”, señala.

Permitir PPAs en la generación distribuida: García Uribe explica que el PPA no está permitido en el país para regulaciones de autoconsumo actualmente y solo se pueden hacer leasings de equipos fotovoltaicos, lo cual vendría a ser como un PPA disfrazado.

Y agrega: “La mayor limitación de crecimiento de este segmento en el país es justamente la falta de esas herramientas financieras. Es fundamental revertir esa barrera para el crecimiento de las energías renovables en el país”.

Exigir la profesionalización de instaladores: según el ejecutivo, es importante comenzar a certificar a los instaladores. 

“No hay una entidad que se encargue de certificar a los instaladores y todos vienen por experiencia propia de las empresas. Como hay muchas compañías muy nuevas, es muy necesario garantizar la profesionalización, sobre todo teniendo en cuenta que los sistemas son muy a largo plazo”, afirma.

“Afortunadamente, estamos mejor que hace dos años ya que el incremento de experiencias mejoran las prácticas. Pero es un factor crítico que venimos discutiendo constantemente con las asociaciones. Hay mucha competencia informal en un mercado muy nuevo”, añade.

En efecto, García Uribe argumenta que cuando la competencia de precios es muy agresiva y no hay herramientas financieras, la gente opta por instaladores más baratos y ahí comienzan las fallas de los sitemas. Por ello, es menester actuar rápido antes de que las malas prácticas desincentiven la actividad.

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En el marco del Webinar «El hidrógeno verde para descarbonizar la industria de acero» organizado por CAMEXA, Ternium, una de las principales empresas de acero a nivel global, ha anunciado su firme compromiso de transitar del hidrógeno gris al hidrógeno verde como parte de su estrategia de reducción de emisiones y sostenibilidad.

Durante el encuentro virtual, Albes Urdaneta, Global Environment Manager en Ternium, compartió detalles sobre las oportunidades del hidrógeno verde y su impacto positivo en la industria siderúrgica.

 «El hidrógeno verde tiene un mayor potencial en la reducción de acero. Hoy utilizamos hidrógeno gris para reducir el mineral de hierro y tenemos la práctica. El objetivo es reducir las emisiones al 20% antes del 2030 y estamos comenzando a ver el hidrógeno verde porque sabemos que juega un rol fundamental», explicó.

A pesar de los desafíos actuales relacionados con el precio y la escalabilidad del hidrógeno verde, Urdaneta destacó que los precios están mejorando, lo que augura un futuro prometedor para esta tecnología. 

«Estamos adecuando nuestros procesos y sin duda es algo que está en nuestra agenda. Buscamos volcarnos del hidrógeno gris al verde. El impacto que tendremos será muy prometedor”, señaló. 

Y enfatizó: “Tendremos que buscar un punto de equilibrio con el precio y el volumen del hidrógeno, pero es algo que nos va a permitir alcanzar nuestras metas de descarbonización y vender un producto sustentable. Vamos a tener ventajas competitivas a medida que incorporamos estas tecnologías a nuestros procesos”.

Dado que las industrias siderúrgicas son conocidas por su alto consumo de energía, Urdaneta subrayó que la transición al hidrógeno verde ayudará a aumentar la productividad y desempeñará un papel fundamental en la descarbonización de la industria. 

Además, anticipó que el hidrógeno verde se convertirá en un activo fijo crucial, siguiendo la tendencia observada en Europa.

A su vez, aseguró que Ternium ha tomado medidas significativas en el camino hacia la sostenibilidad, con 9 años de trabajo en eficiencia energética, inversiones en parques solares, incursiones en la electromovilidad y la investigación de nuevos usos para el CO2 capturado.

 La empresa también ha realizado mapeos exhaustivos de sus chimeneas y consumo eléctrico, así como la transición a iluminación LED en sus plantas. Además, ha implementado planes de contingencia para enfrentar problemas de suministro eléctrico.

Ternium demuestra su firme compromiso con la sostenibilidad y la reducción de emisiones, posicionándose como líder en la transición hacia un futuro más verde y sostenible en la industria del acero.

Cabe destacar que en el  Webinar organizado por CAMEXA, también participó María Laura Gutiérrez, Sustainability and Environment Deputy Director en Grupo DEACERO quien exploró las oportunidades del vector energético en México y planteó las ambiciosas metas descarbonización que tienen desde la compañía.

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José Fernando Prada, director de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), participó en el lanzamiento oficial de SiMEM – Sistema de Información del Mercado de Energía Mayorista, el primer portal de datos abiertos en el sector eléctrico colombiano, definido por la Resolución CREG 101 018 de 2022.

El propósito principal del SiMEM es promover la competencia, transparencia, eficiencia y brindar libre acceso a la información del sector.

Este sistema, que responde a los principios y criterios definidos por la CREG en la citada resolución, fue desarrollado con el operador del mercado XM como gestor tecnológico, y cumple la función de facilitar el acceso, la consulta y análisis de datos generados en altos volúmenes en el mercado de energía mayorista.

En su intervención, José Fernando Prada destacó la importancia de la transparencia como un principio fundamental para la buena regulación y el funcionamiento óptimo de los mercados.

Aseguró que el acceso abierto a la información fue un presupuesto fundamental a la hora de diseñar el SiMEM.

“El SiMEM surgió como respuesta a la creciente demanda de información en el sector, tanto de potenciales inversionistas como de la academia y los usuarios. Antes de la implementación de esta medida, existía información significativa pero dispersa y de difícil acceso para los agentes participantes y el público en general”, aseveró en la inauguración el director de la CREG.

Y puntualizó: “Esta barrera se abordó con la introducción de este portal, el cual organiza y simplifica la búsqueda y consulta de datos comerciales, financieros y operativos del Sistema Interconectado Nacional”.

Prada explicó que la iniciativa estuvo alineada con los lineamientos de Gobierno Digital y se trabajó conjuntamente entre la CREG y XM, para brindar una solución tecnológica que ofreciera información cierta, suficiente, oportuna, clara y verificable.

Prada hizo hincapié en la importancia de brindar herramientas accesibles y comprensibles para nuevos agentes, potenciales inversionistas o competidores, promoviendo así una participación amplia y no discriminatoria en el mercado de energía.

Finalmente resaltó la importancia dada al tema de la ciberseguridad, pues también se implementaron medidas para garantizar la seguridad digital en el acceso a la información.

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Soltec, una compañía integrada verticalmente dedicada a proyectos fotovoltaicos con seguidores solares ha firmado un acuerdo para suministrar 302 MW de su seguidor SF7. El proyecto estará ubicado en el estado de Missouri, Estados Unidos.

Este proyecto contará con los seguidores SF7 de Soltec, el seguidor en configuración 2P de Soltec, que maximiza la potencia y el rendimiento de la planta al tiempo que minimiza los costos de capital para obtener un retorno de inversión óptimo. Debido a su ventaja distintiva de permitir una mayor generación de energía por hectárea en comparación con las configuraciones 1P, el SF7 permite una mayor generación de energía, especialmente cuando se aplica en proyectos con limitaciones de terreno, pendientes o parcelas de formas irregulares, como en este caso.

La planta solar contará con un total de 7,557 seguidores SF7 y 560,952 módulos. Además, la puesta en marcha de este proyecto evitará la emisión de 163,080 toneladas de CO2 a la atmósfera, contribuyendo a reducir el impacto ambiental y la contaminación en la zona. Los 302 MW de esta planta equivalen a la energía necesaria para abastecer a 172,571 hogares.

«Ampliar nuestra presencia y base de clientes en Estados Unidos es algo que celebramos en Soltec. Ya tenemos una amplia experiencia en este país, pero cada proyecto representa un nuevo desafío y satisfacción. Sabemos que trabajar en el mercado más grande del mundo conlleva la presión de desempeñarnos al más alto nivel. La confianza de nuestros clientes, que continúan eligiéndonos, es una prueba adicional de la confiabilidad no solo del producto de Soltec, sino también de su servicio en cada uno de los proyectos en los que operamos», expresó Raúl Morales, CEO de Soltec.

Soltec ya cuenta con una cartera de 2.3 GW de proyectos en Estados Unidos. La empresa española ha estado trabajando en proyectos a gran escala en el país desde 2015, y su sede se encuentra en Miami, Florida, desde donde llevan a cabo trabajos en todo Estados Unidos. Además, la empresa cuenta con un centro logístico en Texas y un extenso equipo local.

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A través de la Resolución 101 017 DE 2023 (VER), la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) fijó la fecha máxima del 6 de octubre para la radicación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte; es decir, hasta este viernes.

De mantenerse esta fecha, y no modificarse tal como sucedió en mayo pasado, se perciben algunos problemas por un mal funcionamiento de la Ventanilla Única, allí donde deben radicarse los proyectos de manera digital.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, analiza esta problemática y opina sobre el interés del sector empresario por esta convocatoria.

¿A qué se debe la imposibilidad de radicar proyectos?

La plataforma de la Ventanilla Única está bloqueando el cargue de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte. Esto no es culpa de la UPME, esto debe obedecer a la cantidad de solicitudes e información que se está intentado ingresar a la Ventanilla Única.

¿Cómo es la dinámica de cargar la solicitud y en dónde se está presentando el inconveniente?

La dinámica del cargue de la solicitud es la siguiente:

Primero se registra una “Información Básica.” Que corresponde a NIT, nombre de la sociedad (La SPV) nombre del proyecto, tipo de usuario, actividad económica, nombre y correos de contacto.

Segundo paso la Ventanilla arroja un “CASO IB UPME”

Tercer paso se hace clic en la pestaña “NUEVO CASO” y hasta allí está llegando la Ventanilla porque está arrojando un mensaje de “caso abierto, no es posible continuar.” Ahí se está presentando el bloqueo. Tenemos clientes que están en esa situación desde el 21 de septiembre.

¿Cómo afecta esta situación en el desempate de proyectos a asignar?

Fenece la correcta formación de ese criterio porque quien esté listo para radicar queda a la espera de que se habilite la plataforma.

El primero en el tiempo no será el que tenga todos los estudios listos con tiempo y logre realizar el cargue de la solicitud. Realmente el primero será aquel que de aquí al viernes haga más “refresh” a la Ventanilla Única para ver si se desbloqueó el cargue.

Esa espera castiga al participante que fue diligente frente al solicitante que no ha logrado radicar con antelación, me refiero a aquel que deja todo para el final.

¿La UPME está dando respuestas a los promotores que no están pudiendo radicar proyectos?

Algo que se debe precisar es que el inconveniente no lo veo atribuible a la UPME. Es un tema de falla tecnológica que puede obedecer a las cantidades de solicitudes que se pretenden cargar en la Ventanilla Única. Máxime cuando hasta el 2025 se volverá a abrir la ventanilla para radicar solicitudes de asignación de capacidad.

En cuanto a las respuestas de las UPME, sí, sí están abiertos los canales a través de los correos institucionales, pero al momento de esta entrevista persiste el bloqueo.

¿Legalmente los promotores podrían iniciar alguna acción legal para incorporar su proyecto?

Lo que legalmente se podría hacer es ampliar el plazo para la presentación de la solicitud de asignación de capacidad. Los interesados pueden enviar esa solicitud de ampliación a la CREG. Se debería ampliar al menos en dos semanas, esto mientras se soluciona el problema con la plataforma.

¿Qué cantidad de proyectos considera que se podrían presentar en esta convocatoria, teniendo en cuenta que en la primera se introdujeron 843 solicitudes de conexión, por alrededor de 56.000 MW? ¿Podría darse una situación similar?

Desde luego. Serán más de 843 solicitudes porque Colombia está viviendo una “Canibalización” por desarrollar proyectos con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.

Y en aquel momento fueron asignados 7.493 MW. ¿Es probable que se asigne un volumen similar?

Pienso que más. Me arriesgo a decir que habrá más asignaciones. Lo sustento en esto:

El anterior Gobierno fue Pro-Renovables y el actual Gobierno le ha dado continuidad a la política de masificar el portafolio de generación con energías renovables.
El costo de las hectáreas y la saturación de la red de transmisión en Europa y en la Península Ibérica, junto con lo bondadoso que es el peso colombiano frente al dólar o al euro nos hace atractivos.
Si bien hay interés por parte de empresas locales en presentar las solicitudes, también hay interés por parte de empresas extranjeras. Chilenas, italianas, españolas, entre otras.
El Mercado Colombiano identificó los “Proyectos bluff” y eso le da seriedad a las “Eco-Transacciones”.

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Puerto Rico avanza en una nueva convocatoria abierta vinculada al Diseño y Construcción de un Sistema de Generación de Energía Solar para el Complejo de La Fortaleza en San Juan.

«En total, se prevé el diseño e instalación de aproximadamente 850 kW de energía solar fotovoltaica, 100kWh en baterías de resguardo para cargas críticas y cuatro estaciones de recarga para vehículos eléctricos», precisó Francisco Berríos Portela, secretario auxiliar de Asuntos Energéticos en La Fortaleza.

Se calcula que esta iniciativa proveerá aproximadamente el 35% del total de consumo energético actual de todo el complejo de La Fortaleza y que a su vez se complementará con otros proyectos en curso como la instalación de bombillas LED que ayudarán a reducir el consumo energético de las facilidades.

Durante la semana pasada se celebraron las reuniones presubasta requeridas del proceso y hubo una participación concurrida con 8 empresas participantes, según reveló Berríos Portela a Energía Estratégica.

El proceso para la contratación de este proyecto está siendo liderado por la Autoridad para el Financiamiento para Infraestructura (AFI) y los fondos provienen de una asignación de fondos de la Ley del Plan de Rescate Americano (ARPA, por sus siglas en inglés).

«Este proyecto se suma a la transición hacia fuentes de energía renovable en todas las escalas ocurriendo en Puerto Rico, incluyendo instalaciones gubernamentales», observó Berríos Portela.

Es preciso recordar que se están impulsando diversas iniciativas que aumentarán la penetración de energías renovables en distintos segmentos del mercado puertorriqueño.

Además de estar transitando tres Solicitudes de Propuesta (RPF) para proyectos renovables y de almacenamiento energético (ver más), suma cada vez más programas como aquellos vinculados a la Reparación, Reconstrucción y Relocalización (R3), el programa de Incentivo Solar, el Community Energy and Water Resilience Installations (CEWRI), entre otros.

Con esta subasta para un sistema propio en La Fortaleza, el gobierno puertorriqueño predica con el ejemplo y da cuenta de su compromiso con la sostenibilidad ya que el proyecto persigue maximizar los espacios disponibles en los techos y áreas de estacionamiento en sus diferentes edificios históricos para la producción de energía renovable.

«El complejo de La Fortaleza es uno de los lugares históricos más importantes de nuestra isla que incluye el Palacio de Santa Catalina, donde ubica oficina y residencia del Gobernador de Puerto Rico, así como oficinas del personal que compone parte de su equipo de trabajo», valoró Berríos Portela.

Lo que sigue 

Los Licitadores deberán presentar sus propuestas en cumplimiento con los requisitos que se establecen en las Instrucciones al Proponente (ITP, por sus siglas en inglés), que forman parte de los Pliegos de Subasta (valor $100.00).

La Entrega de Propuestas se llevará a cabo el martes, 17 de octubre de 2023, desde las 9:00a.m. hasta las 4:00p.m. (AST) entrando por la Ave. De Diego, frente al Museo de Arte, en el Área de la Plazoleta, Edificio de AAFFAF en el Piso P del Centro Gubernamental de Minillas, Roberto Sánchez Vilella, Torre Central, San Juan, P.R.

En tanto que, la apertura de ofertas sería vía videoconferencia y se llevará a cabo el miércoles, 18 de octubre de 2023, a las 11:00a.m. (AST).

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Los avances en la investigación y el desarrollo de tecnologías de energía limpia están abriendo nuevas perspectivas para México en su lucha contra el cambio climático. 

Un reciente estudio realizado por la Agencia Alemana de Cooperación Internacional (GIZ) titulado «Hidrógeno verde en México: el potencial de la transformación. Tomo VI: Análisis de la cadena de valor local y del potencial de exportación de hidrógeno» revela el impacto transformador que el vector energético podría tener en el país.

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Transformando la economía y la industria

El informe destaca el potencial del hidrógeno verde para revolucionar diversos sectores de la economía mexicana. En la manufactura de tecnologías de hidrógeno, México podría destacar como un país competitivo en la producción de turbinas de generación eléctrica de hidrógeno, así como en la fabricación de equipos de acondicionamiento, transporte y almacenamiento.

La industria automotriz también tiene un camino prometedor, aprovechando su sólida infraestructura para fabricar vehículos de celdas de combustible de hidrógeno (FCEV), lo que podría posicionar al país como líder mundial en esta tecnología.

Reducción de emisiones y mitigación del cambio climático

Uno de los aspectos más destacados del reporte es la capacidad del hidrógeno verde para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en México. Para el año 2050, la sustitución de combustibles fósiles por hidrógeno verde en la generación eléctrica y la industria podría reducir hasta 7,6 millones de toneladas de CO2 equivalente por año. Además, la introducción del hidrógeno verde en refinerías y la producción de amoníaco en el país podrían evitar la emisión de más de 3.2 millones de toneladas de CO2 equivalente al año.

Creación de empleo y oportunidades de negocio

La adopción del hidrógeno verde también promete la creación de empleos en México. De acuerdo a las estimaciones de GIZ, para 2050 podrían generarse alrededor de 90,000 empleos en el país. La producción de hidrógeno y la infraestructura relacionada serían las áreas de mayor creación de empleo, seguidas de cerca por el despliegue de la infraestructura de reabastecimiento de hidrógeno y la producción de FCEV en el sector de transporte público y carga.

Impulso a los mercados y la inversión

La economía del hidrógeno verde no solo beneficiaría al medio ambiente y al empleo, sino que también crearía oportunidades de negocio significativas. Según el relevamiento, se espera que solo PEMEX y CFE generen un impacto económico de aproximadamente 100 millones de dólares al año para 2030 y más de 1.3 mil millones de dólares al año para 2050, satisfaciendo su demanda de hidrógeno. Las mayores oportunidades de inversión privada se encuentran en los CAEX mineros y la reducción de minerales, que representan aproximadamente el 80% del impacto económico del mercado, con un tamaño estimado de 800 millones de dólares al año para 2050.

Recomendaciones para un futuro sostenible

El informe también hace hincapié en la importancia de políticas y regulaciones favorables para promover la adopción del hidrógeno en México. Se recomienda incluir el hidrógeno en la política climática del país, promover las energías renovables desde el punto de vista político y regulatorio, y desarrollar una Hoja de Ruta Nacional o Estrategia del Hidrógeno con objetivos y acciones definidas. 

Además, se insta a asignar o facilitar financiamiento para el desarrollo y la adopción de infraestructuras y tecnologías de hidrógeno verde.

Un futuro brillante para México en la economía del hidrógeno verde

México, con su abundancia de recursos de energía renovable y su posición estratégica, está bien posicionado para liderar la transición hacia el hidrógeno verde. Además de satisfacer las necesidades nacionales, el país tiene el potencial de exportar hidrógeno a mercados internacionales, como Europa y Asia, generando nuevas oportunidades de negocio y contribuyendo a la transición global hacia una energía más limpia. 

Con un mercado objetivo de 330 millones de dólares para 2030 y la posibilidad de exportación a California a un costo altamente competitivo a través de gasoductos, México está en el camino hacia un futuro más sostenible y próspero.

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La empresa Mainstream Renewable Power recibió una buena noticia financiera al iniciar el mes de octubre: los bancos acreedores de Cóndor Energía y Huemul Energía (dos de sus filiales en Chile) aprobaron por unanimidad la propuesta de reorganización judicial presentada por la compañía. 

«Es un paso importante, pero aún queda trabajo por hacer, confiamos en que el Gobierno gestionará las medidas necesarias para corregir las distorsiones del mercado y así lograr un mercado  competitivo, con espacio para nuevos actores y con el interés de inversionistas extranjeros en nuevos  proyectos”, mencionó Manuel Tagle, Gerente General de Mainstream Latam. 

“Dado que la única manera de descarbonizar el país, es a través de una mayor inversión en energías renovables, lo que a su vez requiere de una mayor inversión en las líneas de transmisión  necesarias”, agregó. 

Cabe recordar que el proceso de reestructuración judicial significará un desembolso de alrededor de US$1.800 millones y forma parte de una estrategia en búsqueda de sostenibilidad de las empresas filiales en el país andino, luego de las pérdidas financieras sufridas en el sector renovables, principalmente por desacople de precios y los vertimientos causados por la congestión de la red de transmisión.

Incluso, a principios de junio Mainstream Renewable Power le solicitó al Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) la suspensión temporal del mercado de corto plazo de su parque eólico Caman, de 148,5 MW de capacidad, ubicado en la Región de Los Ríos, debido a una serie de factores “inimputables” a la compañía y que “escapan de su esfera de control». 

Hecho que generó el retraso en la construcción y que la entidad no pueda cumplir con sus obligaciones de pago de las transferencias económicas determinadas por el CEN, resultantes de los balances de los meses de marzo y abril del corriente año. 

Pero a través del mencionado procedimiento de reorganización, la firma de capitales noruegos, japoneses e irlandeses preveía reestructurar sus activos, renegociar deudas financieras e inyectar nuevos capitales a las filiales en el país. 

Y de acuerdo a información compartida por la compañía, se espera que el procedimiento de reorganización judicial concluya con la consumación de la transacción “en las próximas semanas”.

De este modo la compañía podría darle continuidad a su plataforma Andes Renovables en Chile, la cual está compuesta por diez proyectos (siete eólicos, tres solares) que suman cerca de 1,4 GW de capacidad y que se está construyendo bajo las carteras de “Cóndor”, “Huemul” y “Copihue”. 

La primera de ellas está integrada por 571 MW de potencia entre tres activos eólicos (Tchamma, Cerro Tigre y Alena) y uno fotovoltaico (Río Escondido), que ya se encuentran en operación tras una inversión de 580 millones de dólares y genera suficiente electricidad sostenible para abastecer a 680.000 hogares. 

La etapa denominada “Huemul” se compone de tres parques eólicos onshore (Ckhúri, Llanos del Viento y Puelche Sur) y dos solares (Pampa Tigre y Valle Escondido) que, en su conjunto, suman 630 MW de capacidad y generan energía capaz de abastecer a 781.000 familias. 

Mientras que Copihue (última fase de la plataforma Andes Renovables) consta de la mencionada central eólica Caman, que en ciertas oportunidades sufrió ataques vandálicos debido al territorio donde se construye, entre otros motivos. 

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Luego de que Guillermo Lasso disolviera la Asamblea Nacional y convocará a elecciones el 21 de agosto, Ecuador tuvo un proceso electoral general anticipado.

En esas elecciones, los dos candidatos que recibieron la mayoría de los votos e irán a balotaje son Luisa González del partido Movimiento Revolución Ciudadana (con el 33,30 % de los votos) y Daniel Noboa, del Movimiento ADN (con el 23,66 % de los votos).

En este marco, el pasado domingo, se llevó adelante el segundo debate presidencial entre ambos candidatos ecuatorianos quienes competirán en las próximas elecciones del 15 de octubre.

Quien gane gobernará durante un año y medio ya que en mayo del 2025 se definirá el nuevo gobierno.

Las declaraciones de los candidatos

Si bien disputan la presidencia por un periodo corto, se hicieron propuestas en materia de Energía para mitigar efectos sociales y económicos teniendo en cuenta el advenimiento de “El Niño”, fenómeno que preocupa a la población ecuatoriana.

Noboa: “El fenómeno de El Niño nos va a afectar a todos los ciudadanos, (…) tenemos un plan de vivienda bastante claro, daremos un crédito a largo plazo al 4%, hay que recuperar también todo lo que nos han robado a lo largo de los años”.

“Vamos a fortalecer la salud y educación pública que no sean privatizables. También daremos sistemas de drenaje al pequeño y mediano agricultor y un sistema de control de plagas para que así puedan salir adelante. También es esencial dar créditos de emergencia, ayudar en el financiamiento al pequeño y mediano productor”. 

González: “Lo primero es salvar vidas, lo segundo lo económico, lo tercero la infraestructura y lo cuarto el trabajo conjunto con los GAD. (…) En cuanto a lo económico, restableceremos líneas de crédito, recompondremos las deudas y haremos un refinanciamiento y condonaciones de deudas a quien lo necesita. En infraestructura, queremos declarar emergencia en el sector de la vialidad para poder rehabilitar de manera urgente las vías, los puertos pesqueros y artesanales, puentes que se puedan destruir. Buscamos el trabajo coordinado con los gobiernos autónomos para dar atención rápida y oportuna a nuestra gente”.

“Además, vamos a financiar con dinero de los multilaterales que tienen créditos para este tipo de contingencia como la CAF y el Banco Mundial. Posiblemente, hay una afectación de entre 2.000 y 3.000 millones de dólares, que los vamos a conseguir con esos créditos multilaterales y otra parte con créditos fiscales”.

También se habló de la minería ilegal, fenómeno que destruye recursos naturales y que pone en riesgo la Amazonia. Ambos se manifestaron en contra y propusieron medidas para combatir la actividad ilícita.

González: “Donde existe un recurso mineral, existe una proyección de explotarlo, por lo tanto debe haber presencia del Estado para proteger el medio ambiente y que exista una extracción ordenada y regulada. En cuanto a un impacto regional, ya existe dentro de la Comunidad Andina, una norma que es la decisión 774, que norma la minería ilegal”. 

“Buscamos fortalecer el trabajo en torno a esta normativa para tomar control, pero también voy a devolver la institucionalidad. Queremos volver a tener el Ministerio de Energía y Minas para regular la extracción de los recursos mineros o la protección del medio ambiente y la Agencia de Regulación y Control. También solicitamos una auditoría de las concesiones que se han hecho para ver si se está protegiendo el medio ambiente. Si se está entregando las regalías de manera adecuada al gobierno”.

Noboa: “Debemos tener un balance de protección del medio ambiente con beneficios económicos para poder darles programas sociales que tanto necesitan los ecuatorianos. Se necesita una estabilidad entre la protección del ambiente y el desarrollo económico. Estoy totalmente en contra de la minería ilegal, porque el Estado debe tener mejores ingresos y al mismo tiempo proteger el medio ambiente”.

“Cero tolerancia a la minería ilegal. Debe existir cooperación y cruce de información entre las naciones. Segundo debemos controlar la minería de este país, debemos regularizar a los mineros pequeños para que puedan tener el beneficio de proyectos con fomentos productivos de parte del Estado. El Estado debe fortalecer su sector minero, siempre y cuando esté cuidando el medio ambiente. Nosotros debemos tener normas más estrictas de ambiente en el mundo, pero al mismo tiempo debemos financiar nuestros proyectos sociales”.

Se estima que en 2023 el Ecuador nuevamente tenga un déficit fiscal del %% de PIB. En este contexto, los candidatos plantearon medidas para mantener el equilibrio de las finanzas públicas, garantizar el sistema de dolarización y apalancar la política social sostenible.

Noboa: “Tenemos que hacer un país competitivo, hoy en día Ecuador no lo es. Deberíamos tener una electricidad a un costo más bajo, un costo de combustibles más bajo, un desarrollo de infraestructura de riego para pequeños agricultores, sin olvidarnos también de un sistema tributario que fomente la generación de empleo. Vamos a invertir en distribución y transmisión eléctrica, vamos a refinar nuestro petróleo para tener diésel a bajo costo en las refinerías que ya existen”. 

González: “Actualmente está en los índices más bajos de los últimos años, por otra parte, planteamos la reducción en un 30% de esas exenciones tributarias que no son eficientes. Aquí no se trata solamente de lo técnico, se trata de la voluntad política de reactivar la economía, de devolver el empleo con políticas realizables”.

“Van 15 años hablando de desdolarización, lo que voy a hacer es inyectar recursos a la economía, aumentar la productividad y la producción todo lo que es la industria nacional fortalecerla para sostener y fortalecer la dolarización”.

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La Cámara Nacional Electoral (CNE) de Argentina organizó el primer debate entre los candidatos a la presidencia, de cara a las elecciones generales que se realizarán el domingo 22 de octubre, las cuales definirán quiénes gobernarán el país por los próximos cuatro años. 

Javier Milei (La Libertad Avanza); Patricia Bullrich (Juntos por el Cambio); Sergio Massa (Unión por la Patria); Juan Schiaretti (Hacemos por Nuestro País) y Myriam Bregman (Frente de Izquierda) debatieron este domingo en Santiago del Estero, en torno a los tópicos de economía, educación y derechos humanos. 

Sin embargo, el abordaje sobre la “energía” fue la gran ausente del primer debate presidencial 2023 de Argentina, principalmente en la temática de economía donde hubo más chicanas, réplicas y momentos de tensión entre los participantes. 

Si bien hoy en día la Secretaría de Energía depende del Ministerio de Economía y que en reiteradas ocasiones se ha mencionado que el sector energético resulta crucial para el crecimiento del país, los candidatos prácticamente no hicieron mención a lo que sucederá en el futuro ni cómo proyectan avanzar en la materia. 

Para ser precisos, Milei apuntó a la privatización de YPF, la empresa de composición mixta con mayoría de acciones estatales, aludiendo a que “vale once veces menos que cuando la bestia de Kicillof la nacionalizó”.

Por su parte, Massa fue el que más se explayó sobre el rumbo energético, dado que señaló que “Argentina debe entrar en un proceso de desarrollo” y que los gasoductos, la venta de energía al mundo y la exportación de valor agregado son el camino para “acumular reservas y fortalecer la moneda”, aunque no hizo mención explícita a las renovables ni al hidrógeno verde. 

“Vamos a poner en marcha un programa de desarrollo exportador, que de alguna manera, valorará mucho mejor el trabajo argentino. No solamente nuestra energía, campo, minerales y economía del conocimiento, sino también las economías regionales y PyMEs tendrán reducción de impuestos con las nuevas exportaciones”, agregó el ministro de Economía de la Nación. 

Mientras que el actual gobernador de Córdoba y representante de Hacemos por Nuestro País, Juan Schiaretti, propuso terminar con los subsidios “indiscriminados” a la economía; que las empresas públicas no tengan déficit; que Edenor, Edesur y AySA dejen de estar financiados por los usuarios de todo el país (considerando que sólo prestan servicio en AMBA) y redistribuir tales recursos.

Uno por uno, las políticas sustentables de los precandidatos a la presidencia de Argentina

A pesar de los magros comentarios en materia energética en esta oportunidad, se espera que en el próximo domingo, en el segundo debate entre los candidatos a ocupar el Sillón de Rivadavia a partir del 10 de diciembre, se ponga en agenda las temáticas de transición y cambio climático, teniendo en cuenta que el “desarrollo humano, vivienda y protección del ambiente” fui incluido tras lograr el  18,60% de la votación de la sociedad, como parte de la selección de los tópicos a ser tratados.

Asimismo, cabe recordar que, por medio de una petición enviada a la Casa Rosada, agrupaciones como Fundación Humedales, Banco de Bosques, Aves Argentinas, Fundación Vida Silvestre Argentina y Jóvenes por el Clima, entre otras, remarcaron la necesidad de debatir sobre cómo evitar la degradación de los ecosistemas naturales, la promoción de la restauración de ambientes y la aceleración de la transición energética hacia el uso de energías renovables.

“Consideramos que quien asuma la presidencia en diciembre de 2023 debe impulsar y mejorar medidas que potencien el desarrollo sostenible de la sociedad”, manifestaron en un comunicado. 

A su vez, proponen incorporar en el código penal un título ambiental o sancionar una ley sobre delitos ambientales, que garantice el cumplimiento del «Acuerdo de Escazú» (de acceso a la información, la participación pública y el acceso a la justicia) en materia ambiental y de derechos humanos.

En relación a las actividades extractivas plantean desarrollar marcos regulatorios y protocolos que minimicen los impactos socio ambientales de este tipo de actividades, en especial en la minería de litio y la explotación de hidrocarburos. Y para ello, impulsan implementar una fuerte fiscalización gubernamental con participación de la sociedad civil y procurar el desarrollo de nuevas tecnologías que reduzcan el impacto ambiental de las actividades extractivas de recursos naturales no renovables.

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La seguridad energética se mantuvo mucho tiempo fuera de la agenda política internacional. Sin embargo, en los últimos años, la subida de los precios de los hidrocarburos y su persistente volatilidad puso de relieve su escasez, los riesgos de desabastecimiento y las interrupciones en su suministro.

Según Dietmar Dirmoser, en su estudio [i] sobre la seguridad energética, “se ha desatado una carrera para obtener posibilidades de acceso a los hidrocarburos que podría degenerar fácilmente en una nueva Guerra Fría por la energía o bien en guerras calientes por los recursos energéticos”… por lo tanto, “ningún país consumidor de energía puede arreglárselas en un futuro próximo sin una estrategia de seguridad energética en su política exterior”.

Dado esto, la seguridad energética está siendo atravesada por nuevos desafíos, que implican distintas medidas: articular diferentes mix en las matrices energéticas de los países, aumentar la eficiencia energética, crear alianzas de suministro, pero sobre todo, reemplazar los combustibles fósiles por otros emergentes energéticos, donde el hidrógeno empieza a posicionarse.

Lo cierto es, que hasta tanto este nuevo vector energético se estabilice en oferta, demanda y cuestiones vinculadas a la certificación, seguridad y sus aplicaciones, entre otras, hay un largo camino que transitar.

La seguridad y la gobernanza energética

La seguridad energética reside en contar con la energía suficiente a precios asequibles, lo que implica también, administrar situaciones de desabastecimiento de la forma más eficiente y económica.

Los países, en miras de lograr esta seguridad, suelen desarrollar políticas de nacionalización de sus recursos energéticos, que en muchos casos se implementan en detrimento de otros países o en abierta competencia con ellos. Los enfoques de cooperación internacional o regional en este sentido son aislados y en la mayoría de los casos están orientados en la infraestructura energética.

Algunos ejemplos de esta cooperación puede verse en las interconexión eléctrica entre EEUU y Canadá, o la infraestructura de redes de oil & gas. Un caso testigo es el Nord Stream I y II en manos de un consorcio Ruso-Alemán.

Más para estas pampas, tenemos los sistemas de gasoductos de interconexión entre Chile y Argentina y Bolivia, y en temas eléctricos, con las redes de interconexión con Argentina y Brasil. También podríamos comentar los esfuerzos bilaterales entre Argentina y Paraguay para la construcción de Yacyretá aprovechando el enorme caudal del Río Paraná.

Pero estos ejemplos, y más en los últimos tiempos, nos siguen demostrando que la seguridad energética sigue siendo jaqueada por los conflictos bélicos o diplomáticos que muchas veces, dejan al descubierto la vulnerabilidad de la cooperación.

La historia ha sido testigo de innumerables guerras que pusieron en peligro no solo el abastecimiento sino también el equilibrio de los precios en el mercado de los hidrocarburos.

El ejemplo más reciente es el conflicto entre Ucrania y Rusia que puso de cabeza a Europa por su alta dependencia del gas ruso, dado que el 80 % del gas ruso llega a Europa por Ucrania. Esto la obligó a  buscar otros proveedores, con precios más altos, poniendo en riesgo la competitividad de sus productos en el mercado global.

La lección parece que dio algunos frutos, ya que ahora Europa, mediante su “Global Gateway”, busca movilizar 300.000 millones de Euros para el 2027, con el objetivo de financiar el desarrollo de la infraestructura global y las transiciones verdes y digital, forjando nuevas alianzas sin crear dependencias.

Se avizora una nueva geopolítica de la energía

No existe una base jurídica para establecer una política energética global que pueda garantizar un juego justo y cooperativo entre los países.

La puja por los recursos energéticos trae de la mano el concepto de “soberanía” que los Estados, dueños de los mismos, hacen valer a cambio de lo que el gobierno de turno considera importante intercambiar.

En palabras de Dietmar Dirmoser, muchos países apuestan a “ejercer influencia” económica, política, diplomática e incluso militar directa sobre las regiones ricas en recursos, o sea, poner en marcha  planes geopolíticos y cálculos geoestratégicos.

Estamos en una transición energética donde el cenit del petróleo y el cambio climático nos empujan a revisar la sustentabilidad de las matrices energéticas y su sostenibilidad en el tiempo. Esto nos ha llevado a dinamizar la innovación, la investigación y la tecnología para encontrar soluciones limpias y económicas para los tiempos por venir.

Los shales (oil&gas) parecen ser parte de la respuesta, pero su discutido impacto ambiental también los pone en la mira. Cambiar las matrices energéticas y productivas basadas en la economía del  petróleo es el problema, ya que no todo puede hacerse con energía eléctrica basada en fuentes renovables. Hay sectores difíciles de descarbonizar.

Ahora estamos con un ojo puesto en el hidrógeno, un nuevo vector energético con múltiples aplicaciones, que surge como una promesa a todos estos dilemas. Pero de la mano de él, vienen las nuevas agendas para la geopolítica que ya se están escribiendo tanto en los países que se perfilan como importadores como exportadores.

La nueva carrera parece ir por: la innovación, regiones donde los recursos renovables sean abundantes en términos de factores de capacidad, grandes extensiones de tierra disponible donde enclavar proyectos para producir GW con disponibilidad de transporte y puertos para exportación, capacidades técnicas y de producción local, y algo que no puede quedar fuera de esta ecuación, los minerales críticos. Ahora, esta nueva categoría de commodities, también define la agenda de tratados internacionales e inversiones en todo el mundo.

Pero volvamos a la pregunta original. ¿Es el hidrógeno una ventana de oportunidad para la Argentina? 

Si nos remitimos a las ventajas competitivas que el país tiene: recursos energéticos, extensiones de territorio para implantar proyectos sin competir con otros usos, importantes reservas de litio y otros minerales para la transición energética, capacidades técnicas e industriales, infraestructura de puertos, etc…  la primera respuesta sería Sí.

Sin embargo, para hacer posible que todas estas ventajas puedan concretarse en proyectos que posicionen a la Argentina en un verdadero jugador en la economía del hidrógeno, es necesario tener una visión geoestratégica asociada a una política energética, lo cual implica un planeamiento comprensivo de todas variables asociadas a la cadena de valor del hidrógeno, asignando los medios necesarios para alcanzar las metas nacionales fijadas en la reciente Estrategia Nacional de la Economía del Hidrógeno, y articular el andamiaje jurídico y regulatorio para llevar adelante dichas metas.

Pero la cuestión fundamental que ya todos sabemos, es mejorar la macro del país dando certeza y seguridad jurídica a las potenciales inversiones de capital intensivo que pretendan desarrollar proyectos. Esto sin duda es la llave para que lo que se ha escrito, no quede solo en los papeles.

La respuesta queda abierta y los hechos hablarán por sí mismos.

[i] Dirmoser, Ditmar. Seguridad Energética: las nuevas escaseces, el resurgimiento del nacionalismo de recursos y las perspectivas de los enfoques multilaterales. Berlín: Fundación Friedrich Ebert Stiftung, 2007.

Sobre el autor: Cecilia Giralt, es Abogada y Consultora Internacional en Políticas Públicas y Regulación en Energías Renovables e Hidrógeno. En el 2022 participó en el “Estudio de normas y regulaciones técnicas necesarias para el desarrollo del hidrógeno en Argentina”, como insumo para formular la Estrategia Nacional de la Economía del Hidrógeno, financiada por el Banco Interamericano de Desarrollo. 

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Respecto al anteproyecto del RAP (Informe de Análisis de Disrupciones) publicado por el ONS (Operador Nacional del Sistema Eléctrico) este último miércoles (27), ABEEólica – Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías, afirma que el documento aclara que no hay vínculo entre las generaciones eólica y solar con el apagón ocurrido el 15 de agosto de este año y destaca la necesidad de evaluar cuidadosamente todos los puntos del documento, en sus más de 500 páginas, para una perfecta comprensión del resultado presentado.

“El informe señala como causa fundamental el funcionamiento de los equipos de control de tensión en el ámbito de varios parques eólicos y fotovoltaicos, en el perímetro de la Línea de Transmisión Quixadá-Fortaleza II, en Ceará. Estos dispositivos de la planta debían compensar automáticamente la caída de tensión resultante de la apertura de la línea de transmisión, pero el rendimiento en el momento del suceso estaba por debajo de lo previsto en los modelos matemáticos proporcionados por los agentes y probados en simulaciones por el ONS. El documento también cita como causa un desajuste en el procesamiento de datos, hecho que podría ocurrir con cualquier fuente generadora en ese momento.

“Se suponía que estos dispositivos de la planta compensarían automáticamente la caída de voltaje resultante de la apertura de la línea de transmisión, pero el rendimiento en el momento del suceso estaba por debajo de lo previsto en los modelos matemáticos proporcionados por los agentes y probados en simulaciones por el ONS”, afirma el Operador.

Es decir, hubo un retraso en el procesamiento de los datos recibidos por la estructura automatizada que recibe la información y procesa el comando como, por ejemplo, apagar una línea de generación.

Por ello, es necesario mirar todos los puntos del informe y esperar los detalles, previstos para el día 17, para que se anuncien las medidas oportunas a tomar por parte del Operador, con el foco puesto en mejorar el funcionamiento del sistema y mejorar la interfaz con los agentes generadores”, destaca Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de ABEEólica.

Según el presidente, el documento del ONS deja claro que no existe relación entre las fuentes renovables y el apagón. “Está demostrado que las especulaciones sobre la causa del aumento de la generación de energía eólica y solar fueron precipitadas”, destacó el presidente. Lo que hay que hacer ahora es evaluar cuál sería el mejor modelo de comunicación entre el ONS y los generadores de energía, cualesquiera que sean.

“Necesitamos dejar de especular y, al hacerlo, menospreciar lo que estamos viendo en Brasil: un papel de liderazgo en relación con el mundo en el avance de una transición energética justa. Es hora de actuar para mitigar los fallos, pero también de esperar a que los informes técnicos señalen los motivos e indiquen áreas de mejora. Un sistema grande, robusto y complejo puede fallar. Y contamos con mecanismos de protección para que esas interrupciones sean prontamente restablecidas. Lo que necesitamos ahora es fortalecer aún más nuestro ya eficiente sistema, invirtiendo en tecnología y modelos de pronóstico de generación, además de las diversas herramientas que tenemos hoy y que rápidamente fueron operadas en este evento, así como explorar más nuestra robusta cadena de valor, formada por fabricantes de alta calidad que operan en generación, distribución y transmisión, lo que garantiza un diálogo local consistente sobre los ajustes necesarios. Sí, quizás la transmisión necesita refuerzo, estamos creciendo en generación cada año y necesitamos más oferta de transmisión como lo que ya hemos visto este año”, destacó Elbia.

ABEEólica también advierte de la urgente necesidad de retomar en su totalidad la producción de energía eólica en Brasil. “Estamos en la Cosecha Eólica, generamos más que el promedio de energía eólica y podemos alcanzar valores superiores a los 20 GW en octubre. Estos son datos para celebrar, no para preocuparnos. Es hora de unir fuerzas, buscar salidas, controlar la impulsividad que irresponsablemente puede cuestionar el papel protagónico de Brasil en la generación de energía limpia, renovable y competitiva”, advierte.

La Asociación esperará el informe completo y, luego de un análisis detallado del documento, pretende contribuir con el ONS y la ANEEL a la revisión de metodologías y procesos que mejoren el sistema de generación y transmisión de energía a partir de fuentes renovables en el país.

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Future Energy Summit, empresa líder en la producción y desarrollo de eventos sobre energías renovables, anuncia la participación del Ministro de Energía, Diego Pardow, en el Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit.

El evento, que se celebrará los días 28 y 29 de noviembre en el prestigioso Hotel Intercontinental de Santiago, reunirá a destacadas personalidades del ámbito de las energías renovables vinculadas al Cono Sur.

La cumbre se ha consolidado como un espacio fundamental para líderes, expertos y profesionales de las energías renovables, quienes se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a la industria.

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Con más de 400 ejecutivos de toda la región y 70 panelistas destacados, el evento promete ser un punto de encuentro clave para la industria de las renovables en América Latina.

El evento contará con amplios espacios para la realización de networking y habrán meeting points donde los auspiciantes mostrarán sus últimas novedades en serifios y tecnología para el sector.

Además del Ministro de Energía de Chile, la cumbre contará con la presencia de un elenco de speakers de renombre, líderes visionarios y expertos que han contribuido significativamente al panorama de las energías renovables en la región.

Entre los destacados participantes se encuentran Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE, reconocido líder en el ámbito de las energías renovables, y Víctor Sobarzo, Senior Manager Business Development de Ja Solar.

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El evento también ofrecerá valiosas perspectivas sobre la evolución de la energía solar en la región, de la mano de Sergio Rodríguez, Service Manager Latinoamérica de Solis, y Lucas Ponce, Product and Solution Manager de LONGi Latam.

Además, se explorarán visiones estratégicas sobre cómo las compañías internacionales están impulsando el crecimiento de las energías renovables en la región con la participación de José Luis Blesa González, Director de Latin America de Seraphim, y Vandy Ferraz, Latin America Product Manager de Risen.

Marco Ricci, Latam Sales Manager de Solis, abordará cómo promover la adopción de tecnologías renovables en el mercado y presentará productos innovadores.

También se ofrecerá una visión sobre el comportamiento del mercado y las novedades en tecnologías de la mano de Victoria Sandoval, Sales Manager de JA Solar.

Un elemento crucial de la discusión será la presencia y el rol de Chile en el panorama energético regional. Chile ha destacado como líder en inversión en energías renovables en América Latina.

Con 73 proyectos de energías renovables no convencionales en proceso, representando más del 89% de los trámites de todas las centrales de generación en conexión, el país marca un hito en la transición hacia fuentes más limpias.

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Este año, la generación renovable superó a la térmica en más del 70% de los días, marcando un punto de inflexión en esta transición. Además, con audaces pasos hacia el almacenamiento de energía, como las recientes modificaciones regulatorias y la integración de sistemas de almacenamiento de energía, Chile está estableciendo las bases para un futuro energético sostenible.

Estos temas clave serán ejes fundamentales en el debate del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit. El evento se erige como una oportunidad única para adquirir información valiosa, entablar discusiones enriquecedoras y establecer conexiones estratégicas en el camino hacia un futuro energético más sostenible y resiliente en la región.

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Delwing Ajquejay, jefe de Mercado Internacional en CMI-Corporación Multi Inversiones, brindó una conferencia magistral denominada «Oportunidades en el Mercado Eléctrico Regional», en el marco del evento «Tendencias hacia un nuevo modelo energético«

Allí, planteó una pregunta crucial: ¿necesitamos más inversiones regionales para garantizar un flujo constante de energía? La respuesta fue sí, pero no sería lo único. 

“Hoy en día hablamos de una línea SIEPAC de un solo circuito, podríamos pensar en un segundo circuito y de hecho; el mercado regional lo ha pensado. Sin embargo antes de invertir, creo que hay mucho camino que recorrer en cuanto a mejorar en todas las áreas que de pronto no han permitido que el mercado eléctrico regional pueda ser más eficiente”, observó Delwing Ajquejay.

A partir de su análisis de la evolución de las compras y ventas de energía por país, se revelaron oportunidades interesantes y se planteó la cuestión de que no sólo más infraestructura haría falta sino que además una mayor diversificación de la matriz energética podría llevar a un mayor equilibrio en el mercado.

Según repasó Ajquejay el mercado eléctrico regional se basa en dos formas principales de comercio: el mercado de oportunidad y el mercado de contratos. En resumidas cuentas, el primero se basa en precios nodales que llevan implícito los costos marginales que tiene cada uno de los países y permite a los exportadores buscar precios más altos y a los importadores buscar la energía más económica posible, mientras que el segundo busca mitigar el riesgo de fluctuaciones de precios nodales a través de acuerdos con contrapartes en cada uno de los países miembros del MER. 

En este contexto, Guatemala no sólo podría seguir ampliando sus transacciones en el mercado regional -a menos de que en esta década hagan efectiva su retirada del mismo- sino que además continuaría aprovechando y potenciando la interconexión México-Guatemala, incrementando la cantidad y magnitud de transacciones, lo cual promoverá la diversificación de la matriz energética reduciendo la dependencia de combustibles caros. 

También se abriría una puerta muy grande en el caso de que se propicie la interconexión Panamá-Colombia; la cual -si bien, hoy parece un sueño- podría proporcionar tal estabilidad entre Centroamérica y Sudamérica que justificaría los altos niveles de inversión requeridos.

“Pensar en una infraestructura que vaya creciendo brindaría una mayor estabilidad a todos nuestros sistemas (…) además de una armonización de los marcos regulatorios de cada uno de los países que permitan tener operaciones entre cada uno de los agentes”, subrayó. 

Por ello, en términos de futuro, Ajquejay destacó la importancia  de la inversión en redes y la compatibilidad de la regulación eléctrica en la región, de modo que propicien la liberalización de los mercados y la ampliación de las interconexiones como pasos cruciales hacia un mercado eléctrico regional más eficiente y sostenible. 

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La Dirección General Técnico Administrativa y Legal dependiente del Ministerio de Hacienda y Finanzas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) dejó sin efecto la Licitación Pública Nº 7170-0891-LPU23. 

La misma tenía el objetivo de contratar el servicio de abastecimiento de energía eléctrica de fuentes renovables de energía, con destino a edificios públicos calificados como Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (GUME), entre los que se destacaban el Teatro Colón, el Centro Cívico, la Secretaría de Seguridad y Justicia y el Teatro Municipal General San Martín, entre otros.  

La cancelación de ese proceso licitatorio para renovables se debe principalmente por las reiteradas postergaciones de apertura de ofertas y la proximidad del cambio de gestión en el ámbito del gobierno de CABA. 

Es preciso mencionar que la fecha inicial para presentar las ofertas era el miércoles 12 de agosto, pero la Dirección General Técnico Administrativa y Legal aplazó tres veces la convocatoria con motivo de lograr un mayor número de interesados y lograr más competitividad en las propuestas, a tal punto que la apertura de ofertas se estiró hasta el viernes 29 de septiembre, día en que salió el dictamen con la suspensión. 

Mientras que el segundo fundamento de de la cancelación de la licitación apunta a que la decisión de la continuidad de un llamado como este se resuelva en el seno de los funcionarios de la gestión entrante, considerándose asimismo que se encuentran involucrados fondos con cargo a ejercicios futuros”. 

Cabe recordar que el presupuesto de la licitación era de USD 2.056.000 (cerca de $ 531.547.680) y la energía anual total a contratar era de aproximadamente 12.850 MWh (poco más de la mitad de la energía consumida en el 2022) por un plazo de 24 meses. 

Y para lograr ese abastecimiento, cualquier tecnología renovable podía participar, tal como la eólica, solar térmica, solar fotovoltaica, geotérmica, mareomotriz, undimotriz, de las corrientes marinas, hidráulica, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración, biogás e, incluso, biocombustibles. 

Cambio de gestión

Horacio Rodríguez Larreta dejará de ser el jefe de Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires luego de ocho años en el cargo (asumió el 10 de diciembre de 2015) y ya hay cuatro candidatos que esperan ocupar ese lugar: Jorge Macri (Juntos por el Cambio), Leandro Santoro (Unión por la Patria), Ramiro Marra (La Libertad Avanza) y Vanina Biasi (Frente de Izquierda)

Y si bien un nuevo saldrá de los resultados electorales del próximo 22 de octubre (o 19 de noviembre en caso de balotaje), CABA ya cuenta con algunos objetivos ambientales a futuro, conforme han mencionado en reiteradas ocasiones durante la actual administración. 

El primero de ellos es reducir las emisiones de carbono a la mitad en 2030 y ser una Ciudad carbono neutral en 2050, por lo que se prevé incentivar el reciclado, la movilidad sustentable y el cuidado de la energía. E incluso, la Ciudad ya firmó un convenio con CADER para recibir asesoramiento en su proceso de adquisición de energías renovables, como parte del plan de descarbonización que viene implementando desde el año 2017.

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Las comisiones unidas de Minería y Energía, y de Desafíos del Futuro, Ciencia, Tecnología e Innovación del Senado nacional de Chile organizaron un seminario sobre la reforma integral a la distribución eléctrica, considerando el proceso de transición energética que atraviesa el país y que el mencionado segmento cuenta con prácticamente la misma regulación desde hace cuatro décadas. 

Durante el evento, el foco estuvo puesto en la licitación e implementación de sistemas de almacenamiento, la reasignación de ingresos tarifarios, la necesidad de eliminar precio estabilizado de medios de generación de pequeña escala y los beneficios económicos de acelerar la reforma. 

“Vemos que se necesitan algunos incentivos para mejorar la calidad de servicio, inversiones para fortalecer las redes y las mismas están íntimamente relacionadas con cómo descarbonización la red eléctrica y la matriz energética de Chile”, señaló Jaime Toledo, presidente de la Asociación Chile de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA). 

“La única forma de electrificar los consumos y cambiar la matriz energética es fortaleciendo las redes de transporte y distribución para que haya mayor inserción de renovables a pequeña, media y gran escala, como también a nivel domiciliario. Y para ello, necesitamos urgentemente que esta ley avance lo más rápido posible”, agregó, 

Con ello el especialista no sólo apuntó a la importancia de fortalecer las redes por la urgencia climática y para lograr mayor penetración de renovables en distintos puntos de la red, ya sea en utility scale o de Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD), sino también de 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, lo que para el presidente de ACERA representó un “despropósito” cuando se tiene el “desierto con mejor radiación del mundo y la zona sur con los mejores lugares para generar energía eólica”.

“En la medida que no tengamos una red de distribución moderna, con una regulación del siglo XXI y enfocada en mayor inserción de energías renovables que permitan que los clientes sean consumidores en algunos momentos del día y productores en otros”, insistió Toledo.

“De igual manera, perderemos competitividad, tendremos mayores costos de la energía y seguiremos comprando volúmenes enormes de combustibles fósiles. Y en consecuencia no nos desarrollaremos de acuerdo a los recursos naturales que disponemos”, añadió. 

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A través de un comunicado, Sempra Infraestructura, reconocida compañía que construye, opera e invierte en proyectos de energías limpias e infraestructura energética, anunció que Tania Ortiz Mena fue designada como presidenta de la compañía.

En este importante cargo, la experta liderará las líneas de negocio de la empresa: energías limpias; infraestructura energética; gas natural licuado y cero emisiones netas. 

Con una trayectoria profesional de más de 23 años en la familia de empresas de Sempra, ocupó distintas posiciones incluyendo directora general de IEnova, directora ejecutiva de Desarrollo, vicepresidenta de Desarrollo y Asuntos Externo y presidenta de energías limpias e infraestructura energética. 

Actualmente, Ortiz Mena es también consejera independiente en el Consejo de Administración de la Bolsa Mexicana de Valores y encabeza su Comité de Prácticas Societarias. 

Participa de forma activa en el CEO Dialogue México – Estados Unidos así como en el Diálogo Interamericano, y se desempeña en el consejo de diferentes organizaciones incluyendo la American Chamber of Commerce México (AMCHAM,) la Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN) y el Consejo Mexicano de Asuntos Internacionales (COMEXI).

En efecto, la flamante presidenta ya presentó las recomendaciones del grupo de trabajo de Energía y Cambio Climático del CEO Dialogue 2023 México-Estados Unidos, organizado por el Consejo Coordinador Empresarial MX Oficial y la U.S. Chamber of Commerce y con la participación del subsecretario de Hidrocarburos, Miguel Ángel Maciel, de la Secretaría de Energía.

Gran repercusión por la designación

Tras su nombramiento, autoridades de distintas instituciones la saludaron a la experta por su flamante cargo.

En primer lugar, Justin Bird, CEO de Sempra Infraestructura, destacó: “La amplia experiencia y liderazgo ejemplar de Tania seguirán impulsando nuestra estrategia de crecimiento y compromiso para facilitar una transición energética responsable, guiados por nuestra visión de contribuir con energía para un mundo mejor”.

“Estoy seguro de que la vasta experiencia de Tania seguirá posicionando a Sempra Infraestructura como un promotor de soluciones de energía innovadoras”, agregó.

Por su parte, H2 México publicó en su cuenta de Linkedin: “La Asociación Mexicana de Hidrógeno (H2 México) felicita a Tania Ortiz Mena por su nombramiento como Presidenta de Sempra Infraestructura. Sempra forma parte de la Asociación y estamos seguros que tendrá mucho éxito en sus nuevas responsabilidades».

A su vez, Asolmex destacó en sus redes sociales: “Su experiencia y liderazgo en el sector, serán muy valiosos para el impulso de una Transición Energética responsable en México. ¡Enhorabuena Tania!”

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La Cámara de Comercio de la Unión Europea en China distinguió a Trina Solar con el título de Líder en Descarbonización por sus logros en la transición hacia una economía baja en carbono y la mitigación del cambio climático. La empresa recibió el galardón en la conferencia y ceremonia de los Premios a la Empresa Sostenible 2023, celebrada en Shanghái el 6 de septiembre.

El premio reconoce el excepcional rendimiento de la compañía en materia de descarbonización a nivel de operaciones empresariales y es un testimonio de su contribución a la consecución de los objetivos climáticos establecidos en el Acuerdo de París de 2015.

En consonancia con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU, los Premios de la Cámara Europea de Empresas Sostenibles evalúan a las empresas en función de su compromiso con iniciativas de desarrollo sostenible y su impacto empresarial a largo plazo.

El premio al Líder de la Descarbonización pretende crear un modelo que inspire a más empresas a reducir las emisiones de carbono, lograr un crecimiento ecológico y promover el desarrollo sostenible. Trina Solar ganó el premio en una dura competencia con otras 64 empresas.

Desde hace tiempo Trina Sola defiende los principios del desarrollo sostenible. Aprovechando sus ventajas en la evolución de productos, innovación tecnológica y capacidad de fabricación, la empresa ha sido una fuerza impulsora del desarrollo sostenible.

Según el Informe de Sostenibilidad 2022 de Trina Solar, las emisiones de gases de efecto invernadero por unidad de producción de células y módulos se redujeron un 51% y un 62%, respectivamente, en 2022 con respecto a la referencia de 2020.

El gigante asiático concede gran importancia al control de las emisiones de carbono en todos los aspectos del ciclo de vida de los módulos. Además, es el primer fabricante de módulos en completar la certificación LCA para módulos de 210 mm.

La gama completa de módulos Vertex de 210 mm ha obtenido el Certificado de Huella de Carbono de TÜV Rheinland. Los módulos Vertex lideran la industria y potencian el desarrollo ecológico global al ofrecer un rendimiento superior.

Todas las plantas mundiales de Trina Solar se han establecido de acuerdo con la norma ISO 14001 y han funcionado en consonancia con ella, y han realizado inventarios de GEI de acuerdo con la norma ISO 14064. Su planta de Yiwu, en la provincia de Zhejiang, obtuvo el Certificado de Fábrica de Carbono Cero (Tipo 1) para 2022, una primicia en el sector.

También ha establecido un parque industrial de emisión neta cero que integra la generación, transmisión, carga y almacenamiento de energía en la provincia de Qinghai.

En el primer semestre de 2023, Trina Solar había enviado más de 150 GW de módulos solares a más de 160 países y regiones. Los módulos enviados han ayudado al mundo a generar 202.500 millones de kWh de energía limpia, reduciendo las emisiones de CO2 en 202 millones de toneladas, lo que equivale a plantar 11.000 millones de árboles.

Trina Solar, adhiriéndose a la misión de «Energía solar para todos», se compromete a liderar el camino de las soluciones inteligentes de energía solar y a facilitar la transformación de nuevos sistemas de energía para un futuro neto cero.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, de las 23 empresas invertirán 781 millones de dólares en proyectos de transmisión eléctrica en Perú, Enel fue una de las compañías con mayor cantidad de desarrollos presentados con una inversión aproximada de USD 259 millones.

Estas cifras revelan el papel clave que juega la compañía para proyectos renovables en Perú por su experiencia, inversión, generación de empleo y contribución a la sostenibilidad ambiental.

Sus proyectos ayudan al país a avanzar hacia un futuro más sostenible y menos dependiente de los combustibles fósiles.

En conversaciones con Energía Estratégica, Marco Fragale, country manager de Enel Perú, señala la cartera de desarrollos renovables que vienen desarrollando en línea con su compromiso por diversificar la matriz energética del país.

¿Qué tecnologías renovables son las más demandas en la región y que proyectos tienen en su portafolio?

Latinoamérica se ha convertido en un punto focal para la expansión de las energías renovables debido a su amplio potencial de recursos naturales. Países como Chile, Brasil y México han liderado la adopción de energías limpias.

Como Enel Perú nos impulsa un firme compromiso por la promoción de energías renovables para fomentar la transición hacia un futuro más sostenible. Y aprovechando el rico recurso solar de la costa peruana y el potencial eólico en varias regiones del país, desde Enel Generación Perú venimos potenciando nuestra matriz solar con el proyecto Clemesí, ubicado en Moquegua, que cuenta con una capacidad instalada de más de 122.59 MW y, en conjunto con la central solar Rubí, será complejo solar más grande del país.

  A este se le suma el proyecto eólico Wayra Extensión, ubicado en Marcona, con una capacidad de aproximadamente 177 MW. Estos proyectos contribuyen significativamente al aumento de la capacidad de generación de energías renovables en el país. Además, con la puesta en marcha de ambos se evitan emitir cerca de 500 mil TN de CO2 a la atmósfera.

Desde Enel X, como línea de negocio del Grupo Enel, estamos promoviendo diferentes soluciones integrales que permiten a las industrias generar electricidad a partir de fuentes de energía renovables, garantizando la eficiencia operativa y la optimización de recursos. Estamos gestionando más de 1 MW en sistemas fotovoltaicos y durante este año más empresas se están sumando a implementar esta tecnología.

Por ejemplo, en junio pasado, en una alianza estratégica con SIDERPERU se puso en marcha la primera planta solar implementada en el complejo siderúrgico de la empresa, ubicado en Chimbote. Este sistema fotovoltaico está compuesto por 909 paneles solares en estructuras fijas instaladas sobre el suelo, con capacidad de producir 500 kWp y con el que se espera generar aproximadamente 855.000 kWh de energía al año, evitando la emisión de 170 toneladas de CO2 a la atmósfera.

Proyectos como estos reflejan el compromiso que estamos asumiendo para implementar soluciones energéticas sostenibles, confiables e innovadoras que aceleren el camino hacia la transición energética del país, al contar con energía limpia y renovable, que aporta a reducir la huella de carbono.

¿Qué tipo de tecnologías solares ofrecen tanto para el sector residencial como el comercial e industrial?

Desde el trabajo de Enel Generación Perú venimos implementando nuevas tecnologías para la generación de energía renovable no convencional. Este es el caso de los paneles solares instalados en el proyecto solar Clemesí. En este, se han implementado paneles bifaciales, los mismos que permitirán un mayor rendimiento en la captación de la energía solar por ambos lados, proporcionando optimización de las instalaciones y la generación de más energía. Serán los primeros en su tipo en ser utilizados en el país.

Desde Enel X, nuestro objetivo es transformar la energía en nuevas oportunidades que permitan empoderar a nuestros clientes en el camino de la descarbonización de las operaciones y, de esta manera, tener nuevas experiencias con la gestión de la energía distribuida para un uso inteligente y sostenible del recurso energético como la instalación de sistemas fotovoltaicos

En este caso, los sistemas fotovoltaicos están tomando cada vez más relevancia como un nuevo eje dinamizador de la economía que brinda nuevas opciones a la industria y el comercio, al apostar de forma permanente a la innovación y sostenibilidad. Hemos diseñado diferentes opciones para que las instituciones, entidades y empresas puedan implementar este tipo de tecnología y empiecen a producir su propia electricidad, con beneficios como ahorros económicos en el consumo de electricidad convencional, mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero y fortalecimiento de la sostenibilidad corporativa.

Nuestros sistemas fotovoltaicos los desarrollamos como una propuesta integral con diferentes soluciones “Llave en mano”, que abarcan desde el dimensionamiento y diseño del proyecto hasta la financiación y mantenimiento de este.  Se diseñan de dos maneras: On Grid, opción para devolver energía sobrante a la red eléctrica de la empresa proveedora de energía, en lugar de almacenarla en baterías, u Off Grid, sistema desconectado de la red eléctrica, totalmente autónomo, el cual se compone por paneles solares, regulador de carga, un inversor y baterías solares.

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Como ya había anticipado este medio, los proyectos renovables a gran escala se encuentran en stand by en México debido a las cancelaciones de las Subastas a Largo Plazo (SLP) por parte de la actual Administración.

Sin embargo, especialistas esperan que la situación cambie de cara a las elecciones por la gran demanda de energía que tiene el país.

Uno de ellos es Maximiliano López Moreno, abogado especializado en regulación y normalización del sector energético quien pronostica un escenario positivo para las energías limpias e identifica las metas que deberá cumplir el Gobierno para descarbonizar su economía, en conversaciones con Energía Estratégica 

¿Se esperan nuevos proyectos renovables para 2024?

Se han anunciado proyectos significativos en los últimos años y se espera que continúen desarrollándose. Además, es innegable que el país siempre ha tenido un gran potencial para la generación de energía solar y eólica debido a su ubicación geográfica.

Por su parte, la conciencia sobre la importancia de la energía limpia está creciendo en la sociedad mexicana, lo que podría impulsar la demanda y la inversión en proyectos de energías renovables en un futuro próximo, así como la promoción de generación distribuida en distintos puntos de la república.

¿Cuáles son los temas que más les están preocupando a sus clientes?

La lucha por el control del sector energético. La disputa se centra en la política energética de México, donde el presidente busca dar prioridad a la CFE y limitar la participación privada en el sector, argumentando que esto es en interés del país. En ese sentido, el logro de las metas de generación eléctrica con tecnología limpia en 2024 dependerá en gran medida de la consistencia y la claridad de las políticas públicas futuras.

La situación legal en torno al marco normativo que regula el sector energético en México aún no está completamente resuelta y continuará desarrollándose a medida que los juicios de amparo avancen y lleguen a instancias judiciales superiores, como la Suprema Corte de Justicia de la Nación.

La interpretación de la ley por parte de los jueces y la aplicación de las suspensiones concedidas serán elementos clave para que se generen condiciones de confianza en la participación de energías renovables.

En este contexto, ¿cuáles son los desafíos para este año?

 Impacto en la Transición Energética: la Secretaría de Energía (SENER) emitió un cambio regulatorio en 2019 que permite que centrales eléctricas de generación limpia que entraron en operación antes de la Reforma Energética puedan acreditar CELs. Esto ha resultado en una sobreoferta de CELs en el mercado, generando un despropósito en el mecanismo de otorgamiento. Lo que plantea como interrogante es sí México podrá alcanzar sus metas de generación limpia en el largo plazo y si la transición energética se verá afectada.
Nuevo Equilibrio de Mercado: la reducción de capacidad renovable afectará el equilibrio del mercado eléctrico. A medida que los precios de la electricidad aumenten debido a la reducción de capacidad renovable, podría haber un nuevo incentivo para invertir en generación limpia en el futuro.
Impacto en el Desarrollo de Proyectos de Energía Limpia: los cambios regulatorios para el despacho de centrales, así como en los procesos de interconexión de centrales limpias han generado incertidumbre en la industria eléctrica y puede afectar el desarrollo de proyectos de energía limpia a largo plazo.

México comienza a transitar de lleno a la campaña para las elecciones presidenciales de 2024 por lo que la estabilidad y la previsibilidad en el marco regulatorio del sector eléctrico son fundamentales para atraer inversiones en proyectos de energía renovable. La incertidumbre en las políticas gubernamentales y las preocupaciones sobre el respeto a las leyes pueden disuadir a los inversores y hacer que busquen oportunidades en otros lugares más predecibles.

Considerando los intentos de la actual administración en cambiar el paradigma del sector energético, nos lleva a pensar que en el próximo sexenio existirán pretensiones por impulsar una reforma constitucional en materia energética y/o en su caso a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE). La reforma constitucional buscaría:

    Limitar aún más la participación privada, estableciendo un porcentaje mínimo de generación para la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y ordenando la cancelación de contratos con empresas privadas sin mencionar causas específicas.
      Eliminar la autonomía de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (Comisión Reguladora de Energía), lo que podría tener un impacto en la supervisión y regulación del sector energético.
      Cambio en la estructura del sistema energético, regresando al modelo monopólico de la CFE.

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